COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS DA AMÉRICA
WASHINGTON, D.C. 20549
FORMULÁRIO 20-F
RELATÓRIO ANUAL DE ACORDO COM O ARTIGO 13 OU 15(d) DO SECURITIES
AND EXCHANGE ACT DE 1934
para o exercício fiscal encerrado em 31 de dezembro de 2012
Número de Registro da Comissão 1-32297
CPFL ENERGIA S.A.
(denominação exata do requerente ou companhia, conforme consta em seu estatuto social)
CPFL ENERGY INCORPORATED
República Federativa do Brasil
(Tradução para o inglês da razão social do requerente)
(Foro de constituição ou organização)
Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14° andar - Cj 142
CEP 04547-005 Vila Olímpia - São Paulo, São Paulo
República Federativa do Brasil
+55 11 3841-8507
(Endereço da sede executiva)
Gustavo Estrella
+55 19 3756 8704 - [email protected]
Rodovia Engenheiro Miguel Noel Nascentes Burnier, 1.755, km 2,5 Parque São Quirino– Campinas, São Paulo - 13088 140
República Federativa do Brasil
(Nome, telefone, e-mail e/ou nº de fax
e endereço da pessoa de contato na Companhia)
Valores mobiliários registrados ou a serem registrados de acordo com a art. 12(b) do Securities Exchange Act:
Denominação de cada classe:
Ações Ordinárias, sem valor nominal*
American Depositary Shares (comprovadas por
American Depositary Receipts), cada um
representativo de 2 ações ordinárias
Nome da bolsa em que estão registrados:
Bolsa de Valores de Nova Iorque
*Não para negociações, mas somente para fins de registro de American Depositary Shares, de acordo com as exigências da Securities
and Exchange Commission.
Títulos registrados ou a serem registrados nos termos da Seção 12(g) do Act: Nenhum
Títulos para os quais existe uma obrigação de divulgação nos termos da Seção 15( d) do Act: Nenhum
Em 31 de dezembro de 2012, havia 962.274.260 ações ordinárias, sem valor nominal, em circulação.
Assinalar se o requerente é emissor renomado (“well-known seasoned”), conforme a definição na Regra 405 do Securities Act:
Sim Não Se este relatório for um relatório anual ou de intermediário, assinale se o requerente não está obrigado a registrar relatórios nos
termos do Artigo 13 ou 15(d) do Securities Exchange Act de 1934:
Sim Não Assinalar se requerente (1) protocolou todos os relatórios que devem ser registrados de acordo com o Artigo 13 ou 15(d) do
Securities Exchange Act de 1934 durante os 12 meses anteriores (ou em período menor em que o solicitante de registro estivesse
obrigado a registrar tais relatórios), e (2) esteve sujeito a tais obrigações de registro nos últimos 90 dias:
Sim Não Assinalar se o requerente de registro protocolou eletronicamente e publicou em seu website corporativo, caso haja um, todos os
Arquivos de Dados Interativos cujo protocolo ou publicação seja obrigatória nos termos da Regra 405 do Regulation S- T (parágrafo
232.405 desse capitulo) durante os 12 meses anteriores (ou em período menor no qual foi exigido do solicitante de registro que
submetesse e arquivasse tais arquivos).
Sim Não N/A Assinalar se o requerente de registro é um emitente antecipado de grande porte, um emitente antecipado ou um emitente não
antecipado. Consulte as definições de emitente antecipado e grande emitente antecipado na Regra l2b-2 do Exchange Act. (Assinale
um):
Grande emitente antecipado: Emitente antecipado: Não emitente antecipado: Assinale que bases contábeis que o Requerente usou para preparar as demonstrações financeiras, incluindo a presente demonstração:
U.S. GAAP IFRS Outra Se a opção "Outra" foi assinalada na resposta à pergunta anterior, assinale qual item de demonstração financeira que o requerente
decidiu seguir:
Item 17 Item 18 Se este for um relatório anual, assinale se o requerente é uma sociedade de fachada (shell company) (segundo a definido na Regra
l2b-2 do Exchange Act).
Sim Não ii
ÍNDICE
DECLARAÇÕES DE PERSPECTIVAS FUTURAS .................................................................................................................. 1
DETERMINADOS TERMOS E CONVENÇÕES ...................................................................................................................... 1
APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS ....................................................................................................... 2
ITEM 1. IDENTIDADE DOS CONSELHEIROS, DIRETORES E CONSULTORES. ...........................................2
ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA PREVISTO .............................................................2
ITEM 3. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES .................................................................................................................2
Informações Financeiras e Operacionais Selecionadas ......................................................................................2
Taxas de Câmbio ..................................................................................................................................................4
Fatores de Risco...................................................................................................................................................6
Riscos Relacionados às Nossas Operações e ao Setor Elétrico Brasileiro ..........................................................6
Riscos Relacionados ao Brasil ...........................................................................................................................11
Riscos Relativos às ADSs e às Nossas Ações Ordinárias. .................................................................................13
ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A COMPANHIA............................................................................................14
Visão Geral ........................................................................................................................................................14
Nossa Estratégia ................................................................................................................................................18
Nossas Áreas de Concessão ...............................................................................................................................20
Distribuição .......................................................................................................................................................24
Compras de Energia Elétrica .............................................................................................................................23
Consumidores e Tarifas .....................................................................................................................................24
Geração de Energia Elétrica .............................................................................................................................26
Comercialização de Energia Elétrica e Serviços ...............................................................................................35
Concorrência .....................................................................................................................................................37
Nossas Concessões e Autorizações ....................................................................................................................37
Propriedades ......................................................................................................................................................41
Questões Ambientais ..........................................................................................................................................42
O Setor Elétrico Brasileiro ................................................................................................................................42
Principais Autoridades Reguladoras .................................................................................................................43
Concessões, Permissões e Autorizações ............................................................................................................44
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ...............................................................................................................46
Tarifas e Encargos de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão ..........................................................50
Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica ....................................................................................................51
Incentivos Governamentais ao Setor Elétrico ....................................................................................................52
Encargos Tarifários ...........................................................................................................................................52
Mecanismo de Realocação de Energia ..............................................................................................................54
ITEM 4A. COMENTÁRIOS SEM DECISÃO DAS EQUIPES ..............................................................................54
ITEM 5. ANÁLISE E PERSPECTIVAS OPERACIONAIS E FINANCEIRAS ....................................................54
ITEM 6. CONSELHEIROS, DIRETORES E EMPREGADOS ..............................................................................83
ITEM 7. PRINCIPAIS ACIONISTAS E OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS ................................90
ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS...........................................................................................................93
ITEM 9. OFERTA E LISTAGEM...........................................................................................................................95
ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS ............................................................................................................97
Contratos Relevantes .......................................................................................................................................104
ITEM 11. DIVULGAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE RISCO DE MERCADO ...........114
ITEM 12. DESCRIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS QUE NÃO AÇÕES ...................................................115
ITEM 13. INADIMPLEMENTOS, DIVIDENDOS EM ATRASO E MORA ......................................................115
ITEM 14. MODIFICAÇÕES RELEVANTES DOS DIREITOS DE DETENTORES DE VALORES MOBILIÁRIOS
E DESTINAÇÃO DE RECURSOS ......................................................................................................................115
ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS .................................................................................................116
Controles Internos de Informações Financeiras ..............................................................................................116
ITEM 16 ................................................................................................................................................................118
ITEM 16A. ESPECIALISTA FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA....................................................118
ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA .........................................................................................................................118
ITEM 16C. HONORÁRIOS E SERVIÇOS DOS PRINCIPAIS AUDITORES INDEPENDENTES ...................119
Honorários de Auditoria e Outros Honorários ...............................................................................................119
Políticas e Procedimentos de Pré-Aprovação do Comitê de Auditoria ...........................................................119
ITEM 16D. ISENÇÕES DOS PADRÕES DE LISTAGEM PARA COMITÊS DE AUDITORIA. ......................119
ITEM 16E. COMPRAS DE TÍTULOS PELO EMISSOR E PESSOAS LIGADAS. ............................................120
ITEM 16F. MUDANÇA DE AUDITOR INDEPENDENTE. ...............................................................................120
ITEM 16G. GOVERNANÇA CORPORATIVA ..................................................................................................120
iii
ITEM 16H. DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES DE SEGURANÇA RELATIVAS A ATIVIDADES DE
MINERAÇÃO ......................................................................................................................................................120
ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ................................................................................................122
ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ................................................................................................122
ITEM 19. APÊNDICES ........................................................................................................................................122
GLOSSÁRIO DE TERMOS .................................................................................................................................122
ASSINATURAS ...................................................................................................................................................126
iv
DECLARAÇÕES DE PERSPECTIVAS FUTURAS
Este relatório anual contém informações que constituem declarações de perspectivas futuras, na acepção
atribuída tanto pela Lei de Reforma de Litígio de Valores Privados dos Estados Unidos da América (U.S. Private
Securities Litigation Reform Act), de 1995. Muitas das declarações de perspectivas futuras constantes neste relatório
anual podem ser identificadas pelo uso de palavras cujo significado envolve expectativa futura, tais como "acreditar",
"poder", "visar", "estimar", "continuar", "prever", "querer", "pretender", "esperar" e "potencial", entre outras. As
declarações de perspectivas futuras incluem informações relativas aos possíveis ou supostos resultados futuros de
operações, estratégias de negócios, planos financeiros, posição competitiva, ambiente do setor, oportunidades
potenciais de crescimento, efeitos de Regulação e concorrência futuras. Essas declarações constam em diversas partes
deste relatório anual, principalmente nos títulos "Item 3. Principais Informações - Fatores de Risco", "Item 4.
Informações sobre a Companhia" e "Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras". Baseamos nossas
declarações de perspectivas futuras em convicções, expectativas e projeções atuais sobre eventos futuros e tendências
financeiras que afetam nossos negócios. Muitos fatores pertinentes, além daqueles discutidos em outras seções deste
relatório, poderiam provocar divergências substanciais entre nossos resultados reais e aqueles previstos em nossas
declarações de perspectivas futuras, inclusive:
•
condições gerais de ordem econômica, política, demográfica e comercial no Brasil e, em particular, nos
mercados que atendemos;
•
alterações nas leis e regulamentações aplicáveis, bem como a sanção de novas leis e regulamentações,
incluindo aquelas relativas ao meio ambiente, tributos e assuntos trabalhistas;
•
interrupções no fornecimento de energia elétrica;
•
mudanças nas tarifas de energia elétrica;
•
nossa impossibilidade de gerar energia elétrica em razão de escassez de água, interrupções em sistemas de
transmissão, problemas operacionais ou técnicos e danos físicos a nossas instalações;
•
possível turbulência ou interrupção de nossos serviços;
•
inflação e variações na taxa de câmbio;
•
a rescisão antecipada das concessões de operação de nossas instalações;
•
aumento da concorrência no setor elétrico nos mercados nos quais operamos;
•
nossa incapacidade de implementar nosso plano de investimento, inclusive nossa incapacidade de obtenção de
financiamento quando necessário e em prazos razoáveis;
•
mudanças na demanda dos consumidores;
•
regulações atuais e futuras relativas ao setor elétrico; e
•
os fatores de risco discutidos no "Item 3. Principais Informações - Fatores de Risco", a partir da página 6.
As declarações de perspectivas futuras têm aplicabilidade somente na data em que foram prestadas, e não
assumimos nenhuma obrigação de atualizá-las, nem tampouco de revisá-las após a distribuição deste relatório anual em
razão de novas informações, eventos futuros ou outros fatores. Em vista de tais limitações, não se deve depositar
confiança indevida nas declarações de perspectivas futuras constantes no presente relatório anual.
DETERMINADOS TERMOS E CONVENÇÕES
Um glossário de termos do setor de energia elétrica está incluído neste relatório anual, com início na página 122.
1
APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS
Mantemos nossos livros e registros em Reais. Preparamos nossas demonstrações financeiras consolidadas
incluídas neste relatório anual de acordo com as Normas Internacionais de Relatórios Financeiros (“IFRS”), como
emitidas pelo Conselho de Normas Contábeis Internacionais (“IASB”).
ITEM 1. IDENTIDADE DOS CONSELHEIROS, DIRETORES E CONSULTORES.
Não aplicável.
ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA PREVISTO
Não aplicável.
ITEM 3. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES
Informações Financeiras e Operacionais Selecionadas
As tabelas abaixo contêm um resumo dos dados financeiros para os exercícios findos em 31 de dezembro de
2012, 2011, 2010 e 2009. O resumo dos dados financeiros em 31 de dezembro de 2012 e 2011 e para os três anos no
período findo em 31 de dezembro de 2012 foi extraído das nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas,
incluídas em outra parte deste relatório anual, preparadas de acordo com o IFRS, conforme determinado pelo IASB.
Esses dados financeiros selecionados devem ser lidos em conjunto com nossas demonstrações financeiras consolidadas
e notas relacionadas incluídas neste relatório anual. Nossos dados financeiros de 31 de dezembro de 2010 e 2009 e para
o ano findo em 31 de dezembro de 2009 provêm de nossas demonstrações financeiras auditadas não incluídas neste
relatório anual.
As seguintes tabelas apresentam nossos dados financeiros selecionados para cada um dos períodos indicados.
2
DEMONSTRAÇÕES DOS DADOS DAS OPERAÇÕES
2012
US$
Receita operacional líquida
Custo do serviço de energia elétrica
Custo com energia elétrica
Custo de operação
Custo do serviço prestado a terceiros
Lucro operacional bruto
Despesas operacionais:
Despesas com vendas
Despesas gerais e administrativas
Outras despesas operacionais
Resultado do serviço
Resultado financeiro:
Receitas
Despesas
Resultado Financeiro Líquido (Despesas)
Lucro antes dos tributos
Contribuição social
Imposto de renda
Total de impostos
Lucro líquido
Lucro líquido atribuído aos acionistas controladores
Lucro líquido atribuído aos acionistas não
controladores
Ganhos por ação atribuíveis ao acionista controlador(1)
Básico
Diluído
Lucro líquido por ADS
Dividendos (2)
Média ponderada de ações ordinárias (em milhões)
Dividendos por ação (1)(2)
Dividendos por ADS (2)
Para o exercício encerrado em 31 de dezembro,
2012
2011(5)
2010(5)
2009(6)
R$
R$
R$
R$
(em milhões, exceto informações por ação e por ADS)
7.367
15.055
12.764
12.024
11.358
3.781
793
663
2.130
7.726
1.620
1.356
4.353
6.221
1.158
1.139
4.246
6.222
1.068
1.051
3.683
6.015
1.054
621
3.668
229
358
186
1.356
468
733
381
2.771
364
615
216
3.051
301
443
200
2.739
255
403
227
2.783
352
(728)
(376)
980
(97)
(268)
(365)
615
600
720
(1.488)
(768)
2.003
(199)
(548)
(747)
1.257
1.226
761
(1.387)
(625)
2.425
(216)
(585)
(801)
1.624
1.572
566
(837)
(271)
2.468
(229)
(625)
(853)
1.615
1.572
351
(672)
(321)
2.461
(207)
(573)
(780)
1.681
1.650
15
31
52
22
31
0,62
0,62
1,28
536
962
0,56
1,12
1,27
1,26
2,61
1.096
962
1,14
2,28
1,63
1,63
3,26
1.506
962
1,57
3,13
1,66
1,66
3,32
1.260
962
1,31
2,62
1,72
1,72
3,44
1.227
960
1,28
2,56
DADOS DE BALANÇO PATRIMONIAL
Exercício encerrado em 31 de dezembro de
2012
2011(5)
2010(5)
2009
R$
R$
R$
R$
(em milhões, exceto informações por ação e por ADS)
2012
US$
Ativos Circulantes:
Disponibilidades
Consumidores, Concessionárias e
Permissionárias
Outros Ativos Circulantes
Total do ativo circulante
1.213
2.478
2.700
1.563
1.487
1.110
432
2.755
2.269
884
5.630
1.874
789
5.363
1.816
519
3.898
1.753
409
3.649
Ativos não Circulantes:
Contas a receber
Ativo financeiro de concessão
Imobilizado
Ativos Intangíveis
Outros ativos não circulantes
Total do Ativo não circulante
Total do Ativo
79
1.146
4.704
4.666
1.856
12.452
15.207
162
2.343
9.612
9.535
3.793
25.445
31.076
182
1.377
8.292
8.927
3.272
22.050
27.413
196
935
5.786
6.585
2.657
16.159
20.057
225
674
5.213
6.063
2.666
14.841
18.490
Passivo Circulante:
Dívidas de curto prazo (3)
Outros passivos circulantes
Total dos passivos circulantes
1.044
1.498
2.541
2.133
3.060
5.193
1.653
2.846
4.499
2.251
2.177
4.428
1.364
2.059
3.423
Passivo não Circulante:
Dívidas de longo prazo (3)
7.337
14.993
11.955
7.167
6.548
3
Outros passivos não circulantes
Total do passivo não circulante
Participação de acionistas não controladores
Patrimônio Líquido atribuído aos acionistas
controladores
Total do passivo e do patrimônio líquido
1.215
8.552
739
2.482
17.475
1.510
2.406
14.361
1.485
1.712
8.879
256
1.983
8.531
267
3.375
15.207
6.897
31.076
7.067
27.413
6.494
20.057
6.269
18.490
DADOS OPERACIONAIS
Exercício encerrado em 31 de dezembro de
2012
Energia vendida (em GWh):
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Administração pública
Iluminação pública
Serviço público
Consumo próprio
Total da energia vendida a Consumidores Finais
Energia vendida a distribuidores (em GWh)
Total de consumidores (em milhares) (4 )
Capacidade instalada (em MW)
Energia Assegurada (em GWh)(7)
Energia gerada (em GWh)
2011
14.567
14.536
8.714
2.093
1.220
1.525
1.864
33
44.552
15.214
7.176
2.961
12.742
10.570
2010
13.626
14.718
8.140
1.991
1.154
1.495
1.823
33
42.979
14.089
6.952
2.644
11.678
9.638
2009
12.983
15.413
7.695
2.100
1.112
1.444
1.742
33
42.522
12.737
6.748
2.309
7.786
9.142
2008
12.346
14.970
7.297
2.256
1.074
1.408
1.664
33
41.048
12.925
6.567
1.737
7.485
5.984
11.649
16.066
6.938
2.449
1.027
1.355
1.634
32
41.150
9.551
6.425
1.704
7.134
6.659
_____________________________
(1) Lucro líquido por ação e Dividendos por ação são baseados no número de ações resultantes de agrupamento e desdobramento de nossas ações
ordinárias como se tivessem ocorrido em 1° de janeiro de 2009.
(2) “Dividendos” representam o valor total de dividendos com base no lucro liquido de cada exercício apresentado, sujeitos a aprovação dos
acionistas na Assembleia Geral Ordinária a ser realizada no ano seguinte.
(3) O endividamento de Curto prazo e o endividamento de Longo prazo incluem empréstimos e financiamentos, derivativos e juros provisionados
sobre empréstimos, financiamentos e derivativos .
(4) Representa consumidores ativos (o que significa consumidores ligados à rede de distribuição), em vez de consumidores faturados no fim do
período.
(5) Inclui os efeitos descritos na nota explicativa 2.9 às nossas demonstrações financeiras consolidadas.
(6) Nossas despesas financeiras líquidas, imposto de renda e lucro líquido reduziram em R$12 milhões, R$4 milhões e R$8 milhões
respectivamente, devido à razões descritas na nota 2.9 de nossas demonstrações financeiras consolidadas.
(7) Refere-se à energia assegurada disponível ao fim de cada exercício social, multiplicada pelo número de horas dos respectivos anos. Mais
informações sobre o início de operação de cada empreendimento, vide “Item 4. Informações sobre a Companhia”.
Taxas de Câmbio
O Banco Central permite que a taxa de câmbio Real/dólar norte-americano flutue livremente, com
intervenções ocasionais para controlar instabilidades nas taxas de câmbio. Não podemos prever se o Banco Central ou
o governo brasileiro continuarão a deixar que o Real flutue livremente ou intervirão no mercado de câmbio por meio
de um sistema de banda de moeda ou de outro modo. O Real pode se desvalorizar ou valorizar em relação ao dólar
norte-americano de forma substancial. Para maiores informações sobre esses riscos, vide "Item 3. Informações
Adicionais - Fatores de Risco - Riscos Relativos ao Brasil".
A tabela abaixo traz informações sobre a taxa de venda, expressa em Reais, por dólar norte-americano
(R$/US$) nos períodos indicados.
Média do período (1)
Mínima
(Reais por dólar norte-americano)
Fim do período
Exercício encerrado em:
31 de dezembro de 2008
31 de dezembro de 2009
31 de dezembro de 2010
31 de dezembro de 2011
31 de dezembro de 2012
2,337
1,741
1,666
1,876
2,044
1,833
1,990
1,759
1,671
1,958
Máxima
1,559
1,702
1,655
1,535
1,702
2,500
2,422
1,881
1,902
2,112
_________________
(1)
Os valores relativos ao final do ano representam a média das taxas de câmbio de final do mês de cada período.
Fim do mês
Média do período (1)
Mínima
(Reais por dólar norte-americano)
4
Máxima
Mês encerrado em
Setembro de 2012
Outubro de 2012
Novembro de 2012
Dezembro de 2012
Janeiro de 2013
Fevereiro de 2013
Março de 2013
Abril (até 12 de abril de 2013)
2,031
2,031
2,107
1,876
1,988
1,988
2,014
1,976
2,028
2,030
2,068
2,078
2,031
1,973
1,983
1,999
2,014
2,022
2,031
2,044
1,988
1,957
1,953
1,974
2,039
2,038
2,107
2,112
2,047
1,989
2,019
2,024
_________________
(1)
Os valores relativos aos meses de 2012 e 2013, assim como aqueles relativos às taxas de abril até e incluindo 12 de abril de 2013,
representam a média das taxas de câmbio de venda de fechamento do mercado de cada dia útil durante o período.
5
FATORES DE RISCO
Riscos Relacionados às Nossas Operações e ao Setor Elétrico Brasileiro
Estamos sujeitos a ampla regulação de nosso negócio, o que fundamentalmente afeta nossa performance financeira.
Nosso negócio está sujeito a extensa regulação de várias autoridades regulatórias brasileiras, particularmente a
Agência Nacional de Energia Elétrica ("ANEEL"). A ANEEL regula e supervisiona vários aspectos de nosso negócio e
estabelece nossas tarifas. Se formos obrigados pela ANEEL a fazer investimentos de capital adicionais e não
esperados, e não nos for permitido reajustar nossas tarifas de maneira correspondente, ou se a ANEEL modificar a
regulação relativa a tal reajuste, poderemos ser adversamente afetados.
Adicionalmente, tanto a implementação de nossa estratégia de crescimento, como nossos negócios normais
podem ser adversamente afetados por ações governamentais, tais como a modificação da atual legislação, o
cancelamento dos programas de concessão estaduais e federais, criação de critérios mais rígidos para qualificação em
leilões públicos de energia ou atraso na revisão e implementação de novas tarifas anuais.
Caso mudanças regulatórias nos exijam que conduzamos nossos negócios de maneira substancialmente
diferente de nossas operações atuais, como resultado de modificações regulatórias, nossas operações e resultados
financeiros podem ser adversamente afetados.
A estrutura regulatória sob a qual operamos está sujeita a contestação legal.
O governo brasileiro implementou mudanças fundamentais na regulação do setor elétrico conforme legislação
datada de 2004, conhecida como a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Contestações quanto à constitucionalidade
da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ainda estão pendentes perante o Supremo Tribunal Federal. Se toda ou parte
da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico fosse declarada inconstitucional, isso traria consequências e incertezas
quanto à validade da atual Regulação e quanto ao desenvolvimento da estrutura regulatória. O resultado do processo
legal é difícil de ser previsto, porém ele pode ter um impacto adverso em todo o setor energético, incluindo nossos
negócios e resultados de nossas operações.
Não podemos assegurar a renovação de nossas concessões.
Conduzimos nossas atividades de geração e distribuição nos termos de contratos de concessão firmados com o
Governo Federal Brasileiro ("Governo Federal"). O alcance da duração de nossas concessões é de 16 a 35 anos, com a
primeira data de expiração em 2015. Cinco de nossas subsidiárias, bem como três pequenas centrais hidrelétricas e seis
micro centrais hidrelétricas que geram energia exclusivamente para estas distribuidoras, possuem concessões que
expiram em julho de 2015 (originalmente) e podem ser renovadas por 20 anos adicionais mediante nossa solicitação,
mas a critério do Governo Federal. Em 2012, estas cinco subsidiárias de distribuição representaram 5,6% dessas
receitas operacionais líquidas das nossas distribuidoras e 5,6% da quantidade de energia vendida por essas subsidiárias.
A Constituição Federal da República Federativa do Brasil requer que todas as concessões relativas a serviços
públicos sejam outorgadas por licitação. Com base em leis e regulamentos específicos do setor elétrico, o Governo
Federal pode renovar as atuais concessões por períodos adicionais de até 30 anos sem licitação, desde que a
concessionária tenha atendido aos padrões mínimos de desempenho e que a proposta seja, por outro lado, aceitável
para o Governo Federal. O Governo Federal possui considerável discricionariedade, nos termos da Lei de Concessões e
dos contratos de concessão, com relação à renovação das concessões.
A Lei n. 12.783, de 11 de janeiro de 2013, definiu as condições para a renovação das concessões para geração,
transmissão e distribuição obtidas nos termos das condições especificadas nos artigos 17, 19 ou 22 da Lei n. 9.074, de 7
de julho de 1995. Essas concessões poderão ser prorrogadas, a critério do Governo Federal, uma única vez, pelo prazo
de até 30 anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a modicidade tarifária. A Lei
n. 12.783/13 prevê que prorrogações que ocorreriam em 2015, 2016 ou 2017 poderão ser antecipadas para 2012. Em 10
de outubro de 2012, entramos com pedido de prorrogação das concessões de nossas subsidiárias distribuidoras CPFL
Santa Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Mococa, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista. Essas concessões foram
outorgadas em 1996 por um período de 16 anos. Ainda está pendente resposta do Governo Federal. Não podemos
assegurar que a prorrogação será concedida, se será antecipada ou em que condições estará sujeita. Caso essas
concessões não sejam prorrogadas ou sejam prorrogadas sob condições desfavoráveis a nós, nossas receitas poderão ser
adversamente afetadas.
6
As tarifas que cobramos pelo fornecimento de energia elétrica a consumidores cativos são determinadas pela
ANEEL em conformidade com contratos de concessão celebrados com o governo brasileiro, podendo nossa receita
operacional ser adversamente afetada caso a ANEEL determine nossas tarifas de maneira que não nos seja
favorável.
A ANEEL dispõe de ampla discricionariedade para determinar as tarifas cobradas por nossas distribuidoras de
nossos consumidores. Nossas tarifas são determinadas de acordo com contratos de concessão celebrados com o
Governo Federal e em conformidade com os regulamentos e decisões da ANEEL.
Nossos contratos de concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo que admite três tipos de
reajustes tarifários: (i) o reajuste tarifário anual; (ii) a revisão tarifária periódica e (iii) a revisão tarifária extraordinária.
Temos o direito de requerer a cada ano o reajuste anual, que é destinado a compensar certos efeitos da inflação sobre as
tarifas e repassar aos consumidores certas alterações de nossa estrutura de custos cujo controle não gerenciamos, tais
como o custo da energia elétrica que compramos de determinadas fontes e certos encargos regulatórios, incluindo
encargos do uso da rede de transmissão e distribuição. Ademais, a ANEEL realiza a revisão periódica a cada quatro ou
cinco anos, a qual tem, por finalidade, identificar a variação dos nossos custos, bem como determinar um fator de
redução baseado em nossa eficiência operacional que será aplicado em comparação com o índice de nossos reajustes
tarifários anuais correntes, cujo objetivo é compartilhar quaisquer ganhos correlatos com nossos consumidores.
Estamos, ainda, sujeitos a uma revisão extraordinária de nossas tarifas, o que poderá afetar (negativa ou positivamente)
nossos resultados operacionais ou posição financeira.
Não há certeza de que a ANEEL irá estabelecer tarifas que nos beneficiem, tendo em vista as alterações na
metodologia de cálculo no processo de revisão periódica. Adicionalmente, à medida que qualquer um desses reajustes
não seja concedido pela ANEEL em tempo hábil, nossa situação financeira e o resultado de operações poderão ser
adversamente afetados.
Em 22 de novembro de 2011, a ANEEL definiu a metodologia aplicável ao terceiro ciclo de revisão (2011 a 2014)
através da Resolução n. 457/2011. Para o terceiro ciclo, a ANEEL designou um novo método de reconhecimento de
quais custos nós podemos repassar aos nossos clientes. Além disso, a ANEEL aprovou a nova metodologia para
calcular a TUSD e outras tarifas de energia elétrica, na qual os distribuidores assumem todos os riscos de mercado
resultantes de indicadores de tarifa. Comparado ao ciclo de revisão de tarifa anterior, esta nova metodologia causa um
impacto negativo na nossa condição financeira e nos resultados de nossas operações.
Nós podemos ser penalizados pela ANEEL se não cumprirmos com os termos contidos nos nossos contratos de
concessão, o que nos podem acarretar multas, outras penalidades e, dependendo da gravidade do descumprimento,
a caducidade de nossas concessões.
A ANEEL pode nos impor penalidades caso deixemos de cumprir qualquer disposição dos nossos contratos de
concessão. Dependendo da gravidade do descumprimento, as penalidades aplicáveis incluem:
•
advertências;
•
multas, sendo que cada multa está limitada a no máximo 2,0% da receita da concessão 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;
•
intervenção da ANEEL na administração da concessionária infratora; e
•
extinção da concessão.
Ademais, o governo brasileiro detém poderes para extinguir qualquer de nossas concessões por meio de
desapropriação por motivos de interesse público.
Atualmente estamos cumprindo com todas as condições relevantes de nossos contratos de concessão. No
entanto, não podemos garantir que não seremos penalizados pela ANEEL por descumprimentos de nossos contratos de
concessão ou que nossas concessões não serão revogadas no futuro. A indenização a que temos direito na ocorrência
7
de eventual rescisão ou revogação antecipada de nossas concessões pode não ser suficiente para recuperarmos o valor
integral de certos ativos. Além disso, caso qualquer de nossos contratos de concessão seja rescindido por razões que
possam ser atribuídas a nós, o valor efetivo de indenização pelo poder concedente pode ser reduzido de maneira
significativa por meio da imposição de multas ou outras penalidades. Por conseguinte, a imposição de multas ou
penalidades à nossa Companhia ou a revogação de qualquer de nossas concessões pode acarretar em efeito adverso
relevante sobre a nossa situação financeira e resultados de operações.
Podemos não ter a capacidade de repassarmos integramente os custos de nossas compras de energia elétrica e, para
satisfazer à nossa demanda, poderíamos ser forçados a firmar contratos de curto prazo para adquirir energia elétrica
a preços consideravelmente mais altos do que em nossos contratos de compra de longo prazo.
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia elétrica deverá contratar
antecipadamente, por meio de licitações públicas, 100% de suas necessidades previstas de energia elétrica para suas
respectivas áreas de concessão. As previsões acima ou abaixo da demanda podem gerar impactos adversos. Caso nossa
previsão de demanda se mostre incorreta e compremos energia elétrica em quantidade menor ou maior do que nossas
necessidades, poderemos não ser capazes de realizar o repasse integral dos custos de nossas compras de energia e
sermos forçados a celebrar contratos de curto prazo a preços substancialmente maiores do que aqueles celebrados em
contratos de longo prazo. Por exemplo, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece, entre outras limitações,
que se nossas projeções ficarem significativamente abaixo de nossa demanda verificada, poderemos ser forçados a
adquirir este saldo através de contratos de compra e venda de energia de prazo mais curto. Caso o preço de nossas
aquisições de energia nos leilões públicos fique acima do Valor Anual de Referência, conforme definido no “Item 4.
Informações sobre a Companhia – Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico – O Valor de Referência”, estabelecido pelo
Governo Federal, podemos não ser capazes de realizar o repasse integral do custo de nossas aquisições de energia.
Nossas projeções de demanda de energia elétrica poderão mostrar-se imprecisas, inclusive como resultado da migração
entre os diferentes mercados pelos consumidores (cativos e livres). Caso ocorram variações significativas entre a nossa
demanda de energia elétrica e a quantidade de energia elétrica efetivamente adquirida, o resultado de nossas operações
poderá ser adversamente afetado. Vide "Item 4 - Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro - Lei do
Novo Modelo do Setor Elétrico".
Geramos uma parcela significativa da nossa receita operacional pelo atendimento a consumidores qualificados
como "Consumidores Livres", que podem buscar fornecedores alternativos. Podemos enfrentar outras formas de
concorrência que podem afetar negativamente nossa participação de mercado e nossas receitas.
Dentro da nossa área de concessão, outros fornecedores de energia elétrica podem competir conosco na oferta
de energia elétrica a certos consumidores qualificados como "Consumidores Livres", aos quais nossas distribuidoras
podem fornecer energia elétrica apenas de acordo com tarifas reguladas. Estes consumidores qualificados para
tornarem-se Consumidores Livres podem optar por sair de nosso ambiente regulado de distribuição de energia elétrica
depois que expirarem seus contratos em vigor, mediante notificação com 6 meses de antecedência, ou, na hipótese de
contrato com prazo indeterminado, mediante notificação com um ano de antecedência. Em 31 de dezembro de 2012,
fornecemos energia a 47 Consumidores qualificados como Livres, que responderam por aproximadamente 1,7% de
nossa receita operacional líquida e por aproximadamente 2,4% da quantidade total de energia elétrica vendida pelas
nossas distribuidoras em 2012. Ademais, outros consumidores que atendam determinados critérios podem se tornar
Consumidores Livres se passarem a ser atendidos por fontes renováveis de energia, como pequenas centrais
hidrelétricas ou biomassa. Em 31 de dezembro de 2012, os consumidores que atendiam a estas condições, num total de
1.723 Consumidores Livres potenciais, responderam por aproximadamente 12,2% de nossas receitas operacionais
líquidas e aproximadamente 14,6% da quantidade total de energia elétrica vendida por nossas distribuidoras em 2012.
Adicionalmente, é possível que nossos grandes consumidores industriais sejam autorizados pela ANEEL a
gerar energia elétrica para consumo próprio ou venda a terceiros, caso em que poderão obter uma autorização ou
concessão para a geração de energia elétrica em uma determinada área, o que poderia afetar adversamente nossos
resultados de operações.
Nossos resultados operacionais dependem das condições hidrológicas existentes. As más condições hidrológicas
podem exigir maior despacho de energia termoelétrica no sistema elétrico brasileiro, o que pode afetar nossos
resultados de operações.
Somos dependentes das condições hidrológicas existentes na região geográfica em que operamos. Em 2012,
de acordo com dados do ONS, aproximadamente 86% da energia elétrica consumida no Brasil foi fornecida por
instalações de geração hidrelétrica. Nossa região está sujeita a condições hidrológicas imprevisíveis, com desvios não
8
cíclicos da média pluviométrica. A fim de compensar as más condições hidrológicas e manter os níveis de segurança
dos reservatórios e níveis de fornecimento de energia elétrica, o ONS poderá despachar Usinas Termoelétricas,
incluindo a nossa. A substituição da geração hidrelétrica pela geração termoelétrica pode causar resultados adversos em
nosso segmento de geração na medida em que usinas hidroelétricas, incluindo a nossa, pode receber no Mecanismo de
Realocação de Energia (“MRE”) uma quantidade de energia inferior à energia assegurada. Esse déficit de energia irá
representar uma despesa no valor spot price, expondo o hidrogerador a riscos de spot price.
Para o segmento de distribuição, os custos adicionais de geração termoelétrica serão transmitidos por meio de
tarifas nos futuros ajustes anuais ou de revisão periódica, conforme permitido pela regulamentação. No entanto, poderá
haver incompatibilidade de custos e receitas para a empresa de distribuição, afetando o seu fluxo de caixa no curto
prazo, já que empresas de distribuição devem pagar imediatamente o custo adicional termelétrico e este custo apenas
será integrado às taxas após os ajustes anuais ou revisões periódicas futuras.
O impacto de uma escassez de energia elétrica e do racionamento de energia elétrica dela decorrente, a exemplo do
ocorrido em 2001 e 2002, pode ter um efeito adverso substancial sobre nossos negócios e resultados de operações.
Durante o período de baixa precipitação pluviométrica dos anos de 2000 e 2001, o governo brasileiro instituiu
o Programa de Racionamento, um programa de redução do consumo de energia elétrica que esteve em vigor de 1º de
junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002. O Programa de Racionamento estabeleceu limites para o consumo de energia
elétrica para consumidores industriais, comerciais e residenciais, que variavam de 15,0% a 25,0% de redução no
consumo de energia. Caso o Brasil experimente outra escassez de energia elétrica (situação que pode ocorrer e sob a
qual não temos possibilidade de controlar ou prever), o governo brasileiro poderá implementar políticas similares ou
outras no futuro para fazer frente à escassez, as quais poderiam ter um efeito adverso substancial sobre nossa situação
financeira ou nossos resultados de operações. A recorrência de condições hidrológicas desfavoráveis que resultem em
um menor suprimento de energia elétrica para o mercado brasileiro pode resultar, entre outras coisas, na
implementação de programas abrangentes de conservação de energia elétrica, incluindo reduções compulsórias no
consumo de energia elétrica. Nós não podemos assegurar que períodos com médias pluviométricas baixas ou
extremamente baixas não poderão afetar adversamente nossos resultados financeiros.
A construção, ampliação e operação de nossas instalações e equipamentos de geração e distribuição de energia
elétrica envolvem riscos significativos que podem ensejar perda de receita ou aumento de despesas.
A construção, ampliação e operação de instalações e equipamentos destinados à geração e distribuição de
energia elétrica envolvem muitos riscos, incluindo:
•
a incapacidade de obter alvarás e aprovações governamentais necessários;
•
indisponibilidade de equipamentos;
•
interrupções de fornecimento;
•
greves;
•
paralisações trabalhistas;
•
perturbação social;
•
interferências climáticas e hidrológicas;
•
problemas ambientais e de engenharia não previstos;
•
aumento nas perdas de energia elétrica, incluindo perdas técnicas e comerciais;
•
atrasos operacionais e de construção, ou custos superiores ao previsto;
•
a incapacidade de vencer leilões do setor de energia elétrica promovidos pela ANEEL; e
•
indisponibilidade de financiamento adequado.
Se vivenciarmos esses ou outros problemas, poderemos não ser capazes de gerar e distribuir energia elétrica
9
em quantidades compatíveis com nossas projeções, o que pode vir a afetar de maneira adversa nossa situação
financeira e o resultado das nossas operações.
Estamos sujeitos a regulamentação ambiental e de saúde que poderá se tornar mais rigorosa no futuro,
podendo acarretar aumentos de obrigações e de investimentos.
Nossas atividades de geração e distribuição estão sujeitas a legislação federal e estadual abrangente bem como
a fiscalização por agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas ambientais e
de saúde. Essas agências podem tomar medidas contra nós caso não atendamos a regulamentação aplicável. Essas
medidas poderão incluir, entre outras coisas, a imposição de multas e a revogação de licenças. É possível que um
aumento no rigor da regulamentação ambiental e de saúde nos force a direcionar os nossos investimentos para atender
essa regulamentação e, consequentemente, desviar recursos dos investimentos planejados. Tal desvio pode afetar de
maneira adversa nossa situação financeira e o resultado das nossas operações.
Se formos incapazes de concluir nosso programa de investimento proposto no cronograma previsto, a operação e
desenvolvimento de nosso negócio poderão ser afetados de forma adversa.
Planejamos investir aproximadamente R$2.062 milhões em nossas atividades de geração de fontes
convencionais e renováveis, e R$5.981 milhões em nossas atividades de distribuição durante o período de 2013 a 2017.
Nossa capacidade de concluir esse programa de investimento depende de uma série de fatores, inclusive da nossa
capacidade de cobrar tarifas adequadas pelos nossos serviços, nosso acesso aos mercados de capitais nacionais e
internacionais e uma variedade de contingências operacionais e regulatórias, dentre outras. Não há certeza de que
disporemos de recursos financeiros para concluir nosso programa de investimentos proposto, sendo que a
impossibilidade de fazê-lo pode afetar de maneira adversa e relevante a nossa operação e o desenvolvimento dos
nossos negócios.
Somos responsáveis por quaisquer perdas e danos em decorrência da prestação inadequada de serviços de energia
elétrica, e nossas apólices de seguro contratadas podem não ser suficientes para cobrir totalmente tais perdas e
danos.
Nos termos da legislação brasileira, temos responsabilidade objetiva por perdas e danos, diretos e indiretos,
decorrentes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia elétrica. Além disso, nossas distribuidoras e
geradoras poderão ser responsabilizadas por perdas e danos causados a terceiros em decorrência de interrupções ou
distúrbios nos sistemas de geração, transmissão ou distribuição, sempre que essas interrupções ou distúrbios não forem
atribuíveis a um integrante identificado do ONS. Não podemos assegurar que nossas apólices de seguro cobrirão
integralmente os danos resultantes da prestação inadequada de serviços de energia, o que poderá nos causar um efeito
adverso.
Podemos não ser capazes de criar, a partir dos negócios de geração de energia que celebramos recentemente, os
benefícios e retorno sobre investimento esperados.
Celebramos diversos negócios de geração de energia (eólica, termoelétrica, e de biomassa) com investimentos
consideráveis de capital. Possuímos pouco histórico operacional nestes setores e poderemos não ser capazes de
promover a sinergia esperada com o nosso negócio tradicional. Ademais:
•
No negócio de biomassa, poderemos sofrer com uma falta de cana de açúcar (matéria prima necessária para a
geração deste tipo de energia) no mercado. Ademais, dependemos, até certo grau, do desempenho de nossos
parceiros nestes projetos e na construção e operação das usinas;
•
No que diz respeito aos nossos parques eólicos em construção, dentre as incertezas e riscos relevantes, temos
o risco financeiro associado com a diferença entre a energia gerada e a energia contratada por meio de
Contrato de Energia de Reserva – CER, no qual assumimos os riscos da variação decorrente de: (a) ventos
diferentes daqueles contemplados na fase de estudo do projeto; (b) atraso no início das operações nos parques
eólicos em construção; e (c) indisponibilidade de turbinas eólicas em níveis acima dos padrões de
desempenho.
Caso estas usinas de geração não sejam capazes de: (i) gerar a energia contratada por nossos clientes, ou (ii)
não sejamos capazes de gerar a energia necessária para fornecer a qualquer cliente no ambiente de contratação livre, e
(iii) a energia que nos é fornecida seja insuficiente para atender a demanda contratada, poderemos ser forçados a
10
comprar o déficit no mercado à vista, no qual o preço por MWh é normalmente mais volátil e pode ser maior que nosso
preço, resultando em efeitos adversos. Veja o “Item 4. Informações sobre a Companhia – O Setor Elétrico Brasileiro Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”.
Nossa condição de crescimento, de resultados operacionais e financeiros poderá ser negativamente afetada por
um ou mais dos fatores acima.
Somos controlados por poucos acionistas, que agem de forma coordenada, e seus interesses podem conflitar com os
interesses de V.Sa.
Em 31 de dezembro de 2012, a VBC Energia S.A./ESC Energia S.A./Camargo Corrêa S.A., PREVI/BB
Carteira Livre I FIA e Energia São Paulo FIA/Bonaire Participações S.A. detinham 25,64%, 31,02% e 12,62%,
respectivamente, das nossas ações ordinárias em circulação. Essas empresas são partes de um acordo de acionistas, por
meio do qual compartilham o poder de controle de nossa Companhia. Nossos acionistas controladores poderão tomar
medidas que podem ser contrárias aos interesses de V.Sa., podendo impedir outros acionistas, inclusive V.Sa., de
bloquear essas medidas. Em particular, nossos acionistas controladores controlam as decisões de nossas assembleias e
podem eleger a maioria dos membros de nosso Conselho de Administração. Nossos acionistas controladores podem
dirigir nossas ações em áreas como estratégia de negócios, financeira, distribuição, aquisição e alienação de ativos ou
negócios. As decisões de nossos acionistas controladores quanto a estes assuntos podem divergir das expectativas ou
preferências de nossos acionistas não controladores, inclusive detentores de nossas ADSs. Vide Seção "Item 7 Principais Acionistas e Operações com Partes Relacionadas - Acordo de Acionistas".
Estamos expostos a aumentos das taxas de juros praticadas pelo mercado e a riscos cambiais.
Em 31 de dezembro de 2012, aproximadamente 85,8% do nosso endividamento total eram denominados em
Reais e atrelados às taxas do mercado financeiro brasileiro ou a índices de inflação, ou, ainda, estavam sujeitos às
taxas flutuantes de juros. Os 14,2% restantes do nosso endividamento total eram denominados em dólares norteamericanos e sujeitos, em grande parte, a swaps cambiais que os convertiam em reais. Adicionalmente, compramos
energia da usina hidrelétrica de Itaipu (“Itaipu”), cujo custo está atrelado à variação cambial do dólar norte-americano.
Anualmente, no momento do reajuste tarifário, nossas tarifas são reajustadas para contemplar os efeitos de ganhos ou
perdas na aquisição desta energia. Desse modo, se esses índices ou taxas aumentarem ou se o dólar norte-americano se
valorizar em relação ao real, nossas despesas financeiras aumentarão.
Nosso grau de endividamento e nossas obrigações de serviço de dívidas podem afetar adversamente nossa
capacidade de conduzir nossas atividades e de realizar pagamentos desses financiamentos.
Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos um endividamento de R$17.126 milhões. Nosso endividamento
aumenta a possibilidade de não termos caixa suficiente para pagar pontualmente o principal, juros e outros encargos
relacionados a nosso endividamento. Adicionalmente, poderemos incorrer em endividamentos adicionais,
periodicamente, para financiar aquisições estratégicas, investimentos, joint ventures ou para outros propósitos, sujeitos
às restrições aplicáveis aos nossos financiamentos atuais. Caso incorramos em endividamentos adicionais, poderiam
aumentar os riscos relacionados ao nosso endividamento.
Nós podemos adquirir outras empresas no setor elétrico como já fizemos no passado, o que poderia aumentar nossa
alavancagem e afetar adversamente nossa performance consolidada.
Regularmente analisamos oportunidades para adquirir outras empresas dedicadas a atividades de geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica. Se adquirirmos outras empresas de energia elétrica, isso poderá
aumentar nossa alavancagem ou reduzir nosso lucro. Além disso, podemos não ser capazes de integrar as atividades
das empresas adquiridas visando obter economias de escala e ganhos de eficiência esperados que sempre norteiam
essas aquisições, sendo que o insucesso destas medidas pode afetar de maneira adversa nossa situação financeira e o
resultado de nossas operações.
Riscos Relacionados ao Brasil
O governo brasileiro tem exercido e continua a exercer influência significativa sobre a economia brasileira. Este
envolvimento, bem como as condições políticas e econômicas brasileiras poderiam afetar adversamente nosso
negócio e o preço de negociação de nossas ADSs e de nossas ações ordinárias.
11
O governo brasileiro frequentemente intervém na economia brasileira e, de tempos em tempos, introduz
mudanças significativas na política e nos regulamentos. As ações do governo brasileiro de controlar a inflação e outras
políticas e regulamentação frequentemente envolvem, entre outras medidas, aumentos nas taxas de juros, mudanças nas
políticas fiscais, controles de preço, desvalorizações de moeda, controles de capital e limites às importações. Nossas
atividades, situação financeira e resultados de operações podem ser adversamente afetados por mudanças na política ou
regulamentação nos níveis federal, estadual e municipal que envolvam ou afetem fatores como:
•
taxas de juro;
•
política monetária;
•
variações cambiais;
•
inflação;
•
liquidez do capital doméstico e mercado de empréstimos;
•
políticas tributárias;
•
alterações em leis trabalhistas;
•
regulamentações ambientais em nosso setor;
•
taxas de câmbio e controles e restrições sobre remessas para o exterior, como aquelas brevemente impostas em
1989 e começo de 1990; e
•
outros desenvolvimentos políticos, sociais ou econômicos que afetaram o Brasil
Não podemos garantir que o governo brasileiro continuará com as políticas econômicas atuais, ou que alguma
mudança implementada pelo governo brasileiro não afetará, direta ou indiretamente, nossos negócios e resultados de
nossas operações.
A instabilidade da taxa de câmbio poderá afetar adversamente nossa condição financeira e resultados operacionais e
o preço de mercado das ADSs e de nossas ações ordinárias.
Durante as últimas décadas, o real sofreu variações frequentes e substanciais em relação ao dólar norteamericano e às moedas estrangeiras. No contexto da crise do mercado financeiro global após meados de 2008, o Real
se desvalorizou em relação ao dólar norte-americano, alcançando o valor de R$2,337 por US$1,00 ao final de 2008.
Durante o ano de 2009, no contexto de recuperação econômica, o real se valorizou novamente em 25,5% em relação ao
dólar norte-americano, alcançando o valor de R$1,741 por US$1,00 ao final de 2009. Em 31 de dezembro de 2011 e
2012, a taxa de câmbio do real em relação ao dólar norte-americano foi de R$1,876 e R$2,044 por US$1,00,
respectivamente. Em 12 de abril de 2013, a taxa de câmbio era de R$1,976 por US$1,00. Nós não podemos garantir
que o real não se desvalorizará em comparação com o dólar norte-americano no futuro.
A depreciação do Real eleva o custo de serviço de nossa dívida em moeda estrangeira e os custos de aquisição
de energia elétrica da hidrelétrica de Itaipu, uma usina hidrelétrica que é uma de nossas principais fornecedoras e que
corrige os preços de energia elétrica parcialmente com base em seus custos em dólar norte-americano. A
desvalorização do real em relação ao dólar norte-americano pode criar pressões inflacionárias no Brasil e provocar o
aumento da taxa de juros, que pode afetar negativamente o crescimento da economia brasileira como um todo e afetar
nossa condição financeira e resultados operacionais, como também inibir o acesso aos mercados de capitais
internacionais, e levar o governo a intervir, inclusive com políticas governamentais de recessão. A depreciação do real
em relação ao dólar norte-americano pode também levar à diminuição do consumo, pressões deflacionárias e reduzir o
crescimento da economia como um todo. Por outro lado, a valorização do Real em relação ao dólar norte-americano e a
outras moedas estrangeiras poderá conduzir à desvalorização de contas correntes brasileiras no exterior, bem como
diminuir o crescimento impulsionado pelas exportações. Dependendo das circunstâncias, tanto a desvalorização como a
valorização do real pode substancialmente e adversamente afetar o crescimento da economia brasileira e de nosso
negócio, nossas condições financeiras e resultados operacionais.
A depreciação do real também reduz o valor em dólar norte-americano das distribuições e dividendos
atribuíveis às ADSs e o equivalente em dólares norte-americanos ao preço de mercado de nossas ações ordinárias e,
12
consequentemente, das ADSs.
Esforços do governo para combater a inflação podem impedir o crescimento da economia brasileira e poderiam
afetar nosso negócio.
O Brasil conviveu no passado com taxas de inflação extremamente elevadas e, por este motivo, adotou
políticas monetárias que resultaram em uma das maiores taxas de juros reais do mundo. Entre 2006 e 2012, a SELIC no
Brasil variou entre 17,25% a.a. e 7,25% a.a. A inflação e as medidas adotadas pelo governo brasileiro para combatê-la,
principalmente por meio do Banco Central, tiveram e poderão ter efeitos significativos na economia brasileira e em
nosso negócio no futuro. Políticas de restrição monetária com altas taxas de juros podem restringir o crescimento do
Brasil e a disponibilidade de crédito. Inversamente, políticas governamentais e do Banco Central mais brandas e a
diminuição das taxas de juros podem desencadear o aumento da inflação, e consequentemente, a maior volatilidade do
crescimento e necessidade de aumentos imprevistos e substanciais na taxa de juros, o que poderá afetar negativamente
nosso negócio. Adicionalmente, se o Brasil vivenciar novamente aumento de índices de inflação, poderemos não
conseguir corrigir as tarifas que cobramos de nossos consumidores para compensar os efeitos da inflação sobre nossa
estrutura de custos.
O desenvolvimento e percepção de risco em outros países, inclusive nos Estados Unidos e nos países de economia
emergente, poderá afetar adversamente o preço de mercado dos valores mobiliários brasileiros, inclusive nossas
ADSs e de nossas ações ordinárias.
O valor de mercado de valores mobiliários das emissoras brasileiras é afetado pela economia e condições de mercado de
outros países, inclusive dos Estados Unidos, da União Europeia, e de países de economia emergente. A crise financeira
global de 2008 gerou consequências significativas na volatilidade do mercado de ações e de crédito, na
indisponibilidade de crédito, nas altas taxas de juros, na desaceleração da economia de uma forma geral, nas taxas de
câmbio voláteis e nas pressões inflacionárias. Mesmo que a economia mundial e os mercados financeiros e de capitais
tenham se recuperado, a situação dos mercados globais tornou a se deteriorar até o final de 2011. Países europeus
encontraram sérios problemas fiscais, incluindo altos níveis de endividamento que prejudicam o crescimento e
aumentam o risco de crédito soberano. Em 2012, houve ameaças de alguns países deixarem o bloco, mas este risco foi
contido pela União Europeia e Banco Central Europeu. Ao mesmo tempo, os Estados Unidos enfrentaram conflitos
políticos significativos, devido à falta de uma decisão sobre a continuação de incentivos de programas sociais; a
suspensão deste tipo de incentivos poderia resultar em uma forte desaceleração econômica. Neste contexto de incerteza,
a economia chinesa também enfrentou uma desaceleração em 2012, exigindo que o governo chinês a intervir nos níveis
de investimento público, com o objetivo de evitar um pouso duro abrupto. Ainda que as condições econômicas nestes
países variem significativamente em relação às condições econômicas no Brasil, a reação do investidor frente ao
desenvolvimento de outros países pode ter um efeito adverso sobre o valor de mercado dos valores mobiliários das
emissoras brasileiras. As crises nos Estados Unidos, na União Europeia ou nos países de economia emergente podem
reduzir o interesse do investidor em valores mobiliários emitidos no Brasil, inclusive em relação aos nossos. Isto
poderia afetar adversamente o preço de negociação das ADSs ou de nossas ações ordinárias, bem como dificultar ainda
mais o nosso acesso ao mercado de capitais e o financiamento de nossas operações no futuro, em termos aceitáveis ou
de qualquer modo.
Riscos Relativos às ADSs e às Nossas Ações Ordinárias.
Os detentores de nossas ADSs podem encontrar dificuldades para exercer direitos de voto.
Os detentores de nossas ações ordinárias têm direito de votar com relação a assuntos que digam respeito aos
acionistas. V.Sa. poderá encontrar dificuldades para exercer alguns de seus direitos de acionista caso detenha nossas
ADSs e não as ações ordinárias subjacentes. Por exemplo, V.Sa. não tem direito de comparecer às assembleias gerais,
podendo votar tão somente por meio de instruções tempestivamente repassadas ao depositário, antes da realização da
respectiva assembleia.
Caso V.Sa. entregue suas ADSs e retire ações ordinárias, V.Sa. correrá o risco de ver-se impossibilitado de remeter
moeda estrangeira ao exterior e de perder certas vantagens fiscais brasileiras.
Na qualidade de detentor de ADS, V.Sa. se beneficia do certificado de registro eletrônico de capital
estrangeiro que deve ser obtido pelo custodiante para nossas ações ordinárias subjacentes às ADSs no Brasil, que
permite ao custodiante converter dividendos e demais distribuições referentes às ações ordinárias em moeda não
brasileira e remeter o produto ao exterior. Caso V.Sa. entregue suas ADSs e retire ações ordinárias, terá direito de
13
continuar a se fiar no certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro do custodiante somente durante cinco dias
úteis a contar da data de retirada. Subsequentemente, quando da alienação das ações ordinárias ou distribuições
relativas às ações ordinárias, V.Sa. não poderá remeter ao exterior moeda não brasileira, a menos que obtenha seu
próprio certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro ou se qualifique nos termos de regulação brasileira de
investimento estrangeiro que conferem a certos investidores estrangeiros o direito de comprar e vender ações em bolsas
de valores brasileiras sem necessidade de obter certificados separados de registro eletrônico de capital estrangeiro.
Caso V.Sa. não se qualifique nos termos dos regulamentos de investimento estrangeiro, ficará em geral sujeito a regime
fiscal menos favorável no tocante a dividendos e distribuições relativos às ações ordinárias e ao produto de qualquer
venda de nossas ações ordinárias.
Caso V.Sa. tente obter seu próprio certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro, poderá incorrer em
despesas ou experimentar atrasos no processo de requerimento, o que poderia atrasar o recebimento, por V.Sa. de
dividendos ou distribuições relativas às nossas ações ordinárias ou o retorno de seu capital em tempo hábil. O
certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro do depositário também pode ser prejudicado por futuras
alterações de legislação.
Os detentores de ADSs talvez não possam exercer direitos de preferência com relação às nossas ações ordinárias.
Poderemos não ser capazes de oferecer nossas ações ordinárias a detentores norte-americanos de ADSs de
acordo com direitos de preferência conferidos a detentores de nossas ações ordinárias com relação a qualquer emissão
futura de nossas ações ordinárias, a menos que, termo de registro ao amparo do Securities Act esteja em vigor no que
respeita tais ações ordinárias e direitos de preferência ou caiba isenção das exigências de registro do Securities Act.
Não estamos obrigados a apresentar termo de registro referente a direitos de preferência no tocante às nossas ações
ordinárias e não podemos lhe garantir que apresentaremos tal termo de registro. Caso tal termo de registro não seja
apresentado e não exista isenção de registro, o Deutsche Bank, na qualidade de depositário, procurará vender os
direitos de preferência, tendo V.Sa. direito a receber o produto da venda. Contudo, os direitos de preferência caducarão
se o depositário não os vender, e os detentores norte-americanos de ADSs não auferirão ganho da outorga de tais
direitos de preferência.
A volatilidade relativa e falta de liquidez dos mercados de valores mobiliários brasileiros podem limitar
substancialmente sua capacidade de vender as ações ordinárias que lastreiam as ADSs pelo preço e no tempo que
desejar.
Investir em valores mobiliários negociados em mercados emergentes, como o Brasil, envolve normalmente
um risco maior do que investir em valores mobiliários emitidos nos Estados Unidos. Geralmente, em sua natureza, tais
investimentos são considerados mais especulativos. O mercado brasileiro de valores mobiliários é substancialmente
menor, tem menos liquidez, maior concentração e pode ser mais volátil do que os principais mercados de valores
mobiliários nos Estados Unidos. Consequentemente, embora o acionista tenha o direito de recesso, a qualquer tempo,
as ações ordinárias que lastreiam as ADSs do depositário, sua capacidade de vender as ações ordinárias que lastreiam
as ADSs por um preço e no tempo em que desejar fazê-lo pode ser bastante limitada. Há também uma concentração
significativamente maior no mercado de valores mobiliários brasileiro do que nos principais mercados de valores
mobiliários dos Estados Unidos. Em 31 de dezembro de 2012, as dez maiores empresas em capitalização no mercado
representaram 51,8% da capitalização total do mercado da BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias &
Futuros ("BM&FBOVESPA"). As dez melhores ações, em termos de volume de negociações, representaram 43,0%,
47,2% e 50% de todas as ações negociadas na BM&FBOVESPA, em 2012, 2011 e 2010, respectivamente.
ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A COMPANHIA
Visão Geral
Somos uma sociedade por ações constituída e existente de acordo com as leis brasileiras, com a denominação
legal de CPFL Energia S.A. Nossa sede está localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14°. andar - cj. 142, Vila
Olímpia, CEP 04547-005, na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, Brasil, e nosso número de telefone é +55 11
3841-8507.
Somos uma holding que, por meio de nossas subsidiárias, distribui, gera e comercializa energia elétrica no
Brasil. Nossa Companhia foi constituída em 1998 como uma joint venture entre a VBC, 521 Participações S.A. e a
Bonaire para agrupar suas participações em empresas que operam no setor de energia elétrica brasileiro.
14
Somos uma das maiores distribuidoras de energia elétrica no Brasil, com base nos 40.645 GWh de energia
elétrica que distribuímos para aproximadamente 7,2 milhões de consumidores em 2012. Em 2012, nossa capacidade
instalada de geração foi de 2.961 MW1. Também estamos envolvidos na construção de dois projetos de geração de
energia de biomassa e 18 parques eólicos, por meio das quais esperamos aumentar nossa capacidade instalada para
3.327 MW¹, na medida em que elas sejam concluídas nos próximos três anos.
Também nos dedicamos à comercialização de energia elétrica e prestamos serviços de agenciamento aos
Consumidores Livres perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”) e outros agentes, bem como
serviços relacionados à energia elétrica a nossas afiliadas e partes não afiliadas. Em 2012, o valor total da energia
elétrica vendida por nossas subsidiárias de comercialização foi 4.850 GWh e 10.179 GWh a afiliadas e partes não
afiliadas, respectivamente.
Em 2011 e 2012, eventos a seguir foram importantes no desenvolvimento de nossas atividades:
1
•
Em 19 de abril de 2011, firmamos um contrato com a Energias Renováveis S.A. (“ERSA”) para combinar
ativos e projetos relacionados a fontes de energia renováveis (usinas de energia eólica, de biomassa e
pequenas centrais hidrelétricas). A operação envolveu: (i) a transferência de usinas de energia eólica, de
biomassa e pequenas centrais hidrelétricas anteriormente de propriedade e operadas pela CPFL Geração e
CPFL Comercialização Brasil S.A. (“CPFL Brasil”) para determinadas empresas, que posteriormente
transferiram as usinas de energia eólica, de biomassa e pequenas centrais hidrelétricas para uma holding,
SMITA Empreendimentos e Participações S.A. (“SMITA”); (ii) a organização da SMITA pela CPFL Geração
e CPFL Brasil; (iii) a incorporação da SMITA pela ERSA, da qual nós acabamos detendo uma participação de
54,5%; e (iv) a alteração da razão social da ERSA para CPFL Energia Renováveis S.A. (“CPFL Energias
Renováveis”). As demonstrações financeiras da CPFL Energias Renováveis foram consolidadas em nossas
demonstrações financeiras consolidadas desde 1º de agosto de 2011. A operação foi ratificada pelos nossos
acionistas em 19 de dezembro de 2011.
•
Em 7 de abril de 2011, a CPFL Energia S.A. celebrou um Contrato de Compra e Venda para a aquisição de
100% das ações da Jantus por R$823 milhões. Em 21 de setembro de 2011, a CPFL Energia S.A. cedeu o
Contrato de Compra e Venda para a CPFL Energias Renováveis. Para concluir a aquisição, nossa subsidiária
CPFL Brasil aportou fundos à CPFL Energias Renováveis, dos quais nós agora detemos 63% de participação.
A operação contemplou a aquisição de: (i) quatro parques eólicos em operação no Estado do Ceará com
capacidade instalada de 210 MW e (ii) um conjunto de projetos de parques eólicos com capacidade total
instalada de 732 MW nos Estados do Ceará e Piauí, dos quais 412 MW já foram certificados e estão
qualificados para participação nos próximos leilões de energia. A aquisição foi concluída em 19 de dezembro
de 2011.
•
Em 29 de dezembro de 2011, através da nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis, nós adquirimos todas as
ações da Santa Luzia Energética S.A. (“Santa Luzia”), representando 100% de seu capital social de R$132
milhões mediante a assunção de dívidas com o BNDES. Como resultado disso, nós agora detemos a pequena
central hidrelétrica Santa Luzia, localizada nas cidades de São Domingos e Iguaçu, no Estado de Santa
Catarina, com capacidade instalada de 28,5 MW.
•
Em 12 de janeiro de 2012, através da nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis, celebramos um Contrato
de Compra e Venda para a aquisição de 100% das ações da Atlântica I Parque Eólico S.A. (“Atlântica I”),
Atlântica II Parque Eólico S.A. (“Atlântica II”), Atlântica IV Parque Eólico S.A. (“Atlântica IV”) e Atlântica
V Parque Eólico S.A. (“Atlântica V”). Atlântica I, Atlântica II, Atlântica IV e Atlântica V possuem autorização
para produzir energia de fontes eólicas como produtores independentes por um prazo de 35 anos. Esses
parques eólicos estão localizados no Estado do Rio Grande do Sul e possuem capacidade instalada total de 120
MW, todos certificados e vendidos no leilão de fontes alternativas de energia realizado em agosto de 2010. A
aquisição foi concluída em 23 de março de 2012.
•
Em março de 2012, através de nossa controlada CPFL Energias Renováveis, adquirimos 100% dos ativos de
geração de energia elétrica através de biomassa e vapor da SPE Lacenas Participações Ltda., uma subsidiária
da Usina Açucareira Ester (“Usina Ester”). Uma média de 7MW de cogeração de energia da Usina Ester foram
comercializados no leilão de fontes alternativas de 2007 (LFA), por um período de 15 anos e com um preço
médio de venda de R$177 por MWh (em janeiro de 2012). Os 2,8MW restantes de energia serão vendidas no
Considerando a participação da CPFL Energia em cada projeto.
15
mercado livre. A transferência do controle da SPE Lacenas para a subsidiária foi condicionada à aprovação da
ANEEL, a qual foi obtida, tendo sido a aquisição concluída em 18 de outubro de 2012. O preço total de
aquisição dos ativos após os ajustes previstos no contrato foi de R$111,5 milhões, compreendendo: (i) R$55,2
milhões pagos pelo comprador aos vendedores, e (ii) a assunção de uma dívida líquida de R$56,3 milhões
expressa no balanço da empresa adquirida.
•
Em 19 de junho de 2012, por meio de nossa subsidiária CPFL Renováveis, adquirimos a totalidade do capital
social da BVP S.A., subsidiária da Bons Ventos Geradora de Energia S.A. (“Bons Ventos”). O valor total da
aquisição foi de R$1.095 milhões, envolvendo: (i) o pagamento aos vendedores do montante de R$529
milhões, (ii) a assunção de uma dívida líquida no valor de R$439 milhões, e (iii) RS$128 milhões para
liquidação das debêntures emitidas pela Bons Ventos Geradora de Energia S.A. A Bons Ventos possui uma
autorização outorgada pela ANEEL para explorar as usinas eólicas Taíba Albatroz, Bons Ventos, Enacel e
Canoa Quebrada, com capacidade instalada de 157,5 MW. Essas usinas eólicas estão localizadas no Estado do
Ceará e estão em plena operação comercial. Toda a energia foi contratada com a Eletrobrás pelo prazo de vinte
anos, no âmbito do Programa PROINFA (Programa de Incentivo de Fontes Alternativas de Energia Elétrica).
Conforme Fato Relevante publicado em 19 de junho de 2012, a ANEEL aprovou a transferência do controle da
BVP para os CPFL Renováveis.
•
Em 27 de novembro de 2012, a usina de energia solar Tanquinho (“Tanquinho”) iniciou suas operações.
Tanquinho é a primeira usina de energia solar do estado de São Paulo e a maior do Brasil. Tanquinho está
localizada na cidade de Campinas, com capacidade instalada de 1.1 MWp. Ela está localizada em uma área de
13.700 m2 na subestação de Tanquinho, que pertence a uma de nossas distribuidoras. Estima-se que a usina de
Tanquinho gere aproximadamente 1,6 GWh por ano. A nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis foi a
responsável pela construção do empreendimento e será a responsável pela gestão e operação da usina.
•
Em 19 de dezembro de 2012, nós, a Equatorial Energia S.A. (“Equatorial”) e Jorge Queiroz de Moraes Junior
(“Acionista Controlador”), firmamos um “Contrato de Investimento, Compra e Venda e Outras Avenças”
vinculativo, dispondo sobre: (i) a alienação à Equatorial pelo Acionista Controlador do seu controle acionário
direto e indireto detido na Rede Energia S.A. (“Rede”) e outras companhias controladas pela Rede
(“Aquisição”); e (ii) o investimento pela Equatorial e a CPFL Energia do desembolso necessário para a
recuperação operacional e financeira das companhias do Grupo Rede, incluindo as concessionárias de
distribuição de energia elétrica controladas pela Rede, que estão sob intervenção da ANEEL (“Investimento”).
A Aquisição e o Investimento são operações vinculadas, sendo as principais condições precedentes (i) a
aprovação prévia pela ANEEL, resultando no levantamento das intervenções em relação às concessionárias
controladas pela Rede; (ii) a aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica – CADE; (iii)
aprovação pelos credores da Rede e outras companhias do Grupo Rede em processo de recuperação judicial
nos termos de planos de recuperação judicial; (iv) obtenção das aprovações necessárias por parte de
determinados credores e acionistas minoritários, das companhias envolvidas, conforme legislação aplicável,
contratos e acordos de acionistas; e (v) obtenção das aprovações societárias pertinentes.
O gráfico a seguir fornece uma visão geral da nossa estrutura corporativa em 31 de março de 2013:
16
____________
(1) Acionistas Controladores
(2) Inclui 0,1% de ações detidas pela Camargo Corrêa S.A.;
(3) UTEs Termoparaíba e Termonordeste;
(4) CPFL Energia detém 63,0% de participação indireta na CPFL Renováveis por meio da CPFL Geração.
Nossas atividades essenciais são:
•
Distribuição. Em 2012, nossas oito distribuidoras integralmente consolidadas entregaram 40.645 GWh de
energia elétrica para aproximadamente 7,2 milhões de consumidores, principalmente nos Estados de São Paulo
e Rio Grande do Sul.
•
Fontes geradoras convencionais. Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos uma capacidade instalada de 2.234
MW. Ao longo de 2012, geramos um total de 7.697 GWh de energia elétrica e tivemos 9.949 GWh de energia
assegurada, que é o valor de energia representativo de nossa produção média de energia elétrica de longo
prazo, conforme estabelecido pela ANEEL, a qual é a fonte primária de nossas receitas relativas às atividades
de geração. Detemos participação em oito usinas hidrelétricas (Serra da Mesa, Monte Claro, Barra Grande,
Campos Novos, Luiz Eduardo Magalhães - Lajeado, Castro Alves, 14 de Julho e Foz do Chapecó). Ainda que
a concessão da usina hidrelétrica de Serra da Mesa seja de propriedade de Furnas, temos direito a 51,54% de
sua energia assegurada. Em outubro de 2010, a usina hidrelétrica Foz do Chapecó iniciou suas operações,
atualmente representando uma capacidade instalada de 855 MW, dos quais possuímos uma parcela de 51%, ou
436,1 MW. Nós também possuímos três usinas termoelétricas, duas das quais foram adquiridas em 2009
(Termonordeste e Termoparaíba) através da aquisição da EPASA. Em dezembro de 2010 e janeiro de 2011,
respectivamente, as usinas Termonordeste e Termoparaíba começaram as operações com capacidade instalada
de 170,8 MW, cada uma. Possuímos uma participação total de 52,75%2 na Termonordeste e na Termoparaíba,
ou 180,2 MW.
•
Fontes geradores renováveis. Em 2011, nós constituímos a CPFL Energias Renováveis, da qual possuímos
participação de 63%, para concentrar as nossas atividades de geração de energia através de fontes renováveis.
Atualmente, todos os nossos parques eólicos e usinas termoelétricas a biomassa, assim como 35 das nossas 47
pequenas centrais hidrelétricas, são administradas pela CPFL Energias Renováveis. Essas 35 pequenas centrais
hidrelétricas são responsáveis por 92,5% da capacidade total de nossas pequenas centrais hidrelétricas como
um todo, das quais: (i) 35 encontram-se em operação, com capacidade instalada total de 326 MW, localizadas
nos Estados de São Paulo, Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Minas Gerais e Mato Grosso. Além disso,
2
Nós adquirimos 51% das ações da EPASA em setembro de 2009. Entretanto, como resultado de uma diluição do capital social da EPASA em
dezembro de 2011, nós agora detemos uma participação de 52,75%.
17
possuímos 33 parques eólicos, dos quais (i) 153 encontram-se em operação, com capacidade instalada total de
555,5 MW, localizadas nos estados do Ceará e Rio Grande do Norte, e (ii) 18 encontram-se em construção,
com uma capacidade instalada estimada de 482 MW, com operações programadas para começar entre 2013 e
2016. Também possuímos oito usinas termoelétricas a biomassa, das quais: (i) seis encontram-se em operação,
com uma capacidade instalada total de 270 MW, localizadas nos estados de São Paulo e Rio Grande do Norte,
e (ii) duas encontram-se em construção e com uma capacidade estimada de 100 MW, com operações
programadas para começar em 2013. Fechamos 2012 com uma capacidade instalada total (i.e., incluindo nosso
segmento convencional de geração de fontes) de 2.961 MW. Usaremos parte de nossa capacidade instalada
aumentada para nossas próprias atividades de distribuição e comercialização.
•
Comercialização. Nossas subsidiárias de comercialização gerenciam nossas operações de comercialização e
fornecem serviços de agenciamento para Consumidores Livres perante a CCEE e outros agentes, incluindo
orientação sobre as exigências operacionais. A CPFL Brasil, nossa maior subsidiária de comercialização,
obtém e vende energia elétrica a Consumidores Livres, outras empresas de comercialização, geradoras e
distribuidoras. Em 2012, vendemos 15.029 GWh de energia elétrica, dos quais 10.179 GWh foram vendidos
para partes não relacionadas.
•
Serviços. Desde 1º de janeiro de 2012, começamos a analisar o segmento de serviços separadamente e agora
divulgamos informações em relação a nossas atividades de prestação de serviços como um segmento de
operação. Nossa subsidiária CPFL Serviços presta serviços relacionados com energia elétrica, como projetos
de desenho e construção, para nossas partes afiliadas e não afiliadas.
Nossa Estratégia
O nosso objetivo geral consiste em consolidar a nossa posição de liderança no setor de energia elétrica do
Brasil, ao mesmo tempo em que criamos valor para os nossos acionistas. Buscamos atingir estas metas em todos os
nossos setores (distribuição, fontes de geração convencionais, fontes de geração renováveis, comercialização e
serviços), buscando eficiência operacional (através de inovação e tecnologia) e crescimento (por meio de sinergias
comerciais e novos projetos). Nossas estratégias baseiam-se em disciplina financeira, responsabilidade social e
melhoria da governança corporativa. Mais especificamente, nossa abordagem envolve as seguintes estratégias
comerciais chave:
A conclusão de nossos projetos de geração renováveis existentes, expansão de nosso portfólio de geração por meio
do desenvolvimento de novos projetos de geração de energia convencional e renovável e manutenção da nossa
posição de líder de mercado em projetos de fontes de energia renovável.
Em 2011, nós nos tornamos a maior empresa de energia renovável do Brasil ao constituir a CPFL Energias
Renováveis e adquirindo 100% das ações da Jantus, uma empresa envolvida na geração de energia através de fontes
renováveis, especialmente energia eólica. Em 2012, a nossa capacidade instalada aumentou para 2.961 MW, dos quais
2.234 MW foram gerados de forma convencional e 727 MW gerados através de fontes renováveis. Isso representou um
aumento de 12,0% comparado a 2011, quando a nossa capacidade instalada era de 2.644 MW. Esse aumento foi devido
a (i) aquisição do complexo eólico Bons Ventos, concluída em 19 de junho de 2012, (ii) o início das operações nas
termoelétricas Bio Ipê e Bio Pedra em 17 de maio de 2012 e 31 de maio de 2012, respectivamente; (iii) a aquisição da
usina termoelétrica Ester, concluída em 18 de outubro de 2012; (iv) o início das operações da usina solar Tanquinho
em 27 de novembro de 2012; e (v) o início das operações da pequena central hidrelétrica Salto Góes em 28 de
dezembro de 2012. Em janeiro de 2012, firmamos um Contrato de Compra e Venda para a aquisição de 100% das
ações dos parques eólicos Atlântica I, Atlântica II, Atlântica IV e Atlântica V, que entrarão em operação em 2013.
Concluímos a aquisição dos parques eólicos Atlântica em 23 de março de 2012. Ademais, os parques eólicos Santa
Clara estão prontos para iniciar a geração de energia (embora a construção das linhas de transmissão ainda não esteja
concluída). Temos obtido receita dos parques eólicos Santa Clara, conforme contratado através do “Leilão de Energia
de Reserva de 2009” desde julho de 2012.
Até o final de 2013, quando é esperado que as usinas de energia termoelétricas a biomassa Coopcana e
Alvorada e os parques eólicos Campo dos Ventos II, Macacos I e Atlântica se tornem totalmente operacionais, nossa
capacidade instalada poderá alcançar 3.169 MW. Até o final de 2016, quando é esperado que os parques eólicos
3
Este número inclui os sete parques eólicos Santa Clara com capacidade instalada de 188 MW. Temos obtido receita dos parques eólicos Santa Clara,
conforme contratado através do “Leilão de Energia de Reserva de 2009” desde julho de 2012. Embora a construção das linhas de transmissão ainda
não esteja concluída, esses parques eólicos estão prontos para iniciar a geração de energia.
18
Campo dos Ventos I, III e V (“Complexo Campo dos Ventos”) e o complexo São Benedito tornem-se operacionais,
poderá alcançar 3.327 MW. Parte dessas usinas de geração tem contratos associados de compra e venda de energia de
longo prazo ("PPAs"), aprovados pela ANEEL, que acreditamos nos garantirão uma taxa atraente de retorno sobre o
investimento. Nós também temos um conjunto de projetos de 3.800 MW (do qual nossa participação é de 2,394 MW) a
ser desenvolvido nos próximos anos através da nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis. A medida que aumenta o
consumo per capita de energia elétrica no Brasil, acreditamos que continuarão a surgir novas oportunidades de
investimento em mais projetos de geração de energia convencional e renovável.
Foco na melhoria contínua de nossa eficiência operacional. A distribuição de energia elétrica em nossas
áreas de concessão de distribuição é nosso maior segmento de negócio, representando aproximadamente 69,9% de
nosso lucro líquido consolidado. Continuamos nos concentrando em melhorar a qualidade do nosso serviço e em
manter custos operacionais eficientes, explorando sinergias e tecnologias. Fazemos igualmente um esforço para
padronizar e atualizar nossas operações regularmente, introduzindo sistemas automatizados sempre que possível. Em
2011, iniciamos o programa Tauron, com o objetivo de obter um avanço importante com base em tecnologias de redes
inteligentes que aumentam a nossa eficiência operacional, permitindo-nos controlar remotamente nossas operações e
evitando deslocamento de pessoal. No âmbito do programa Tauron, nossos principais projetos relacionam-se à
mobilidade, telemetria, autossolução de problemas, gestão de ativos e gestão de performance. Esperamos implementar
totalmente o projeto Tauron até 2014.
Ampliação e fortalecimento dos nossos negócios de comercialização e serviços. Os Consumidores Livres
representam um segmento relevante do mercado de energia elétrica no Brasil (aproximadamente 27% da participação
de mercado). Buscamos celebrar contratos bilaterais (através da CPFL Brasil, nossa subsidiária de comercialização)
com antigos consumidores de nossas empresas de distribuição que se tornaram Consumidores Livres, além de atrair
outros Consumidores Livres fora das áreas de concessão de nossas distribuidoras. A fim de atingir esse objetivo,
incentivamos as relações positivas com os consumidores, prestando serviços, consultoria estratégica e suporte à tomada
de decisão em questões relacionadas à energia elétrica.
Posicionamento para nos beneficiar da consolidação do setor, com base em nossa experiência na
integração e reestruturação bem-sucedidas de outras operações. Acreditamos que, com a estabilização do ambiente
regulatório no setor energético brasileiro, haverá substancial consolidação nos setores de geração, transmissão e,
sobretudo, distribuição. Dada a solidez de nossa situação financeira e nossa capacidade gerencial, acreditamos estar em
boa posição para nos beneficiar dessa consolidação. Se houver ativos promissores disponíveis em termos atraentes,
podemos fazer as aquisições que complementam nossas operações existentes, proporcionando à nossa empresa e aos
nossos consumidores oportunidades adicionais de usufruir as vantagens da economia de escala.
Manutenção de um alto nível de responsabilidade social nas comunidades em que operamos. Objetivamos
manter nossas operações comerciais nos mais altos padrões de responsabilidade social e desenvolvimento sustentável.
Também apoiamos as iniciativas de fomento aos interesses econômico, cultural e social das comunidades em que
operamos e de contribuição para seu contínuo desenvolvimento.
Adesão às melhores normas de governança corporativa. Dedicamo-nos a manter os mais altos padrões de
transparência gerencial e governança corporativa, oferecendo direitos equitativos aos acionistas e, buscando valor para
nossos acionistas por meio de várias medidas, inclusive o aumento da disponibilidade de nossas ações em circulação e
sua liquidez.
19
Nossas Áreas de Concessão
Distribuição
Nossa empresa é uma das maiores distribuidoras de energia elétrica do Brasil, com base na quantidade de
energia elétrica que distribuímos em 2012. Juntas, nossas oito distribuidoras fornecem energia elétrica para uma região
que abrange 175.2374 quilômetros quadrados predominantemente nos Estados de São Paulo e do Rio Grande do Sul.
Suas áreas de concessão incluem 559 municípios e uma população de aproximadamente 18 milhões de pessoas. Juntas,
elas forneciam energia elétrica para aproximadamente 7,2 milhões de consumidores em 31 de dezembro de 2012.
Nossas oito subsidiárias distribuíam aproximadamente 13% do total da energia elétrica distribuída no Brasil, com base
nos dados da Empresa de Pesquisas Energéticas – EPE.
Distribuidoras
Possuímos oito distribuidoras de energia elétrica:
4
Estes números consideram apenas as municipalidades dentro da área de cada subsidiária. Favor notar que também servimos consumidores em
municipalidades dentro da área de concessão de outra concessionária, que, por alguma razão, não são atendidos por tal concessionária.
20
•
CPFL Paulista. A Companhia Paulista de Força e Luz ("CPFL Paulista") distribui energia elétrica para uma
área de concessão que abrange 90.440 quilômetros quadrados no Estado de São Paulo, com uma população de
aproximadamente 9,5 milhões de pessoas. Sua área de concessão cobre 2345 municípios, incluindo as cidades
de Campinas, Bauru, Ribeirão Preto, São José do Rio Preto, Araraquara e Piracicaba. A CPFL Paulista tinha
aproximadamente 3,9 milhões de consumidores em 31 de dezembro de 2012. Em 2012, a CPFL Paulista
distribuiu 21.521 GWh de energia elétrica, respondendo por aproximadamente 22,0% do total da energia
elétrica distribuída no Estado de São Paulo e 6,6% do total da energia elétrica distribuída no Brasil, durante
esse período.
•
CPFL Piratininga. A Companhia Piratininga de Força e Luz ("CPFL Piratininga") distribui energia elétrica
para uma área de concessão que abrange 5.618 quilômetros quadrados na parte sul do Estado de São Paulo,
com uma população de aproximadamente 3,8 milhões de pessoas. Sua área de concessão abrange 27
municípios, inclusive as cidades de Santos, Sorocaba e Jundiaí. A CPFL Piratininga tinha aproximadamente
1,5 milhões de consumidores em 31 de dezembro de 2012. Em 2012, a CPFL Piratininga distribuiu 9.156
GWh de energia elétrica, representando aproximadamente 11,4% do total da energia elétrica distribuída no
Estado de São Paulo e 3,4% do total da energia elétrica distribuída no Brasil, durante esse período.
•
RGE. A Rio Grande Energia S.A. ("RGE") distribui energia elétrica para uma área de concessão que abrange
58.823 quilômetros quadrados no Estado do Rio Grande do Sul, com uma população de aproximadamente 3,8
milhões de habitantes. Sua área de concessão abrange 253 municípios, incluindo as cidades de Caxias do Sul
e Gravataí. A RGE tinha aproximadamente 1,4 milhões de consumidores em 31 de dezembro de 2012. Em
2012, a RGE distribuiu 7.690 GWh de energia elétrica (6.533 GWh distribuídos a Consumidores Finais e
1.157 GWh distribuídos principalmente a pequenas concessionárias e pequenas cooperativas de eletrificação
rural), que respondem por aproximadamente 33,8% do total da energia elétrica distribuída no Estado do Rio
Grande do Sul e 2,1% do total da energia elétrica distribuída no Brasil, durante este período.
•
CPFL Santa Cruz. A Companhia Luz e Força Santa Cruz ("CPFL Santa Cruz") distribui energia elétrica para
uma área de concessão que abrange 11.870 quilômetros quadrados, que inclui 24 municípios da região
noroeste do Estado de São Paulo e três5 municípios do Estado do Paraná. Em 2012, a CPFL Santa Cruz
distribuiu 1.004 GWh de energia elétrica para aproximadamente 191.071 consumidores, que respondem por
aproximadamente 0,8% do total da energia elétrica distribuída no Estado de São Paulo e 0,2% do total da
energia elétrica distribuída no Brasil, durante este período.
•
CPFL Jaguari. A Companhia Jaguari de Energia ("CPFL Jaguari") distribui energia elétrica para uma área de
concessão que abrange 252 quilômetros quadrados, que inclui dois municípios do Estado de São Paulo. Em
2012, a CPFL Jaguari distribuiu 442 GWh de energia elétrica para aproximadamente 34.972 consumidores.
•
CPFL Mococa. A Companhia Luz e Força de Mococa ("CPFL Mococa") distribui energia elétrica para uma
área de concessão que abrange 1.844 quilômetros quadrados, que inclui um município do Estado de São Paulo
e três5 municípios do Estado de Minas Gerais. Em 2012, a CPFL Mococa distribuiu 202 GWh de energia
elétrica para aproximadamente 42.872 consumidores.
•
CPFL Leste Paulista. A Companhia Leste Paulista de Energia ("CPFL Leste Paulista") distribui energia
elétrica para uma área de concessão que abrange 2.589 quilômetros quadrados, que inclui sete municípios do
Estado de São Paulo. Em 2012, a CPFL Leste Paulista distribuiu 266 GWh de energia elétrica para
aproximadamente 53.202 consumidores.
•
CPFL Sul Paulista. A Companhia Sul Paulista de Energia ("CPFL Sul Paulista") distribui energia elétrica
para uma área de concessão que abrange 3.802 quilômetros quadrados, que inclui cinco municípios do Estado
de São Paulo. Em 2012, a CPFL Sul Paulista distribuiu 365 GWh de energia elétrica para aproximadamente
77.505 consumidores.
Rede de Distribuição
Nossas oito distribuidoras possuem linhas de distribuição com níveis de tensão que variam de 34,5 kV a 138
kV. Essas linhas distribuem energia elétrica a partir do ponto de conexão com a Rede Básica para nossas subestações
de energia em cada uma de nossas áreas de concessão. Todos os consumidores conectados a essas linhas de
distribuição, tais como Consumidores Livres ou outras concessionárias, estarão obrigados a pagar uma Tarifa de Uso
do Sistema de Distribuição (“TUSD”).
21
Cada uma de nossas subsidiárias possui uma rede de distribuição composta predominantemente de linhas
aéreas e subestações com níveis de tensão sucessivamente menores. Os consumidores são classificados em diferentes
níveis de tensão, com base na energia elétrica consumida e em sua demanda por energia elétrica. Grandes
consumidores industriais e comerciais recebem energia elétrica em níveis de tensão elevados (até 138 kV), ao passo
que consumidores industriais e comerciais menores, assim como os residenciais, recebem energia elétrica em faixas de
tensão mais baixas (2,3 kV e abaixo).
Em 31 de dezembro de 2012, nossas Redes de Distribuição consistiam em 235.498 quilômetros de linhas de
distribuição incluindo 327.455 transformadores de distribuição. Nossas oito distribuidoras tinham 9.644 km de linhas
de distribuição de alta tensão entre 34,5 kV e 138 kV. Naquela data, detínhamos 446 subestações transformadoras de
alta tensão para média tensão para subsequente distribuição, com capacidade total de transformação de 13.650
megavolt amperes. Entre os consumidores industriais e comerciais em nossa área de concessão, 308 recebiam energia
elétrica em 69 KV, 88 KV ou 138 kV, distribuída por meio de conexões diretas às nossas linhas de distribuição em alta
tensão.
Performance do Sistema
Perdas de Energia elétrica
Enfrentamos dois tipos de perdas de energia elétrica: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas técnicas
são inerentes ao fluxo de energia elétrica através do sistema de distribuição. As perdas comerciais são perdas que
resultam de conexões ilegais, fraude ou erros de faturamento e similares. Os índices de perda de energia das nossas três
maiores distribuidoras (CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE) são mais favoráveis do que o percentual médio de
outras importantes distribuidoras brasileiras em 2011, segundo as informações mais recentes disponibilizadas pela
Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia Elétrica ("ABRADEE"), uma associação do setor.
Estamos também nos empenhando ativamente em reduzir as perdas comerciais decorrentes de conexões
ilegais, fraude ou erros de faturamento. Para isso, em cada uma de nossas oito subsidiárias, destacamos equipes
técnicas qualificadas, aumentamos as reposições de equipamentos de medição obsoletos e desenvolvemos um
programa de computador para descobrir e analisar faturamentos irregulares. Foram realizadas 332.777 inspeções em
2012, o que acreditamos ter conduzido a uma recuperação de recebíveis estimada em mais de R$42,1 milhões.
Interrupções de Energia
A tabela abaixo determina, para cada uma de nossas subsidiárias, a frequência e duração das interrupções de
energia por consumidor nos anos de 2012 e 2011:
Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012
CPFL
Paulista
CPFL
Piratininga
RGE
CPFL
Santa Cruz
CPFL
Jaguari
CPFL
Mococa
CPFL Leste
Paulista
CPFL Sul
Paulista
FEC1
5,37
4,24
8,94
5,83
4,66
5,69
6,57
9,10
DEC2
7,48
5,66
14,61
5,28
4,49
5,83
8,26
10,8
(I) Frequência de interrupções por consumidor por ano (número de interrupções)
(2) Duração das interrupções por consumidor por ano (em horas)
Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011
FEC1
DEC2
CPFL
Paulista
CPFL
Piratininga
RGE
CPFL
Santa Cruz
CPFL
Jaguari
CPFL
Mococa
CPFL Leste
Paulista
CPFL Sul
Paulista
5,36
6,77
4,87
6,44
9,44
15,19
8,15
8,43
5,10
7,00
5,24
5,95
6,17
9,66
5,73
9,06
(1) Frequência de interrupções por consumidor por ano (número de interrupções)
(2) Duração das interrupções por consumidor por ano (em horas)
Estamos continuamente buscando melhorar a qualidade e confiabilidade de nosso fornecimento de energia,
tendo como parâmetro as medições de frequência e duração de nossas interrupções de energia. De acordo com os dados
22
da ABRADEE de 2011, nossa frequência e duração média das interrupções por consumidor durante os últimos anos se
comparam favoravelmente com as médias para as demais distribuidoras brasileiras.
Com base nos dados publicados pela ANEEL, a duração e frequência das interrupções da CPFL Paulista e da
CPFL Piratininga estão entre as mais baixas do Brasil em comparação com companhias de tamanho similar. A duração
das interrupções da RGE são comparativamente mais altas do que aquelas da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga,
porém permanecem em linha com o índice médio para as empresas de energia no sul do Brasil, principalmente em
decorrência da falta de redundância em seu sistema de distribuição, do uso de linhas de média tensão e de um nível
menor de automação na rede. Entretanto, estes indicadores de duração e freqüência estão abaixo da média nacional.
A ANEEL estabelece indicadores de desempenho por consumidor para serem seguidos pelas empresas de
energia. Caso estes indicadores não sejam alcançados, somos obrigados a reembolsar nossos consumidores, e nossas
receitas são negativamente afetadas. Em 2011, de acordo com informações da ANEEL, o valor que reembolsamos aos
nossos consumidores foi menor que o valor médio reembolsado por outras empresas de energia de porte similar.
Nossas subsidiárias de distribuição têm tecnologia de construção e manutenção que permite reparos em redes
energizadas sem interrupção do serviço, resultando em níveis baixos de interrupção programada, da ordem de até 14%
do total de interrupções. As interrupções não programadas em razão de acidentes ou causas naturais, inclusive
descargas atmosféricas, incêndio e ventos representaram o total remanescente de nossas interrupções. Em 2012,
investimos um total de R$1.403 milhões em melhorias em (i) logística de nossas operações, (ii) nossos sistemas, e (iii)
nossa infraestrutura para dar suporte às operações, através de nossos diferentes segmentos de negócio. Esperamos
investir um adicional de R$1.033 milhões para tais finalidades em 2013.
Estamos empenhados em melhorar nossos tempos de atendimento para serviços de reparos. Os indicadores de
qualidade para o abastecimento de energia pela CPFL Paulista e pela CPFL Piratininga mantiveram níveis de
excelência ao mesmo tempo em que cumpriram os padrões regulatórios. Isto também resultou de nossa logística
operacional eficiente, inclusive do posicionamento estratégico de nossas equipes, da tecnologia e automação de nossa
rede e centros de operação, junto a um plano de manutenção e conservação preventivo.
Compras de Energia Elétrica
A maior parte da energia elétrica que vendemos é adquirida de partes não relacionadas, em vez de ser gerada
em nossas instalações. Em 2012, 11,2% do total de energia elétrica adquirido por nossas distribuidoras foi adquirido de
nossas subsidiárias de geração.
Em 2012, compramos 10.781 GWh de energia elétrica de Itaipu, chegando a 17,9% do total da energia elétrica
adquirida. Itaipu está localizada na fronteira entre Brasil e Paraguai e é objeto de um tratado bilateral entre os dois
países, por meio do qual o Brasil se comprometeu a comprar quantidades de energia elétrica previamente estabelecidas.
Este tratado irá expirar em 2023. As prestadoras de serviços públicos de energia elétrica que operam por concessões
nas regiões Centro-Oeste, Sul e Sudeste do Brasil são obrigadas por lei a comprar uma parte da energia elétrica que o
Brasil é obrigado a comprar de Itaipu. As quantidades que essas empresas estão obrigadas a comprar são regidos por
contratos take-or-pay, com tarifas estabelecidas em dólares norte-americanos por kW. A ANEEL determina
anualmente a quantidade de energia elétrica a ser vendida por Itaipu. Pagamos pela energia adquirida de Itaipu de
acordo com a proporção entre a quantidade estabelecida pela ANEEL e nossa quota-parte estabelecida por lei,
independentemente de Itaipu ter gerado essa quantidade de energia elétrica ou não por um preço de US$24,88/kW.
Nossas compras representam aproximadamente 17,0% do fornecimento total de Itaipu para o Brasil. Essa quota-parte
foi fixada por lei, de acordo com a quantidade de energia elétrica vendida em 1991. As tarifas pagas são estabelecidas
de acordo com o tratado bilateral e fixadas de maneira a cobrir as despesas operacionais de Itaipu, e os pagamentos do
principal e juros das dívidas de Itaipu expressos em dólares norte-americanos, assim como os custos de transmissão da
energia a suas áreas de concessão.
A usina de Itaipu tem uma rede de transmissão exclusiva. As companhias de distribuição pagam uma taxa para
o uso dessa rede.
Em 2012, pagamos uma média de R$104,98 por MWh para as compras de energia elétrica de Itaipu, em
comparação com R$89,68 durante 2011 e R$93,23 durante 2010. Esses números não incluem a taxa de transmissão.
Compramos 49.471 GWh de energia elétrica em 2012 de outras empresas geradoras que não Itaipu, o que
representa 82,1% do total da energia elétrica que adquirimos. Pagamos uma média de R$113,95/MWh por compras de
23
energia elétrica de empresas geradoras que não são a Itaipu, comparado com R$110,73/MWh em 2011 e
R$109,47/MWh em 2010. Para obter mais informações sobre o mercado regulado e o ambiente de contratação livre,
consulte "- O Setor Elétrico Brasileiro - A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico".
A tabela a seguir mostra os valores adquiridos de nossos fornecedores no mercado regulado e no ambiente de
contratação livre, para os períodos indicados.
Exercício encerrado em 31 de dezembro de
2012
2011
2010
(in GWh)
Energia comprada para revenda:
Itaipu Binacional...........................................................................................
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE .............................
PROINFA .....................................................................................................
Energia adquirida no Ambiente de Contratação Livre
e por meio de contratos bilaterais ..................................................................
Total .................................................................................................................
10.781
8.656
1.070
10.855
5.002
1.032
10.835
3.373
1.133
39.745
60.252
33.964
50.853
37.043
52.384
As previsões de nosso fornecimento de energia elétrica são regidas por regulamentação da ANEEL. As
principais disposições de cada contrato dizem respeito à quantidade de energia elétrica adquirida, o preço, inclusive os
reajustes para os diversos fatores, tais como os índices de inflação e a duração do contrato.
Em 2013, todas as companhias distribuidoras do Brasil compraram energia elétrica de produtores de energia
cujas concessões foram renovadas nos termos da Lei n. 12.783/13. As tarifas e valores de energia elétrica a ser
adquirida por cada companhia distribuidora, bem como as disposições dos contratos aplicáveis entre companhias
distribuidoras e produtores de energia, serão definidos pela ANEEL. Nossa expectativa é que as tarifas de aquisição de
energia elétrica pelos distribuidores sejam inferiores aos atuais preços médios da energia elétrica.
Tarifas de Transmissão. Em 2012, pagamos um total de R$1.574 milhões em tarifas pelo uso da rede de
transmissão, inclusive as tarifas da Rede Básica, as tarifas de conexão e transmissão de energia elétrica de alta tensão
de Itaipu às taxas estabelecidas pela ANEEL.
Consumidores e Tarifas
Consumidores
Classificamos nossos consumidores em cinco categorias principais. Consulte a Nota 25 de nossas demonstrações
financeiras auditadas e consolidadas para um detalhamento de nossas vendas por categoria.
•
•
•
•
•
Consumidores industriais. As vendas para consumidores industriais finais responderam por 25,7% de nossas
receitas de vendas de energia elétrica em 2012.
Consumidores residenciais. As venda para consumidores residenciais finais responderam por 41,7% de
nossas receitas de vendas de energia elétrica em 2012.
Consumidores comerciais. As vendas para consumidores comerciais finais, que incluem as empresas
prestadoras de serviços, universidades e hospitais, responderam por 21,3% de nossas receitas de vendas de
energia elétrica em 2012.
Consumidores rurais. As vendas para consumidores rurais responderam por 3,1% de nossas receitas de
vendas de energia elétrica em 2012.
Outros consumidores. As venda para os demais consumidores, que incluem serviços públicos, tais como
iluminação pública, responderam por 8,2% de nossas receitas de vendas de energia elétrica em 2012.
Tarifas de Distribuição no Varejo. Classificamos nossos consumidores em dois grupos diferentes:
consumidores do Grupo A e consumidores do Grupo B, com base no nível de tensão em que a energia elétrica lhes é
fornecida. Cada consumidor se enquadra em certo nível tarifário definido por lei e com base em sua respectiva
classificação. Alguns descontos estão disponíveis dependendo da classificação do consumidor, nível tarifário ou
ambiente de negociação (Consumidores Livres e geradoras). Os consumidores do Grupo B pagam tarifas mais altas. As
tarifas no Grupo B variam por tipos de consumidor (residencial, rural outras categorias e iluminação pública). Os
Consumidores no Grupo A pagam tarifas menores, decrescendo de A4 para Al, pois seu fornecimento é feito em
voltagens mais elevadas, que demandam menor utilização do sistema de distribuição de energia elétrica. As tarifas que
cobramos pelas vendas de energia elétrica aos Consumidores Finais são determinadas segundo nossos contratos de
24
concessão e regras ratificadas pela ANEEL. Esses contratos de concessão e a regulamentação correlata estabelecem um
preço máximo com reajustes anuais, periódicos e extraordinários. Para maiores informações sobre o regime regulatório
aplicável à nossas tarifas e respectivos reajustes, consulte "- O Setor Elétrico Brasileiro".
Os consumidores do Grupo A recebem energia elétrica em tensões iguais ou superiores a 2,3 kV. As tarifas
para os consumidores do Grupo A têm por base os níveis de tensão de fornecimento de energia elétrica no horário do
dia em que a energia elétrica é fornecida. Os consumidores podem optar por uma tarifa diferente da aplicável nos
períodos de pico a fim de otimizar a utilização da rede elétrica. As tarifas aplicáveis aos consumidores do Grupo A
contêm dois componentes: TUSD e cobrança pelo consumo de energia. A TUSD, expressa em Reais por kW, tem por
base (i) a potência firme contratada ou (ii) a potência efetivamente utilizada. A cobrança pelo consumo de energia,
expressa em Reais por MWh, tem por base o valor da energia elétrica efetivamente consumida. Os consumidores do
Grupo A são aqueles que poderão optar pela compra de energia no Mercado Livre/Ambiente de Contratação Livre nos
termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Consulte “- O Setor Elétrico Brasileiro – Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico”.
Os consumidores do Grupo B recebem energia elétrica em tensão inferior a 2,3 kV (220 V e 127 V). As tarifas
para os consumidores do Grupo B consistem numa demanda e cobrança pelo consumo de energia, ambas cobradas em
R$/MWh.
As tabelas a seguir contêm informações relativas à média de nossos preços de fornecimento para cada
categoria de consumidor em 2012 e 2011. Estes preços incluem tributos (ICMS, PIS e COFINS) e são calculados com
base em nossas vendas e na quantidade de energia elétrica vendida em 2012 e 2011.
Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
Total Vendas/
quantidade Vendida
CPFL
Paulista
CPFL
Piratininga
RGE
CPFL
Santa
Cruz
435,92
337,54
362,04
201,74
268,94
421,82
323,62
369,08
230,32
263,54
574,07
387,23
542,93
286,14
212,53
364,69
364,89
416,12
CPFL
Leste
Paulista
CPFL Sul
Paulista
CPFL
Jaguari
CPFL
Mococa
(R$/MWh)
499,93
517,27
369,94
405,36
445,90
481,60
238,51
265,33
199,61
343,06
484,53
342,09
441,20
252,28
313,66
408,83
287,36
366,92
215,05
263,45
561,97
366,44
467,04
270,56
322,24
367,08
393,87
313,75
423,06
CPFL Sul
Paulista
CPFL
Jaguari
CPFL
Mococa
481,14
325,14
457,17
252,16
308,73
384,20
404,51
292,58
363,79
211,65
262,51
314,96
551,81
355,70
461,81
264,64
317,38
409,66
407,33
Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011
CPFL
Paulista
CPFL
Piratininga
RGE
CPFL
Santa Cruz
CPFL
Leste
Paulista
(R$/MWh)
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
Total
Vendas/Quantidade
Vendida
416,68
322,85
349,56
192,31
263,01
348,63
418,90
313,27
366,33
226,27
278,88
359,99
541,53
365,08
516,05
278,91
375,98
440,20
483,21
373,34
437,55
235,28
312,84
399,14
511,15
416,55
476,79
257,46
340,36
400,59
De acordo com as regras em vigor, consumidores residenciais podem ser elegíveis para pagar tarifas reduzidas
se: (i) seus rendimentos mensais forem iguais ou inferiores à metade do salário mínimo, (ii) seus rendimentos mensais
forem inferiores a três salários mínimos, e um (ou mais) dos membros da família possuírem uma doença que exija uso
contínuo de um equipamento elétrico, ou (iii) eles recebem determinados benefícios sob programas sociais do Governo
Federal. Para se beneficiarem desses regulamentos, esses consumidores devem se registrar com o respectivo cadastro
do Governo Federal. Os descontos aplicados às tarifas dependem da quantidade de energia consumida. Os descontos
variam de 10% a 65% para consumo de energia variando de 30 KW até 220 KW por mês. Um outro benefício
concedido a esses consumidores residenciais é o de que eles não necessitam pagar a tarifa do programa PROINFA ou
25
qualquer tarifa extraordinária aprovada pela ANEEL.
TUSD. De acordo com as leis e regulações aplicáveis, somos obrigados a permitir que consumidores de outras
concessionárias usem nossos sistemas de distribuição de alta tensão, inclusive os Consumidores Livres em nossas áreas
de concessão de distribuição que são abastecidos por outros distribuidores. Todos os nossos consumidores devem pagar
também uma taxa pelo uso de nossa rede (TUSD). Em 2012, as receitas de tarifas pelo uso de nossa rede por
Consumidores Livres totalizaram R$1.412 milhões. A tarifa média pelo uso de nossa rede foi de R$89,07/MWh e
R$90,03/MWh em 2012 e 2011, respectivamente, incluindo a TUSD que cobramos de outras distribuidoras conectadas
às nossas Redes de Distribuição.
Procedimentos de Faturamento
O procedimento que utilizamos para faturamento e pagamento da energia elétrica fornecida a nossos
consumidores é determinado por categorias de consumidor e de tarifas. As leituras de medidores e o faturamento são
realizados mensalmente para os consumidores de baixa tensão, com exceção dos consumidores rurais, cuja leitura é
realizada em uma periodicidade que varia de um a três meses, de acordo com a legislação em vigor. As faturas são
emitidas com base nas leituras dos medidores ou no uso estimado. Os consumidores de baixas tensões são faturados no
prazo de três dias úteis após a leitura, sendo o respectivo vencimento no prazo de até cinco dias úteis a contar da data
da apresentação da fatura. Na hipótese de inadimplência, uma notificação acompanhada da fatura do mês seguinte é
encaminhada ao consumidor inadimplente, conforme a qual um prazo de até 15 dias é concedido para que o saldo
devedor seja quitado pelo consumidor inadimplente. Caso o pagamento não seja recebido em até três dias contados do
término do prazo de 15 dias, o fornecimento de energia elétrica do consumidor poderá ser suspenso. Nós também
podemos tomar outras medidas, tais como a inclusão dos consumidores nas listas de devedores das agências de
informação de crédito, ou cobrança extrajudicial ou judicial através de agências de cobrança.
Os consumidores de alta tensão são faturados mensalmente, sendo o pagamento devido no prazo de cinco dias
úteis após o recebimento da fatura. Na hipótese de inadimplência, uma notificação é enviada ao consumidor
inadimplente em até quatro dias úteis, conforme a qual um prazo de 15 dias é concedido para o pagamento. Não
ocorrendo o pagamento, em até três dias contados do término do prazo de 15 dias, o fornecimento ao consumidor é
interrompido.
De acordo com dados da ABRADEE para 2011, o percentual de consumidores inadimplentes das nossas três
maiores distribuidoras são favoravelmente comparáveis à média de outras principais distribuidoras brasileiras de
energia elétrica. Para este fim, os consumidores inadimplentes são aqueles cujas faturas estão de um a 90 dias em
atraso. Faturas em atraso por mais de 90 dias são consideradas não recuperáveis.
Atendimento ao Consumidor
Empenhamo-nos em prestar aos nossos consumidores do segmento de distribuição serviços de atendimento de
alta qualidade. Operamos centrais de atendimento em cada uma de nossas subsidiárias de distribuição, que prestam
serviço ao consumidor 24 horas por dia, sete dias por semana. Em 2012, nossas centrais de atendimento atenderam
aproximadamente 12,0 milhões de chamadas. Também prestamos serviço de atendimento ao consumidor por meio de
nosso website na Internet, que processou aproximadamente 12,3 milhões de solicitações de consumidores em 2012, e
através de nossas filiais as quais atenderam aproximadamente 3,2 milhões de solicitações de consumidores em 2012. O
crescimento em solicitações eletrônicas nos permitiu reduzir os custos de atendimento ao consumidor e fornecer
assistência através do nosso call center a um grande número de consumidores sem acesso à Internet. Após o
recebimento de uma solicitação de serviço de consumidor, enviamos nossos técnicos para efetuar os reparos
necessários.
Geração de Energia Elétrica
Estamos expandindo ativamente nossa capacidade de geração. De acordo com as normas brasileiras, as
receitas de geração dependem, principalmente, da energia assegurada de cada usina, e não de sua capacidade instalada
ou energia efetivamente gerada. A energia assegurada é a quantidade fixa de energia elétrica estabelecida pelo governo
brasileiro no respectivo contrato de concessão. Para determinadas empresas, a geração é periodicamente determinada
pelo ONS, tendo em vista a demanda e as condições hidrológicas. Caso vendam sua energia e participem no MRE as
geradoras receberão pelo menos o valor da receita correspondente à energia assegurada, mesmo que não tenham
efetivamente gerado a totalidade da energia. Por outro lado, caso a geração de uma usina exceda sua energia
assegurada, sua receita adicional será apenas igual aos custos correlatos. A maioria das nossas usinas hidrelétricas faz
26
parte do MRE, o que atenua os riscos hidrológicos.
Em 31 de dezembro de 2012, a CPFL Geração possuía participação de 51,54% na energia assegurada da usina
de Serra da Mesa. Por meio de nossas subsidiárias CERAN, BAESA, ENERCAN e Chapecoense, a CPFL Geração
também possui participação em Monte Claro, Barra Grande, Campos Novos, Castro Alves, 14 de Julho e Foz do
Chapecó, que estão operacionais desde dezembro de 2004, novembro de 2005, fevereiro de 2007, março de 2008,
dezembro de 2008 e outubro de 2010, respectivamente. Por meio da CPFL Jaguari Geração, nós possuímos
participação de 6,93% na usina elétrica de Luiz Eduardo Magalhães. Nós também temos autorização para operar três
usinas termoelétricas, duas destas adquiridas em 2009 (Termonordeste e Termoparaíba) através da aquisição da
EPASA (uma subsidiária da CPFL Geração). A Termonordeste iniciou suas operações em 24 de dezembro de 2010 e a
Termoparaíba em 13 de janeiro de 2011.
Em fevereiro de 2012, concluímos a instalação de um sistema de rebaixamento nas unidades de geração da
UHE Foz do Chapecó. Através desse sistema ajudamos o ONS a controlar a potência reativa na região. A ANEEL
reembolsará nosso investimento na Foz do Chapecó em cinco anos, por meio do qual esperamos aumentar nossas
receitas.
As usinas termoelétricas Bio Ipê e Bio Pedra iniciaram suas operações em 17 de maio de 2012 e 31 de maio de
2012, respectivamente. Temos obtido receita dos parques eólicos Santa Clara, conforme contratado através do “Leilão
de Energia de Reserva de 2009” desde julho de 2012. Embora a construção das linhas de transmissão ainda não esteja
concluída, esses parques eólicos estão prontos para iniciar a geração de energia. Em 27 de novembro de 2012 e 28 de
dezembro de 2012, a usina de energia solar Tanquinho e a pequena central hidrelétrica Santo Góes iniciaram as
operações.
Em 2012, concluímos também a aquisição dos parques eólicos Atlântica e Bons Ventos e da usina
termoelétrica Ester em março, junho e outubro, respectivamente.
Em dezembro de 2012, a CPFL Geração foi vencedora no leilão de transmissão de energia elétrica realizado
em dezembro de 2012. A CPFL Geração obteve o direito de construir, manter e operar a subestação Piracicaba,
localizada no estado de São Paulo, com capacidade instalada de 800 MVA, mais de 80.000m2 de área e cerca de 5 km
da subestação CPFL Paulista. A concessão é por um período de 30 anos. Embora a subestação Piracicaba seja um ativo
de transmissão, ela atenderá a rede de distribuição da CPFL em Piracicaba. Nossa Receita Anual Permitida totaliza
R$8.87 milhões. Em 19 de dezembro de 2012, criamos a CPFL Transmissão Piracicaba para operar a Subestação
Piracicaba.
Em 31 de dezembro de 2012, através das nossas subsidiárias CPFL Geração e CPFL Brasil, nós possuíamos
participação de 63,0% na CPFL Energias Renováveis, uma empresa resultante de uma associação com a ERSA,
responsável pelas nossas subsidiárias envolvidas em geração de eletricidade de fontes renováveis. Nós consolidamos
totalmente a CPFL Energias Renováveis em nossas demonstrações financeiras desde 1º de agosto de 2011, mediante a
incorporação da SMITA pela ERSA. Na reunião de 8 de março de 2012, nosso Conselho de Administração aprovou que
bancos de investimentos analisem a possibilidade de um IPO (inicial public offering) nas ações da CPFL Renováveis.
Entretanto, em virtude das condições de mercado, em 4 de outubro de 2012, a CPFL Energias Renováveis protocolou
junto à Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”), um pedido para cancelamento do processo de registro da oferta
pública pretendida. Até a data deste relatório anual, a CPFL Energias Renováveis consiste de:
• 18 subsidiárias envolvidas na geração de energia elétrica através de 35 pequenas centrais hidrelétricas em operação,
com capacidade total instalada de 326,6 MW, localizadas nos Estados de São Paulo, Santa Catarina, Rio Grande do
Sul, Minas Gerais e Mato Grosso;
• 33 subsidiárias envolvidas na geração de energia elétrica de fontes eólicas, das quais (i) quinze5 encontram-se em
operação, com capacidade instalada total de 555,5 MW, localizada no Estado do Ceará e Rio Grande do Norte, e (ii)
18 encontram-se em construção, com uma capacidade instalada estimada de 482 MW, com operações programadas
para serem iniciadas entre 2013 e 2016;
5
Este número inclui os sete parques eólicos Santa Clara com capacidade instalada de 188 MW. Temos obtido receita dos parques eólicos Santa Clara,
conforme contratado através do “Leilão de Energia de Reserva de 2009” desde julho de 2012. Embora a construção das linhas de transmissão ainda
não esteja concluída, esses parques eólicos estão prontos para iniciar a geração de energia.
27
• Oito subsidiárias envolvidas na geração de energia elétrica de biomassa, das quais (i) seis encontram-se em
operação, com capacidade total instalada de 270 MW, localizadas nos Estados de São Paulo e Rio Grande do Norte
e (ii) duas encontram-se em construção, com uma capacidade instalada estimada de 100 MW, com operações
programadas para iniciar em 2013. Em 27 de agosto de 2010, nossa primeira usina movida a bagaço de cana de
açúcar iniciou suas operações, através da CPFL Bioenergia (unidades de geração de energia Baldin) com 45 MW de
capacidade instalada. A CPFL Bio Formosa iniciou as operações em 2 de setembro de 2011, com capacidade
instalada de 40 MW. CPFL Bio Buriti tornou-se operacional em 7 de outubro de 2011 com capacidade instalada de
50 MW. Bio Ipê iniciou suas operações em 17 de maio de2012 com capacidade instalada de 25 MW. Bio Pedra
iniciou suas operações em 31 de maio de 2012 com capacidade instalada de 70 MW. Concluímos a aquisição da
Usina Termelétrica Ester em 18 de outubro de 2012. Ester tem uma capacidade instalada de 40MW;
• uma subsidiária envolvida na geração de energia elétrica de usina de energia solar, com capacidade instalada total de
1,1 MW, localizada no estado de São Paulo. Em 27 de novembro de 2012, a Usina Tanquinho iniciou as operações e
estima-se que gere aproximadamente 1,6 GWh/ano.
Nós também possuímos 12 pequenas centrais hidrelétricas através da CPFL Geração e de algumas de nossas
distribuidoras em 31 de dezembro de 2012.
Nossa capacidade instalada total de todas essas usinas era de 2.961 MW em 31 de dezembro de 2012. A maior
parte da energia elétrica que produzimos provém de nossas usinas hidrelétricas. Geramos 10.570 GWh em 2012, 9.638
GWh em 2011, 9.142 GWh em 2010.
A pedido da ANEEL, em janeiro de 2013 concluímos a transferência da subestação e das linhas de transmissão
exclusivas da Foz do Chapecó para a Rede Básica, reduzindo assim perdas regulatórias derivadas da energia assegurada
das usinas de 1,61% para 0,29% e eliminando custos de manutenção. Esperamos reduzir nossos custos anualmente em
aproximadamente R$7 milhões.
Nós estamos atualmente envolvidos na construção das usinas de cogeração da Alvorada e Coopcana, e parques
eólicos de Campo dos Ventos II, Macacos I, São Benedito, Atlântica e os complexos Campo dos Ventos. Estamos
também atualmente envolvidos na reforma do complexo CERAN. Estamos instalando equipamentos para assegurar a
livre circulação de água nas três usinas hidroelétricas aumentando assim sua disponibilidade. Esperamos concluir a
reforma no complexo CERAN até 2014.
A tabela a seguir traz determinadas informações relativas às nossas instalações em operação em 30 de
dezembro de 2012:
Sociedade
Holding
Partic.
Usinas
Hidrelétricas:
Serra da Mesa
Monte Claro
Nossa
parcela
CPFL Geração
CPFL Geração
Energia assegurada
(GWh)
Capacidade (MW)
TOTAL
51,54%
657,1
1.275,0
65%
84,5
130,0
Entrada
em
Operação
Atualização
da
instalação
Concessão
expira
Nossa
parcela
TOTAL
3.029,5
5.878,0
1998
2028(1)
335,9
516,8
2004
2036
Barra Grande
CPFL Geração
25,01%
172,6
690,0
833,9
3.334,1
2005
2036
Campos Novos
CPFL Geração
48,72%
428,7
880,0
1.612,8
3.310,4
2007
2035
Castro Alves
CPFL Geração
65%
84,5
130,0
364,4
560,6
2008
2036
14 de Julho
Luis Eduardo
Magalhães
CPFL Geração
CPFL Jaguari
Geração
65%
65,0
100,0
284,7
438,0
2008
2036
6,93%
62,5
902,5
319,7
4.613,0
2001
2032
Foz do Chapecó
SUBTOTAL –
Usinas Hidrelétricas
CPFL Geração
51%
436,1
855,0
1.930,0
3.784,3
2010
2036
1.991,0
8.710,9
Usinas
Termoelétricas:
Carioba
CPFL Geração
100%
36,0
36,0
93,7
93,7
1954
2027
CPFL Geração
52,75%
90,1
170,8
572,1
1.084,5
2010
2042
CPFL Geração
52,75%
90,1
170,8
572,1
1.084,5
2011
2042
EPASA
Termonordeste
Termoparaíba
SUBTOTAL –
Usinas
216,2
1.237,8
28
Termoelétricas
Fontes renováveis
Pequenas
Centrais
Hidrelétricas
Cariobinha
CPFL Geração
100%
1,3
1,3
-
-
1936
(2)
2027
Salto do Pinhal
CPFL Geração
100%
0,6
0,6
-
-
1911
(2)
2027
Ponte do Silva
CPFL Geração
100%
0,1
0,1
-
1956
(3)
2027
1947
(3)
CPFL Sul Paulista
100%
0,3
0,3
(4)
Macaco Branco
CPFL Jaguari
100%
2,4
2,4
(4)
Pinheirinho
CPFL Mococa
CPFL Leste
Paulista
CPFL Leste
Paulista
CPFL Leste
Paulista
100%
0,6
0,6
(4)
100%
3,1
3,1
(4)
100%
0,6
0,6
(4)
CPFL Sul Paulista
100%
0,8
0,8
(4)
Lavrinha
Rio do Peixe I
Rio do Peixe II
Santa Alice
São José
-
1911
-
1911
(3)
2042
1925
-
2042
1998
-
2042
1907
(3)
1934
(3)
1925
(3)
100%
15,0
15,0
(4)
-
São Sebastião
CPFL Mococa
100%
0,7
0,7
(4)
-
Turvinho
CPFL Sul Paulista
100%
0,8
0,8
(4)
1912
(3)
Americana
CPFL Renováveis
63,00%
18,9
30,0
44,7
71,0
1949
Andorinhas
CPFL Renováveis
63,00%
0,3
0,5
2,3
3,7
1940
2002
2027
Buritis
CPFL Renováveis
63,00%
0,5
0,8
1,9
3,1
1922
-
2027
Capão Preto
CPFL Renováveis
63,00%
2,7
4,3
12,6
Chibarro
CPFL Renováveis
63,00%
1,6
2,6
9,3
20,0
1911
2008
2027
14,8
1912
2008
2027
Dourados
CPFL Renováveis
63,00%
6,8
10,8
Eloy Chaves
CPFL Renováveis
63,00%
11,8
18,8
38,6
61,2
1926
2002
2027
64,0
101,5
1954
1993
Esmeril
CPFL Renováveis
63,00%
3,2
2027
5,0
15,9
25,2
1912
2003
Gavião Peixoto
CPFL Renováveis
63,00%
2027
3,0
4,8
21,1
33,5
1913
2007
Guaporé
CPFL Renováveis
2027
63,00%
0,4
0,7
3,1
4,9
1950
Jaguari
CPFL Renováveis
63,00%
7,4
11,8
44,7
71,0
1917
2002
2027
Lençóis
CPFL Renováveis
63,00%
1,1
1,7
8,4
13,3
1917
1988
2027
Monjolinho
CPFL Renováveis
63,00%
0,4
0,6
1,5
2,5
1893
2003
2027
Pinhal
CPFL Renováveis
63,00%
4,3
6,8
20,4
32,4
1928
1993
2027
Pirapó
CPFL Renováveis
63,00%
0,4
0,8
3,2
5,1
1952
(3)
Saltinho
CPFL Renováveis
63,00%
0,5
0,8
4,0
6,4
1950
(3)
Salto Grande
CPFL Renováveis
63,00%
2,9
4,6
14,2
22,6
1912
2003
2027
Socorro
CPFL Renováveis
63,00%
0,6
1,0
3,0
4,7
1909
1994
2027
Santana
CPFL Renováveis
63,00%
2,7
4,3
14,5
23,0
1951
2002
2027
Três Saltos
CPFL Renováveis
63,00%
0,4
0,6
3,0
4,7
1928
-
2027
São Joaquim
CPFL Renováveis
63,00%
5,1
8,1
28,0
44,5
1911
2002
2027
Diamante
CPFL Renováveis
63,00%
2,6
4,2
8,8
14,0
2005
-
2019
Santa Luzia
CPFL Renováveis
63,00%
18,0
28,5
101,7
161,4
2007
-
2037
Arvoredo
CPFL Renováveis
63,00%
8,2
13,0
42,9
68,1
2010
-
-
Alto Irani
CPFL Renováveis
63,00%
13,2
21,0
75,6
120,0
2008
-
2032
Plano Alto
CPFL Renováveis
63,00%
10,1
16,0
56,7
90,0
2008
-
2032
CPFL Renováveis
63,00%
14,5
75,1
119,1
2011
-
2029
Cocais Grande
CPFL Renováveis
63,00%
6,3
10,0
28,3
44,9
2009
-
2029
Corrente Grande
CPFL Renováveis
63,00%
8,8
14,0
44,9
71,3
2011
-
2030
Ninho da Águia
CPFL Renováveis
63,00%
6,3
10,0
35,9
56,9
2011
-
2029
CPFL Renováveis
63,00%
12,6
60,8
96,5
2010
-
2032
Barra da
Paciência
(3)
(3)
23,0
29
20,0
Paiol
São Gonçalo
CPFL Renováveis
63,00%
6,9
11,0
41,9
66,6
2010
-
2030
Varginha
CPFL Renováveis
63,00%
5,7
9,0
29,7
47,2
2010
-
2029
Várzea Alegre
CPFL Renováveis
63,00%
4,7
7,5
26,9
42,7
2011
-
2029
Salto Góes
CPFL Renováveis
SUBTOTAL – Pequenas Centrais
Hidrelétricas:
63,00%
12,6
20,0
61,3
97,2
2012
231,0
352,9
1.048,9
Usinas
Termoelétricas a
Biomassa:
Baldin (CPFL
Bioenergia)
2043
CPFL Renováveis
63,00%
28,4
45,0
70,6
112,41
2010
-
2039
Bio Buriti
CPFL Renováveis
63,00%
31,5
50,0
116,0
184,1
2011
-
2040
Bio Formosa
CPFL Renováveis
63,00%
25,2
40,0
88,5
140,4
2011
-
2032
Bio Ipê
CPFL Renováveis
63,00%
15,8
25,0
45,2
71,7
2012
2041
Bio Pedra
CPFL Renováveis
63,00%
44,1
70,0
134,7
213,7
2012
2047
Bio Ester
CPFL Renováveis
SUBTOTAL – Pequenas Centrais
Hidrelétricas
63,00%
25,2
40,0
56,3
89,4
2012
2045
170,2
270,0
511,3
811,6
Parques Eólicos
Praia Formosa
CPFL Renováveis
63,00%
66,2
105,0
165,0
252,6
2009
-
2033
Icaraizinho
CPFL Renováveis
63,00%
34,4
54,6
56,8
266,2
2009
-
2033
Choró
CPFL Renováveis
63,00%
15,9
25,2
69,0
64,6
2009
-
2033
Paracuru
CPFL Renováveis
63,00%
15,9
25,2
144,6
110,2
2008
-
2036
Taiba
CPFL Renováveis
63,00%
10,6
16,8
37,0
58,8
2008
2032
Bons Ventos
CPFL Renováveis
63,00%
31,8
50,4
117,3
186,2
2010
2033
Canoa Quebrada
CPFL Renováveis
63,00%
37,0
58,8
132,9
210,9
2010
2032
Enacel
CPFL Renováveis
63,00%
19,8
31,5
73,4
116,5
2010
2032
Santa Clara I
CPFL Renováveis
63,00%
18,9
30,0
75,6
120,0
2011
2045
Santa Clara II
CPFL Renováveis
63,00%
18,9
30,0
70,1
111,3
2011
2045
Santa Clara III
CPFL Renováveis
63,00%
18,9
30,0
69,0
109,5
2011
2045
Santa Clara IV
CPFL Renováveis
63,00%
18,9
30,0
67,9
107,7
2011
2045
Santa Clara V
CPFL Renováveis
63,00%
18,9
30,0
68,4
108,6
2011
2045
Santa Clara VI
CPFL Renováveis
63,00%
18,9
30,0
67,3
106,9
2011
2045
Eurus
SUBTOTAL –
Parques Eólicos
Usina de Energia
Solar
Tanquinho
SUBTOTAL –
Usina de Energia
Solar
TOTAL (nossa
parcela apenas)
CPFL Renováveis
63,00%
5,0
8,0
17,1
27,2
2011
2045
350,0
555,5
1.231,4
1.957,2
0,7
1,1
1,0
1,7
0,7
1,1
1,0
1,7
CPFL Renováveis
63,00%
2.961,0
2012
12.741,4
(1) Furnas detém a concessão da Serra da Mesa. Temos o direito contratual a 51,54% da energia assegurada desta usina, nos termos do contrato de
arrendamento de 30 anos, com vencimento em 2028.
(2) Usinas inativas.
(3) Projetos hidrelétricos com potência igual ou inferior a 1.000 kW, que são registrados junto ao órgão regulador e fiscalizador do poder concedente,
porém não necessitam de processos de concessão ou autorização para a operação.
(4) Usinas que atualmente não têm energia assegurada aprovada pelo MME. A energia que elas produzem é utilizada por nossas subsidiárias de
distribuição, reduzindo a aquisição de energia. Inscrevemo-nos para um total de 78,6 GWh por ano de energia assegurada para essas nove pequenas
centrais hidrelétricas e estamos aguardando a aprovação do MME e da ANEEL.
Hidrelétricas
Serra da Mesa. Nossa maior usina hidrelétrica em operação é a usina de Serra da Mesa, que adquirimos em
2001 da VBC, um de nossos acionistas controladores. Furnas começou a construção da usina de Serra da Mesa em
30
1985. Em 1994, a construção foi suspensa em razão de falta de recursos, o que levou a uma licitação pública a fim de
retomar a construção. A usina hidrelétrica de energia (“UHE”) de Serra da Mesa possui três unidades geradoras
localizadas no Rio Tocantins, no Estado de Goiás. A usina de Serra da Mesa iniciou operações em 1998 e tem uma
capacidade instalada de 1.275 MW. A concessão para a operação da UHE de Serra da Mesa é detida por Furnas, que
também a opera, e parte das instalações pertence à nossa companhia. Um contrato de arrendamento celebrado por
Furnas, conosco, com duração de 30 anos, iniciado em 1998, assegura-nos o recebimento de 51,54% da energia
assegurada da usina até o ano de 2028, independente da energia efetivamente gerada pela usina, ainda que, na vigência
da concessão, ocorra encampação, caducidade ou vencimento de seu prazo. Vendemos a totalidade da energia elétrica
a Furnas nos termos de um contrato de compra e venda de energia elétrica que expira em 2014 e cujo preço é
reajustado anualmente com base no IGP-M. Após a expiração do contrato de compra e venda de energia elétrica com
Furnas, até 2028 manteremos o direito a 51,54% da energia assegurada de Serra da Mesa. Porém teremos autorização
para comercializá-la de acordo com os regulamentos aplicáveis à época. Nossa parcela da capacidade instalada e da
energia assegurada da usina hidrelétrica de Serra da Mesa é de 657 MW e de 3.030 GWh/ano, respectivamente. Em 27
de abril de 2012, o MME publicou a Portaria n 262 prorrogando o prazo de concessão para Serra da Mesa até 12 de
novembro de 2039.
Complexo CERAN. Detemos uma participação de 65,0% na CERAN, uma subsidiária à qual foi outorgada,
em março de 2001, uma concessão de 35 anos para a construção, financiamento e operação do complexo hidrelétrico
CERAN. Os demais acionistas são a CEEE (30,0%) e a Desenvix (5,0%). O complexo hidrelétrico CERAN consiste
de três usinas hidrelétricas: Monte Claro, Castro Alves e 14 de Julho. O complexo está localizado no Rio das Antas,
aproximadamente 120 km ao norte de Porto Alegre, próximo à cidade de Bento Gonçalves, no Estado do Rio Grande
do Sul. Todo o Complexo Hidrelétrico CERAN tem capacidade instalada de 360 MW e energia assegurada estimada
em 1.515,5 GWh por ano, dos quais nossa participação será de 985,1 GWh/ano. Vendemos nossa participação na
energia assegurada deste complexo a afiliadas de nosso grupo. Essas unidades são operadas pela CERAN, sob a
supervisão da CPFL Geração.
Monte Claro (Complexo CERAN). Em 2004, a primeira unidade de geração da usina de Monte Claro entrou
em operação, com capacidade instalada de 65 MW e energia assegurada de 509,8 GWh por ano, enquanto em
2006 a segunda unidade de geração entrou em operação, com capacidade instalada de 65 MW e energia
assegurada de 7,0 GWh por ano. A usina possui uma capacidade instalada de 130 MW e energia assegurada
de 516,8 GWh por ano.
Castro Alves (Complexo CERAN). Em março de 2008, a primeira unidade de geração da usina de Castro
Alves entrou em operação, com capacidade instalada de 43,4 MW e energia assegurada de 353,0 GWh por
ano. Em abril de 2008, a segunda unidade de geração entrou em operação, com capacidade instalada de 43,4
MW e energia assegurada de 207,6 GWh por ano. A usina tornou-se completamente operacional em junho de
2008 (quando a terceira unidade de geração iniciou as operações), com uma capacidade total instalada de 130
MW e energia assegurada de 560,6 GWh por ano. A usina Castro Alves adicionou 84,5 MW à nossa
capacidade e 364,4 GWh de energia assegurada por ano.
14 de Julho (Complexo CERAN). A primeira unidade de geração da usina de 14 de Julho se tornou
operacional em dezembro de 2008 e a segunda unidade de geração tornou-se completamente operacional em
março de 2009. Esta usina tem uma capacidade total instalada de 100 MW e uma energia assegurada de 438,0
GWh por ano. A usina 14 de Julho adicionou 65 MW à nossa capacidade e 284,7 GWh de energia assegurada
por ano.
Barra Grande. Essa usina se tornou completamente operacional em 1 de maio de 2006, com uma capacidade
instalada de 690 MW e energia assegurada de 3.334,1 GWh por ano. A CPFL Geração detém 25,01% da participação
nesta usina. Os outros participantes da joint-venture são Alcoa (42,18%), CBA - Companhia Brasileira de Alumínio
(15,00%), DME - Departamento Municipal de Energia elétrica de Poços de Caldas (8,82%) e Camargo Corrêa
Cimentos S.A. (9,00%). Vendemos nossa participação na energia assegurada deste complexo para afiliadas de nosso
grupo.
Campos Novos. Detemos participação de 48,72% na ENERCAN, uma joint-venture formada por um
consórcio de empresas dos setores público e privado ao qual foi outorgada, em maio de 2000, uma concessão de 35
anos para construção, financiamento e operação da Usina Hidrelétrica de Campos Novos. A usina foi construída no Rio
Canoas, no Estado de Santa Catarina e se tornou completamente operacional em 1 de maio de 2007, com uma
capacidade instalada de 880 MW e energia assegurada estimada de 3.310,4 GWh por ano, da qual nossa participação é
de 1.612,9 GWh por ano. Os demais acionistas da ENERCAN são a CBA (24,73%), Votorantim Metais Níqueis S.A.
31
(20,04%) e a CEEE (6,51 %). A usina é operada pela ENERCAN, sob a supervisão da CPFL Geração. A usina
aumentou a nossa capacidade instalada de geração em 428,8 MW. Vendemos nossa participação na energia assegurada
deste complexo para afiliadas de nosso grupo.
Foz do Chapecó. Somos titulares de uma participação de 51,0% na Chapecoense, uma joint-venture formada
por um consórcio de empresas do setor privado e público que nos concedeu uma concessão de 35 anos em novembro
de 2001 para construir, financiar e operar as instalações da hidrelétrica Foz do Chapecó. Os demais 49,0% de
participação na joint-venture estão divididos entre Furnas, que detém uma participação de 40%, e a CEEE, que detém
uma participação de 9,0%. A hidrelétrica Foz do Chapecó está localizada no Rio Uruguai, nas fronteiras entre os
Estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul. A primeira unidade de geração iniciou suas operações em 14 de
outubro de 2010, a segunda em 23 de novembro de 2010, a terceira em 30 de dezembro de 2010 e a quarta em 12 de
março de 2011. A hidrelétrica Foz do Chapecó acrescentou 436,1 MW a nossa capacidade instalada. Da nossa parcela
de 51% na energia assegurada deste projeto, vendemos 40% para afiliadas do nosso grupo e 11% por meio de
CCEARs.
Luiz Eduardo Magalhães. Detemos uma participação de 6,93% na usina de Luiz Eduardo Magalhães,
também conhecida como UHE Lajeado. A usina está localizada no Rio Tocantins, no Estado do Tocantins, e se tornou
completamente operacional em novembro de 2002, com uma capacidade total instalada de 902,5 MW e energia
assegurada de 4.613 GWh por ano. A usina foi construída pela Investco S.A., um consórcio que compreende a Lajeado
Energia, EDP (Energias de Portugal), CEB (Companhia Energética de Brasília) e Paulista Lajeado (que adquirimos em
2007).
Usinas Termoelétricas
Nós temos autorização para operar três usinas termoelétricas. A Termonordeste e a Termoparaíba são
alimentadas por óleo combustível do complexo EPASA, com capacidade total instalada de 341,6 MW e energia
assegurada de 2.169 GWh. Nós possuímos uma participação total de 52,75% na Termonordeste e Termoparaíba. As
usinas Termonordeste e a Termoparaíba estão localizadas na cidade de João Pessoa, no Estado da Paraíba. A construção
destas usinas teve início em outubro de 2009. A energia elétrica dessas usinas foi vendida por meio de CCEARs, e parte
dessa energia foi adquirida por nossas próprias distribuidoras. A Termonordeste entrou em operação em 24 de
dezembro de 2010, e a Termoparaíba em 13 de janeiro de 2011.
A usina Carioba possui uma capacidade instalada de 36 MW, no entanto, está oficialmente fora de operação
desde 19 de outubro de 2011 conforme Ordem n. 4.101 de 2011. Solicitamos a rescisão da concessão da Carioba, uma
vez que a ANEEL reduziu o subsídio associado com a Conta de Consumo de Combustível (“CCC”). A ANEEL
recomendou ao MME o encerramento da concessão da Carioba. O MME está analisando o pedido.
Pequenas Centrais Hidrelétricas.
Operamos 47 pequenas centrais hidrelétricas, das quais 35 são de propriedade da CPFL Energias Renováveis,
três da CPFL Geração e nove de algumas das nossas distribuidoras. Desde 1988, temos investindo em repotenciação e
automação, com o objetivo de aumentar a geração. O programa envolve, principalmente, a troca, renovação ou
instalação de novas turbinas, equipamentos periféricos e sistemas automatizados, bem como restauração da
infraestrutura. Por meio dessas iniciativas, esperamos aumentar a energia assegurada dessas PCHs, a sua geração de
energia elétrica e reduzir os custos operacionais. Por exemplo, devido aos projetos de modernização realizados na
Gavião Peixoto, Chibarro e Capão Preto de 2004 a 2006, o MME aprovou novos níveis de energia assegurada para
estas usinas, aumentando de 19,3 GWh por ano para 33,5 GWh por ano para a Gavião Peixoto, de 6,1 GWh por ano
para 14,8 GWh por ano para Chibarro e de 8,7 GWh por ano para 19,9 GWh por ano para Capão Preto.
A automação dessas PCHs nos permite realizar o controle, supervisão e operação remotamente. Desde nossa
aquisição da CPFL Renováveis estabelecemos um centro de operação para o gerenciamento e monitoramento de nossas
PCHs na cidade de São Paulo (no estado de São Paulo) e na cidade de Fortaleza (no estado do Ceará). Estabelecemos
também um centro de operações para gerenciar e monitorar nossos parques eólicos, fazendo com que todo o ciclo de
produção das PCHs seja atualmente controlado remotamente em tempo real.
Usinas termoelétricas a biomassa
CPFL Bioenergia Em parceria com a Baldin Bioenergia, construímos uma usina de cogeração na cidade de
Pirassununga, no Estado de São Paulo. A construção iniciou-se em outubro de 2008 e a usina entrou em operação em
32
27 de agosto de 2010. Esta usina de cogeração acrescentou 45,0 MW a nossa capacidade instalada. Toda esta energia
elétrica foi vendida à CPFL Brasil.
CPFL Bio Formosa. Em 2009, a CPFL Brasil fundou a usina Baia Formosa (CPFL Bio Formosa), com uma
capacidade instalada de 40 MW. A construção da usina CPFL Bio Formosa começou em março de 2010 e a usina
começou as operações em 2 de setembro de 2011. Em 2006, nosso grupo de consultoria ajudou o Grupo Farias a vender
aproximadamente 11 MW no leilão A-5 (leilão realizado cinco anos antes da data de entrega inicial, veja “Leilões no
Mercado Regulado”) por meio de CCEARs, em vigor até 2025. O sucesso do leilão ajudou a CPFL Brasil a fundar a
Usina Baia Formosa (atualmente CPFL Bio Formosa) em 2009.
CPFL Bio Buriti. Em 23 de março de 2010, a CPFL Bio Buriti (que foi formada para desenvolver projetos de
geração de energia elétrica usando bagaço de cana de açúcar) assinou um contrato de parceria com o Grupo Pedra
Agroindustrial para desenvolver novos projetos de geração a biomassa. A construção da CPFL Bio Buriti começou em
março de 2010 e a usina começou as operações em 7 de outubro de 2011. A capacidade instalada desta usina é de
50 MW. A CPFL Bio Buriti possui um PPA associado em vigor até 2030.
CPFL Bio Ipê. Em 23 de março de 2010, a CPFL Bio Ipê (constituída para desenvolver projetos de geração de
energia de bagaço de cana) celebrou um acordo de parceria com o Grupo Pedra Agroindustrial para desenvolver novos
projetos de biomassa. A construção da CPFL Bio Ipê começou em dezembro de 2010 e a usina iniciou as operações em
17 de maio de 2012. A capacidade instalada desta usina é de 25 MW. Este projeto possui um PPA associado em vigor
até 2032.
CPFL Bio Pedra. Em 23 de março de 2010, a CPFL Bio Pedra (que criamos para desenvolver projetos de
geração de energia elétrica usando bagaço de cana de açúcar) assinou um contrato de parceria com o Grupo Pedra
Agroindustrial para desenvolver novos projetos de geração de biomassa. Bio Pedra iniciou as operações em 31 de maio
de 2012 com uma capacidade instalada de 70 MW. A energia elétrica da Bio Pedra foi vendida em um leilão em 2010,
por meio de CCEARs em vigor até 2027.
CPFL Bio Ester. Em 9 de março de 2012, através de nossa controlada CPFL Energias Renováveis, celebramos
um contrato para a compra de 100% dos ativos de geração de energia elétrica e sistema de cogeração hidrelétrica da
SPE Lacenas Participações Ltda., uma subsidiária da Usina Açucareira Ester (“Usina Ester”). A Usina Ester possui uma
autorização da ANEEL para explorar energia elétrica através da biomassa (cana de açúcar), com capacidade instalada
de 40,0 MW. Essas usinas de cogeração, localizadas na cidade de Cosmópolis, no Estado de São Paulo, estão em
operação. A aquisição foi concluída em 18 de outubro de 2012. CPFL Bio Ester possui um PPA associado em vigor até
2025.
Usina de Energia Solar
Tanquinho. A usina de energia solar Tanquinho, no estado de São Paulo, iniciou as operações em 27 de
novembro de 2012, com uma capacidade instalada de 1.1 MWp. Esperamos que Tanquinho gere aproximadamente 1.6
GWh ao ano.
Parques Eólicos:
Praia Formosa: O parque eólico Praia Formosa, no Estado do Ceará, iniciou as operações em 26 de agosto de
2009. Possui uma capacidade instalada de 105 MW e um PPA associado em vigor até 2029.
Icaraizinho: O parque eólico de Icaraizinho, no Estado do Ceará, iniciou as operações em 14 de outubro de
2009. Possui uma capacidade instalada de 54,6 MW e um PPA associado em vigor até 2029.
Foz do Rio Choró: O parque eólico Foz do Rio Choró, no Estado do Ceará, iniciou as operações em 31 de
janeiro de 2009. Possui uma capacidade instalada de 25,2 MW e um PPA associado em vigor até 2029.
Paracuru: O parque eólico Paracuru, no Estado do Ceará, iniciou as operações em 29 de novembro de 2008.
Possui uma capacidade instalada de 25,2 MW e um PPA associado em vigor até 2028.
Taíba Albatroz: O parque eólico Taíba Albatroz, no Estado do Ceará, possui uma capacidade instalada de 16,8
MW e um acordo de associação com a Eletrobras, nos termos do programa Proinfa, para vender toda a energia gerada
por um período de 20 anos. A aquisição do parque eólico Taíba Albatroz foi concluída em 19 de junho de 2012.
33
Bons Ventos: o parque eólico Bons Ventos, no Estado do Ceará, possui uma capacidade instalada de 50,4 MW
e um acordo de associação com a Eletrobras, nos termos do programa Proinfa, para vender toda a energia gerada por um
período de 20 anos. A aquisição do parque eólico Bons Ventos foi concluída em 19 de junho de 2012.
Enacel: o parque eólico Enacel, no Estado do Ceará, possui uma capacidade instalada de 31,5 MW e um
acordo de associação com a Eletrobras, nos termos do programa Proinfa, para vender toda a energia gerada por um
período de 20 anos. A aquisição do parque eólico Enacel foi concluída em 19 de junho de 2012.
Canoa Quebrada: o parque eólico Canoa Quebrada, no Estado do Ceará, possui uma capacidade instalada de
58,8 MW e um acordo de associação com a Eletrobras, nos termos do programa Proinfa, para vender toda a energia
gerada por um período de 20 anos. A aquisição do parque eólico Canoa Quebrada foi concluída em 19 de junho de
2012.
Complexo de Santa Clara: O Complexo de Santa Clara, no estado do Rio Grande do Norte, composto por sete
parques eólicos com uma capacidade instalada de188 MW e um CCEAR associado em vigor até 2032. Temos obtido
receita dos parques eólicos Santa Clara, conforme contratado através do “Leilão de Energia de Reserva de 2009” desde
julho de 2012. Embora a construção das linhas de transmissão ainda não esteja concluída os parques eólicos Santa Clara
estão prontos para iniciar a geração de energia.
Expansão da Capacidade de Geração.
A demanda de energia elétrica em nossas áreas de concessão de distribuição continua a crescer. Para atender a
esse aumento na demanda e também para melhorar nossas margens, estamos expandindo a nossa capacidade de
geração. Através da nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis, estamos construindo as usinas de cogeração
Alvorada e Coopcana e os parques eólicos de Campo dos Ventos II, Macacos I, São Benedito, Atlântica e complexo
Campo dos Ventos, que juntos terão uma capacidade instalada de 582 MW (nossa parte será 367 MW). Até o fim de
2016, esperamos que essas usinas estejam operacionais e em capacidade total de geração.
A tabela a seguir demonstra as informações relacionadas aos nossos projetos em curso de geração na data
deste relatório anual:
Energia
Capacidade
Instalada
Assegurad
Estimada a Estimada
Usinas em desenvolvimento
(MW)
(GWh/ano)
50
157,7
Início
Esperado
das
Operações
Início da
Construção
Nossa
Participação
Capacidade
Instalada
Estimada
Disponível*
(%)
Energia
Assegurada
Estimada
Disponível
para nós*
(GWh/ano)
Termoelétrica a biomassa
Termoelétrica Alvorada
Fevereiro de
2012
Fevereiro de
2012
3T2013
63,00
31
99.3
3T2013
63,00
31
99.3
62
198.6
50
157,7
100
315,4
30
131,4
2012
3T2013
63,00
19
82,8
82
352,2
3T2016
63,00
52
221,9
78
328,5
2012
Novembro de
2010
3T2013
63,00
49
207,0
172
779,6
2012
3T2016
63,00
108
491,2
120
461,7
2012
3T2013
63,00
76
290,8
Subtotal
482
2.053,4
304
1.293,7
TOTAL
582
2.368,8
366
1.492,3
Termoelétrica Coopcana
Subtotal
Parques Eólicos
Parque Eólico Campo dos
Ventos II (1)
Parques Eólicos Campo dos
Ventos (3 sociedades) (2)
Parques Eólicos Macacos I (4
sociedades) (3)
Parques Eólicos São
Benedito (6 sociedades) (4)
Parques Eólicos Atlântica (4
sociedades) (5)
_____________________
(1) Campo dos Ventos II.
(2) Campo dos Ventos I, III, V.
(3) Macacos, Pedra Preta, Costa Branca e Juremas.
34
(4) Ventos de São Benedito, Ventos de Santo Dimas, Santa Mônica, Santa Úrsula, São domingos e Ventos do São Martinho.
(5) Atlântica I, II, IV e V.
Usinas Termoelétricas a Biomassa
Projeto Alvorada. A construção da CPFL Bio Alvorada se iniciou em 2012 na cidade de Araporã, no Estado
de Minas Gerais e as operações estão programadas para começar no primeiro semestre de 2013. A capacidade instalada
esperada da CPFL Bio Alvorada é de 50 MW e a energia assegurada é de 157,7 GWh. Esse projeto possui um PPA
associado em vigor até 2032.
Projeto Coopcana. A construção da CPFL Bio Coopcana se iniciou em 2012 na cidade de São Carlos do Avaí,
no Estado do Paraná, e as operações estão programadas para começar no primeiro semestre de 2013. A capacidade
instalada esperada da CPFL Bio Alvorada é de 50 MW e a energia assegurada é de 157,7 MWh. Esse projeto possui um
PPA associado em vigor até 2033.
Parques Eólicos
Projeto Parque Eólico Campo dos Ventos II. Em 2010, a CPFL Geração adquiriu o parque eólico Campo dos
Ventos II. A construção de Campo dos Ventos II nas cidades de João Câmara e Parazinho, no Estado do Rio Grande do
Norte, encontra-se em andamento. As operações estão programadas para começar no segundo semestre de 2013. Este
parque eólico terá uma capacidade instalada de 30 MW e energia assegurada de 131,4 GWh. A energia elétrica de
Campo dos Ventos II foi vendida em um leilão em 2010, por meio de CCEARs em vigor até 2033.
Projeto Parque Eólico Campo dos Ventos. Em 2010, a CPFL Geração adquiriu os parques eólicos Campo dos
Ventos I, III, V. O início das operações está programado para o segundo semestre de 2016. Esses parques eólicos terão
capacidade instalada de 82 MW e energia assegurada de 352.2 GWh. Esse projeto possui um PPA associado em vigor
até 2033.
Projeto Parque Eólico Macacos I. O complexo Macacos I consiste dos parques eólicos Macacos, Pedra Preta,
Costa Branca e Juremas, que possuem uma capacidade instalada total de 78 MW e energia assegurada total de
328,5 GWh. A construção desses parques eólicos já foi iniciada e as operações estão programadas para começar no
segundo semestre de 2013. A energia elétrica desses parques eólicos foi vendida através de um leilão de fontes
alternativas realizado em 2010, por meio de CCEARs em vigor até 2032.
Projeto Parque Eólico São Benedito. O complexo São Benedito consiste dos parques eólicos Ventos de Santo
Benedito, Ventos de Santo Dimas, Santa Mônica, São Domingos, Ventos do São Martinho 6 e Santa Úrsula, que
possuem uma capacidade total instalada de 172 MW e energia assegurada total de 779,6 GWh. As operações estão
programadas para iniciar no segundo semestre de 2016. Este projeto tem um PPA associado em vigor até 2034.
Projeto Parque Eólico Atlântica. O complexo Atlântica consiste dos parques eólicos Atlântica I, II, IV e V,
que terão uma capacidade instalada total de 120 MW e energia assegurada total de 461,7 GWh. As operações estão
programadas para iniciar no segundo semestre de 2013. A energia elétrica destes parques eólicos foi vendida em um
leilão de fontes alternativas em 2010, por meio de CCEARs em vigor até 2033.
Comercialização de Energia Elétrica e Serviços
Operações de Comercialização
Nossa subsidiária CPFL Brasil realiza as nossas operações de comercialização de energia elétrica. Suas
principais funções são:
•
•
•
aquisição de energia para atividades de comercialização, por meio da celebração de contratos bilaterais com
empresas de energia (inclusive nossas subsidiárias de geração e terceiros) e compra de energia em leilões
públicos;
revenda de energia elétrica para Consumidores Livres;
revenda de energia elétrica a empresas de distribuição (inclusive a CPFL Paulista, a CPFL Piratininga e a
RGE), além de outros agentes no mercado de energia elétrica, por meio de contratos bilaterais;
6
Note que os parques eólicos São Domingos e Ventos de São Martinho, mencionados no relatório anual de 2011 como parte do Complexo Campo
dos Ventos, foram alocados ao complexo São Bernardo para melhor explorar sinergias entre parques eólicos.
35
•
prestação de serviços de agenciamento aos Consumidores Livres e Geradoras de Energia perante a CCEE e
outras agências como, por exemplo, orientação sobre suas exigências operacionais.
Os preços pelos quais a CPFL Brasil compra e vende energia elétrica no mercado livre são determinados por
negociações bilaterais com seus fornecedores e clientes. Os contratos com companhias de distribuição são regulados
pela ANEEL. Além de vender energia elétrica a partes não relacionadas, a CPFL Brasil revende energia elétrica à CPFL
Paulista, à CPFL Piratininga e à RGE. Contudo, as margens de lucro derivadas de vendas a partes relacionadas foram
limitadas pela regulamentação da ANEEL. A possibilidade de vender energia elétrica a partes relacionadas foi
eliminada nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, com exceção dos contratos aprovados pela ANEEL
anteriormente a março de 2004. Entretanto, estamos autorizados para vender energia elétrica a distribuidores por meio
de processos licitatórios realizados no ambiente de contratação regulado.
Serviços
Por intermédio da CPFL Serviços, oferecemos aos nossos consumidores uma ampla gama de serviços
relacionados à energia elétrica. Esses serviços são projetados para auxiliar nossos clientes a obterem melhora da
eficiência, do custo e da confiabilidade dos equipamentos elétricos por eles utilizados. Nossos principais serviços de
valor agregado relacionados à energia elétrica incluem:
•
Sistemas de Transmissão: A CPFL Serviços planeja, constrói, executa e fornece energia elétrica a
subestações e linhas de transmissão, sempre alinhada com as necessidades de cada consumidor e
expectativas de crescimento, de acordo com os mais rigorosos padrões de segurança, visando a
otimização do uso de recursos.
•
Sistemas de Distribuição: projetos e construção de toda a infraestrutura necessária para sistemas de
distribuição de energia elétrica, sejam redes aéreas ou subterrâneas, subestações de média tensão e postos
de transformação, além de instalações industriais e soluções em iluminação. Com experiência no mercado
e conhecimento das normas vigentes nas diferentes regiões brasileiras, atendemos aos padrões exigidos
em todo o território nacional, levando energia com qualidade e alta tecnologia até os pontos de consumo.
•
Manutenções Elétricas: serviços de manutenção em instalações de média e alta tensão em regime
pontual ou com programação periódica, sempre com diagnóstico rápido e atendimento preciso.
Oferecemos também serviços de reformas de subestações, manutenção de geradores e manobras em
regime de linha viva.
•
Sistemas de Autoprodução: Oferecido pela CPFL Serviços através da produção alternativa de energia
elétrica. Os sistemas de autoprodução consistem em alternativas para produção de energia elétrica,
proporcionando maior segurança no suprimento energético, diversificação de insumos e redução de
custos. Contamos com geradores (Diesel e Gás Natural) que atuam no horário de pico, reduzindo os
custos de eletricidade para nossos clientes. Com a cogeração (Gás Natural) temos a produção simultânea
e sequenciada de energia elétrica e térmica, a partir de um único combustível. Oferecemos também
soluções em climatização e projetos de eficiência energética, bem como geração de energia solar
distribuída.
•
Recuperação de Equipamentos: A CPFL Serviços tem experiência para restabelecer a eficiência de
ativos elétricos em qualquer estado de conservação. Nossa experiência na recuperação de equipamentos
nos habilita também a fabricar transformadores de distribuição e transformadores de potência. Entre as
soluções CPFL, há ainda automação e fabricação de painéis para sistemas de medição, proteção e
comando.
•
CPFL Atende: CPFL Atende é uma Empresa de Relacionamento com Clientes e Centro de Contato
criada para prestar serviços tanto para as empresas do nosso grupo como para outras empresas. Entre os
serviços oferecidos estão: Atendimento presencial (face a face com seus clientes), Back Office,
Recuperação de Créditos, Serviço de Atendimento ao Consumidor (SAC), Ouvidoria, Service Desk e
Vendas.
•
CPFL Total: CPFL Total é uma empresa de cobrança e repasse de empréstimo com uma rede autorizada
que oferece serviços como recebimento de conta de água, energia elétrica, telefone, boletos bancários,
36
faturas de TV a cabo. É também possível emitir a 2ª via das faturas de contas de energia, alterar
preferências de faturamento e recarga de telefones celulares. Para Clientes Comerciais, a CPFL Total
oferece o "Serviço em Conta", que possibilita cobrar por produtos e serviços nas faturas da conta de
energia.
•
CPFL Nect: CPFL Nect é uma empresa criada para fornecer serviços administrativos de natureza
transacional, tais como recursos humanos, compras e logística de materiais, manutenção e operação de
sistemas de TI e infraestrutura administrativa para as empresas do nosso grupo. Visa padronizar processos
e ganhos de produtividade.
Concorrência
Enfrentamos concorrência de outras empresas comercializadoras e geradoras na venda de energia elétrica para
Consumidores Livres. Empresas de distribuição e transmissão são obrigadas a permitir o uso das suas linhas e
instalações auxiliares para a distribuição e transmissão de energia elétrica por outros mediante recebimento de tarifa.
Segundo a legislação brasileira e nossos contratos de concessão, todas as nossas autorizações e concessões
hidroelétricas e para distribuição podem ser renovadas uma vez, desde que haja aprovação do Ministério das Minas e
Energia ou da ANEEL, na qualidade de poder concedente, contanto que a concessionária solicite renovação e que
determinados parâmetros em relação à prestação do serviço público ou exploração de energia hidroelétrica tenham sido
atendidos. Pretendemos solicitar a renovação de cada uma das nossas concessões quando da sua expiração. Poderemos
enfrentar concorrência significativa de terceiros ao pleitear a renovação dessas concessões ou para obter quaisquer
novas concessões. O Governo Federal tem total discricionariedade sobre a renovação das concessões já existentes, e a
aquisição de determinadas concessões por concorrentes poderia afetar negativamente os resultados das nossas
operações.
Nossas Concessões e Autorizações
Os projetos hidrelétricos de geração com capacidade superior a 1.000 kW operados por um produtor
independente, em geral, só podem ser implementados por meios de concessões concedidas pela ANEEL por meio de
leilão público (e celebração do contrato de concessão). As solicitações de renovação destas concessões são
analisadas pela ANEEL caso a caso, conforme os termos do contrato de concessão e do edital do leilão público. No
entanto, a ANEEL tem poderes de negar a solicitação de extensão da concessão.
Certos projetos, como os parques eólicos, usinas hidrelétricas de menor capacidade e usinas termoelétricas
podem ser implementados por meio de autorização concedida pela autoridade concedente sem a necessidade de
licitação pública (diferentemente da concessão). A renovação da autorização também é decidida discricionariamente
pela ANEEL, caso a caso. A ANEEL deve apresentar justificativa e promover o interesse público.
Para mais informações sobre concessões e autorizações, vide " O Setor Elétrico Brasileiro - Concessões".
Concessões
Operamos nossas atividades de geração e distribuição sob concessões outorgadas pelo Governo Federal, por
meio da ANEEL. Temos as seguintes concessões de distribuição:
Concessão nº
014/1997
09/2002
013/1997
021/1999
Concessionária
CPFL Paulista
CPFL Piratininga
RGE
CPFL Santa Cruz
Estado
São Paulo
São Paulo
Rio Grande do Sul
São Paulo e Paraná
015/1999
CPFL Jaguari
São Paulo
017/1999
CPFL Mococa
São Paulo e Minas Gerais
018/1999
CPFL Leste Paulista
São Paulo
019/1999
CPFL Sul Paulista
São Paulo
Prazo
30 anos, a partir de novembro de 1997
30 anos, a partir de outubro de 1998
30 anos, a partir de novembro de 1997
16 anos, a partir de fevereiro de 1999 até
julho de 2015
16 anos, a partir de fevereiro de 1999 até
julho de 2015
16 anos, a partir de fevereiro de 1999 até
julho de 2015
16 anos, a partir de fevereiro de 1999 até
julho de 2015
16 anos, a partir de fevereiro de 1999 até
julho de 2015
A tabela abaixo apresenta um sumário relativo às concessões de nossos negócios de geração. Além destas
37
concessões, a CPFL Sul Centrais atua como uma Produtora Independente com capacidade de geração de menos de
1.000 kW, e portanto possui autorização regulatória ao invés de contrato de concessão.
Concessão nº
128/2001
Produtores
Independentes
de Energia /
Concessionária
Foz do Chapecó
Usina
Foz do Chapecó
036/2001
Barra Grande
Barra Grande
008/2001
CERAN
14 de Julho, Castro Alves e
Monte Claro
Rio Grande do Sul
043/2000
ENERCAN
Campos Novos
Santa Catarina
005/1997
Investco
Luiz Eduardo Magalhães
Tocantins
015/1997
CPFL Geração
UTE Carioba
Decreto nº
85.983/81
015/1997
CPFL Geração
CPFL Geração
015/1997
CPFL Geração
015/1997
CPFL Geração
015/1999
CPFL Jaguari
018/1999
Estado
Santa Catarina e
Rio Grande do Sul
Rio Grande do Sul
Vigência
35 anos a partir de
novembro de 2001
35 anos a partir de
maio de 2001
35 anos a partir de
março de 2001
35 anos a partir de
maio de 2000
35 anos a partir de
dezembro de 1997
Período
máximo de
renovação
A critério da
ANEEL
A critério da
ANEEL
A critério da
ANEEL
A critério da
ANEEL
A critério da
ANEEL
30 anos
São Paulo
30 anos a partir de
novembro de 1997
Serra da Mesa
Goiás
(1)
20 anos
Cariobinha (pequena central
hidrelétrica)
Salto do Pinhal (micro central
hidrelétrica)
Ponte do Silva (micro central
hidrelétrica)
Macaco Branco (pequena central
hidrelétrica)
São Paulo
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
dezembro de 2012
30 anos
CPFL Leste
Paulista
Rio do Peixe I e II (pequena
central hidrelétrica)
São Paulo
30 anos a partir de
dezembro de 2012
(2)
(3)
CPFL Leste
Paulista
Santa Alice (micro central
hidrelétrica)
São Paulo
(3)
(3)
CPFL Sul
Paulista
Lavrinha (micro central
hidrelétrica)
São Paulo
(3)
(3)
CPFL Sul
Paulista
São José (micro central
hidrelétrica)
São Paulo
(3)
(3)
CPFL Sul
Paulista
Turvinho (micro central
hidrelétrica)
São Paulo
(3)
(3)
CPFL Mococa
Pinheirinho (micro central
hidrelétrica)
São Paulo
(3)
(3)
CPFL Mococa
São Sebastião (micro central
hidrelétrica)
São Paulo
(3)
015/1997
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
Americana
São Paulo
30 anos a partir de
novembro de 1997
20 anos
Andorinhas
São Paulo
(3)
(3)
Buritis
São Paulo
20 anos
Capão Preto
São Paulo
Chibarro
São Paulo
Dourados
São Paulo
Eloy Chaves
São Paulo
Esmeril
São Paulo
Gavião Peixoto
São Paulo
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
Guaporé
São Paulo
(3)
(3)
Jaguari
São Paulo
30 anos a partir de
novembro de 1997
20 anos
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
38
São Paulo
São Paulo
São Paulo
30 anos
30 anos
(2)
30 anos
20 anos
20 anos
20 anos
20 anos
20 anos
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
015/1997
Portaria nº 475
(1)
(2)
(3)
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
CPFL
Renováveis
Lençóis
São Paulo
Monjolinho
São Paulo
Pinhal
São Paulo
Pirapó
São Paulo
Saltinho
São Paulo
Salto Grande
São Paulo
Socorro
São Paulo
Santana
São Paulo
Três Saltos
São Paulo
São Joaquim
São Paulo
Diamante
São Paulo
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
20 anos
(3)
(3)
(3)
(3)
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
30 anos a partir de
novembro de 1997
20 anos
20 anos
20 anos
20 anos
20 anos
20 anos
20 anos
30 anos
Temos direito contratual a 51,54% da Energia Assegurada desta instalação nos termos de um contrato de arrendamento de 30 anos, que
vence em 2028. A concessão para a Serra da Mesa é detida por Furnas tendo sido recentemente prorrogada até 12 de novembro de 2039. Em
27 de abril de 2012 o MME publicou a Portaria nº 262 aprovando a renovação da concessão da usina de Serra da Mesa.
Projetos hidroelétricos com Capacidade Instalada superior a 1.000kW que foram concedidos através de um processo junto às autoridades
regulatórias e ao administrador das concessões de energia elétrica.
Projetos hidroelétricos com Capacidade Instalada igual ou inferior a 1.000kW que estão registrados juntos às autoridades regulatórias e ao
administrador das concessões de energia elétrica, mas que não exigem processos de concessão ou autorização para operar.
A Lei n. 12.783, de 11 de janeiro de 2013, definiu as condições para a renovação das concessões para geração,
transmissão e distribuição obtidas nos termos das condições especificadas nos artigos 17, 19 ou 22 da Lei n. 9.074, de 7
de julho de 1995. Essas concessões poderão ser prorrogadas, a critério do Governo Federal, uma única vez, pelo prazo
de até 30 anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a modicidade tarifária. A Lei
n. 12.783/13 prevê que prorrogações que ocorreriam em 2015, 2016 ou 2017 poderão ser antecipadas para 2012. Em 4
de dezembro de 2012, obtivemos a prorrogação por prazo indeterminado das Pequenas Centrais Hidroelétricas Rio do
Peixe I e II e Macaco Branco. As usinas Rio do Peixe I e II pertencem a nossa subsidiária distribuidora CPFL Leste
Paulista, e a Macaco Branco pertence à CPFL Jaguari.
A prorrogação das concessões de Rio do Peixe I e II e Macaco Branco estão sujeitas a outras condições, quais sejam: (i)
a energia gerada será vendida para todas as companhias distribuidoras no Brasil de acordo com as quotas definidas pela
ANEEL (anteriormente, a energia era vendida apenas para a respectiva subsidiária distribuidora); (ii) a receita anual da
concessionária será definida pela ANEEL, sujeita à revisão das tarifas (anteriormente, as tarifas eram definidas
contratualmente e corrigidas pelo IPCA); e (iii) os ativos ainda não amortizados serão indenizados, e a indenização não
será considerada parte da receita anual. Ativos novos ou existentes que, por qualquer razão, não tenham sido
indenizados, terão sua remuneração considerada parte da receita anual. Rio do Peixe I e II tiveram seus ativos
indenizados em R$34,4 milhões. A Macaco Branco teve seus ativos integralmente amortizados, sem direito a
indenização.
Além disso, a Resolução n. 521, de 11 de dezembro de 2012, estabeleceu que as concessões para geração que foram
prorrogadas sob as condições da Lei n. 12.783/13 não mais pertencerão às companhias distribuidoras, que devem
transferir as concessões de geração para companhias não distribuidoras dentro de seis meses da data da prorrogação.
Dessa forma, as concessões de Rio do Peixe I e II e Macaco Branco permanecerão vinculadas à CPFL Leste Paulista e à
CPFL Jaguari até junho de 2013, quando deverão ser transferidas a subsidiárias não distribuidoras.
No que se refere às nossas subsidiárias CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Mococa, CPFL Leste Paulista e CPFL
Sul Paulista, vide “Item 3. Fatores de Risco— Não podemos assegurar a renovação de nossas concessões”.
Autorizações
Autorização nº
Produtores
Independentes de
Energia /
Concessionárias
Usina
Estado
39
Vigência
Período máximo
de renovação
2106/2009
CPFL Bioenergia
Termoelétrica Baldin
São Paulo
30 anos a partir de 24
de setembro de 2009
35 anos a partir de 7
de dezembro de 2007
A critério do poder
concedente
A critério do MME
2277/2010
EPASA
Termoelétrica
Termoparaíba
Paraíba
2277/2010
EPASA
Termoelétrica
Termonordeste
Paraíba
35 anos a partir de 12
de dezembro de 2007
A critério do MME
259/2002
CPFL Bio Formosa
S.A.
Termoelétrica Baía
Formosa
Rio Grande
do Norte
30 anos a partir de 15
de maio de 2002
A critério do poder
concedente
2643/2010
CPFL Bio Buriti S.A.
Termoelétrica Buriti
São Paulo
2375/2010
CPFL Bio Ipê S.A.
Termoelétrica Ipê
São Paulo
129/2010
CPFL Bio Pedra S.A.
Termoelétrica Pedra
São Paulo
609/2010
Santa Clara I Energia
Renováveis Ltda.
Santa Clara I
Rio Grande
do Norte
30 anos a partir de 16
de dezembro de 2010
30 anos a partir de 3
de maio de 2010
35 anos a partir de 28
de fevereiro de 2010
35 anos a partir de 2
de julho de 2010
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
683/2010
Santa Clara II Energia
Renováveis Ltda.
Santa Clara II
Rio Grande
do Norte
35 anos a partir de 5
de agosto de 2010
A critério do poder
concedente
610/2010
Santa Clara III Energia
Renováveis Ltda.
Santa Clara III
Rio Grande
do Norte
35 anos a partir de 2
de julho de 2010
A critério do poder
concedente
672/2010
Santa Clara IV Energia
Renováveis Ltda.
Santa Clara IV
Rio Grande
do Norte
35 anos a partir de 30
de julho de 2010
A critério do poder
concedente
838/2010
Santa Clara V Energia
Renováveis Ltda.
Santa Clara V
Rio Grande
do Norte
35 anos a partir de 11
de outubro de 2010
A critério do poder
concedente
670/2010
Santa Clara VI Energia
Renováveis
Santa Clara VI
Rio Grande
do Norte
35 anos a partir de 30
de julho de 2010
A critério do poder
concedente
749/2010
Eurus VI Energias
Renováveis Ltda
Eurus VI
Rio Grande
do Norte
35 anos a partir de 25
de agosto de 2010
A critério do poder
concedente
Resolução nº 606
SPE Arvoredo Energia
S.A.
SPE Alto Irani Energia
S.A.
SPE Plano Alto Energia
S.A.
SPE Barra da Paciência
Energia S.A.
SPE Cocais Grande
Energia S.A.
SPE Corrente Grande
Energia S.A.
SP Ninho da Águia
Energia S.A.
SPE Paiol Energia S.A.
Arvoredo
Barra da Paciência
Santa
Catarina
Santa
Catarina
Santa
Catarina
Minas Gerais
Cocais Grande
Minas Gerais
Corrente Grande
Minas Gerais
Ninho da Águia
Minas Gerais
Paiol
Minas Gerais
São Gonçalo
Minas Gerais
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério da MME
Varginha
Minas Gerais
Várzea Alegre
Minas Gerais
Santa Luzia
Praia Formosa
Santa
Catarina
Ceará
30 anos a partir de 7
de novembro de 2002
30 anos a partir de 30
de outubro de 2002
30 anos a partir de 7
de novembro de 2002
30 anos a partir de 20
de dezembro de 1999
30 anos a partir de 23
de dezembro de 1999
30 anos a partir de 17
de janeiro de 2000
30 anos a partir de 30
de dezembro de 1999
30 anos a partir de 7
de agosto de 2002
30 anos a partir de 14
de janeiro de 2000
30 anos a partir de 23
de dezembro de 1999
30 anos a partir de 30
de dezembro de 1999
35 anos a partir de 21
de dezembro de 2007
30 anos a partir de 5
de junho de 2002
Icaraizinho
Ceará
30 anos a partir de 28
de agosto de 2002
A critério do poder
concedente
Choro
Ceará
30 anos a partir de 5
de junho de 2002
A critério do poder
concedente
Paracuru
Ceará
30 anos a partir de 28
de agosto de 2002
A critério do poder
concedente
Resolução nº 587
Resolução nº 607
Resolução nº 348
Resolução nº 349
Resolução nº 17
Resolução nº 370
Resolução nº 406
Resolução nº 13
Resolução nº 355
Resolução nº 367
Portaria nº 352
Resolução nº 307
Resolução nº 454
Resolução nº 306
Resolução nº 460
SPE São Gonçalo
Energia S.A.
SPE Varginha Energia
S.A.
SPE Várzea Alegre
Energia S.A.
SPE Santa Luzia
Energética S.A.
Eólica Formosa
Geração e
Comercialização de
Energia S.A.
Eólica Icaraizinho
Geração e
Comercialização de
Energia S.A.
SIIF Cinco Geração e
Comercialização de
Energia S.A.
Eólica Paracuru
Geração e
Comercialização de
Alto Irani
Plano Alto
40
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
Energia S.A.
Portaria nº 564/11
Pedra Preta
Portaria nº 557/11
Pedra Preta Energia
S.A.
Macacos Energia S.A.
Portaria nº 556/11
Juremas Energia S.A.
Juremas
Portaria nº 585/11
Costa Branca
Portaria nº 3714
Costa Branca Energia
S.A.
Atlântica I Parque
Eólico S.A
Atlântica II Parque
Eólico S.A
Atlântica IV Parque
Eólico S.A
Atlântica V Parque
Eólico S.A
Bons Ventos Geradora
de Energia S.A.
Bons Ventos Geradora
de Energia S.A.
Bons Ventos Geradora
de Energia S.A.
Bons Ventos Geradora
de Energia S.A.
Campo dos Ventos II
Energias Renováveis
S.A.
SPE Bio Alvorada S.A.
Portaria nº 3328
SPE Bio Coopcana S.A.
Portaria nº 3510
SPE Salto Góes energia
S.A.
Portaria nº 134
Portaria nº 148
Portaria nº 147
Portaria nº 148
Portaria nº 625
Portaria nº 680
Portaria nº 778
Portaria nº 093
Portaria nº 257
Enacel
Rio Grande
do Norte
Rio Grande
do Norte
Rio Grande
do Norte
Rio Grande
do Norte
Rio Grande
do Sul
Rio Grande
do Sul
Rio Grande
do Sul
Rio Grande
do Sul
Ceará
Canoa Quebrada
Ceará
Taíba Albatroz
Ceará
Bons Ventos
Ceará
Campo dos Ventos II
Rio Grande
do Norte
Bio Alvorada central
termoelétrica
Bio Coopcana central
termoelétrica
Salto Góes
Minas Gerais
Macacos
Atlântica I
Atlântica II
Atlântica IV
Atlântica V
Paraná
Santa
Catarina
35 anos a partir de 14
de outubro de 2011
35 anos a partir de 29
de setembro de 2011
35 anos a partir de 29
de setembro de 2011
35 anos a partir de 14
de outubro de 2011
35 anos a partir de 28
de fevereiro de 2011
35 anos a partir de 4
de março de 2011
35 anos a partir de 4
de março de 2011
35 anos a partir de 22
de março de 2011
30 anos a partir de 13
de novembro de 2002
30 anos a partir de 11
de dezembro de 2002
30 anos a partir de 24
de dezembro de 2002
30 anos a partir de 10
de março de 2003
35 anos a partir de 18
de abril de 2011
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
30 anos a partir de 29
de outubro de 2012
30 anos a partir de 14
de fevereiro de 2012
30 anos a partir de 19
de agosto de 2010
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
A critério do poder
concedente
Produtores Independentes
Uma empresa de geração classificada como uma produtora independente nos termos da lei brasileira recebe
uma concessão ou autorização para produzir energia para seu próprio consumo ou venda para as distribuidoras locais,
Consumidores Livres e outros tipos de consumidores. O preço a ser cobrado pelo produtor independente pela energia
vendida a certos tipos de consumidores é sujeito a critérios gerais estabelecidos pela ANEEL, ao passo que o preço de
venda para outros pode ser livremente negociado entre as partes.
Concessionárias
Uma empresa classificada como uma concessionária nos termos da Lei brasileira recebe uma concessão para
distribuir, transmitir e produzir energia. Como as concessões normalmente envolvem bens ou serviços públicos, elas só
podem ser concedidas por meio de licitação pública. As tarifas cobradas pelas concessionárias de serviços públicos
são, em sua maioria, determinadas pela ANEEL e as concessionárias não são autorizadas a negociar suas tarifas com
consumidores exceto quanto a (i) concessionárias de geração, que estão livres para estabelecer essas tarifas e (ii)
concessionárias de distribuição que podem conceder descontos a consumidores (desde que igual tratamento seja
concedido a outros consumidores que se enquadram na mesma categoria).
O contrato de concessão e os documentos relacionados estabelecem o período de concessão e a possibilidade
de sua extensão. Em concessões de geração de energia, o período de amortização dos investimentos é de 35 anos,
renovável apenas por uma vez, por um período máximo de 20 anos.
Apesar dos contratos de concessão e a legislação aplicável permitirem a extensão do período de concessão,
referida extensão não é um direito. A decisão quanto à renovação de um contrato de concessão está sujeita à
discricionariedade da autoridade concedente, que deve apresentar justificativa e promover o interesse público.
Propriedades
Nossas principais propriedades consistem em usinas hidrelétricas. Devido à adoção do IFRS, reclassificamos
os imobilizados das nossas empresas de distribuição, compostos principalmente de subestações e redes de distribuição,
parcialmente como ativos intangíveis e parcialmente como ativos financeiros de concessão. O valor contábil líquido de
41
nosso imobilizado total em 31 de dezembro de 2012 era de R$9.535 milhões. Nenhum de nossos ativos,
individualmente, gera mais do que 10% de nossas receitas totais. De modo geral, as nossas instalações são adequadas
às nossas atuais necessidades e são apropriadas aos fins a que se destinam.
De acordo com a lei brasileira, imóveis e instalações essenciais que utilizamos para cumprir nossas obrigações
nos termos de nossos contratos de concessão não podem ser transferidos, cedidos, onerados ou vendidos a quaisquer de
nossos credores ou por eles penhorados sem a prévia aprovação da ANEEL.
Questões Ambientais
A Constituição Federal faculta tanto ao Governo Federal como aos Governos Estaduais poderes para
promulgar leis destinadas a proteger o meio ambiente. Poder semelhante é facultado aos municípios cujos interesses
locais possam ser afetados. As leis municipais são consideradas complemento das leis federais e estaduais. O infrator
de leis ambientais aplicáveis poderá ficar sujeito a sanções administrativas e criminais, sendo obrigado a reparar e/ou
prestar indenização por danos ambientais. As sanções administrativas poderão incluir multas consideráveis e suspensão
de atividades, ao passo que as sanções criminais além de incluir multas, com relação a pessoas físicas (incluindo
diretores e empregados de empresas que cometam crimes ambientais) podem incluir prisão.
Nossas instalações de distribuição e de geração de energia estão sujeitas a procedimentos de licenciamento
ambiental que incluem a elaboração de avaliações de impacto ambiental antes da construção das instalações. Uma vez
obtidas as respectivas licenças ambientais, o titular da licença continuará obrigado ao cumprimento de várias
exigências específicas.
As questões ambientais relativas à construção de novas unidades geradoras de energia elétrica exigem
consideração especial. Por essa razão, a CPFL Geração administra tais questões a fim de assegurar que as políticas e
obrigações ambientais recebam atenção adequada. As decisões são tomadas pelos comitês ambientais, cujos membros
incluem representantes de cada parceria do projeto e das divisões de gestão ambiental de cada usina. Nossos comitês
ambientais estão em constante interação com órgãos governamentais, de modo a garantir o cumprimento ambiental e a
futura geração de energia elétrica. Além disso, ajudamos programas de comunidades locais que realocam famílias
rurais de assentamentos coletivos e proveem suporte institucional para famílias envolvidas na conservação da
biodiversidade local.
A fim de facilitar o cumprimento das leis ambientais, usamos um sistema de gestão ambiental em
conformidade com a norma ISO 14.001, que foi implementado em todos os nossos segmentos. Estabelecemos um
sistema de identificação, avaliação e atualização com relação a leis ambientais aplicáveis, bem como a outras
exigências aplicáveis ao nosso sistema de gestão ambiental. Nossas unidades de geração e distribuição de energia
elétrica submetem-se a auditorias internas e externas, as quais verificam se as nossas atividades estão de acordo com a
norma ISO 14.001. Nossos projetos de gestão ambiental levam em consideração nossos orçamentos e previsões
realistas, objetivando atingir sempre melhores resultados financeiros, sociais e ambientais.
O Setor Elétrico Brasileiro
Segundo a ANEEL, em 31 de dezembro de 2012, a capacidade de geração de energia instalada no Brasil era de
121,104 MW. Historicamente, aproximadamente 70% do total da capacidade instalada no Brasil provém de usinas de
geração hidroelétrica.
Em setembro de 2012, o MME e a EPE submeteram um novo plano decenal de expansão para aprovação em
audiência pública, pelo qual a capacidade de geração de energia instalada do Brasil atingirá 182,4 GW até 2021, dos
quais 116,8 GW (64,1%) corresponderão à geração hidroelétrica, 29,5 GW (16,1%) à geração termoelétrica e nuclear e
36,1 GW (19,8%) aos recursos renováveis.
Atualmente, cerca de 32% da capacidade instalada no Brasil é de propriedade da Eletrobras, uma sociedade de
economia mista e companhia de capital aberto controlada pelo Governo Federal. Somos o segundo maior concorrente
privado no setor de geração de energia, com 2,4% de participação no mercado.
Segundo a EPE, o consumo de energia elétrica no Brasil cresceu 3,5% em 2012, atingindo 448.3 TWh. O
MME e a EPE estimam que o consumo de energia elétrica deverá crescer 4,2% ao ano até 2021, seguindo a tendência
de crescimento do PIB, da produção industrial, da população, entre outras variáveis. O segmento de distribuição no
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Brasil ainda é fragmentado, com seis empresas controlando aproximadamente 50% do mercado. Somos o maior
competidor no setor de distribuição de energia elétrica, com 13% de participação no mercado.
Grandes usinas hidroelétrica em geral estão distantes dos centros de consumo, o que exige a construção de
grandes linhas de transmissão em alta e extra-alta tensão (230 kV a 750 kV) que muitas vezes atravessam o território de
vários estados. O Brasil tem um sistema de rede elétrica robusta, com mais de 100.000 km de linhas de transmissão com
tensão igual ou superior a 230 kV e capacidade de processamento de cerca de 265.000 MVA, indo do estado do Rio
Grande do Sul ao estado do Pará.
Principais Autoridades Reguladoras
Ministério de Minas e Energia - MME
O MME é a principal autoridade do governo brasileiro do setor elétrico. Após a aprovação da Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico (em 2004), o governo brasileiro, agindo primariamente por meio do MME, assumiu
determinadas obrigações que anteriormente constituíam responsabilidade da ANEEL, inclusive a redação das diretrizes
que regem a outorga de concessões e a emissão de instruções para o processo de licitação em concessões relacionadas a
serviços e ativos públicos.
Conselho Nacional de Política Energética - CNPE
O Conselho Nacional de Política Energética ("CNPE"), comitê criado em agosto de 1997, presta assessoria ao
Presidente da República do Brasil no tocante ao desenvolvimento e criação da política nacional de energia. O CNPE é
presidido pelo Ministro de Minas e Energia e é composto por oito ministros do Governo Federal, três membros
escolhidos pelo Presidente da República do Brasil, um outro representante do MME e o presidente da EPE. O CNPE
foi criado com a finalidade de otimizar a utilização dos recursos energéticos do Brasil e assegurar o fornecimento
nacional de energia elétrica.
Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
A ANEEL é uma autarquia federal autônoma cuja principal responsabilidade é regular e fiscalizar o setor
elétrico segundo a política determinada pelo MME, junto com outras questões a ela delegadas pelo Governo Federal e
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 atos regulatórios para o setor elétrico, (iii) implementação e regulação da exploração das fontes de
energia, inclusive da 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.
Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS
O ONS é uma organização sem fins lucrativos que coordena e controla a produção e a transmissão de energia
por empresas que se dedicam à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. O principal papel do ONS é
supervisionar as operações de geração e transmissão no Sistema Interligado Nacional, de acordo com a 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 da rede nacional 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 e proposição de normas para operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL.
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
A CCEE é uma organização sem fins lucrativos sujeita à autorização, fiscalização e regulação da ANEEL. O
CCEE substituiu o Mercado Atacadista de Energia, ou MAE.
A CCEE é responsável (i) pelo registro de todos os Contratos de Comercialização de Energia no ambiente
regulado ou CCEAR, e registro dos contratos resultantes dos leilões de ajustes, bem como dos montantes de potência e
energia dos contratos celebrados no ambiente de contratação livre; e (ii) pela contabilização e liquidação dos montantes
de energia elétrica comercializados no mercado de curto prazo, dentre outras atribuições. A CCEE é integrada pelos
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concessionários, permissionários e autorizados de serviços de energia elétrica, e pelos Consumidores Livres e
Especiais. O seu conselho de administração é composto por quatro membros indicados pelas referidas partes, e um
membro indicado pelo MME. O membro indicado pelo MMA atua como presidente do conselho de administração.
Empresa de Pesquisa Energética - EPE
Em 16 de agosto de 2004, o governo brasileiro criou a Empresa de Pesquisa Energética (“EPE”), uma empresa
pública federal responsável pela condução de estudos e pesquisas estratégicos no setor elétrico, incluindo as indústrias
de energia elétrica, petróleo, gás natural, carvão mineral e fontes energéticas renováveis. Os estudos e pesquisas
desenvolvidos pela EPE subsidiam a formulação da política energética pelo MME.
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico criou o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico ("CMSE"), que
atua sob a orientação do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições de abastecimento do
sistema e pela indicação das medidas a serem tomadas para correção dos problemas.
Concessões, Permissões e Autorizações
A Constituição Federal prevê que o desenvolvimento, uso e venda de energia elétrica podem ser efetuados
diretamente, pelo Governo Federal, ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações.
Historicamente, o setor brasileiro de energia elétrica tem sido dominado por concessionárias de geração, transmissão e
distribuição controladas pelos governos Federais ou Estaduais.
As empresas ou consórcios que pretenderem construir ou operar instalações de geração, transmissão ou
distribuição de energia elétrica no Brasil deverão solicitar a outorga de concessão, permissão ou autorização, conforme
o caso, ao MME ou à ANEEL, na posição de representantes do Governo Federal.
Concessões
As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica na respectiva área de concessão
durante um período determinado (ao contrário das permissões e autorizações, que podem ser revogadas a qualquer
tempo a critério do MME, em consulta com a ANEEL). Tal período tem geralmente a duração de 35 anos para novas
concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Uma concessão existente
pode ser renovada a critério do poder concedente.
A Lei de Concessões estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá cumprir
na prestação de serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores de energia elétrica, e as obrigações da
concessionária e do poder concedente. Ademais, a concessionária deverá cumprir com as regulações vigentes do setor
elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões estão descritas de forma resumida abaixo:
Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros de
regularidade, continuidade, eficiência, segurança e acesso ao serviço.
Servidões. A concessionária poderá utilizar bens públicos ou solicitar ao poder concedente a desapropriação
dos bens privados necessários em beneficio da concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações
cabíveis é da concessionária.
Responsabilidade Objetiva. A concessionária é responsável direta por todos os danos que sejam resultantes da
prestação de seus serviços.
Mudanças no controle societário. O poder concedente deverá aprovar qualquer mudança direta ou indireta no
controle acionário da concessionária.
Intervenção do poder concedente. Conforme disposto na Lei nº 12.767 de 27 de dezembro de 2012, o poder
concedente poderá intervir na concessão, por meio da ANEEL, com o fim de assegurar a adequação na prestação do
serviço, bem como o fiel cumprimento das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes, caso a
concessionária falhe com suas obrigações. No prazo de 30 dias após a data do decreto, a ANEEL deverá iniciar um
procedimento administrativo no qual é assegurado à concessionária direito de contestar a intervenção. Durante o prazo
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do procedimento administrativo, um interventor ficará responsável pela prestação dos serviços objeto da concessão. O
procedimento administrativo deverá ser concluído em um ano (que poderá ser prorrogado por mais dois anos). Para que
a intervenção cesse e a concessão volte à concessionária, será necessário que o acionista da concessionária apresente
um plano de recuperação detalhado à ANELL e corrija as irregularidades identificadas pela ANELL.
Extinção da concessão. A extinção do contrato de concessão poderá ser antecipada por meio de encampação
e/ou caducidade. Encampação é a rescisão antecipada da concessão, por razões relativas ao interesse público que
deverão ser expressamente declaradas por lei autorizadora específica. A caducidade deverá ser declarada pelo poder
concedente após a ANEEL ou o MME tiverem expedido um ato normativo indicando que a concessionária (i) falhou
em prestar serviços de forma adequada ou cumprir a legislação ou regulação aplicável; (ii) não ter mais a capacidade
técnica, financeira ou econômica de prestar o serviço de forma adequada; ou (iii) não cumpriu as penalidades
eventualmente impostas pelo poder concedente, entre outras coisas. A concessionária tem o direito à ampla defesa no
procedimento administrativo que declarar a caducidade da concessão e poderá recorrer judicialmente contra tal ato. A
concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados nos bens reversíveis que não tenham sido
completamente amortizados ou depreciados, descontando-se quaisquer multas contratuais e danos por ela causados.
Vencimento. Quando do vencimento do prazo de concessão, todos os bens, direitos e privilégios transferidos à
concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energia elétrica serão revertidos ao
Governo Federal. Após o advento do termo contratual, a concessionária tem o direito de ser indenizada pelos
investimentos realizados em bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados.
Penalidades. As regulações da ANEEL regem a imposição de sanções aos participantes do setor elétrico e
classificam as penalidades pertinentes com base na natureza e gravidade da violação (inclusive advertências, multas e
caducidade). Para cada violação, as multas podem ser de até dois por cento da receita (líquida de imposto sobre valor
agregado e imposto sobre serviços) das concessionárias verificada no período de 12 meses que anteceder qualquer auto
de infração. As infrações que podem resultar em multas referem-se à omissão do operador em solicitar aprovação da
ANEEL, entre outros, no caso de: (i) celebração de contratos com partes relacionadas nos casos previstos na
regulamentação; (ii) venda ou cessão dos bens necessários à prestação do serviço público bem como imposição de
quaisquer ônus sobre eles (inclusive qualquer garantia real, fidejussória, penhor e hipoteca) ou sobre outros ativos
relacionados à concessão ou à receita dos serviços de energia elétrica; e (iii) alterações no controle do detentor da
concessão. No caso de contratos celebrados entre partes relacionadas que sejam submetidos para aprovação da
ANEEL, a ANEEL poderá buscar impor restrições aos termos e condições desses contratos e, em circunstâncias
extremas, determinar a rescisão do contrato.
Permissões
No setor elétrico brasileiro, o instituto das permissões possui um uso muito restrito. As permissões são concedidas
a cooperativas rurais de geração de energia, que fornecem energia aos seus membros e ocasionalmente a consumidores
que não fazem parte da cooperativa, em áreas normalmente não atendidas por grandes distribuidoras. As permissões
representam uma parcela irrelevante da matriz de energia brasileira.
Autorizações
Autorizações são um ato unilateral e discricionário realizado pela autoridade concedente. Diferentemente das
concessões, as autorizações normalmente não requerem um processo de licitação pública. Como exceção à regra geral,
autorizações podem também ser outorgadas a produtores de energia potenciais após processos de licitação para a
compra de energia conduzidos pela ANEEL.
No setor de geração de energia, os Produtores de Energia Independentes e autogeradores detém uma autorização
ao contrário de uma concessão. Produtores de Energia Independentes e autogeradores não recebem concessões de
serviço público ou permissões para a prestação de serviços públicos. Pelo contrário, à eles são concedidas autorizações
ou concessões específicas para explorar os recursos hídricos que meramente lhes permitem produzir, usar ou vender
energia elétrica. Cada autorização concedida a um Produtor de Energia Independente ou autogerador de energia
estabelece os direitos e deveres da empresa autorizada. As empresas autorizadas têm o direito de pedir à ANEEL que
realize desapropriações em seu benefício, estando sujeitas à fiscalização das autoridades reguladoras da ANEEL à
aprovação prévia da ANEEL em caso de alteração de controle. Além disso, a rescisão unilateral da autorização garante
à empresa autorizada o direito à indenização por parte da autoridade concedente pelos danos incorridos.
Um Produtor de Energia Independente pode vender parte ou a totalidade da sua produção para clientes por sua
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própria conta e risco. O autogerador pode vender ou negociar qualquer energia excedente, a qual é incapaz de
consumir, mediante autorização específica da ANEEL. Aos Produtores de Energia Independentes e autogeradores não
são concedidos os direitos de monopólio e não estão sujeitos a controles de preços, com exceção de casos específicos.
Os Produtores de Energia Independentes competem com os serviços públicos e entre si por maiores clientes, grupos de
clientes das empresas de distribuição ou qualquer cliente não atendido por uma concessionária.
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
Desde 1995, o Governo Federal adotou inúmeras medidas para reformar o Setor Elétrico Brasileiro. Estas
culminaram, em 15 de março de 2004, na promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que reestruturou o
setor de energia elétrica, com o objetivo final de oferecer aos consumidores um abastecimento seguro de energia
elétrica a uma tarifa adequada.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes nas normas do setor elétrico com o
objetivo (i) de proporcionar incentivos a empresas privadas e públicas para construção e manutenção da capacidade
geradora, e (ii) assegurar o fornecimento de energia elétrica no Brasil, com tarifas adequadas, por meio de processos
licitatórios competitivos. Os principais elementos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:
•
Criação de dois “ambientes” para comercialização de energia elétrica, sendo (1) o mercado regulado,
mercado mais estável em termos de fornecimento de energia elétrica, o ambiente de contratação regulada; e
(2) um mercado especificamente destinado a certos participantes (ou seja, Consumidores Livres e agentes
comercializadores), que permita certo grau de competição, denominado ambiente de contratação livre.
•
Restrições a determinadas atividades de distribuidoras, de forma a exigir que estas se concentrem em seu
negócio essencial de distribuição, para promover serviços mais eficientes e confiáveis a consumidores
cativos.
•
Eliminação do direito à chamada autocontratação, de forma a incentivar as distribuidoras a comprar energia
elétrica pelos menores preços disponíveis ao invés de adquirir energia elétrica de partes relacionadas.
•
Manutenção de contratos firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,
de forma a garantir a segurança jurídica às operações realizadas antes da sua promulgação.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobras e suas subsidiárias do Programa Nacional de
Desestatização, programa originalmente criado pelo Governo Federal em 1990 com o objetivo de promover o processo
de privatização de empresas estatais.
Regulamentos nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem, entre outras disposições, normas
relativas a procedimentos de leilão, a forma de contratos de compra e venda de energia elétrica e o método de repasse
de custos aos Consumidores Finais. Nos termos da regulamentação, todo agente comprador de energia elétrica deve
contratar a totalidade de sua demanda de energia elétrica segundo as diretrizes do novo modelo. Os agentes vendedores
de energia elétrica devem apresentar o correspondente lastro físico, por exemplo, a quantidade de energia vendida em
CCEEs deve ser previamente comprada no âmbito de PPAs e/ou gerada por usinas do próprio vendedor. Os agentes
que descumprirem tais exigências ficarão sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL e CCEE.
A partir de 2005, todo agente gerador, distribuidor e comercializador de energia, produtores independentes de
energia ou Consumidores Livres e Especiais deverá notificar o MME, até 1º de agosto de cada ano, sua previsão de
mercado ou carga, conforme o caso, para cada um dos cinco anos subsequentes. Cada agente de distribuição deverá
notificar o MME em até sessenta dias antes de cada leilão de energia, sobre a quantidade de energia que pretende
contratar nos leilões. Baseado nessa informação, o MME deve estabelecer a quantidade total de energia a ser
contratada no ambiente de contratação regulado e a lista dos projetos de geração que poderão participar dos leilões. As
distribuidoras também deverão especificar a parcela de contratação que pretendem dedicar ao atendimento a
Consumidores qualificados como Livres.
Ambientes para Comercialização de Energia Elétrica
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétrica são
realizadas em dois diferentes segmentos de mercado: (i) o ambiente de contratação regulada, que prevê a compra pelas
distribuidoras, por meio de leilões, de toda a energia elétrica que for necessária para fornecimento a seus consumidores
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e (ii) o ambiente de contratação livre, que compreende a compra de energia elétrica por agentes não regulados (como
Consumidores Livres e comercializadores de energia elétrica).
Distribuidoras de energia elétrica cumprem suas obrigações de atender à totalidade de seu mercado
principalmente por meio de leilões públicos. Além desses leilões, as distribuidoras poderão comprar energia elétrica
sem a necessidade de processo licitatório, proveniente: (i) de geradoras conectadas diretamente a tal distribuidora, com
exceção de geradoras hidrelétricas com capacidade superior a 30 MW e certas geradoras termoelétricas, (ii) de projetos
de geração de energia elétrica participantes da primeira etapa do Proinfa, programa destinado a diversificar as fontes de
energia do Brasil (iii) da usina de Itaipu e (iv) de energia vendida por usinas hidrelétricas cujas concessões foram
renovadas pelo governo nos termos da Lei nº 12.783/13 (nesse último caso, em “cotas de energia” distribuídas entre
companhias distribuidoras pelo governo federal, com preço determinado pelo MME/ANEEL). A energia elétrica
gerada por Itaipu continua a ser vendida pela Eletrobras às concessionárias de distribuição que operam no Sistema
Interligado Nacional Sul/Sudeste/Centro-Oeste, embora nenhum contrato específico tenha sido firmado por tais
concessionárias. O preço pelo qual a energia elétrica gerada em Itaipu é comercializada é denominado em dólar norteamericano e estabelecido de acordo com tratado celebrado entre o Brasil e Paraguai. Em consequência, o preço da
energia elétrica de Itaipu aumenta ou diminui de acordo com a variação da taxa de câmbio entre o Real e o dólar norteamericano. As alterações no preço de venda da energia elétrica gerada em Itaipu estão sujeitas, no entanto, ao
mecanismo de recuperação dos custos da Parcela A, exposto abaixo em "- Tarifas de Fornecimento de Energia
Elétrica".
Ambiente de Contratação Regulada - ACR
No ambiente de contratação regulada, as distribuidoras compram suas necessidades projetadas de energia
elétrica para distribuição a seus consumidores cativos de geradoras por meio de leilões públicos. Os leilões são
coordenados pela ANEEL, direta ou indiretamente, por intermédio da CCEE.
As compras de energia elétrica são realizadas por meio de dois tipos de contratos bilaterais: Contratos de
Quantidade de Energia, e Contratos de Disponibilidade de Energia. Nos termos dos Contratos de Quantidade de
Energia, a unidade geradora compromete-se a fornecer certa quantidade de energia elétrica e assume o risco de o
fornecimento de energia elétrica ser, porventura, prejudicado por condições hidrológicas e baixo nível dos
reservatórios, entre outras condições, que poderiam interromper o fornecimento de energia elétrica, caso em que a
unidade geradora ficará obrigada a comprar a energia elétrica de outra fonte para atender seus compromissos de
fornecimento. Nos termos dos Contratos de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a
disponibilizar certa capacidade ao ambiente de contratação regulada. Neste caso, a receita da unidade geradora está
garantida e as distribuidoras em conjunto enfrentam o risco hidrológico. Em conjunto, esses contratos constituem os
Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, ou CCEAR.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, observados certos limites (conforme abaixo
explicado) as distribuidoras de energia elétrica têm o direito de repassar a seus respectivos consumidores os custos
relacionados à energia elétrica por elas adquirida por meio de leilões públicos, bem como quaisquer impostos e
encargos do setor.
Com relação à outorga de novas concessões, os regulamentos recém promulgados exigem que as licitações
para novas instalações de geração hidrelétricas incluam, entre outras coisas, a porcentagem mínima de energia elétrica
a ser fornecida ao ambiente de contratação regulada.
Ambiente de Contratação Livre
O ambiente de contratação livre engloba as operações entre concessionárias geradoras, produtores
independentes de energia elétrica, autoprodutores, comercializadores de energia elétrica, importadores de energia
elétrica, Consumidores Livres e Consumidores Especiais, conforme abaixo definido. Os Produtores de Energia
Independentes são empresas de geração que vendem a totalidade ou parte de sua energia elétrica a Consumidores
Livres, concessionárias de distribuição e agentes de comercialização, entre outros. O ambiente de contratação livre
também incluirá contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras até a respectiva expiração. Quando de
sua expiração, tais contratos deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico.
O consumidor que puder escolher seu fornecedor (Consumidor Livre em potencial) somente poderá rescindir
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seu contrato com a distribuidora local e tornar-se um Consumidor Livre por meio de notificação a tal distribuidora com
antecedência mínima de quinze dias da data limite para a declaração feita pela distribuidora de suas necessidades de
energia para o leilão seguinte. Além disso, tal consumidor somente poderá começar a adquirir energia elétrica de outro
fornecedor no ano seguinte àquele em que a distribuidora local tiver sido notificada. Caso o Consumidor Livre em
potencial opte pelo ambiente de contratação livre, somente poderá voltar ao sistema regulado uma vez que tenha
entregado à distribuidora de sua região aviso com cinco anos de antecedência, ficando estipulado que a distribuidora
poderá reduzir esse prazo a seu critério. O prazo de aviso tem por finalidade assegurar que, caso necessário, a
distribuidora poderá comprar a energia adicional no ambiente regulado sem imposição de custos extras ao mercado
cativo.
Além dos Consumidores Livres, determinados consumidores com capacidade igual ou superior a 500 kW
podem, optar por adquirir energia em ambiente de contratação livre, sujeitos a determinados termos e condições. Esses
consumidores são chamados de "Consumidores Especiais". Consumidores Especiais somente podem adquirir energia
de (i) pequenas centrais hidrelétricas com capacidade entre 1.000 kW e 30.000 kW, (ii) geradores com capacidade
limitada a 1.000 kW, (iii) geradores de energia alternativa (empreendimentos solares, eólicos ou de biomassa) cuja
capacidade gerada não exceda 30.000 kW inserida no sistema.
As geradoras estatais poderão vender energia elétrica aos Consumidores Livres, contudo, diferente das
geradoras privadas, estas unidades só podem fazê-lo por meio de processos de leilão.
Leilões no Ambiente de Contratação Regulada
Os leilões de compra de energia elétrica para novos projetos de geração em andamento são realizados (i) cinco
anos antes da data de início da entrega da energia (denominados leilões “A-5”), ou (ii) três anos antes da data de início
da entrega (denominados leilões “A-3”). Leilões de compra de energia provenientes de empreendimentos de geração
existentes ocorrem (i) no ano anterior ao de início da entrega da energia (denominados leilões “A-1”) ou (ii)
aproximadamente quatro meses antes da data de entrega (denominados “ajustes de mercado”). Os editais dos leilões
são elaborados pela ANEEL, com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME, tendo como requerimento a
utilização do critério de menor tarifa no julgamento do vencedor do leilão.
Cada empresa de geração participante de um leilão firma um contrato para compra e venda de energia elétrica
com cada distribuidora, em proporção à respectiva estimativa de necessidade de cada distribuidora. A única exceção a
esta regra se refere ao leilão de ajuste de mercado, onde os contratos são específicos entre agente vendedor e agente de
distribuição. Os CCEARs provenientes tanto dos leilões “A-5” como “A-3” tem prazo de 15 a 30 anos, enquanto que
os CCEARs provenientes dos leilões “A-1” têm prazo de cinco a 15 anos. Os contratos provenientes do leilão de ajuste
de mercado têm o prazo máximo de dois anos. A quantidade total de energia contratada em tais leilões de ajuste de
mercado não pode exceder 1,0% da quantidade total de energia contratada por cada distribuidor.
Em relação aos CCEARs decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos de geração
existentes, existem três possibilidades de redução permanente das quantidades contratadas, quais sejam (i)
compensação pela saída de Consumidores Livres potenciais do ambiente de contratação regulada, (ii) redução, a
critério da distribuidora, de até 4,0% ao ano no montante anual contratado para adaptar-se aos desvios do mercado face
às projeções de demanda, a partir do segundo ano subsequente ao da declaração que deu origem à respectiva compra e
(iii) adaptação aos montantes de energia estipulados nos contratos de aquisição de energia firmados anteriormente a 17
de março de 2004.
Desde 2005, a CCEE realizou 17 leilões para novos projetos de geração, 10 leilões relativos a usinas existentes
de geração de energia, dois leilões para projetos de geração de energia alternativa, e quatro leilões de biomassa e para a
geração de energia eólica, classificada como “energia reserva”. Até 1º de agosto de cada ano, as geradoras e
distribuidoras devem apresentar suas demandas de geração ou demandas de energia elétrica estimadas para os cinco
anos subsequentes. Com base nessas informações, o MME estabelece o valor total de energia elétrica a ser
comercializado no leilão e define as empresas de geração que poderão participar do leilão. O leilão é realizado em duas
fases, por meio de um sistema eletrônico. Como regra geral, os contratos celebrados no âmbito do leilão têm os
seguintes prazos (i) de 15 a 30 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de novos projetos de geração,
(ii) de cinco a 15 anos contados a partir do ano subsequente ao do leilão em caso de usinas existentes de geração de
energia, (iii) de 10 a 30 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de projetos de geração de energia
alternativa, (iv) 15 anos a partir do início do fornecimento em caso de energia reserva de biomassa, e (v) 20 anos a
partir do início do fornecimento em caso de energia reserva eólica.
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Após a conclusão do leilão, geradoras e distribuidoras firmam o CCEAR, no qual as partes estabelecem o
preço e a quantidade de energia contratados no leilão. Grande parte de nossos CCEARs estabelece que o preço será
corrigido anualmente pela variação do IPCA. Contudo, fazemos uso de outros indicadores para correção do preço dos
nossos CCEARs, tais como o preço dos combustíveis. As distribuidoras oferecem garantias financeiras para as
geradoras (principalmente valores a receber do serviço de distribuição) a fim de garantir suas obrigações de pagamento
nos termos do CCEAR.
O Valor Anual de Referência
A regulação estabeleceu, ademais, um mecanismo, o “Valor Anual de Referência”, que limita os montantes de
custos que podem ser repassados aos Consumidores Finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média
ponderada dos preços de energia elétrica nos leilões “A-5” e “A-3”, calculada para o conjunto de todas as
distribuidoras.
O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as distribuidoras contratem suas necessidades de
energia elétrica previstas pelo preço mais baixo nos leilões “A-5” e “A-3”. As distribuidoras que comprarem energia
elétrica por preço inferior ao Valor Anual de Referência nesses leilões poderão repassar integralmente o Valor Anual
de Referência aos consumidores durante três anos. O Valor Anual de Referência também é aplicado nos primeiros três
anos dos contratos de compra de energia dos novos projetos de geração de energia. Após o quarto ano, os custos de
aquisição de energia elétrica desses projetos podem ser inteiramente repassados. A regulação estabelece os seguintes
limites à capacidade das distribuidoras de repassar custos aos consumidores: (i) nenhum repasse de custos para as
compras de energia elétrica que excedam 103% da demanda real; (ii) repasse limitado de custos para compras de
energia elétrica efetuadas em um leilão “A-3”, se a quantidade de energia elétrica adquirido exceder 2,0% da demanda
de energia elétrica adquirida nos leilões “A-5”; (iii) repasse limitado dos custos de aquisição de energia elétrica dos
novos projetos de geração de energia elétrica, se a quantidade contratada nos termos dos novos contratos relacionados
às instalações de geração existentes for inferior a 96,0% da quantidade de energia elétrica previsto no contrato por
vencer; (iv) total repasse dos custos relativos às compras de energia elétrica das instalações existentes no leilão “A-1”
estarão limitadas a 1,0% da carga verificada no ano anterior à notificação do distribuidor relativa à estimativa de
demanda de energia elétrica para o MME. Se a energia elétrica adquirida no leilão “A-1” exceder a carga de 1,0%, o
repasse de custos relativos à quantidade de carga excedente aos Consumidores Finais estará limitado a 70,0% do valor
médio de tais custos de aquisição de energia elétrica gerada pelas instalações de geração existentes para entrega
iniciada em 2007 e com término em 2009. O MME estabelece o preço máximo de aquisição para a energia elétrica
gerada pelos projetos existentes que participam dos leilões para venda de energia elétrica a distribuidoras e, se as
distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratar integralmente sua demanda, o repasse dos custos de energia
adquirida no mercado de curto-prazo será o menor entre o Preço de Liquidação de Diferenças (“PLD”) - spot price - e
o Valor Anual de Referência.
Convenção de Comercialização de Energia Elétrica
As Resoluções da ANEEL nº 109, de 2004, e n° 210, de 2006, conduziram à criação da Convenção de
Comercialização de Energia Elétrica. Tal convenção regula a organização e administração da CCEE, assim como as
condições para a comercialização de energia elétrica. Também define, entre outros, (i) os direitos e obrigações dos
participantes da CCEE, (ii) as penalidades a serem impostas a participantes inadimplentes, (iii) a estrutura para a
resolução de controvérsias, (iv) as regras de comercialização tanto no ambiente de contratação regulada como no
ambiente de contratação livre e (v) a contabilização e processo de compensação para operações de curto-prazo.
Restrição de Atividades das Distribuidoras
As distribuidoras integrantes do Sistema Interligado Nacional não poderão (i) conduzir negócios relacionados
à geração ou transmissão de energia elétrica, (ii) vender energia elétrica aos Consumidores Livres, com exceção dos
situados em sua área de concessão e segundo as mesmas condições e tarifas aplicadas a consumidores cativos, (iii)
deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer outra empresa, sociedade anônima ou limitada ou
(iv) conduzir negócios que não tenham relação com suas respectivas concessões, com exceção das permitidas por lei
ou no contrato de concessão pertinente. As geradoras não podem deter o controle ou participações societárias
significativas nas distribuidoras.
Eliminação do Direito à Autocontratação
Tendo em vista que a compra de energia elétrica para distribuição a consumidores cativos é atualmente
49
efetuada no ambiente de contratação regulada, a chamada autocontratação (autorização para as distribuidoras
atenderem a até 30,0% de suas necessidades de energia elétrica contratando energia elétrica proveniente de autoprodução ou adquirida de partes relacionadas) não é mais permitida, exceto no contexto de contratos devidamente
aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
Partidos políticos estão atualmente contestando a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico perante o Supremo Tribunal Federal. Em outubro de 2007, uma decisão do Supremo Tribunal Federal relativo
a agravos apresentados no âmbito da ação foi publicada, negando referidos agravos por maioria de votos. Até o
momento, não existe ainda uma decisão final sobre este mérito e não sabemos quando será proferida. Neste ínterim, a
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico continua em vigor. Independentemente da decisão final do Supremo Tribunal
Federal, esperamos que certas disposições da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico relacionadas à proibição às
distribuidoras que se dediquem a atividades não relacionadas à distribuição de energia elétrica pelas distribuidoras,
incluindo vendas de energia elétrica para Consumidores Livres, e a eliminação do direito à autocontratação, continuem
em vigor.
Se toda ou parte da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo Supremo
Tribunal Federal, o esquema regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não terá efeitos, o que
gerará incerteza quanto à forma como o governo brasileiro conseguirá reformar o setor de energia elétrica.
Limitações à Concentração no Mercado de Energia Elétrica
A ANEEL havia estabelecido limites à concentração de determinados serviços e atividades dentro do setor
elétrico, os quais recentemente foram eliminados através da Resolução nº 378 de 10 de novembro de 2009.
De acordo com a Resolução nº 378, a ANEEL apresentará potenciais violações da livre concorrência no setor
de energia elétrica para análise do Departamento de Direito Econômico do Ministério da Justiça (Secretaria de Direito
Econômico – SDE). A ANEEL pode também, espontaneamente ou mediante pedido da SDE, analisar potenciais leis
sobre a livre concorrência identificando: (i) os mercados relevantes, (ii) a influência de agentes envolvidos na troca de
energia nos submercados em que as partes operam, (iii) o exercício real do poder de mercado em relação aos preços do
mercado, (iv) a participação das partes no mercado de geração de energia, (v) a transmissão, distribuição e
comercialização de energia em todos os submercados, e (vi) os ganhos de eficiência dos agentes de distribuição
durante os processos de revisão de tarifas.
Em termos práticos, a atribuição da ANEEL é limitada a fornecer à SDE as informações técnicas para dar
suporte à opinião técnica da SDE. A SDE, por sua vez, observará os comentários e observações da ANEEL e somente
será capaz de desconsiderar estes após uma decisão motivada.
Tarifas e Encargos de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão
A ANEEL fiscaliza e regulamenta o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e estabelece as tarifas
referentes a tais sistemas. As tarifas são (i) tarifa cobrada pelo uso da rede local de distribuição exclusiva de cada
distribuidora (“TUSD”) e (ii) tarifa cobrada pelo uso da Rede Básica e demais instalações de transmissão (“TUST”).
TUSD
A TUSD é paga por geradoras e Consumidores Livres e Especiais pelo uso do sistema de distribuição da
concessionária na qual a geradora ou Consumidores Livres ou Especiais relevantes estejam conectados. A TUSD tem
duas finalidades: (i) remunerar a concessionária pelo uso da rede proprietária local, através do “Serviço TUSD”, que
varia de acordo com o pico de carga de energia de cada consumidor, e (ii) considerar os encargos regulatórios
aplicáveis ao uso da rede local, através de “Tarifas TUSD”, que são estabelecidas pelas autoridades reguladoras e
dependem da quantidade de energia consumida por cada consumidor. O valor a ser pago pelo respectivo agente
conectado ao sistema de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela multiplicação da quantidade de energia
elétrica contratada junto à concessionária de distribuição, em kW, pelas duas tarifas estabelecidas pela ANEEL: (i)
uma tarifa em R$/kW que inclui a remuneração da concessionária de distribuição e transmissão e (ii) uma tarifa em
R$/MWh, que inclui encargos relacionados com energia elétrica e outros custos relacionados à rede de distribuição.
TUST
50
A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e Consumidores Livres e Especiais pela utilização da Rede
Básica e é reajustada anualmente de acordo com (i) a inflação; e (ii) as receitas anuais das empresas concessionárias de
transmissão determinadas pela ANEEL. Segundo os critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários das
diferentes partes da rede de transmissão principal transferiram a coordenação de suas instalações ao ONS em troca do
recebimento de pagamentos regulados dos usuários de sistemas de transmissão. Os usuários de rede, inclusive
geradoras, distribuidoras e Consumidores Livres e Especiais, assinaram contratos com o ONS e companhias de
transmissão (representadas pelo ONS) que lhes conferem o direito de utilizar a rede de transmissão em troca do
pagamento de certas tarifas.
Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica
As tarifas de fornecimento de energia elétrica (inclusive a TUSD) estão sujeitas à revisão pela ANEEL, que
tem poderes para reajustar e revisar tarifas em resposta a alterações de custos de compra de energia elétrica e condições
de mercado. Ao reajustar ou revisar as tarifas de fornecimento de energia elétrica, a ANEEL divide os custos das
distribuidoras entre (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora, os custos da Parcela A, e (ii) custos gerenciáveis pela
distribuidora, os custos da Parcela B. O reajuste de tarifas baseia-se em uma fórmula que leva em consideração a
divisão de custos entre as duas categorias.
Os custos da Parcela A7 incluem, entre outros, os seguintes fatores:
•
custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu;
•
custos de aquisição de energia elétrica conforme contratos bilaterais negociados livremente entre as partes;
•
custos de energia elétrica adquirida por meio de CCEARs;
•
custos referentes aos encargos de uso e conexão aos sistemas de transmissão e distribuição;
•
custos de encargos regulatórios; e
•
custos associados à pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética.
Os custos da Parcela B8 incluem, entre outros, os seguintes fatores:
•
taxa de retorno do investimento em ativos de distribuição de energia;
•
depreciação destes ativos;
•
despesas operacionais relacionadas à operação destes ativos, e
•
receitas irrecuperáveis;
cada um determinado e periodicamente revisado pela ANEEL.
As tarifas são determinadas, levando-se em consideração os custos da Parcela A e da Parcela B e certos
componentes de mercado usados pela ANEEL, como referência no ajuste de tarifas.
As concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a revisões tarifárias periódicas de suas tarifas a
cada quatro ou cinco anos. Essas revisões visam (i) assegurar que as receitas serão suficientes para cobrir os custos
operacionais da Parcela B e a remuneração adequada com relação a investimentos considerados essenciais aos serviços
objeto da concessão de cada distribuidora e (ii) determinar o fator X, que é baseado em três componentes: (a) ganhos
previstos de produtividade proveniente de aumento de escala, (b) custos de mão de obra, e (c) investimentos. No ciclo
tarifário atual, a ANEEL mudou a fórmula para calcular o fator X. O fator X é agora baseado nos aumentos potenciais
de produtividade, que é baseado no nível de crescimento de mercado e aumento no número de consumidores e
qualidade do serviço. Além disso, leva-se em consideração uma meta de despesas operacionais eficientes. Os aumentos
7
De acordo com a Resolução nº 457/2011 da ANEEL, para a geração de unidades embutidas em nossas distribuidoras, os custos operacionais e de
manutenção foram alocados para a Parcela A, e a depreciação foi excluída da Parcela B.
51
de produtividade e a meta de despesas operacionais eficientes serão determinados a cada revisão periódica. O
componente qualidade do serviço será determinado em cada ajuste anual após o terceiro ciclo de revisão periódica.
O fator X é usado para ajustar a proporção da mudança no índice IGP-M usado nos reajustes anuais. Assim,
após a conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X exige que as distribuidoras dividam os seus ganhos
de produtividade com os Consumidores Finais.
Cada contrato de concessão de cada distribuidora também prevê um reajuste anual de tarifa. Em geral, os
custos da Parcela A são totalmente repassados aos consumidores. Contudo, os custos da Parcela B são em sua maior
parte corrigidos monetariamente em conformidade com o IGP-M.
Ademais, as concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a revisão tarifária extraordinária,
caso a caso, de maneira a assegurar seu equilíbrio financeiro e a compensá-las por custos imprevistos, incluindo
impostos, que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos.
Com a introdução da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o MME reconheceu que os custos variáveis
associados à compra de energia elétrica podem ser compensados por meio da conta de compensação de variação de
valores de itens da Parcela A ou CVA, criada para reconhecer alguns de nossos custos quando do reajuste das tarifas de
nossas subsidiárias de distribuição pela ANEEL. Vide “Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras –
Visão Geral –Variações de Custos Não Gerenciáveis – Custos da Parcela A".
Em novembro de 2011, a ANEEL estabeleceu a metodologia e procedimentos aplicáveis às revisões
periódicas de 2011 a 2014 para as concessionárias de distribuição, baseada nas práticas desenvolvidas durante uma
rodada anterior de revisão periódica de tarifas. Para informações sobre a nova metodologia aplicável para o terceiro
ciclo de revisão periódica, consulte o “Item 3. Fatores de Riscos - As tarifas que cobramos pelo fornecimento de
energia elétrica a consumidores cativos são determinadas pela ANEEL em conformidade com contratos de concessão
celebrados com o governo brasileiro, podendo nossa receita operacional ser adversamente afetada caso a ANEEL
determine nossas tarifas de maneira que não nos seja favorável.”
Incentivos Governamentais ao Setor Elétrico
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 incentivos
conferidos às usinas termoelétricas nos termos do PPT incluem (i) fornecimento garantido de gás durante 20 anos, de
acordo com regulamentação do MME, (ii) garantia do repasse dos custos referentes à aquisição da energia elétrica
produzida por usinas termoelétricas até o limite do valor normativo de acordo com a regulamentação da ANEEL, e (iii)
acesso garantido ao programa de financiamento especial do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
(“BNDES”) para o setor elétrico.
Em 2002, o Governo Federal estabeleceu o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica –
Proinfa (“Programa Proinfa”). Nos termos do Programa Proinfa, a Eletrobras comprava a energia gerada por essas
fontes de energia alternativa durante o período de até 20 anos, sendo a energia adquirida por empresas de distribuição
para entrega aos Consumidores Finais. Em sua fase inicial, o Proinfa estava limitado a uma capacidade contratada total
de 3.300 MW. O objetivo dessa iniciativa era atingir uma capacidade contratada de até 10% do consumo anual total de
energia elétrica do Brasil em 20 anos a partir de 2002. O encargo do Programa Proinfa é cobrado mensalmente do
Consumidor Final. Apesar de previsto na Lei nº 10.438/2002, ainda não há certeza se o Governo Federal regulará e
implementará a segunda fase do Programa.
Visando criar incentivos para geradores de energia alternativa, o Governo Federal estabeleceu que uma
redução não inferior a 50,0% deve ser aplicada aos valores da TUSD devida por (i) pequenas centrais hidrelétricas com
capacidade entre 1.000 kW e 30.000 kW, (ii) geradores com capacidade equivalente a 1.000 kW e (iii) geradores de
energia alternativa (empreendimentos solares, eólicos ou de biomassa) com capacidade equivalente a 30.000 kW. A
redução é aplicável à TUSD devida pela fonte de geração e também por seu consumidor. O valor da redução da TUSD
será incluído como "componentes financeiros" na tarifa de reajuste ou na revisão tarifária.
Encargos Tarifários
EER
52
O Encargo de Energia de Reserva ("EER") é uma taxa regulatória cobrada mensalmente, criada para arrecadar
fundos para reservas de energia contratadas pela CCEE. Essas reservas de energia serão utilizadas para aumentar a
segurança do suprimento de energia no Sistema Interligado Nacional. O EER é arrecado dos Consumidores Finais do
Sistema Interligado Nacional mensalmente.
Fundo RGR e UBP
Em certas circunstâncias, empresas de energia elétrica são indenizadas com relação a certos ativos usados em
função de uma concessão, em caso de revogação ou encampação da concessão. Em 1957, o governo brasileiro criou
um fundo de reserva destinado a prover fundos para tal indenização ("Fundo RGR"). Todas as distribuidoras e certas
geradoras que operem em regimes de serviço público são obrigadas a efetuar a título de contribuição mensal ao Fundo
RGR, a uma alíquota anual igual a 2,5% dos ativos fixos da empresa em operações, sem exceder, contudo, 3,0% das
receitas operacionais totais em qualquer exercício. A Lei nº 12.431/2011 estendeu a vigência desta taxa até 2035.
Entretanto, a Lei n.º 12.783/13 estabeleceu que, a partir de 1º de janeiro de 2013, tal encargo não mais incidiria sobre
as companhias de distribuição ou as novas concessionárias de geração e transmissão.
O Governo Federal impôs uma taxa sobre os produtores independentes de energia elétrica que utilizam fonte
hidroelétrica similar à taxa cobrada de empresas de serviço público com relação à RGR. Os produtores independentes
de energia elétrica são obrigados a efetuar pagamentos ao Fundo de Uso de Bem Público ("UBP"), de acordo com as
regras estabelecidas no processo licitatório correspondente. A Eletrobras recebeu pagamentos referentes ao Fundo UBP
até 31 de dezembro de 2002. Todos os encargos relativos ao Fundo UBP desde 31 de dezembro de 2002 foram pagos
diretamente ao Governo Federal.
CDE
Em 2002, o Governo Federal instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”), que é suprida por
meio de pagamentos anuais efetuados por concessionárias a título de uso de bem público, multas e sanções impostas
pela ANEEL e as taxas anuais pagas por agentes que fornecem energia elétrica a Consumidores Finais, por meio de
encargo a ser acrescido às tarifas relativas ao uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Essas taxas são ajustadas
anualmente. A CDE foi originalmente criada para dar suporte (i) ao desenvolvimento da produção de energia elétrica
por todo o país, (ii) à produção de energia elétrica por meio de fontes alternativas de energia e (iii) à universalização do
serviço público de energia elétrica em todo o Brasil. Além disso, a Conta CDE subsidia as operações de companhias de
geração de energia termoelétrica para a compra de combustível em áreas isoladas não conectadas ao Sistema
Interligado de Energia, cujos custos são arcados pela (Conta de Consumo de Combustível) (“Conta CCC”) antes da
promulgação da Lei n.º 12.783/13. Em 24 de janeiro de 2013 (Medida Provisória 605/13), a Conta CDE subsidia o
desconto de certas categorias de consumidores, tais como Consumidores Especiais, consumidores rurais,
concessionárias de distribuição e permissionárias, entre outros. A Conta CDE terá duração de 25 anos a partir de 2002.
É regulamentada pela ANEEL e administrada pela Eletrobras.
ESS
A Resolução n. 173 de 28 de novembro de 2005 estabeleceu uma disposição para a Cobrança do Serviço do
Sistema, o Encargo de Serviço do Sistema (“ESS”) que, desde janeiro de 2006, tem sido incluído nas correções de
preço e taxas para concessionárias de distribuição que fazem parte do Sistema Interligado Nacional. Este encargo é
baseado nas estimativas anuais feitas pelo ONS em 31 de outubro de cada ano.
Taxa pelo Uso de Recursos Hídricos
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico exige que os detentores de uma concessão e autorização de uso de
recursos hídricos paguem uma taxa de 6,75% do valor da energia que geram pela utilização de tais instalações. Esse
encargo deve ser pago ao distrito federal, estados e municípios nos quais a usina ou seu reservatório esteja localizado.
Taxa de Inspeção da ANEEL (TFSEE)
A Taxa de Inspeção ANEEL é uma taxa anual devida pelos detentores de concessões, licenças ou autorizações
na proporção de seu porte e atividades. Atualmente, a Taxa de Inspeção da ANEEL é deduzida do Fundo RGR.
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Inadimplemento no Pagamento de Encargos Regulatórios
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabeleceu que a falta de pagamento das contribuições a agências
regulatórias, ou a não realização de outros pagamentos, tais como os devidos em função da compra de energia elétrica
no ambiente de contratação regulada ou de Itaipu, impedirá a parte inadimplente de proceder com reajustes ou revisões
de sua tarifa (exceto por revisões extraordinárias) e que receba recursos oriundos do Fundo RGR e da Conta CDE.
Mecanismo de Realocação de Energia
Proteção contra certos riscos hidrológicos para geradores hidrelétricos com despacho centralizado é
proporcionada pelo MRE, que procura mitigar os riscos inerentes à geração de energia hidráulica determinando que
geradores hidrelétricos compartilhem os riscos hidrológicos do Sistema Interligado Nacional. De acordo com a
legislação brasileira, a cada usina hidrelétrica é atribuída uma “energia assegurada”, determinada em cada contrato de
concessão pertinente, independentemente da quantidade de energia elétrica gerada pela usina. O MRE transfere a
energia excedente daqueles que geraram além de suas energias asseguradas para aqueles que geraram abaixo. O
despacho efetivo de geração é determinado pelo ONS tendo em vista a demanda de energia em âmbito nacional e as
condições hidrológicas. A quantidade de energia efetivamente gerada pelas usinas, seja ela acima ou abaixo da energia
assegurada, é precificada por uma tarifa denominada “Tarifa de Energia de Otimização” – “TEO”, que cobre os custos
de operação e manutenção da usina. Esta receita ou despesa adicional deve ser contabilizada mensalmente para cada
gerador.
ITEM 4A. COMENTÁRIOS SEM DECISÃO DAS EQUIPES
Nenhum.
ITEM 5. ANÁLISE E PERSPECTIVAS OPERACIONAIS E FINANCEIRAS
A discussão a seguir deve ser lida em conjunto com nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas
e suas notas explicativas incluídas em outras partes deste relatório anual.
Preparamos nossas demonstrações financeiras consolidadas incluídas neste relatório anual de acordo com o
IFRS, como emitido pela IASB.
Visão Geral
Somos uma holding que, através de nossas subsidiárias, (i) distribui energia elétrica para consumidores em
nossas áreas de concessão, (ii) gera energia elétrica a partir de fontes convencionais e renováveis e desenvolve
projetos de geração e (iii) comercializa energia elétrica e (vi) fornece serviços relacionados ao setor elétrico. Nós
temos quatro amplas iniciativas para aprimorar nossa performance financeira: expansão de nossa Capacidade
Instalada de geração através de investimentos em greenfield e brownfield, a aquisição de outras distribuidoras,
consolidação de nossas atividades de comercialização na qualidade de líder de mercado e desenvolvimento de nossas
atividades de prestação de serviços.
Dois direcionadores muito importantes de nossa performance financeira são a nossa margem de receita
operacional e a geração de caixa de nosso negócio de distribuição regulado. Nos últimos anos estas atividades têm
proporcionado margens relativamente estáveis e o fluxo de caixa, embora sujeito a flutuações no curto prazo, tem se
mantido estável no médio prazo. Não obstante, há fatores além de nosso controle que podem ter um impacto
significativo, positivo ou adverso, sobre nosso desempenho financeiro. Enfrentamos mudanças periódicas em nossa
estrutura tarifária, resultantes das revisões periódicas de nossas tarifas. Em 2011, uma nova metodologia foi definida
pela ANEEL aplicável ao terceiro ciclo de revisão periódica e alguns de nossos distribuidores já tiveram redução nas
tarifas médias em 2012. Para informações sobre a nova metodologia aplicável ao terceiro ciclo de revisão periódica
(2011 a 2014), ver o “Item 3. Fatores de Risco - As tarifas que cobramos pelo fornecimento de energia elétrica a
consumidores cativos são determinadas pela ANEEL em conformidade com contratos de concessão celebrados com
o governo brasileiro, podendo nossa receita operacional ser adversamente afetada caso a ANEEL determine nossas
tarifas de maneira que não nos seja favorável”.
Contabilizamos quatro de nossas sociedades sob controle conjunto de geração (BAESA, ENERCAN, Foz do
Chapecó e Centrais Elétricas da Paraíba - EPASA) de acordo com método de consolidação proporcional. Nossa
subsidiária de geração CERAN, a partir da adoção do IFRS em 2010, é consolidada integralmente. A primeira unidade
54
de geração da Foz de Chapecó entrou em operação em outubro de 2010, a segunda unidade entrou em operação em
novembro de 2010, a terceira unidade de geração entrou em operação em dezembro de 2010 e a quarta e última unidade
de geração entrou em operação em março de 2011. As usinas termoelétricas, Termoparaíba e Termonordeste, ambas
alimentadas por óleo combustível do complexo EPASA, entraram em operação em dezembro de 2010 e janeiro de
2011, respectivamente. Desde 1º de agosto de 2011, a CPFL Energias Renováveis tem sido consolidada de forma
integral em nossas demonstrações financeiras.
Em setembro de 2009, adquirimos o complexo Santa Clara, que está integralmente consolidado através de
nosso investimento na CPFL Energias Renováveis. Embora a construção da linha de transmissão ainda não esteja
concluída, esses parques eólicos estão prontos para iniciar a geração de energia. Temos obtido receita dos parques
eólicos Santa Clara, conforme contratado através do “Leilão de Energia de Reserva de 2009” desde julho de 2012. Em
julho de 2010, adquirimos o parque eólico Campo dos Ventos II e o Complexo Campo dos Ventos, que estão também
integralmente consolidados através da CPFL Energias Renováveis. Campo dos Ventos II está programado para iniciar
as operações em 2013 e Complexo Campo dos Ventos está programado para entrar em operação em 2015. Os parques
eólicos Macacos I e São Benedito estão programados para iniciar as operações em 2013 e 2016 respectivamente.
Além disso, em outubro de 2009, organizamos a CPFL Bio Formosa, que está integralmente consolidada em
nossas demonstrações financeiras através da CPFL Energias Renováveis. O principal objeto da CPFL Bio Formosa é a
geração de energia termoelétrica, através das usinas de cogerações movidas a bagaço de cana e palha. A CPFL Bio
Formosa iniciou suas operações no terceiro trimestre de 2011.
Nossas subsidiárias indiretas CPFL Bio Buriti, CPFL Bio Ipê e CPFL Bio Pedra são sociedades fechadas que
foram organizadas em 27 de janeiro de 2010 com o objetivo principal de gerar energia termoelétrica e corrente de água
através das plantas de cogeração movidas por bagaço e palha. Em 26 de agosto de 2010, a CPFL Bio Pedra participou
do leilão de reserva de energia a partir de empreendimentos eólicos promovido pela ANEEL, na qual firmou um
contrato de fornecimento de uma média de 24,3 MW de energia elétrica por um prazo de 15 anos iniciando em 2013. A
CPFL Bio Ipê e a CPFL Bio Pedra iniciaram suas operações no segundo trimestre de 2012. A CPFL Bio Buriti iniciou
suas operações no segundo trimestre de 2011.
Em 2011, celebramos um contrato com a ERSA para combinar ativos e projetos relacionados a fontes de
energia renovável, e organizamos a CPFL Energias Renováveis. Temos consolidado de forma integral a CPFL Energias
Renováveis em nossas demonstrações financeiras desde 1º de agosto de 2011. Em dezembro de 2011, através da CPFL
Energias Renováveis, nós adquirimos 100% das ações da Jantus, uma companhia voltada à geração de energia através
de recursos renováveis, especialmente energia eólica. Através da aquisição da Jantus, adicionamos os seguintes projetos
ao nosso portfólio: (i) quatro parques eólicos em operação no estado do Ceará com capacidade instalada de 210 MW, e
(ii) projetos de parques eólicos com capacidade real instalada de 732 MW nos estados do Ceará e Piauí, dos quais 412
MW já foram certificadas para participarem dos próximos leilões de energia.
Em janeiro de 2012, através da nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis, celebramos um Contrato de
Compra e Venda para a aquisição de 100% das ações da Atlântica I, Atlântica II, Atlântica IV e Atlântica V, empresas
voltadas à geração de energia através de fontes eólicas, com capacidade instalada total de 120 MW. A ANEEL aprovou
a transferência de controle do Complexo Atlântica à CPFL Renováveis, conforme publicado em 26 de março de 2012.
Em março de 2012, através de nossa controlada CPFL Energias Renováveis, celebramos um contrato para a
compra de 100% dos ativos de geração de energia elétrica e sistema de cogeração hidrelétrica da SPE Lacenas
Participações Ltda., uma subsidiária da Usina Açucareira Ester (“Usina Ester”). A Usina Ester possui uma autorização
da ANEEL para explorar energia elétrica através da biomassa (cana de açúcar), com capacidade instalada de 40 MW.
Essas usinas de cogeração, localizadas na cidade de Cosmópolis, no Estado de São Paulo, estão em operação. A
aquisição foi concluída em 18 de outubro de 2012.
Em junho de 2012, celebramos através de nossa subsidiária CPFL Energias Renováveis, um Contrato de
Compra e Venda para a aquisição de 100% das ações da BVP, holding controladora da sociedade Bons Ventos, a qual
detém autorização para explorar parques eólicos com Capacidade Instalada total de 157,5 MW. A aquisição foi
concluída em 19 de junho de 2012.
Em novembro de 2012, a usina de energia solar Tanquinho (“Tanquinho”) iniciou suas operações. Tanquinho é
a primeira usina de energia solar do estado de São Paulo e a maior do Brasil. Tanquinho está localizada na cidade de
Campinas, com capacidade instalada de 1,1 MWp. Ela está localizada em uma área de 13.700 m2 na subestação de
Tanquinho, que pertence a uma de nossas distribuidoras. Estima-se que a usina de Tanquinho gere aproximadamente
55
1,6 GWh por ano. A nossa subsidiária CPFL Renováveis foi a responsável pela construção do empreendimento e será a
responsável pela gestão e operação da usina.
Em 19 de dezembro de 2012, nós, a Equatorial Energia S.A. (“Equatorial”) e Jorge Queiroz de Moraes Junior
(“Acionista Controlador”), firmamos um “Contrato de Investimento, Compra e Venda e Outras Avenças” vinculativo,
dispondo sobre: (i) a alienação à Equatorial pelo Acionista Controlador do seu controle acionário direto e indireto
detido na Rede Energia S.A. (“Rede”) e outras companhias controladas pela Rede (“Aquisição”); e (ii) o investimento
pela Equatorial e a CPFL Energia do desembolso necessário para a recuperação operacional e financeira das
companhias do Grupo Rede, incluindo as concessionárias de distribuição de energia elétrica controladas pela Rede, que
estão sob intervenção da ANEEL (“Investimento”). A Aquisição e o Investimento são operações vinculadas, sendo as
principais condições precedentes (i) a aprovação prévia pela ANEEL, resultando no levantamento das intervenções em
relação às concessionárias controladas pela Rede; (ii) a aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica
– CADE; (iii) aprovação pelos credores da Rede e outras companhias do Grupo Rede em processo de recuperação
judicial nos termos de planos de recuperação judicial; (iv) obtenção das aprovações necessárias por parte de
determinados credores e acionistas minoritários, das companhias envolvidas, conforme legislação aplicável, contratos e
acordos de acionistas; e (v) obtenção das aprovações societárias pertinentes.
Histórico
Tarifas Reguladas de Distribuição
Nosso resultado das operações é afetado significativamente por mudanças nas tarifas reguladas de energia
elétrica. Mais especificamente, a maior parte de nossa receita é derivada da venda de energia elétrica para
Consumidores Finais cativos com base em tarifas reguladas. Em 2012, as vendas para consumidores cativos
representaram 68,0% da quantidade de energia elétrica vendida e 70,2% da nossa receita operacional, em
comparação com 69,9% e 75,5%, respectivamente, em 2011. Essas proporções podem diminuir se os clientes
migrarem da situação de consumidores cativos para Consumidores Livres.
Nossas receitas operacionais e nossas margens dependem substancialmente do processo de revisão das
tarifas, e a nossa administração empenha-se em manter um relacionamento construtivo com a ANEEL, com o
governo e com os demais participantes do mercado, para que o processo de revisão de tarifas reflita adequadamente
nossos interesses e os interesses dos nossos consumidores e acionistas. Para uma descrição da regulamentação das
tarifas, vide “Item 4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro – Tarifas de Fornecimento de
Energia Elétrica”.
As tarifas são estabelecidas separadamente para cada uma de nossas oito distribuidoras da seguinte maneira:
•
Nossos contratos de concessão preveem um mecanismo de reajuste anual para repassar aos consumidores as
alterações nos custos, os quais, para este fim, são divididos entre custos que estão além de nosso controle
(conhecidos como Parcela A) e custos que podemos controlar (conhecidos como Parcela B). Os custos da
Parcela A incluem, entre outros, o aumento dos preços dos contratos de fornecimento de longo prazo, e os
custos da Parcela B incluem, entre outros, o retorno nos investimentos em nossas concessões e sua expansão,
bem como os custos de manutenção e custos operacionais. Nossa capacidade de repassar integralmente aos
Consumidores Finais nossos custos de aquisição de energia elétrica é sujeita (a) à nossa capacidade de prever
nossas necessidades de energia com precisão e (b) um teto vinculado a um valor de referência, o Valor Anual
de Referência. O Valor Anual de Referência é a média ponderada dos custos de aquisição de energia
resultantes dos preços de energia elétrica de todos os leilões públicos da ANEEL e da CCEE no mercado
regulado para que a energia seja entregue em 5 (cinco) e 3 (três) anos a contar de qualquer leilão, aplicandose somente nos primeiros três anos a contar do início da entrega da energia adquirida. Para uma descrição
mais detalhada de todas as limitações ao repasse integral, pelas distribuidoras, do custo de aquisição de
energia aos Consumidores Finais, veja “Item 4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro
– Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”. Com relação aos contratos que estavam em vigor anteriormente à
promulgação dessas recentes reformas regulatórias, repassamos os custos da energia elétrica adquirida,
observado o limite determinado pelo Governo Federal. O reajuste anual de tarifas ocorre todo mês de abril
para a CPFL Paulista, todo o mês de junho para a RGE, todo mês de outubro para a CPFL Piratininga e todo
mês de fevereiro para CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Mococa e CPFL
Jaguari. Não há ajuste anual em anos com revisão periódica.
•
Nossos contratos de concessão preveem uma revisão periódica a cada cinco anos para a CPFL Paulista e a
56
RGE, e a cada quatro anos para a CPFL Piratininga, CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul
Paulista, CPFL Mococa e CPFL Jaguari, para restabelecer o equilíbrio financeiro de nossas tarifas, conforme
disposto nos contratos da concessão, e para determinar o fator de redução (conhecido como Fator X) de
aumentos do custo da Parcela B repassados aos nossos consumidores. A Resolução da ANEEL No. 457/2011
estabeleceu a metodologia aplicável ao terceiro ciclo de revisão periódica (2011 a 2014). Para informações
adicionais, veja "Item 3. Fatores de Risco - As tarifas que cobramos pelo fornecimento de energia elétrica a
consumidores cativos são determinadas pela ANEEL em conformidade com contratos de concessão
celebrados com o governo brasileiro, podendo nossa receita operacional ser adversamente afetada caso a
ANEEL determine nossas tarifas de maneira que não nos seja favorável.” e “Item 4. Informações da
Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro - Tarifas de Distribuição”.
•
A legislação brasileira prevê, ainda, a possibilidade de uma revisão tarifária extraordinária para compensar
alterações imprevisíveis na nossa estrutura de custos. Desde janeiro de 2009, nossas distribuidoras não
recolhem mais a revisão tarifária extraordinária, que foi instituída como resultado do processo de
racionamento nacional de energia que ocorreu em 2001. A última revisão extraordinária ocorreu em 24 de
janeiro de 2013 para ajustar nossas tarifas em razão das alterações introduzidas pela Lei n.º 12.783/13. A Lei
n.º 12.783/13 reduziu a cobrança de CDE e eliminou os encargos CCC e RGR, reduzindo assim os custos da
Parcela A (tarifas de energia, cobranças pelo uso da Rede Básica e taxas regulatórias, que são repassadas aos
nossos consumidores).
Ajuste Anual
Os aumentos de tarifas se aplicam de maneira diferenciada para cada classe de consumidores, havendo,
em geral, aumentos maiores para consumidores atendidos em tensões mais elevadas, de modo a reduzir os efeitos
de subsídios, que foram historicamente concedidos a esses consumidores e que foram em sua maioria eliminados
em 2007. A tabela a seguir apresenta o aumento médio em termos percentuais de cada reajuste anual a partir de
2009 até a data do presente relatório anual. O aumento percentual das tarifas deve ser avaliado à luz da taxa da
inflação brasileira. Veja "- Histórico - Conjuntura Econômica Brasileira".
CPFL
Paulista
CPFL
Piratininga
RGE
CPFL Santa
Cruz
CPFL
Mococa
CPFL Leste
Paulista
CPFL Sul
Paulista
CPFL
Jaguari
2009
13,58%
10,69%
10,52%
11,80%
11,01%
2,81% 10,44%
10,58%
Ajuste econômico(1)
Ajuste regulatório(2)
7,64%
13,40%
0,66%
-0,16%
0,35%
3,17% 8,51%
2,36%
Ajuste total
21,22%
24,09%
11,18%
11,64%
11,36%
5,98% 18,95%
12,94%
2010
Ajuste econômico(1)
1,55%
1,90%
4,15%
-6,32%
4,30%
5,81%
8,59% 1,72%
Ajuste regulatório(2)
1,15%
8,19%
-0,17%
-6,89%
1,36%
-0,65%
1,52% 10,65%
Ajuste total
2,70%
10,09%
3,98%
-13,21%
5,66%
5,16%
10,11% 12,37%
2011
Ajuste econômico(1)
6,11%
8,01%
6,84%
6,57%
5,22%
4,45% 8,58%
6,42%
Ajuste regulatório(2)
1,27%
15,60%
2,66%
1,45%
0,25%
0,98% 8,63%
1,34%
Ajuste total
7,38%
23,61%
9,50%
8,02%
5,47%
5,43% 17,21%
7,76%
2012
Ajuste econômico(1)
1,96%
7,71%
0,49%
4,36%
7,20%
-2,20%
-4,41%
-7,15%
Ajuste regulatório(2)
1,75%
1,08%
11,02%
3,74%
1,80%
0,69%
0,05%
2,28%
Ajuste total
3,71%
8,79%
11,51%
8,10%
9,00%
-3,72%
-7,10%
0,08%
2013
(4)
(4)
(4)
Ajuste econômico(1)
12,14%
-1,83%
7,21%
10,76%
7,96%
(2)
(4)
(4)
(4)
Ajuste regulatório
-2,82%
8,83%
-1,48%
-0,90%
-8,05%
(4)
(4)
(4)
Ajuste total
9,32%
7,00%
6,31%
2,71%
6,48%
_______________
(1) Essa parcela do ajuste reflete primariamente a taxa de inflação do período e é usada como base para os ajustes dos anos subsequentes.
(2) Essa parcela do ajuste reflete na liquidação de ativos e passivos que nós registramos em regime de competência, principalmente a CVA, e não é
considerado no cálculo do ajuste do ano seguinte.
Veja nota explicativa 35 de nossas demonstrações financeiras incluídas neste relatório anual.
(3) O ajuste anual de 2010 é baseado no "Adendo dos Contratos de Concessão", descrito abaixo.
(4) Ajustes anuais para CPFL Paulista, RGE e CPFL Piratininga ocorrem em abril, junho e outubro, respectivamente.
Em 2 de fevereiro de 2010, a ANEEL aprovou a proposta para o adendo aos contratos de concessão de
distribuidores de energia elétrica ("o Adendo dos Contratos de Concessão"). O Adendo dos Contratos de Concessão
modificou a metodologia de cálculo dos ajustes tarifários, excluindo os efeitos de variações do mercado resultantes das
diferenças entre a energia vendida projetada e a real (principalmente relacionada aos encargos setoriais) da base de
cálculo para o cálculo do ajuste de tarifas. Veja "Item 4. Informações da Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro -
57
Tarifas de Distribuição" para obter mais informações sobre o cálculo das nossas tarifas.
A nova metodologia foi aplicada no cálculo dos ajustes tarifários a partir de fevereiro de 2010 em nossas
oito subsidiárias.
Revisões Periódicas
A tabela a seguir estabelece a alteração percentual de nossas tarifas como resultado do primeiro, segundo
e terceiro ciclos de revisões periódicas.
Primeiro Ciclo
CPFL Paulista
CPFL Piratininga
RGE
CPFL Santa Cruz
CPFL Mococa
CPFL Leste Paulista
CPFL Sul Paulista
CPFL Jaguari
Ajuste
Data do Ajuste Econômico
(%)
Abril 2003
20,66
Outubro 2003
10,14
Abril 2003
27,96
Fevereiro 2004
17,14
Fevereiro 2004
21,73
Fevereiro 2004
20,10
Fevereiro 2004
12,29
Fevereiro 2004
- 6,17
Segundo Ciclo
Data do Ajuste
Abril 2008
Outubro 2007
Abril 2008
Fevereiro 2008
Fevereiro 2008
Fevereiro 2008
Fevereiro 2008
Fevereiro 2008
Ajuste
Econômico
(%)
-14,00
-12,77
2,34
-14,41
-7,60
-2,18
-5,19
-5,17
Data do Ajuste
Abril de 2013
Outubro de 2013
Junho de 2013
Fevereiro. de 2012
Fevereiro. de 2012
Fevereiro. de 2012
Fevereiro. de 2012
Fevereiro. de 2012
Terceiro Ciclo
Ajuste
Econômico
(%)
-
4,45%
-
4,36% (1)
7,20% (1)
2,20% (1)
4,41% (1)
7,15% (1)
(1)
Como resultado da demora da ANEEL em determinar a metodologia aplicável ao terceiro ciclo de revisões periódicas, o processo de revisões
periódicas para CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Mococa, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista foi concluído em 3 de fevereiro de 2013,
sem a análise da ANEEL ao recurso administrativo das subsidiárias de distribuição. Esse recurso administrativo será analisado pela ANEEL até
fevereiro de 2014.
Vendas a Consumidores Potencialmente Livres
Com o intuito de promover transações mais competitivas no mercado de energia elétrica, o governo modificou
a regulamentação do setor permitindo que determinados consumidores possam deixar o ambiente de tarifas reguladas e
se tornar consumidores "livres", com direito a contratar livremente seu fornecimento de energia elétrica. Veja "Item 4.
Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro - O Ambiente de Contratação Livre". Atualmente, em
comparação ao número total de consumidores cativos de nossa Companhia, o número de Consumidores Potencialmente
Livres é relativamente pequeno; no entanto, representam um percentual relevante da nossa receita e da quantidade de
energia elétrica distribuída. Em 2012 e 2011, aproximadamente 17,0% e 17,6%, respectivamente da quantidade de
energia elétrica distribuída pelas nossas companhias foi destinada a Consumidores Potencialmente Livres. A maioria
dos nossos Consumidores Potencialmente Livres não optou por tornar-se um Consumidor Livre. Acreditamos que isto
ocorreu (i) por estes consumidores terem considerado que as vantagens de um contrato de longo prazo com taxas de
energia elétrica inferiores à tarifa regulada são superadas pelas desvantagens relacionadas a custos adicionais (em
particular, a tarifa pelo uso do sistema de transmissão) e pelo risco de flutuação dos preços no longo prazo e (ii) porque
parcela significativa dos Consumidores Potencialmente Livres, que celebraram contratos antes de julho de 1995, só
podem mudar para fornecedores que adquirem energia elétrica de fontes de energia renovável, tais como PCHs ou
biomassa. Mesmo que um consumidor decida migrar do sistema de tarifas reguladas para se tornar um Consumidor
Livre, ele precisa pagar à nossa Companhia a tarifa pelo uso do sistema de distribuição, ou TUSD, e tais pagamentos
reduziriam parcialmente nossas perdas na receita operacional decorrentes de tal migração. Não esperamos que um
número substancial de nossos consumidores se torne Consumidores Livres, mas as perspectivas a longo prazo desta
migração entre diferentes mercados (cativo e livre) e seu impacto no nosso resultado são difíceis de serem previstas.
Preços para a Energia Elétrica Adquirida
Os preços da energia elétrica adquirida por nossas distribuidoras nos termos de contratos de longo prazo
firmados no ambiente de contratação regulada são (i) aprovados pela ANEEL, no caso de contratos celebrados perante
a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, e (ii) determinados em leilões para contratos celebrados posteriormente,
enquanto os preços da energia elétrica comprada no ambiente de contratação livre baseiam-se em índices de mercado
prevalecentes, de acordo com o contrato bilateral. Em 2012, adquirimos 60,252 GWh, em comparação com 50.835
GWh em 2011. Os preços nos contratos de longo prazo são corrigidos anualmente para refletir os aumentos em
determinados custos de geração e a inflação. A maioria de nossos contratos tem reajustes vinculados ao reajuste anual
nas tarifas de distribuição, de forma que os aumentos de custos são repassados aos nossos consumidores por meio de
aumentos de tarifas. Como uma crescente parcela de nossa energia elétrica é adquirida em leilões públicos, o êxito de
58
nossas estratégias nesses leilões afeta nossas margens e nossa exposição ao risco de preço de mercado, uma vez que
nossa capacidade de repassar os custos de aquisição de energia elétrica dependerá do êxito na projeção de nossa
expectativa de demanda.
Também adquirimos uma quantidade substancial de energia elétrica de Itaipu nos termos de obrigações "takeor-pay" a preços regidos pelos regulamentos adotados nos termos de um contrato internacional. As concessionárias
com operações no Centro-Oeste, Sul e Sudeste são obrigadas por lei a adquirir uma parcela da participação brasileira
na capacidade disponível de Itaipu. Em 2012, adquirimos 10.781 GWh de energia elétrica de Itaipu (17,9% da energia
elétrica que compramos em termos de quantidade), em comparação com 10.855 GWh (21,3% da energia elétrica que
compramos) em 2011. Consulte "Item 4. Informações sobre a Companhia - Compras de Energia Elétrica". O preço da
energia elétrica de Itaipu é estabelecido em dólares norte-americanos para refletir os custos de pagamento de sua
dívida. De forma correspondente, o preço da energia elétrica adquirida de Itaipu aumenta em termos reais quando o
Real se desvaloriza em relação ao dólar norte-americano (e diminui quando o Real se valoriza em relação ao dólar
norte-americano). A mudança em nossos custos para a energia elétrica de Itaipu em qualquer ano está sujeita ao
mecanismo de recuperação de custos da Parcela A descrito abaixo.
Em 2012, nossa capacidade instalada alcançou 2.961 MW. As geradoras CPFL Bioenergia, Foz do Chapecó e
Termonordeste iniciaram suas operações em agosto, outubro e dezembro de 2010, respectivamente. Em julho de 2010,
adquirimos o parque eólico Campo dos Ventos II e o Complexo Campos dos Ventos no Rio Grande do Norte, cujas
operações estão programadas para iniciar em 2013 e 2016, respectivamente. Em 2011 as termoelétricas Termoparaíba,
CPFL Bio Formosa e CPFL Bio Buriti, bem como a quarta unidade geradora da Foz do Chapecó, iniciaram suas
operações. Em fevereiro de 2012, foi iniciada a construção das termoelétricas movidas a biomassa da CPFL Bio
Alvorada e da CPFL Bio Coopcana, esperamos que suas operações se iniciem em 2013. Em 2012, concluímos também
a aquisição dos parques eólicos Atlântica e Bons Ventos em março e junho, respectivamente.Também concluímos a
aquisição da usina termoelétrica Ester em 18 de outubro de 2012. As operações das usinas termoelétricas Bio Ipê e da
Bio Pedra foram iniciadas em 17 de maio de 2012 e 31 de maio de 2012, respectivamente. A usina de energia solar
Tanquinho e a pequena central hidroelétrica Salto Góes iniciaram suas operações em 27 de novembro de 2012 e 28 de
dezembro de 2012, respectivamente. Além disso, os parques eólicos do complexo Santa Clara estão prontos para
iniciar a geração de energia (embora a construção da linha de transmissão não esteja concluída). Temos obtido receita
dos parques eólicos Santa Clara, conforme contratado através do “Leilão de Energia de Reserva de 2009” desde julho
de 2012. As operações dos parques eólicos de Macacos I e de São Benedito estão previstas para iniciarem em 2013 e
2016, respectivamente. Como resultado dos nossos projetos de geração de energia elétrica em andamento, nossa
capacidade instalada aumentará em 12% (o que representa 3.327 MW) até 2016.
A maior parte da energia elétrica que adquirimos em ambiente de contratação livre foi comprada por nossa
comercializadora CPFL Brasil, que revende a energia elétrica a Consumidores Livres e outras concessionárias e
licenciadas (inclusive nossas subsidiárias). Veja "O Setor Elétrico Brasileiro - O Ambiente de Contratação Livre".
Variações de Custos Não Gerenciáveis - Custos da Parcela A
Utilizamos a conta de compensação da variação dos custos ou a conta da Parcela A para reconhecer nas tarifas
de distribuição a variação de alguns de nossos custos, conhecidos como custos da “Parcela A”, que são não
gerenciáveis. Em geral, quando esses custos são superiores às projeções utilizadas na fixação da tarifa de distribuição,
nós temos o direito de reaver a diferença através de reajustes anuais de tarifa subsequentes.
De acordo com o IFRS, ativos e passivos regulatórios não podem ser reconhecidos porque estes não estão em
conformidade com as exigências de ativos e passivos estabelecidas pela Estrutura Conceitual para Elaboração e
Apresentação das Demonstrações Contábeis emitida pelo IASB. Portanto, contabilizamos apenas os direitos ou
pagamentos quando nossos clientes cativos são cobrados.
Os custos de energia elétrica comprada de Itaipu são indexados ao dólar norte-americano, e estão sujeitos à
variação cambial. No caso de apreciação do dólar norte-americano frente ao real, nossos custos vão aumentar e,
consequentemente, nossa renda vai se reduzir no mesmo período. Essas perdas serão compensadas no futuro, quando o
próximo reajuste tarifário anual ocorrer.
Operações por Segmentos
Como resultado de nossa associação com a ERSA e a aquisição das ações da Jantus em 2011, nós criamos um
segmento operacional separado para separar as nossas atividades relacionadas a fontes de energia renováveis. Assim, a
59
partir de 1º de agosto de 2011, passamos a ter quatro segmentos de operações: distribuição, fontes convencionais de
geração, fontes de geração renováveis e comercialização. Em 1º de janeiro de 2012, iniciamos a análise do nosso
segmento de serviço de forma segregada, e conforme mencionado na nota explicativa 29 de nossas demonstrações
financeiras consolidadas auditadas apresentamos cinco segmentos de operações: distribuição, fontes convencionais de
geração, fontes de geração renováveis, comercialização e serviços. Devido ao fato de não haver informação disponível
no segmento de geração renovável para o primeiro semestre de 2011, as informações financeiras relativas ao nosso
segmento de fontes de geração renováveis para o período anterior não são comparáveis a 2011. Além disso, como
temos analisado separadamente nossas atividades de comercialização e serviços, as informações de 2011 para ambos os
segmentos são apresentadas de forma separada para fins de comparação. Assim, a discussão abaixo foca nos segmentos
de distribuição, geração (fontes convencionais e renováveis), comercialização e serviços.
A rentabilidade de cada um de nossos segmentos é diferenciada. Nosso segmento de distribuição reflete
primariamente as vendas a consumidores cativos e tarifas de uso do sistema de distribuição (TUSD) por Consumidores
Livres, a preços determinados pela entidade reguladora e a quantidade de vendas varia de acordo com fatores externos
como o clima, o nível de renda e crescimento econômico. Este segmento representa 82,3% da nossa receita operacional
líquida, mas a sua contribuição para o lucro líquido é menor. Em 2012, 69,9% do nosso lucro líquido foi procedente de
nossas atividades de distribuição (em 2011, 71,0%).
Nossos segmentos de fontes de geração (convencional e renovável), comercialização e serviços atualmente
representam um percentual pequeno de nossa receita líquida: 8,8%, 8,5% e 0,3% em 2012 e 5,5%, 7,1% e 0,8% em
2011, respectivamente. Porém, a contribuição dos nossos segmentos de geração (convencional e renovável),
comercialização e de serviços no nosso lucro líquido foi maior (28,2%, 8,1% e 2,1% em 2012, respectivamente).
Nosso segmento de fontes de geração convencionais consiste, em grande parte, de projetos de hidrelétricas, e o
nosso segmento de fontes de geração renováveis consiste de parques eólicos e termoelétricas a biomassa e pequenas
hidrelétricas. Todas as nossas fontes de geração requerem um elevado investimento em ativos imobilizados, e nos
primeiros anos normalmente demandam financiamentos relevantes para construção. Quando esses projetos se tornarem
operacionais, eles resultarão em uma margem mais elevada (o percentual da receita operacional na receita bruta) do que
a margem do segmento de distribuição; no entanto, contribuirão também com despesas com juros e custos financeiros
mais elevados. Por exemplo, em 2012, nosso segmento de geração a partir de fontes convencionais representou 39,6%
de nosso lucro operacional, mas devido à significativa relevância das despesas financeiras incorridas no financiamento
desses projetos, a contribuição do segmento para nosso lucro líquido foi menor. Em 2012, 28,2% de nosso lucro
líquido foi procedente de nossas atividades de geração.
Nós temos reportado o nosso segmento de fontes de geração renováveis consoante as regras IFRS desde 1º de
agosto de 2011, como resultado de nossa associação com a ERSA e Jantus. Por esta razão, não temos informações
financeiras comparativas para o período anterior a 1° de agosto de 2011, e as informações sobre resultados e operações
relacionadas ao nosso segmento de fontes de geração renováveis foram incluídas nas informações sobre resultados e
operações de nosso segmento de fontes convencionais de geração. Em 31 de dezembro de 2012, 15,2% das
propriedades, usinas e equipamentos de nosso segmento de fontes de geração renováveis estava em construção.
Até 31 de dezembro de 2011, apresentávamos nossas atividades do segmento de comercialização e serviços
conjuntamente. A partir de 1° de janeiro de 2012, temos analisado essas atividades separadamente. Por essa razão, as
informações de 2011 são apresentadas separadamente para fins de manutenção da comparabilidade em relação ao
segmento de serviço.
Nosso segmento de comercialização vende energia elétrica a Consumidores Livres e outras concessionárias ou
licenciadas. Em 2012, 8,5% (9,8% em 2011) do nosso lucro líquido foi procedente das nossas atividades de
comercialização.
Nosso segmento de serviços oferece aos nossos clientes uma ampla gama de serviços relacionados à
eletricidade. Esses serviços são pensados para ajudar consumidores a melhorar a eficiência, os custos e a
confiabilidade dos equipamentos elétricos que usam. Em 2012, 1,8% (0,6% em 2011) do nosso lucro líquido foi
procedente do nosso segmento de serviços.
Nossos segmentos também compram e vendem energia elétrica e serviços com valor agregado para e uma da
outra. Em particular, nossos segmentos de geração (a partir de fontes convencionais e renováveis), comercialização e
serviços vendem energia elétrica e prestam serviços para nosso segmento de distribuição. Nossas demonstrações
financeiras consolidadas eliminaram receitas e despesas relacionadas a vendas de uma subsidiária a outra. Porém, a
60
análise de resultados por segmento seria imprecisa se as mesmas eliminações fossem realizadas com relação a vendas
entre segmentos. Como resultado, vendas de um segmento a outro não foram eliminadas na discussão de resultados, por
segmento, abaixo. Ver abaixo:
Distribuição
Geração
Comercialização
Outros (*)
Eliminações
Total
2012
Receita operacional líquida
12.391.730
1.331.041
1.330.924
1.452
22.138
1.100.364
727.300
1.421.718
1.096.136
281.469
(28.210)
-
2.771.113
558.130
102.639
44.166
15.397
-
720.332
(632.278)
(686.512)
(132.031)
(37.143)
-
(1.487.964)
512.264
193.604
(49.957)
-
2.003.481
(469.081)
(157.823)
(64.856)
(54.987)
-
878.489
354.442
128.747
(104.944)
-
1.256.734
14.739.978
15.303.864
652.948
378.897
-
31.075.687
1.402.994
1.042.416
21.735
508
-
2.467.653
(6.870)
(74)
-
(1.127.103)
-
12.764.028
-
15.055.147
(-) Venda entre sociedades parceiras
-
(1.849.802)
(0)
Resultado do serviço de energia elétrica
Receita financeira
Despesa financeira
Lucros antes dos impostos
1.347.570
Imposto de renda e contribuição social
(746.747)
Lucro líquido
Total do ativo(**)
Aquisição do imobilizado e outros ativos
intangíveis
Depreciação e Amortização
(544.192)
(575.967)
2011
Receita operacional líquida
11.048.924
706.133
1.007.780
1.191
16.831
914.542
698.128
1.922.194
894.329
263.977
(29.953)
-
3.050.547
492.584
137.541
75.902
55.373
-
761.400
(669.818)
(554.435)
(104.358)
(58.167)
-
(1.386.778)
477.436
235.521
(32.747)
-
2.425.170
(110.584)
(75.688)
(22.096)
-
1.152.432
366.851
159.833
(54.843)
-
1.624.273
12.850.341
13.181.524
515.426
865.766
-
27.413.057
1.065.104
822.553
16.927
189
-
1.904.773
(297.060)
(5.742)
(177)
-
(-) Venda entre sociedades parceiras
-
0
(1.629.501)
Resultado do serviço de energia elétrica
Receita financeira
Despesa financeira
Lucros antes dos impostos
1.744.960
Imposto de renda e contribuição social
(592.528)
(800.896)
Lucro líquido
Total do ativo(**)
Aquisições do imobilizado e outros
intangíveis
Depreciação e Amortização
(498.225)
(801.203)
2010 (1)
Receita operacional líquida
10.471.192
538.217
1.012.525
1.795
-
12.023.729
13.904
650.571
766.922
1.852.867
616.416
302.981
(32.949)
-
2.739.315
398.656
53.725
22.389
90.981
-
565.751
(394.999)
(323.441)
(22.311)
(96.307)
-
(837.058)
345.914
302.024
(36.315)
-
(88.731)
(95.840)
(35.899)
-
1.223.424
257.183
206.184
(72.214)
-
1.614.577
11.689.503
7.568.600
349.047
449.647
-
20.056.797
1.127.637
645.040
27.853
10
-
1.800.540
(188.981)
(4.553)
(-) Venda entre sociedades parceiras
-
(1.431.397)
-
Resultado do serviço de energia elétrica
Receita financeira
Despesa financeira
Lucros antes dos impostos
1.856.385
2.468.008
Imposto de renda e contribuição social
(632.961)
(853.431)
Lucro líquido
Total do ativo(**)
Aquisições do imobilizado e outros
intangíveis
Depreciação e Amortização
(352.806)
(145.453)
-
_______________
(*)
Outro – Refere-se basicamente aos números da CPFL Energia após as eliminações de saldos com partes relacionadas.
(**)
O ágio criado em uma aquisição e registrado na CPFL Energia foi alocado aos respectivos segmentos.
(1)
Inclui os efeitos descritos na nota explicativa 2.9 de nossas demonstrações financeiras consolidadas.
61
(691.793)
Apresentamos abaixo informações financeiras selecionadas de nossos cinco segmentos reportados em e para o
ano fundo em 31 de dezembro de 2012:
Distribuição
Fontes
Convencionais de
Geração
Fontes
Renováveis
de Geração
Comercialização
Serviços
Outros(*)
Eliminações
Total
2012
Receita operacional líquida
(-) Venda entre sociedades
parceiras
Resultado do serviço de
energia elétrica
Receita financeira
12.391.730
722.818
608.223
1.284.069
46.855
1.452
-
15.055.147
22.138
890.104
210.260
602.332
124.968
-
1.421.718
880.997
215.139
255.193
26.276
(28.210)
-
2.771.113
558.130
46.178
56.461
39.389
4.777
15.397
-
720.332
(632.278)
(432.179)
(254.333)
(140.506)
8.475
(37.143)
-
(1.487.964)
494.996
17.268
154.076
39.528
(49.957)
-
2.003.481
(469.081)
(148.567)
(9.256)
(52.000)
(12.856)
(54.987)
-
(746.747)
878.489
346.430
8.011
102.075
26.672
(104.944)
-
1.256.734
14.739.978
6.517.342
8.786.521
466.645
186.303
378.897
-
31.075.687
1.402.994
20.446
1.021.970
2.870
18.865
508
-
2.467.653
(289.372)
(3.177)
(3.693)
(74)
-
(1.127.103)
Fontes
Renováveis
de Geração
Comercialização
Serviços
Outros(*)
Eliminações
(1.849.802)
-
Despesa financeira
Lucros antes dos impostos
1.347.570
Imposto de renda e
contribuição social
Lucro líquido
Total do ativo(**)
Aquisições do imobilizado e
outros intangíveis
Depreciação e Amortização
(544.192)
2011 (1)
Receita operacional líquida
Distribuição
(286.594)
Fontes
Convencionais de
Geração
11.048.924
609.755
96.378
946.499
61.281
1.191
16.831
839.029
75.513
623.556
74.572
-
1.922.194
847.073
47.256
246.039
17.938
(29.953)
-
3.050.547
492.584
80.617
56.924
69.768
6.134
55.373
-
761.400
(669.818)
(519.758)
(34.676)
(99.574)
(4.784)
(58.167)
-
(1.386.778)
407.932
69.504
216.232
19.289
(32.747)
-
2.425.170
(112.592)
2.008
(68.430)
(7.258)
(22.096)
-
1.152.432
295.339
71.513
147.802
12.031
(54.843)
-
1.624.273
12.850.341
5.402.188
7.779.336
426.858
88.568
865.766
-
27.413.057
1.065.104
334.989
487.564
14.854
2.073
189
-
1.904.773
(260.614)
(36.446)
(4.093)
(177)
-
(-) Venda entre sociedades
parceiras
Resultado do serviço de energia
elétrica
Receita financeira
Total
-
12.764.028
(1.629.501)
-
Despesa financeira
Lucros antes dos impostos
1.744.960
Imposto de renda e
contribuição social
Lucro líquido
Total do ativo(**)
Aquisições do imobilizado e
outros intangíveis
Depreciação e Amortização
(592.528)
(498.225)
(1.649)
_______________
(*)
Outro – Refere-se basicamente aos números da CPFL Energia após as eliminações de saldos com partes relacionadas
(**)
O ágio criado em uma aquisição e registrado na CPFL Energia foi alocado aos respectivos segmentos
(1)
Inclui os efeitos descritos na nota explicativa 2.9 de nossas demonstrações financeiras consolidadas.
Também derivamos lucro não material no nível da empresa controladora que não está relacionado ou incluído
nos resultados dos segmentos reportáveis. Despesas gerais e custo indireto são geralmente alocados à subsidiária
pertinente e são refletidos nos resultados operacionais dos nossos segmentos sendo reportado. Outras despesas
assumidas pela empresa controladora que podem ser diretamente alocados a um segmento específico, como o
lançamento de um ativo intangível relacionado a uma concessão, e a amortização deste, também são alocados para
nossos segmentos sendo reportados.
Conjuntura Econômica Brasileira
Todas as nossas operações estão no Brasil, e por essa razão somos afetados pela conjuntura econômica
brasileira. Em especial, o desempenho geral da economia brasileira afeta a demanda de energia elétrica, e a inflação
62
(800.896)
(801.203)
afeta nossos custos e nossas margens. A conjuntura econômica brasileira caracteriza-se por significativas variações nos
índices de crescimento econômico, que foi muito lento de 2001 a 2003, apresentando recuperação desde 2004. Essa
tendência foi interrompida pela crise financeira internacional em 2009. Em 2010, o cenário econômico brasileiro
vivenciou um forte crescimento com a recuperação após a crise financeira internacional de 2008/2009. Em 2011, os
problemas econômicos internacionais, principalmente na Zona do Euro, refletiram em uma desaceleração do
crescimento econômico brasileiro. Em 2012, a atividade econômica brasileira continuou a ser afetada pelo cenário
internacional desfavorável e a performance industrial mostrou resultados moderados. No entanto, lucro e
empregabilidade favorecidos pelo mercado doméstico, apresentaram bons resultados em 2012.
A tabela abaixo mostra a inflação, a mudança no produto interno bruto real e a variação no valor do Real face
ao dólar norte-americano para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2012, 2011, 2010, 2009 e 2008.
Exercício encerrado em 31 de dezembro de
2012
2011
2010
2009
2008
Inflação (IGP-M)(1)
7,8%
5,1%
11,3%
-1,7%
9,8%
Inflação (IPCA)(2)
5,8%
6,5%
5,9%
4,3%
5,9%
Crescimento (retração) no produto interno bruto real
0,9%
2,7%
7,5%
-0,2%
5,1%
Depreciação (apreciação) do Real x U.S dólar norteamericano
9,4%
12,6%
-4,3%
-25,5%
31,9%
Taxa de câmbio no fim do período – US$1,00
R$2,044
R$1,876
R$1,666
R$1,741
R$2,337
R$1,958
R$1,671
R$1,759
R$1,990
R$1,833
Taxa de câmbio média – US$1,00(3)
_____________
Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e Banco Central
(1) A inflação (IGP-M) é o índice geral de preços de mercado medido pela Fundação Getúlio Vargas.
(2) A inflação (IPCA) é um índice amplo de preços ao consumidor medido pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, sendo a referência para
as metas de inflação estabelecidas pelo CMN.
(3) Representa a média das taxas de venda comerciais no último dia de cada mês durante o período.
A inflação afeta nossos negócios principalmente pelo aumento dos custos operacionais e despesas financeiras
devido aos encargos de dívidas serem corrigidos pela inflação. Podemos recuperar uma parte desse aumento de custos
por meio do mecanismo de recuperação de custos da Parcela A, porém existe um atraso entre o momento em que o
aumento de custos é incorrido e aquele no qual as tarifas reajustadas seguindo o reajuste tarifário anual são recebidas.
Os valores que nos são devidos com base na Parcela A são atrelados à variação da taxa SELIC até que sejam
repassados às nossas tarifas.
A depreciação do Real aumenta o custo do serviço da nossa dívida em moeda estrangeira e os custos de
compra de energia elétrica da usina de Itaipu, uma hidrelétrica que é um de nossos principais fornecedores e que ajusta
os preços baseado em parte de seus custos em dólares norte-americanos.
Alguns fatores externos podem afetar significativamente os nossos negócios, dependendo da categoria de
consumidores:
•
Consumidores Residenciais e Comerciais. Essas classes são muito afetadas por condições climáticas e
distribuição de renda. Temperaturas elevadas e aumento dos níveis de renda causam um aumento da procura
por energia elétrica e, portanto, aumentam as nossas vendas.
•
Consumidores Industriais. O consumo dos consumidores industriais está relacionado ao crescimento
econômico, entre outros fatores, relacionados principalmente à produção industrial. Nos períodos de crise
financeira, esta categoria sofre o maior impacto.
Resultados das Operações: 2012 em comparação a 2011
Receita operacional líquida
Nossa receita operacional líquida foi de R$15.055 milhões, um aumento de 17,9% em relação a 2011. Isto
inclui receitas em relação à construção da infraestrutura de concessão no valor de R$1.352 milhões, o que não afeta
resultados, devido aos custos correspondentes na mesma quantidade. O aumento da receita operacional refletiu
principalmente maior receita das empresas de distribuição, devido ao aumento da quantidade vendida e às mudanças
tarifárias para os consumidores cativos e receita de TUSD de Consumidores Livres.
A seguinte discussão descreve alterações nas nossas receitas operacionais por destino e por segmento,
63
baseadas nos itens compreendidos na nossa receita bruta.
Vendas por Destino
Vendas a Consumidores Finais
Comparado a 2011, nossa receita operacional bruta de vendas a Consumidores Finais aumentou 6,8% em
2012, para R$15.914 milhões. Nossas receitas operacionais brutas refletem principalmente as vendas para
consumidores cativos nas áreas de concessão de nossas oito subsidiárias de distribuição, e estão sujeitas a reajuste
conforme mostrado abaixo:
As tarifas das empresas de distribuição são ajustadas a cada ano, em percentuais específicos para cada
categoria de consumidor. O mês em que o reajuste tarifário entra em vigor varia. O ajuste nas maiores subsidiárias
ocorreu em abril (CPFL Paulista), junho (RGE) e outubro (CPFL Piratininga). Em 2012, os preços de energia elétrica
aumentaram em média 3%, principalmente devido às alterações tarifárias nas seguintes distribuidoras: CPFL Paulista
(2,89%), RGE (3,38%) e CPFL Piratininga (5,50%). Veja a nota explicativa 25 às nossas demonstrações financeiras
consolidadas auditadas. Os preços médios para Consumidores Finais em 2012 foram maiores em todas as categorias de
consumidores:
•
Consumidores Industriais e Comerciais. Com relação aos consumidores cativos (que representam 78,8% da
quantidade total vendida a essa categoria em nossas demonstrações consolidadas), os preços médios
aumentaram em 4,1% e 3,2%, respectivamente, devido ao reajuste tarifário anual. Com relação aos
Consumidores Livres, o preço médio para consumidores industriais aumentou em 2%, enquanto o preço
médio para os consumidores comerciais diminuiu 2,8%, respectivamente. O efeito da diminuição no preço
médio para os consumidores comerciais deveu-se a descontos sobre os contratos para a utilização do nosso
sistema de distribuição (TUSD) por Consumidores Livres e outros descontos para determinados contratos
•
Consumidores Residenciais. Os preços médios aumentaram em 3,7% principalmente devido a ajustes de
tarifa.
O dinamismo econômico em 2012 levou a aumentos de volume de vendas de 6,9% e 7%, respectivamente, e
os consequentes aumentos de vendas de 10,9% e 9,8%, respectivamente, para os consumidores residenciais e
comerciais, que representam 63% de nossas vendas para consumidores finais, impulsionados pela continuidade do alto
nível de ganhos salariais e um mercado de trabalho aquecido (aumento da renda, empregabilidade, acesso a crédito,
vendas de eletrônicos e eletrodomésticos e vendas no varejo). O volume vendido ao consumidor industrial diminuiu
1,2%, refletindo uma queda de 9,7% nas vendas para Consumidores Finais cativos, o que foi parcialmente compensado
por um aumento de 20,1% nas vendas em ambiente de contratação livre. As vendas para os consumidores industriais,
que representam 25,6% de nossas vendas a consumidores finais, também apresentaram queda devido à migração de
consumidores para ambiente de contratação livre e ao desempenho geral mais fraco do setor industrial nacional (PIB
industrial caiu 0,8% em 2012), por sua vez, devido ao impacto direto da crise econômica global. Os consumidores
industriais em nossas áreas de concessão para distribuição que compram de outros fornecedores em ambiente de
contratação livre também nos pagam uma taxa pelo uso de nossa rede, e essa receita é refletida em nossas
demonstrações financeiras em “Outras Receitas Operacionais”.
Venda para atacadistas
Comparado a 2011, nossa receita operacional bruta de vendas a atacadistas aumentou 74,4% (ou R$966
milhão) para R$2.264 milhões em 2012 (10,6% da receita operacional bruta), principalmente devido a: (i) crescimento
nas vendas e energia elétrica da CPFL Renováveis (R$562 milhões), (ii) o aumento das vendas de energia elétrica para
as demais concessionárias e permissionárias por nossas subsidiárias de geração e comercialização (R$273 milhões), e
(iii) o aumento das vendas na CCEE (R$122 milhões), devido ao aumento dos preços médios.
Outras receitas operacionais
Comparado a 2011, nossas outras receitas operacionais brutas aumentaram 14,5% (ou R$392 milhões) em
2012 para R$3.094 milhões (20,6% das nossas receitas operacionais líquidas), especialmente em razão de (i) aumento
de 19,6% (ou R$222 milhões) em receita de construção de infraestrutura de concessão, resultado de investimentos em
melhoria e expansão da distribuição, (ii) aumento de 6,9% (R$91 milhões) de receita de TUSD pela disponibilização de
rede de energia elétrica, pela migração dos consumidores para ambiente de contratação livre, (iii) e aumento de R$26
milhões em relação ao registro do subsídio de baixa renda, com financiamento fornecido CDE.
Deduções da receita operacional
64
Deduzimos determinados tributos e encargos setoriais da nossa receita operacional bruta para o cálculo da
receita líquida. O imposto estadual sobre valor agregado (ICMS), PIS e COFINS federais, e os Programas de Eficiência
Energética e de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica (encargos regulatórios) são
calculados com base na receita operacional bruta, enquanto outros encargos setoriais podem variar dependendo do
efeito regulatório refletido nas nossas tarifas. Estas deduções representaram 29,7% da nossa receita operacional bruta
em 2012 e 32,3% em 2011. Comparado a 2011, estas deduções aumentaram 4,3% (ou R$265 milhões) para R$6.367
milhões em 2012, principalmente devido ao aumento de: (i) 7,1% (ou R$211 milhões) em ICMS, devido principalmente
ao aumento de nosso fornecimento faturado, (ii) 5,1% (ou R$81 milhões) do PIS/COFINS, basicamente devido ao
aumento de nossa receita operacional bruta, compensado pelo efeito contábil de créditos para amortização no valor de
R$113 milhões (em 2011, os créditos de PIS e COFINS para amortização foram contabilizados sob a rubrica Despesas
de Amortização e Depreciação, e em 2012 foram contabilizados como Deduções de Receita Operacional para uma
melhor classificação contábil), (iii) parcialmente compensado pelo efeito líquido da redução de 1,7% (ou R$27 milhões)
em encargos regulatórios. Ver nota explicativa 25 às nossas demonstrações financeiras.
Vendas por segmento
Distribuição
Comparado a 2011, nossas receitas operacionais líquidas do nosso segmento de distribuição aumentaram
12,2% (ou R$1.348 milhões) para R$12.414 milhões em 2012. Este aumento foi devido principalmente a (i) um
aumento de R$829 milhões devido a um aumento médio de 4,2% das tarifas médias cobradas e um aumento de 1,6%
no volume vendido, (ii) um aumento de 6,6% (ou R$89 milhões) em cobrança de TUSD de Consumidores Livres, (iii)
um aumento de 19,6% (ou R$222 milhões) na receita de construção da infraestrutura de concessão devido a
investimentos em melhoria e expansão de distribuição, (iv) aumento de R$103 milhões, decorrente de vendas na
CCEE, devido ao aumento dos preços médios, e (v) redução de 6,3% (ou R$80 milhões) nos encargos de CCC e CDE
(que foram parcialmente compensados por um aumento de 5,6%, ou R$260 milhões, em impostos sobre receitas
operacionais brutas).
Geração (a partir de fontes convencionais e renováveis)
Receitas operacionais líquidas do nosso segmento de geração em 2012 somaram R$2.431 milhões (R$1.613
milhões a partir de fontes convencionais e R$818 milhões a partir de fontes renováveis), um aumento de 50,0% (R$811
milhões) comparado a R$1.621 milhões em 2011. Este aumento foi principalmente devido ao (i) aumento de R$647
milhões resultante da venda da CPFL Renováveis; (ii) aumento de 6,3% (ou R$48 milhões) em vendas pelas nossas
fontes de energia convencionais a nossas companhias distribuidoras, especialmente em razão de ajustes de preço; e (iii)
em razão do acionamento em 2012 das usinas termoelétricas Termonordeste e Termoparaíba (EPASA) pela ONS,
resultando em um aumento de R$ 81 milhões em nossas receitas operacionais líquidas.
Comercialização
As receitas operacionais líquidas do nosso segmento de comercialização em 2012 somaram R$1.886 milhões,
um aumento de 20,1% (ou R$316 milhões) comparada a R$1.570 milhões em 2011. O aumento foi principalmente
devido a um aumento de 7,8% no volume vendido e aumento de 11,9% nos preços médios.
Serviços
As receitas operacionais líquidas do nosso segmento de serviços em 2012 somaram R$172 milhões, um
aumento de 26,5% (ou R$36 milhões) comparada a R$136 milhões em 2011. O aumento foi principalmente devido (i)
a um aumento das vendas pela CPFL Serviços (tanto para terceiros quanto para companhias do grupo CPFL), reflexo
de um esforço de aumento na gama de serviços relacionados a energia elétrica, e (ii) início das operações da CPFL
Nect8 em março de 2012.
Resultado do serviço de energia elétrica
Custo de Energia Elétrica
Energia comprada para revenda. Comparado a 2011, nossos custos de compra de energia para revenda
aumentaram 25,4% (ou R$1,245 milhões) em 2012, para R$6.152 milhões (50,1% de nossos custos operacionais totais
e despesas operacionais), principalmente devido ao aumento de uma maior exposição e variação de preço de liquidação
8
CPFL Nect anteriormente denominada Chumpitaz Serviços S.A.
65
“PLD”, ajustes de tarifas e variações da taxa de câmbio na compra de Itaipu.
Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição. Comparado a 2011, nossos encargos de uso do
sistema de transmissão e distribuição aumentaram 19,8% (ou R$ 261 milhões) para R$1.574 milhões em 2012,
principalmente devido ao aumento de (i) R$143 milhões nos encargos básicos de rede, decorrentes de alterações de
preços entre as empresas de transmissão, (ii) R$66 milhões na ESS, e (iii) R$51 milhões no EER, ambos encargos
regulatórios.
Outros custos e despesas operacionais
Nossos outros custos e despesas operacionais abrangem nosso custo operacional, serviços prestados para
terceiros, custos relativos a construção de infraestrutura de concessão, despesas de vendas, despesas gerais e
administrativas e outras despesas operacionais.
Comparado a 2011, nossos outros custos e despesas operacionais aumentaram 30,5% (ou R$1.066 milhão)
para R$4.558 milhões em 2012, devido principalmente aos seguintes eventos importantes: (i) aumento de R$ 222
milhões em custos de construção de infraestrutura para investimentos em melhoria e expansão de distribuição; (ii)
aumento de R$99 milhões, líquidos de créditos de PIS/COFINS, no consumo de combustível da EPASA para geração
de energia; (iii) aumento de R$225 milhões em despesas de depreciação e amortização, basicamente devido ao efeito da
CPFL Renováveis (R$142 milhões), à mudança na contabilização do crédito de PIS/COFINS (R$55 milhões) (veja
mais detalhes em nossa discussão de deduções da receita operacional), e ao aumento da amortização e depreciação de
novos investimentos, compensado em parte pela alteração das taxas de depreciação estipulada pela ANEEL em 2012
(R$21 milhões) – vide notas explicativas 12 e 13 às nossas demonstrações financeiras; (iv) aumento de R$93 milhões
na provisão para créditos de liquidação duvidosa decorrentes, basicamente, de contas a receber de consumidores, a
nossas companhias de distribuição; (v) aumento de R$128 milhões em despesas legais, judiciais e indenizações; (vi)
aumento de R$50 milhões de baixa em ativos não circulantes decorrentes de inventário físico dos ativos de
infraestrutura de concessão como resultado da implementação da Resolução ANEEL n º 367 de 02 de junho de 2009
(Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - MCPSE) pelas nossas subsidiárias CPFL Paulista, CPFL
Piratininga, CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Mococa e RGE (R$45
milhões); (vii) diminuição de R$67 milhões na receita líquida reconhecida a partir de uma entidade de previdência
privada, como consequência dos resultados dos cálculos atuariais para 2012.
Resultado do serviço de energia elétrica
Comparado a 2011, nosso resultado do serviço de energia elétrica diminuiu 9,2% (ou R$279 milhões) para
R$2.771 milhões em 2012, devido ao aumento de 26,5% em despesas operacionais e custos de serviços de energia
elétrica, compensados pelo aumento de 17,9% (ou R$2.291 milhões) em nossas receitas líquidas.
Resultado do Serviço de Energia Elétrica por Segmento
Distribuição
Comparado a 2011, o resultado de serviço de energia elétrica de nosso segmento de distribuição diminuiu
26,0% (ou R$500 milhões) para R$1.422 milhões em 2012. Apesar de um aumento de 12,2% (ou R$1.348 milhões) em
nosso faturamento operacional líquido, os custos e despesas operacionais aumentaram 20,2%, (ou R$1.849 milhões), o
que resultou em uma diminuição do resultado do serviço de energia elétrica. A principal variação nos custos e despesas
operacionais foram:
•
Custos com energia elétrica. em comparação a 2011, os custos com energia elétrica aumentaram 19,8% (ou
R$1.248), para R$7.538 milhões em 2012. O custo da energia comprada para revenda aumentou 20,0% (ou
R$1.009 milhões), refletindo um aumento dos preços médios, decorrente da maior exposição e variação no
preço “PLD” estabelecido, reajustes de tarifas e as variações da taxa de câmbio na compra de Itaipu. Contudo,
esse aumento é repassado junto com as tarifas, tanto no ajuste tarifário de 2012 quanto no de 2013. Encargos
de uso do sistema de transmissão e distribuição aumentaram 19,1%, ou R$239 milhões, principalmente devido
(i) a um aumento de R$126 milhões nas redes básicas, (ii) a um aumento de R$66 milhões no ESS, e (iii) a um
aumento de R$51 milhões no EER. Parte relevante destes custos não foi incluída nas tarifas de distribuição e
será repassada no próximo reajuste tarifário.
•
Outros custos e despesas operacionais. Comparado a 2011, nossos outros custos e despesas operacionais para
o segmento de distribuição aumentaram 21,1% (ou R$601 milhões), para R$3.454 milhões em 2012,
66
principalmente devido a (i) um aumento de R$100 milhões na provisão para créditos de liquidação duvidosa
decorrentes de contas a receber de consumidores; (ii) aumento de R$138 milhões em despesas legais, judiciais
e indenizações; (iii) R$45 milhões de perdas após a desativação, venda e outros ativos não circulantes, em
especial pela implementação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - Resolução ANEEL n º
367/2009, (iv) diminuição de R$66 milhões na receita líquida de uma entidade de previdência privada como
consequência de cálculos atuariais para 2012, (v) aumento de R$222 milhões nos custos de infraestrutura de
construção para investimentos em melhoria e expansão de distribuição (sem impacto sobre o resultado líquido,
como discutido acima), compensado pela redução de 5,7% (R$32 milhões) nas despesas com pessoal devido
ao programa de aposentadoria ocorrido em 2011 (R$45 milhões).
Geração (fontes convencionais e renováveis)
Comparado a 2011, o lucro de serviços de energia elétrica do nosso segmento de geração aumentou 22,6% (ou
R$202 milhões) para R$1.096 milhões em 2012 (R$881 milhões de fontes de geração convencional e R$215 milhões
de fontes renováveis). Esse aumento se deu principalmente em razão do crescimento de 50% (ou R$811 milhões) na
receita líquida operacional, parcialmente compensado por (i) R$479 milhões do aumento de custos e despesas
operacionais da CPFL Renováveis, (ii) aumento de R$99 milhões em gastos com combustível, devido à ativação de
uma usina termelétrica no segmento de geração convencional, e (iii) aumento de R$33 milhões na compra de energia,
principalmente devido às secas nas bacias onde as nossas usinas hidrelétricas estão localizadas, resultando em num
decréscimo significativo na energia gerada, levando-nos a comprar energia no MRE, aumentando assim em 140,1% a
quantidade de energia que adquirimos.
Comercialização
Comparado a 2011, a receita de nossos serviços de energia elétrica do segmento de comercialização aumentou
3,7% (ou R$9 milhões), para R$255 milhões em 2012. Apesar de um aumento de 20,1% (ou R$316 milhões) na receita
operacional líquida, os custos e despesas aumentaram 23,2% (ou R$307 milhões), principalmente devido a um aumento
de 24,4% (ou R$312 milhões) no custo da eletricidade, em razão de um aumento de 7,7% no volume de energia
comprada e um aumento de 15,5% do preço médio.
Serviços
Comparado a 2011, a receita de nossos serviços de energia elétrica do segmento de serviços aumentou 46,5%
(ou R$8 milhões), para R$26 milhões em 2012, esse aumento foi devido principalmente ao aumento de 26,5% (ou
R$36 milhões) em nossas receitas operacionais líquidas, compensado pelo aumento de 23,4% (ou R$28 milhões) em
outros custos e despesas operacionais, principalmente devido a gastos com pessoal, em razão de um aumento de 45%
no número de empregados contratados para expandir nossas atividades).
Lucro Líquido
Despesa Financeira Líquida
Comparado a 2011, nossa despesa financeira líquida aumentou 22,7% (ou R$142 milhões), de R$625 milhões
em 2011 para R$768 milhões em 2012, principalmente devido a: (i) uma redução de 5,4% (ou R$41 milhões) em renda
financeira, em resultado de (i) uma redução de R$145 milhões em receitas de nossas aplicações financeiras,
parcialmente compensada por (ii) um aumento de R$ 96 milhões na atualização de ativos financeiros; e um aumento de
7,3% (R$101 milhões) em nossa despesa financeira, principalmente devido a: (i) um aumento de R$93 milhões dos
encargos da dívida e correções monetárias e variações cambiais, compostas por um aumento de R$239 milhões da
CPFL Renováveis, decorrente de novos investimentos e aquisições, e por uma redução de R$141 milhões devido a
redução do CDI e da TJLP, e (ii) um aumento de despesa de juros e multas de R$28 milhões decorrente do pagamento
de incorporação de rede da controlada CPFL Paulista. Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos R$14.691 milhões em
dívida expressa em reais, na qual incidiam juros e correção monetária com base em uma variedade de índices
brasileiros e taxas do mercado monetário. Também tínhamos o equivalente a R$2.435 milhões de dívida expressa em
dólares norte-americanos. A fim de reduzir o risco de perdas cambiais com relação a essa dívida expressa em dólares
norte-americanos e as variações nas taxas de juros, temos uma política de uso de derivativos para trocar o risco pela
variação da taxa CDI. Algumas das nossas subsidiárias optaram por medir as dívidas para as quais temos instrumentos
de derivativos com cobertura total. Em comparação a 2011, os saldos de nossos instrumentos de derivativos resultou
em uma diminuição de 28,5% (ou R$73 milhões), para R$183 milhões em 2012 - ver nota explicativa 33 às nossas
demonstrações financeiras. A variação da taxa média de CDI apresentou um aumento de 8,4% em 2012, comparado a
11,6% em 2011, e a TJLP permaneceu praticamente estável em 5,8% em 2012, comparado a 6,0% em 2011.
67
Imposto de Renda e Contribuição Social
Nosso encargo líquido com imposto de renda e contribuição social diminuiu de R$801 milhões em 2011
para R$747 milhões em 2012. A alíquota efetiva de 37,7% sobre o lucro antes dos impostos em 2012 foi
ligeiramente maior do que alíquota oficial de 34%.
Lucro Líquido do Exercício
Comparado a 2011, e devido aos fatores discutidos acima, nosso lucro líquido diminuiu 22,6% (ou R$368 milhões),
para R$1.257 milhões em 2012.
Lucro Líquido por Segmento
Em 2012, 69,9% do nosso lucro líquido foi resultado de nosso segmento de distribuição, 28,2% do nosso segmento
de geração (27,6% da geração convencional e 0,6% de geração energia renovável) 8,1% do nosso segmento de
comercialização e 2,1% do nosso segmento de serviços.
Distribuição
Comparado a 2011, o lucro líquido do segmento de distribuição diminuiu 23,8% (ou R$274 milhões), para R$878
milhões em 2012, principalmente devido à diminuição de 26% (R$500 milhões) nas receitas de serviço de energia
elétrica, parcialmente compensado pela redução de R$103 milhões das despesas financeiras líquidas devidas
principalmente por uma redução nas taxas de remuneração aplicáveis aos ativos financeiros de de concessões (aumento
de R$91 milhões) e diminuição de R$123 milhões do imposto sobre a renda e a contribuição social.
Geração (fontes convencionais e renováveis)
Comparado a 2011, o lucro líquido do nosso segmento de geração diminuiu 3,4% (ou R$12 milhões), para R$354
milhões em 2012 (R$346 milhões de geração convencional e R$8 milhões de geração renovável), refletindo um
aumento de 22,6% (ou R$202 milhões) na receita de serviço de energia elétrica (R$34 milhões a partir de geração
convencional e R$168 milhões a partir de geração renovável), parcialmente compensado por um aumento de R$167
milhões na despesa financeira líquida (R$220 milhões de despesa líquida do segmento de energia renovável e R$53
milhões de receita líquida de geração convencional) e um aumento de R$47 milhões em imposto sobre a renda e
contribuição social.
Comercialização
Comparado a 2011, o lucro líquido do nosso segmento de comercialização diminuiu 30,9% (ou R$46 milhões),
para R$102 milhões em 2012, reflexo do aumento de R$9 milhões na receita de serviço de energia elétrica e da
diminuição do imposto de renda e da contribuição social em R$16 milhões, compensado por um aumento de R$71
milhões nas despesas financeiras líquidas.
Serviços
Comparado a 2011, o lucro líquido do nosso segmento de serviços aumentou 121,7%, ou R$15 milhões, para R$27
milhões em 2012, refletindo um aumento de R$8 milhões na receita de serviço de energia elétrica, um aumento de R$12
milhões na receita financeira líquida, compensado por um aumento de R$6 milhões de imposto de renda e contribuição
social.
Resultados das Operações: 2011 em comparação a 2010
Em 2011, os nossos resultados mostraram um progresso importante, especialmente refletindo o ciclo de
desenvolvimento que o Brasil está vivenciando, o potencial de crescimento do mercado interno brasileiro, que é
refletido no aumento do consumo de energia nas nossas áreas de concessão de distribuição e os resultados da nossa
estratégia de ampliar e diversificar nossos negócios.
Receita operacional líquida
Nossa receita operacional líquida foi de R$12.764 milhões em 2011, um aumento de 6,2% em relação a 2010.
68
Excluindo receitas relacionadas à construção da infraestrutura da concessão (que não afeta o resultado devido aos
custos correspondentes no mesmo valor), a receita operacional líquida seria de R$11.634 milhões, um aumento de
6,0%, ou R$654 milhões. O aumento na nossa receita operacional reflete maiores receitas de nossas empresas de
distribuição, que aumentaram as vendas para clientes cativos (e, consequentemente, maior arrecadação de TUSD) e os
ajustes tarifários.
A seguinte discussão descreve alterações nas nossas receitas operacionais por destino e por segmento,
baseadas nos itens compreendidos na nossa receita bruta.
Vendas por Destino
Vendas a Consumidores Finais
O fornecimento faturado a Consumidores Finais foi de R$ 14.907 milhões em 2011, um aumento de 7,0% em
comparação a 2010. As tarifas são ajustadas a cada ano e o mês em que o reajuste tarifário entra em vigor varia, sendo
os reajustes nas maiores subsidiárias ocorrendo em abril (CPFL Paulista), em junho (RGE), e em outubro (CPFL
Piratininga). Os preços médios para Consumidores Finais em 2011 foram maiores em todas as categorias de
consumidor:
•
Consumidores Industriais e Comerciais. Com relação aos consumidores cativos (que representam 81,2% da
quantidade total vendida a essa categoria), os preços médios aumentaram em 4,8% e 4,3%, respectivamente,
devido a reajuste tarifário anual. Com relação aos Consumidores Livres, os preços médios aumentaram em
18,2% e 16,7%, respectivamente.
•
Consumidores Residenciais. Os preços médios aumentaram em 5,2% principalmente devido a ajustes de
tarifa.
O aumento de nossas vendas em 2011 refletiu o poder econômico de nossos consumidores residenciais e
comerciais. Nossas atividades industriais exibiram um crescimento econômico mais modesto, reflexo do índice de
crescimento inferior do PIB Industrial (1,6%) em comparação ao PIB Total (2,7%). O volume vendido aos
consumidores residenciais e comerciais aumentou 4,9% e 5,9%, respectivamente. O volume vendido para os
consumidores industriais diminuiu 4,5%, refletindo uma queda de 7,5% nas vendas para Consumidores Finais cativos,
que foi parcialmente compensada por um aumento de 8,7% nas vendas em ambiente de contratação livre.
Consumidores industriais em nossas áreas de concessão de distribuição, que compram de outros fornecedores em
ambiente de contratação livre também nos pagam uma taxa pelo uso de nossa rede, e esta receita é refletida em nossas
demonstrações financeiras, em "Outras Receitas Operacionais".
Suprimento de Energia Elétrica
O suprimento de energia elétrica foi de R$1.298 milhões em 2011 (6,9% de nossa receita operacional bruta),
um aumento de 8,5% em comparação a 2010. O aumento foi devido a um aumento de 11,0% na quantidade de energia
vendida, parcialmente compensado por uma queda de 2,2% dos preços médios.
Outras receitas operacionais
Nossas outras receitas operacionais brutas foram de R$1.572 milhões em 2011 (12,3% das nossas receitas
operacionais líquidas), comparado com R$1.387 milhões em 2010. O aumento foi principalmente devido ao aumento
na cobrança de TUSD dos nossos Consumidores Livres.
Deduções da receita operacional
Deduzimos determinados impostos e encargos regulatórios de nossas receitas operacionais brutas para calcular
a receita líquida. Exemplos desses impostos são o ICMS, um imposto estadual, e o PIS e COFINS, contribuições
federais. Essas deduções representaram 32,3% de nossa receita operacional bruta em 2011 e 31,5% em 2010. A maioria
destes impostos e taxas são baseados no montante de receita operacional líquida, enquanto outros variam dependendo
do efeito regulatório refletidos nas nossas tarifas. Veja nota explicativa 25 das nossas demonstrações financeiras
consolidadas.
Vendas por segmento
Distribuição
69
As receitas operacionais líquidas do nosso segmento de distribuição em 2011 somaram R$11.066 milhões, um
aumento de 5,5% comparado a R$10.485 milhões em 2010. Excluindo receitas relacionadas com a construção da
infraestrutura de concessão (que foi totalmente compensado pelos custos de construção), as receitas operacionais
líquidas seriam de R$9.936 milhões, um aumento de 5,2%, ou R$495 milhões. Este aumento foi principalmente devido
a (i) ajustes de tarifa, que resultaram em um aumento médio de 6,4% (aumento de 3,1% no volume), de receitas
faturadas e (ii) um aumento de 17,6% ou R$200 milhões nas receitas TUSD cobradas de Consumidores Livres que
foram parcialmente compensados por (i) um aumento de R$295 milhões em impostos em receitas operacionais brutas,
e (ii) um aumento de R$197 milhões nas encargos de CCC e CDE.
Geração
Receitas operacionais líquidas do nosso segmento de geração em 2011 somaram R$1.621 milhões, um
aumento de 36,3% (R$432 milhões) comparado a R$1.189 milhões em 2010. Este aumento foi principalmente devido
ao fato da hidrelétrica Foz do Chapecó em outubro de 2010 e das termoelétricas Termonordeste e Termoparaíba
tornarem-se operacionais em dezembro de 2010 e janeiro de 2011, respectivamente e a consolidação da CPFL Energias
Renováveis em Agosto de 2011.
Comercialização e Serviços
As receitas operacionais líquidas do nosso segmento de comercialização e serviços em 2011 somaram
R$1.706 milhões, uma redução de 4,0% comparada a R$1.779 milhões em 2010. A redução foi principalmente devido
a uma redução de 13,3% no volume vendido, parcialmente compensada pelo aumento de 11,9% nos preços médios.
Resultado do serviço de energia elétrica
Custo de Energia Elétrica
Energia comprada para revenda. Nossos custos com energia comprada para revenda foram de R$4.907
milhões em 2011 (50,5% dos nossos custos totais de operação e despesas de operação). O custo foi 2,8% (R$143
milhões) menor que em 2010, principalmente devido a uma queda de 2,9% no volume de energia elétrica que nós
compramos depois que a Foz do Chapecó e EPASA entraram em operação em Outubro de 2010 e Dezembro de 2010,
respectivamente.
O custo da energia comprada de Itaipu por nossas distribuidoras foi 3,6% (R$37 milhões) menor em 2011 em
comparação a 2010, devido a estabilidade da quantidade comprada e a redução dos preços. O preço médio da energia
elétrica comprada da Itaipu, que representa 21,3% do volume total que compramos em 2011, estava em média 3,8%
mais baixo em 2011 que em 2010, em virtude de uma queda de 5,0% na taxa de câmbio do dólar norte-americano em
2011.
Os custos médios da compra de energia elétrica de outras instalações de geração diminuíram 2,6% (R$119
milhões) em 2011 comparados a 2010, devido a um aumento de 1,1% nos preços médios, que foi compensado por uma
queda de 3,7% no volume de energia elétrica vendido nestas instalações.
Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição. Nossos encargos de uso do sistema de
transmissão e distribuição foram de R$1.314 milhões em 2011. Estes foram 12,1% (R$141 milhões) maiores que em
2010 devido ao aumento de R$119 milhões na taxa básica de uso da rede, resultante do início das operações da da Foz
do Chapecó em Outubro de 2010 e da EPASA em Dezembro de 2010.
Outros custos e despesas operacionais
Nossos outros custos e despesas operacionais abrangem nosso custo operacional, serviços prestados para
terceiros, despesas de vendas, despesas gerais e administrativas e outras despesas operacionais, excluindo custos
relacionados à construção de infraestrutura de concessão.
Nossos outros custos e despesas operacionais foram de R$2.363 milhões em 2011, um aumento de 17,1%
(R$344 milhões) comparado a 2010. Isto foi devido principalmente aos seguintes eventos não recorrentes: (i)
implementação do nosso programa de aposentadoria prematura em 2011, no valor agregado de R$51 milhões, visando
potenciais ganhos futuros; (ii) reversão de provisão de PIS/COFINS no setor de tributação da CPFL Paulista em 2010
no montante de R$40 milhões; (iii) ao início das operações das usinas Foz do Chapecó e EPASA e a consolidação da
CPFL Energias Renováveis em Outubro de 2010, Dezembro de 2010 e Agosto de 2011, respectivamente (R$86
70
milhões); (iv) receitas não operacionais decorrentes da venda de imóveis na cidade de Santos em 2010 (R$11 milhões);
e (v) aumento das reservas para contingências da ENERCAN relacionadas a ISS (R$10 milhões). Excluindo estes
eventos não recorrentes, o crescimento de nossos custos e despesas operacionais seria de R$144 milhões, ou 7,2%, o
que reflete principalmente ajustes inflacionários.
Resultado do serviço de energia elétrica
Nosso resultado do serviço de energia elétrica foi de R$3.051 milhões em 2011. Este foi 11,4% (R$311
milhões) maior que em 2010 devido ao aumento de 6,2% (R$740 milhões) das nossas receitas líquidas, assim como um
aumento de 4,6% (R$429 milhões) nas despesas operacionais e custos de serviços de energia elétrica.
Resultado do Serviço de Energia Elétrica por Segmento
Distribuição
O resultado do serviço do nosso segmento de distribuição em 2011 somou R$1.922 milhões, um aumento de
3,7% comparado a 2010. Nosso resultado do serviço do segmento refletiu um aumento de 5,5% na nossa receita
líquida, que foi parcialmente compensado por:
•
Custos com energia elétrica. Nossos custos com energia elétrica foram de R$6.290 milhões, um aumento de
4,4% em comparação com 2010. Isso reflete um aumento de 2,1% na quantidade de energia comprada por nós
em 2011 em comparação com 2010, e um aumento de 2,3% nos preços médios devido aos ajustes dos preços
da energia. Porém, este aumento não afeta significativamente nosso lucro operacional, uma vez que está
refletido nas tarifas de 2011.
•
Outros custos e despesas operacionais. Nossos outros custos e despesas operacionais (outros que não custos
de serviço de utilidade pública de energia elétrica) do segmento de distribuição somaram R$973 milhões, um
aumento de 20,0% comparado com 2010. Este aumento foi principalmente devido a (i) aumentos salariais
resultantes de negociações de acordos coletivos em 2010 e 2011, (ii) implementação do nosso programa de
aposentadoria antecipada em 2011; (iii) aumento nos custos com prestadores de serviço terceirizados, e (iv)
aumento em reservas para contingências relacionadas a processos judiciais.
Geração
O resultado operacional do nosso segmento de geração em 2011 somou R$895 milhões, um aumento de 45,3%
comparado com 2010. Este aumento reflete o aumento de 36,3% em nossa receita líquida e de 26,7% em outros custos
e despesas operacionais. A principal razão para o aumento no resultado do serviço do segmento foi o início das
operações da hidrelétrica Foz do Chapecó em Outubro de 2010 e das termoelétricas Termonordeste e Termoparaíba em
Dezembro de 2010 e Janeiro de 2011, respectivamente. O início das operações destas unidades geradoras também
contribuiu com um aumento de R$107 milhões em despesas com depreciação e amortização, considerando os efeitos da
consolidação da CPFL Energias Renováveis.
Comercialização e Serviços
O resultado operacional do nosso segmento de comercialização e serviços em 2011 somou R$264 milhões,
uma queda de 12,9% (R$39 milhões) comparado com 2010. Esta redução foi principalmente devida à redução de 4,1%,
ou R$74 milhões, nas receitas líquidas, e um aumento de R$29 milhões em outros custos operacionais, principalmente
decorrentes da expansão de nossas atividades relacionadas a serviços. A redução nas receitas líquidas e o aumento em
outros custos operacionais foram parcialmente compensados por uma diminuição de 4,7% (R$63 milhões) nos custos
de energia elétrica (13,2% de redução no volume de energia comprada por nós, parcialmente compensado por um
aumento de 9,8% no preço médio de energia).
Lucro Líquido
Despesa Financeira Líquida
Nossa despesa financeira líquida foi de R$625 milhões em 2011, em comparação com R$271 milhões em
2010. O aumento de R$354 milhões é principalmente decorrente de: (i) o aumento no nível de nosso endividamento e
índices financeiros mais altos, (ii) uma diminuição de custos de endividamento capitalizado devido ao início das
operações da CPFL Bioenergia (em Agosto de 2010), da hidrelétrica Foz do Chapecó (em outubro de 2010) e das
71
termoelétricas Termonordeste e Termoparaíba (em Dezembro de 2010 e Janeiro de 2011, respectivamente), através da
EPASA; (iii) redução de R$ 19 milhões na atualização monetária do ativo financeiro da concessão; e (iv) a
consolidação da CPFL Energias Renováveis. Esses efeitos foram parcialmente compensados por um aumento de
R$200 milhões nas nossas receitas de investimentos financeiros devido a aumento de disponibilidades caixa e
equivalente.
Em 31 de dezembro de 2011, nosso endividamento em reais somou R$11.857 milhões, sobre o qual incidem
juros e inflação, calculados com base em diversas taxas e índices do mercado financeiro brasileiro. Possuíamos ainda o
equivalente a R$1.751 milhões de endividamento em dólares norte-americanos. A fim de reduzir o risco de perdas
cambiais no que tange a este endividamento em dólares norte-americanos, contratamos swaps cambiais de longo prazo
indexados pela taxa de CDI para uma parcela significativa dessa dívida. A variação da taxa média de CDI teve um
aumento de 11,6% em 2011, comparado a 9,8% em 2010, e a TJLP permaneceu estável em 6,0% em 2010 e 2011.
Imposto de Renda e Contribuição Social
Registramos despesas líquidas de imposto de renda e contribuição social de R$801 milhões em 2011,
comparada com R$853 milhões em 2010. Nossa alíquota efetiva de 33,0% sobre o lucro antes dos tributos foi, em
2011, aproximadamente igual à alíquota oficial de 34,0%.
Lucro Líquido do Exercício
Devido aos fatores mencionados acima, nosso lucro líquido foi de R$1.624 milhões em 2011, um leve crescimento
de 0,6%, ou R$10 milhões, comparado a 2010.
Lucro Líquido por Segmento
Em 2011, 71,0% do nosso lucro líquido foi resultado de nosso segmento de distribuição, 22,7% do nosso segmento
de geração e 9,8% do nosso segmento de comercialização e serviços. Nossos outros segmentos não reportáveis
representaram uma perda líquida de 3,4%.
Distribuição
O lucro líquido do nosso segmento de distribuição em 2011 somou R$1.153 milhões, uma redução de 5,8%, ou
R$71 milhões, comparado com 2010. A redução neste segmento refletiu principalmente o aumento de R$180 milhões
nas despesas financeiras líquidas devido ao aumento do endividamento que foi parcialmente compensado por uma
redução de nas despesas com imposto de renda.
Geração
O lucro líquido do nosso segmento de geração em 2011 somou R$368 milhões, um aumento de 43,1% comparado a
2010, o que reflete o início das operações da Foz do Chapecó e das usinas da EPASA, e a consolidação da CPFL
Energias Renováveis em Outubro de 2010, Dezembro de 2010 e Agosto de 2011, respectivamente. Este aumento foi
principalmente devido ao aumento de 36,3% na receita líquida, que foi parcialmente compensado por um aumento de
R$147 milhões nas despesas financeiras líquidas devido a novos financiamentos.
Comercialização e Serviços
O lucro líquido do nosso segmento de comercialização e serviços em 2011 somou R$160 milhões, uma redução de
22,5%, ou R$46 milhões. A redução neste segmento refletiu (i) a diminuição de R$39 milhões no lucro operacional, (ii)
aumento de R$29 milhões nas despesas financeiras líquidas, que foram parcialmente compensadas pela diminuição do
imposto de renda (R$20 milhões).
Liquidez e Recursos de Capital
Em 31 de dezembro de 2012, nosso capital de giro refletia um superávit (excedente de ativo circulante em
relação ao passivo circulante) de R$437 milhões. A causa principal deste superávit foi decorrente de nossa geração de
caixa operacional e créditos dos consumidores, compensado pela dívida em aberto com vencimento nos próximos 12
meses (incluindo juros) e por obrigações com nossos fornecedores e outras contas a pagar.
Fontes dos Recursos
72
Nossas principais fontes de recursos provêm da geração de caixa operacional e financiamento.
Fluxo de caixa
Nosso fluxo de caixa gerado por atividades operacionais foi de R$ 2.144 milhões em 2012, comparado a R$
2.489 milhões em 2011. A redução de R$ 345 milhões refletiu primeiramente (i) um aumento de R$ 192 milhões do
lucro líquido ajustado para a reconciliação do caixa líquido, que é primeiramente relacionado a depreciação e
amortização, provisão para créditos de liquidação duvidosa, ganho nos custos dos planos de pensão e prejuízos nas
baixas contábeis do ativo não circulante, (ii) redução na redução das responsabilidades operacionais, primordialmente
devido a impostos e contribuições no valor de R$301 milhões, (iii) aumento em clientes, concessionárias e licenciadas
no valor de R$477 milhões, basicamente devido ao aumento em vendas (faturamento mensal de dezembro de 2012
comparado a dezembro de 2011), assim como um aumento de R$170 milhões na contabilidade de não faturados
compensado por (iv) uma redução de R$ 172 milhões de depósitos em garantia e R$ 62 milhões em impostos pagos.
O caixa líquido gerado pelas atividades operacionais foi de R$2.489 milhões em 2011, comparado com
R$2.029 milhões em 2010. O aumento refletiu principalmente um aumento nas receitas líquidas e no ajuste para
reconciliar renda com fundo de caixa, principalmente relacionado a juros e correção monetária, que foi parcialmente
compensado por um aumento nos depósitos judiciais.
Nosso fluxo de caixa das atividades operacionais foi de R$1.002 milhões em 2012 de R$1.136 milhões de
caixa gerado em 2011.Essa redução de R$134 milhões deveu-se principalmente a eventos em 2011 como (i)
refinanciamento da dívida(ii) emissão de debêntures, especialmente as realizadas pela subsidiária CPFL Brazil para
financiar a aquisição da Jantus (por meio de nossa subsidiária CPFL Renováveis), (iii) vários empréstimos por nossas
subsidiárias com destaque para nossas subsidiárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Geração, CPFL Sul
Paulista, CPFL Leste Paulista, CPFL CPFL Mococa e CPFL Jaguari, que receberam aprovação para captação de
recursos para capital de giro em moeda estrangeira, e (iv) um aumento de R$166 milhões em pagamentos de
dividendos.
O caixa líquido gerado pelas atividades de financiamento foi de R$1.136 milhões em 2011 comparado a R$152
milhões em 2010. Este aumento é principalmente devido a novas captações, líquida de pagamento de dívidas vincendas
e à emissão de debêntures pela nossa subsidiária CPFL Brasil para financiar a aquisição da Jantus (através de nossa
subsidiária CPFL Energias Renováveis).
Endividamento
A seguinte tabela estabelece o passivo circulante e não circulante (em milhões) para os anos terminados em 31
de dezembro de 2012:
2012
Garantias reais
Garantias quirografárias
Total
Circulante
1.198
3.995
5.193
Não Circulante
6.011
11.464
17.475
Nosso total de endividamento aumentou em R$3.518 milhões, ou 25,9%, de 31 de dezembro de 2011 para
31 de dezembro de 2012, principalmente em decorrência de:
•
a emissão de debêntures no montante total de R$1.858 milhões pela CPFL Paulista (R$660 milhões),
CPFL Piratininga (R$110 milhões) e RGE (R$550 milhões) para refinanciar dívidas com vencimento em
2012/2013 e reforçar o capital de giro e pela CPFL Renováveis (R$588 milhões) para financiar a
aquisição da Santa Luzia e Bons Ventos.
•
desembolsos de empréstimos do BNDES no valor de R$639 milhões para cumprir o plano de
investimento semestral para nossas subsidiárias de distribuição, através do Fundo Financiamento e
Aquisição de Máquinas e Equipamentos Industriais - FINAME e Financiamento e Empreendimentos –
FINEM, assim como para cumprir o investimento para subsidiárias de geração renovável;
•
captação de recursos no valor de R$1.137 milhões em dívida expressa em dólares norte-americanos nas
73
oito companhias de distribuição do grupo, incluindo R$223 milhões na RGE, R$21 milhões na CPFL Sul
Paulista, R$20 milhões na CPFL Santa Cruz, R$64 milhões na CPFL Piratininga, R$49 milhões na CPFL
Paulista, R$25 milhões na CPFL Leste Paulista, R$11 milhões na CPFL Mococa e R$13 milhões na CPFL
Jaguari para reforçar o capital de giro;
Os principais objetivos destes financiamentos serão: (i) financiar os investimentos das nossas companhias
distribuidoras e (ii) investir em nosso segmento de geração de energia renovável.
Em 2013 e 2014, esperamos continuar a nos beneficiar das oportunidades financiamento oferecidas pelo
mercado através da emissão de debêntures e dívida para capital de giro, tanto interna como externa, e as oferecidas pelo
governo por meio de linhas de financiamento fornecidas pelo BNDES, para expandir e modernizar o sistema de
energia, para realizar novos investimentos no segmento de geração e de estar preparado para a possível consolidação no
setor.
Além disso, a captação de recursos visa manter a liquidez do grupo e um bom perfil de endividamento através
da extensão do prazo médio de vencimento da dívida e a redução do seu custo.
Condições do Endividamento a Vencer
Em 31 de dezembro de 2012, nosso endividamento total (incluindo juros incidentes) era de R$17.126 milhões.
Deste total, aproximadamente R$2.435 milhões ou 14,2% eram expressos em dólares norte-americanos. Celebramos
contratos de swap de modo a reduzir nossa exposição às taxas de câmbio que decorrem de parte dessas obrigações. O
valor de R$2.133 milhões da nossa dívida total pendente tem vencimento em 12 meses.
Principais Contratos de Financiamentos:
•
BNDES. Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos R$6.042 milhões de saldo devedor em diversas linhas de
financiamentos liberados pelo BNDES. Esses empréstimos são denominados em reais. A parte mais
significativa destes empréstimos diz respeito a (i) empréstimos para nossas subsidiárias de geração Foz do
Chapecó, BAESA, CERAN, ENERCAN e CPFL Energia Renováveis (R$4.451 milhões), e (ii) financiamento
de programas de investimento de nossas distribuidoras, principalmente CPFL Paulista, CPFL Piratininga e
RGE, (R$1.536 milhões). Também tínhamos financiamentos relativos ao capital de giro no valor de R$37
milhões.
•
Debêntures. Em 31 de dezembro de 2012, o saldo devedor em debêntures era de R$6.327 milhões, dividido
em diversas séries de debêntures emitidas pela CPFL Energia, CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL
Santa Cruz, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Jaguari, CPFL Brasil,CPFL Geração BAESA,
ENERCAN e CPFL Renováveis. Os termos e condições das debêntures encontram-se resumidos na nota
explicativa 16 das nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas.
•
Capital de giro. Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos R$1.819 milhões pendentes sob um número de
instrumentos de acordos de empréstimos indexados em CDI relacionados capital de giro para nossas
subsidiárias de distribuição, geração e serviços.
•
Outras Dívidas denominadas em Reais. Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos um saldo devedor de R$503
milhões, nos termos de diversas outras linhas de crédito denominadas em real. A parte mais significativa
desses empréstimos refere-se a nossas subsidiárias de distribuição (R$46 milhões) e em nossas empresas
geradoras (R$450 milhões). A maioria destes empréstimos é corrigida com base no CDI ou no IGP-M e têm
juros a diversas taxas.
•
Dívidas denominadas em dólares norte-americanos. A CPFL Paulista contratou empréstimos bilaterais,
denominados em dólares norte-americanos. Em 31 de dezembro de 2012, o valor do saldo devedor total era de
R$47 milhões. Além disso, possuímos recebíveis de longo prazo denominados em dólares norte-americanos,
que somam R$34 milhões em 31 de dezembro de 2012, que também diminuem nossa exposição à variação
cambial.
•
Outras Dívidas denominadas em dólares norte-americanos. Em 31 de dezembro de 2012, possuíamos outros
financiamentos denominados em dólares norte-americanos cujo saldo devedor era de R$2.388 milhões.
Contratamos swap visando reduzir nossa exposição a taxas de câmbio decorrentes dessas obrigações. Para
mais detalhes sobre nossos empréstimos, debêntures e derivativos, favor ver Notas 15, 16 e 33 das nossas
74
demonstrações financeiras consolidadas auditadas.
Condições Restritivas
Estamos sujeitos a cláusulas restritivas com relação a obrigações financeiras e operacionais nos termos de
nossos instrumentos financeiros, bem como os de nossas subsidiárias. Tais restrições incluem:
•
Temos limitações quanto a nossa capacidade de vender ou dar em garantia nossos ativos ou de realizar
investimentos em terceiros.
•
Financiamento do BNDES: Os financiamentos concedidos pelo BNDES exigem que nossas subsidiárias CPFL
Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Santa Cruz, CPFL Mococa, CPFL Jaguari, CPFL Leste Paulista e
CPFL Sul Paulista (i) apenas distribuam dividendos e juros sobre capital próprio cuja soma exceda o
dividendo obrigatório previsto em lei após cumprimento de todas as obrigações contratuais; (ii) cumpram
integralmente as obrigações financeiras restritivas estabelecidas contratualmente; e (iii) mantenham
determinados índices financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos. No final de 2012, o BNDES aprovou
mudanças nesses índices financeiros, conforme abaixo:
•
CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE
•
•
Endividamento líquido dividido pelo EBITDA - máximo de 3,5;
•
Endividamento líquido dividido pela soma do endividamento líquido e patrimônio líquido – máximo
de 0,90.
CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista (medido nas subsidiárias e na Companhia)
•
Endividamento líquido dividido pelo EBITDA - máximo de 3,5;
Em 2012 a subsidiária CPFL Leste Paulista assinou um contrato com o BNDES relativo a um
financiamento de R$12.272 milhões. O contrato inclui cláusulas restritivas que exigem que a
subsidiária mantenha o índice máximo de “Endividamento líquido dividido pelo EBITDA “ de 3,5.
Em 31 de dezembro de 2012, a subsidiárias não havia cumprido essa obrigação, o que poderia
resultar na retenção de dividendos até que os índices financeiros fossem reestabelecidos, O não
cumprimento dessa obrigação não monetária não implica a possibilidade de antecipação de
vencimento dessa dívida nem resulta na antecipação de vencimento de outras dívidas com condições
específicas de inadimplemento cruzado.
•
•
•
A CPFL Mococa e a CPFL Jaguari não têm obrigações financeiras específicas.
CPFL Geração: os empréstimos do BNDES levantados pela subsidiária CERAN, e as sociedade sob controle
conjunto ENERCAN, BAESA e Foz do Chapecó estabelecem restrições ao pagamento de dividendos à CPFL
Geração superior ao dividendo mínimo obrigatório de 25% sem o consentimento prévio do BNDES. Há
também uma cláusula restritiva em relação ao empréstimo do BNDES à sociedade sob controle conjunto
EPASA (sob o sistema FINEM) quanto à manutenção do índice de cobertura do serviço da dívida de 1.1 e um
índice mínimo de capital próprio (patrimônio dividido pelos ativos permanentes) de 25,3% determinada
anualmente. Caso não cumprida tal disposição, a distribuição de dividendos superior ao dividendo mínimo
obrigatório fica proibida até que o índice seja cumprido. A garantidora (Companhia) será obrigada também a
manter os seguintes índices financeiros:
•
Endividamento líquido dividido pelo EBITDA - máximo de 3,5;
•
Endividamento Total dividido pelo Total do Ativo– máximo de 65%.
CPFL Energias Renováveis: as principais cláusulas restritivas para empréstimos do BNDES sob os sistemas
FINEM I, FINEM VII, FINAME I E FINEM X, BNB E NIB (Bons Ventos) e FINEM VI (Salto Goes) são:
•
Índice de cobertura da dívida de 1,2 durante o período de amortização;
75
•
Índice de capitalização própria de 25% ou mais durante o período de amortização.
Em 31 de dezembro de 2012, a subsidiária indireta Santa Luzia Energética S.A. (subsidiária da CPFL
Renováveis) não havia cumprido o índice de cobertura do serviço da dívida (ICSD), que requer geração
de caixa de 1,2 vezes o valor do serviço da dívida para o período, O valor total da dívida, R$ 112.747 foi
classificado em passivo circulante. O vencimento antecipado da dívida em razão do não cumprimento do
índice de cobertura do serviço da dívida não foi declarado em 31 de dezembro de 2012 e em 20 de
fevereiro de 2013, a subsidiária obteve uma concessão do Banco do Brasil para determinar o índice de
cobertura da dívida para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 e para o exercício encerrado
em 31 de dezembro de 2013 e para o semestre encerrado em 30 de junho de 2014. O não cumprimento da
cláusula restritiva não resultou ainda em vencimento antecipado de outras dívidas com condições
específicas de inadimplemento cruzado.
•
•
•
Financiamentos de capital de giro do Banco do Brasil: em 2012, foram aditados os contratos de financiamento
de capital de giro celebrados entre o Banco do Brasil e as subsidiárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE,
CPFL Santa Cruz, CPFL Sul Paulista, CPFL Jaguari, CPFL Mococa e CPFL Leste Paulista, sendo que
obrigações financeiras específicas serão calculadas semestralmente com base nos indicadores da Companhia.
As novas obrigações específicas são:
•
Índice de endividamento líquido dividido pelo EBITDA - máximo de 3,75; e
•
EBITDA dividido pelas Receitas (Despesas) Financeiras – mínimo de 2,25.
Empréstimos em moeda estrangeira: empréstimos em moeda estrangeira realizados com os bancos Bank of
America, BNP Paribás, JP Morgan, Société Générale, Citibank, Morgan Stanley, HSBC, Sumitomo e
Scotiabank estão sujeitas a certas condições restritivas, incluindo cláusulas que exigem que as subsidiárias que
obtiveram os empréstimos mantenham determinados índices financeiros dentro de parâmetros préestabelecidos. Foram feitos aditamentos em 2012 a contratos em moeda estrangeira com a finalidade de alinhar
as Obrigações Financeiras aos demais contratos em moeda local:
•
Índice de endividamento líquido dividido pelo EBITDA - máximo de 3,75; e
•
EBITDA dividido pelas Receitas (Despesas) Financeiras – mínimo de 2,25.
Debêntures: até o final de 2012, todos os contratos de emissão de debêntures assinados por nossas empresas de
distribuição, a CPFL Energia, a CPFL Geração e a CPFL Brasil que contemplam obrigações financeiras
específicas continham as mesmas disposições relativas ao cálculo dos índices. Alguns contratos foram
alterados em 2012, de modo a calcular as respectivas obrigações financeiras específicas com base nos
indicadores da holding:
•
Nos termos das debêntures da CPFL Energia, o índice máximo de endividamento líquido em relação
ao EBITDA é de 3,75 e o índice mínimo do EBITDA em relação às receitas financeiras (despesas) é
de 2,25.
•
Nos termos da quinta e da sexta emissões de debêntures da CPFL Paulista, a CPFL Paulista deve
manter um índice máximo entre o endividamento líquido e EBITDA de 3,75 e índice mínimo entre
EBITDA e receitas financeiras (despesas) de 2,25.
•
A terceira emissão de debêntures da RGE não dispõe sobre obrigações restritivas. Nos termos da
quinta e da sexta emissões de debêntures da RGE, a RGE deve manter um índice máximo de
endividamento líquido em relação ao EBITDA de 3,75 e índice mínimo entre EBITDA e receitas
financeiras (despesas) de 2,25.
•
Em 2012, a escritura da terceira emissão de debêntures da CPFL Piratininga foi aditada para que o
índice máximo de endividamento líquido em relação ao EBITDA seja de 3,75 e o índice mínimo
entre EBITDA e receitas financeiras (despesas) de 2,25. Nos termos da quinta e da sexta emissões de
debêntures da CPFL Piratininga, a CPFL Piratininga deve manter um índice máximo de
endividamento líquido em relação ao EBITDA de 3,75 e índice mínimo entre EBITDA e receitas
financeiras (despesas) de 2,25.
76
•
Em 2012, a escritura da terceira emissão de debêntures da CPFL Geração foi aditada para que o
índice máximo de endividamento líquido sobre EBITDA seja de 3,75 e o índice mínimo entre
EBITDA e receitas financeiras (despesas) de 2,25. Nos termos da quarta emissão de debêntures da
CPFL Geração, a CPFL Geração deve manter um índice máximo de endividamento líquido sobre
EBITDA de 3,75 e índice mínimo entre EBITDA e receitas financeiras (despesas) de 2,25.
•
Nos termos da segunda emissão de debêntures da CPFL Brasil, o índice máximo de endividamento
líquido sobre EBITDA é de 3,75 e relação mínima entre EBITDA e receitas financeiras (despesas) de
2,25.
•
Nos termos da primeira emissão de debêntures da CPFL Santa Cruz, a CPFL o índice máximo de
endividamento líquido sobre EBITDA é de 3,75 e índice mínimo entre EBITDA e receitas financeiras
(despesas) de 2,25.
•
As debêntures emitidas pela controlada em conjunto BAESA preveem vencimento antecipado quando
a relação entre endividamento total e seus ativos totais ultrapassar 75%.
•
As debêntures emitidas por nossa controlada indireta Jantus estão sujeitas a obrigações restritivas em
relação à constituição de ônus e endividamento adicional, distribuição de dividendos e mudança de
sua estrutura societária.
•
As debêntures emitidas pela nossa subsidiária indireta PCH Holding 2 S.A. (subsidiária da CPFL
Energias Renováveis) estão sujeitas a obrigações restritivas no que diz respeito à mudança da
estrutura societária da PCH Holding 2 S.A. ou da CPFL Renováveis. Além disso, existem obrigações
restritivas no que diz respeito à manutenção dos seguintes índices financeiros: um índice de
alavancagem máxima consolidada de 80% e um índice mínimo agregado de cobertura do serviço da
dívida de 1,15.
Para a determinação de obrigações específicas, a definição de EBITDA par as subsidiárias levam em conta a
inclusão dos principais ativos e passivos regulatórios. No caso da Companhia, leva também em conta a consolidação
com base na participação nas respectivas subsidiárias (tanto para EBITDA como para ativos e passivos).
Outros contratos de empréstimo e financiamento das subsidiárias diretas e indiretas estão sujeitos a liquidação
antecipada na hipótese de mudanças na estrutura da Companhia ou na estrutura societária das subsidiárias que resultem
na perda de controle acionário ou do controle sobre a administração da Companhia pelos atuais acionistas da
Companhia, a não ser que pelo menos um dos acionistas (Camargo Corrêa e Previ) permaneça, direta ou indiretamente,
no bloco de controle pela Companhia.
Determinadas debêntures de subsidiárias e subsidiárias de propriedade conjunta estão sujeitas a liquidação
antecipada na hipótese de mudanças na estrutura da Companhia ou na estrutura societária das subsidiárias que resultem
na perda de controle acionário ou do controle sobre a administração da Companhia pelos atuais acionistas da
Companhia.
Além do mais, o não cumprimento das obrigações ou restrições mencionadas poderiam resultar em
inadimplemento em relação a outras obrigações contratuais (inadimplemento cruzado) , dependendo de cada contrato
de empréstimo ou financiamento.
A Administração da Companhia e de suas subsidiárias monitoram esses índices de modo sistemático e
constante para garantir que as condições contratuais sejam cumpridas. Na opinião da administração, essas obrigações e
cláusulas estão sendo adequadamente cumpridas, exceto conforme anteriormente mencionado em relação à sociedade
indiretamente controlada CPFL Renováveis e a subsidiárias CPFL Leste Paulista, todas as condições e cláusulas
restritivas estão sendo adequadamente cumpridas em 31 de dezembro de 2012.
Para mais informações sobre nossas obrigações financeiras, vide as notas explicativas 15 e 16 em nossas
demonstrações financeiras.
Aplicação de recursos
Nosso fluxo de caixa para atividades de investimento foi de R$3.368 milhões em 2012 comparado a R$2.488
milhões em 2011. Esse aumento de R$881 milhões reflete primeiramente: (i) um aumento de R$269 milhões relativo às
aquisições de Santa Luzia e Jantus ocorridas em 2011, e a aquisição dos parques eólicos Atlântica, Bons Ventos e Ester
77
(SPE Lacenas) em 2012, líquido de caixa adquirido e (ii) aumento de R$ 563 milhões em compras de bens e
equipamentos, primeiramente por investimento em geração de energia de fontes renováveis, e em intangíveis
primeiramente por investimento em infraestrutura de distribuição.
O caixa líquido utilizado nas atividades de investimento foi de R$2.488 milhões em 2011, comparado a
R$1.802 milhões em 2010. Este aumento de R$686 milhões reflete principalmente: um aumento de capital de R$863
milhões para a aquisição da Jantus, que foi parcialmente compensado pelo montante fornecido das subsidiárias da
ERSA.
Necessidade de Recursos e Obrigações Contratuais
Nossas necessidades de recursos destinam-se principalmente aos seguintes objetivos:
•
Investimentos para continuar a melhorar e expandir os nossos sistemas de distribuição e concluir nossos
projetos de geração de energia renováveis. Veja acima "Investimentos" para uma discussão dos nossos
investimentos planejados e já realizados;
•
Amortizar ou refinanciar dívidas a vencer. Em 31 de dezembro de 2012, possuíamos um saldo de dívida não
amortizado com vencimento programado para os próximos 12 meses de R$1.895 milhões (excluindo
derivativos e juros);
•
Pagamento semestral de dividendos. Pagamos R$1.394 milhões em 2012 e R$1.230 milhões em 2011. Veja
"Item 10. Informações Adicionais - Juros sobre o Capital Próprio"; e
•
Captação de recursos para aquisições. Em 2012, pagamos R$879 milhões pela aquisição da Jantus e Santa
Luzia, e os parques eólicos Atlântica e Bons Ventos.
Investimentos
Nossos principais investimentos nos últimos anos têm sido destinados à manutenção e ao aprimoramento da
nossa Rede de Distribuição e aos nossos projetos de geração. A tabela a seguir apresenta os investimentos da nossa
Companhia nos anos encerrados em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010:
Exercício encerrado em 31 de dezembro
2012
Distribuição
Geração
Comercialização e outros investimentos
1.403
1.403
22
Total
R$ 2.468
2011
(em milhões de Reais)
1.065
823
17
R$1.905
2010
1.128
645
29
R$1.802
Planejamos investir aproximadamente R$2.325 milhões em 2013 e aproximadamente R$1.923 milhões em
2014. Dos investimentos totais orçados para este período, R$2.164 milhões são esperados de serem investidos no nosso
segmento de distribuição, R$1.784 milhões em nosso segmento de energia renovável e R$17 milhões no nosso
segmento de geração convencional. Parte destes investimentos, em particular os investimentos em projetos de geração,
já estão contratados. Veja "Liquidez e Recursos de Capital - Necessidade de Recursos e Obrigações Contratuais". Os
investimentos planejados para desenvolvimento da nossa capacidade de geração e os respectivos contratos de
financiamento encontram-se discutidos mais detalhadamente na seção "Item 4. Informações sobre a Companhia Geração de Energia Elétrica".
Dividendos
Em 6 de agosto de 2012, nosso Conselho de Administração, com base nos resultados do primeiro semestre,
aprovou a declaração de dividendos intermediários no valor de R$ 640 milhões equivalente a R$ 0,665339515 por ação.
Em 13 de março de 2013 nosso Conselho de Administração aprovou o dividendo proposto adicional no valor de R$ 456
milhões com base no lucro acumulado do exercício de 2012, equivalente a R$ 0,473778718 por ação, totalizando R$
1.096 milhões. Durante 2012 fizemos um pagamento de R$ 1.394 milhões (R$ 1.407 milhões no consolidado).
Obrigações Contratuais
78
A tabela abaixo resume nossas obrigações contratuais e compromissos em 31 de dezembro de 2012 (inclui
obrigações contratuais não correntes).
Pagamentos devidos por período
Menos de
1 ano
Total
1-3 anos
4-5 anos
Mais de 5
Anos
6.461
37
105
6.603
14.978
70
99
15,147
21.750
10.907
3.354
486
18
14.764
75.092
522
40
75,654
90.419
(em milhões de Reais)
Obrigações contratuais em 31 de dezembro de 2011
Fornecedores
Endividamentos(1)
Uso do Bem Público(1)
Planos de Pensão(2)
Outros
Total dos itens do Balanço Patrimonial(1)
Contratos de aquisição de eletricidade(3)
Planos de geração(4)
Fornecedores
Total de outros compromissos
Total das obrigações contratuais
1.695
24.696
3.460
747
288
30.886
110.991
2.062
2.114
115.167
146.053
1.691
2.199
33
51
270
4.244
7.126
886
1.300
9.312
13.556
4
5.129
37
105
5.275
13.795
584
675
15,054
20.329
_____________________
(1)
(2)
(3)
(4)
Inclui pagamentos de juros, incluindo juros futuros sobre fluxo de caixa projetado com base em não descontados, através
de projeções de índices para 2013: (CDI: 7,08%, IGP-M: 5,43% e TJLP: 5%). Estes juros futuros não são registrados em
nosso balanço.
Futuras contribuições estimadas para os planos de pensão.
Valores a pagar nos termos de contratos de compra de energia elétrica de longo prazo, que estão sujeitas a variações de
preços e estabelecem a renegociação em determinadas circunstâncias. A tabela representa os valores a serem pagos pelos
volumes contratados aplicando-se os preços ao final do ano 2012. Veja “—Histórico—Preços para a Energia Elétrica
Adquirida” e a nota explicativa 34 à nossas demonstrações financeiras consolidadas.
Os projetos de construção de usinas de energia incluem compromissos assumidos basicamente para disponibilizar fundos
para a construção e aquisição de concessão relacionada a controladas do segmento de energia renovável.
Pesquisa e Desenvolvimento e Programas de Eficiência Energética
De acordo com as leis brasileiras aplicáveis, desde junho de 2000, as empresas que detêm concessões,
permissões e autorizações para distribuição, geração e transmissão de energia elétrica ficaram obrigadas a dedicar no
mínimo 1,0% da sua receita operacional líquida todos os anos em pesquisa e desenvolvimento e programas de
eficiência energética. As pequenas centrais hidrelétricas, os projetos de energia eólica, solar e de biomassa não estão
sujeitos a esta exigência. A partir de abril de 2007, nossas concessionárias de distribuição dedicaram 0,5% de sua
receita operacional líquida a atividades de pesquisa e desenvolvimento e 0,5% a programas de eficiência energética, ao
passo que nossas companhias geradoras dedicaram 1,0% de sua receia operacional líquida a atividades de pesquisa e
desenvolvimento.
Nosso programa de eficiência energética é elaborado para promover o uso eficiente da energia elétrica pelos
nossos consumidores, reduzir as perdas técnicas e comerciais e oferecer produtos e serviços para melhorar a satisfação,
a fidelidade e para aperfeiçoar a imagem da nossa empresa. Nossos programas de pesquisa e desenvolvimento utilizam
a pesquisa tecnológica para desenvolver produtos, os quais poderão ser usados internamente, bem como vendidos ao
público. Conduzimos alguns desses programas por meio de parcerias estratégicas com universidades e centros de
pesquisa nacionais, e grande parte de nossos recursos é dedicada à inovação e ao desenvolvimento de novas tecnologias
aplicáveis ao nosso negócio.
Nossos efetivos desembolsos em projetos de pesquisa e desenvolvimento em 2010, 2011 e 2012 totalizaram
R$179 milhões, R$213 milhões e R$165 milhões, respectivamente.
Operações Não Registradas no Balanço
Em 31 de dezembro de 2012, não tínhamos operações não registradas no balanço que tenham ou que
possivelmente venham a ter um impacto relevante sobre nossa situação financeira, receitas ou despesas, resultados de
operações, liquidez, investimentos ou recursos de capital.
79
Quanto ao nosso endividamento, apresentamos o seguinte percentual usado de nossas operações correntes de
captação de recursos:
Em 2012
Modalidade
BNDES / Investimento - FINAME I
BNDES / Investimento - FINEM VI
BNDES / Investimento- FINEM V
BNDES / Investimento- FINEM VI
BNDES / Investimento - FINEM I
BNDES / Investimento - FINEM I
BNDES / Investimento- FINEM I
BNDES / Investimento- FINEM VI
BNDES / Investimento - FINEM VIII
BNDES / Investimento- FINAME III
Aprovação
Em 2010
Em 2012
Em 2012
Em 2012
Em 2012
Em 2012
Em 2012
Em 2012
Em 2012
Em 2012
Companhia
CPFL Renováveis
CPFL Paulista
CPFL Piratininga
RGE
CPFL Santa Cruz
CPFL Leste Paulista
CPFL Sul Paulista
CPFL Renováveis
CPFL Renováveis
CPFL Renováveis
Dívida
398.547
790.000
220.000
274.997
23.556
12.273
14.991
85.244
104.500
104.500
Liberada
377.094
340.000
84.500
136.512
22.638
10.535
12.277
69.982
49.000
49.000
Saldo
21.453
450.000
135.500
138.485
918
1.738
2.714
15.262
55.500
55.500
Tendências
Nós pretendemos investir em inovação e tecnologia para melhorar a qualidade de nossas operações e nossa
eficiência operacional, que são nossas eternas metas. As novas tecnologias que nós planejamos usar em nossos projetos
Tauron poderão aumentar nossa eficiência operacional no futuro.
Além disso, procuramos promover o crescimento em cada um dos nossos segmentos de negócio: distribuição,
fontes de geração convencionais, fontes de geração renováveis e comercialização e serviços.
Pretendemos continuar a expandir o nosso segmento de distribuição, seja através do crescimento do mercado
ou através da aquisição de empresas de distribuição de energia (se existirem empresas no mercado com características
e preço que sejam vantajosos para nós).
O crescimento do mercado é fortemente influenciado pelo crescimento econômico, em especial no aumento
do emprego, renda, vendas do setor de varejo e produção industrial. Além disso, o mercado também é influenciado
pela entrada de novos clientes e mudanças no clima e volume de chuva.
O mercado mostra sinais positivos de crescimento para 2013. Segundo projeções do relatório FOCUS,
publicado em 04 de janeiro de 2013 pelo Banco Central, o PIB deve crescer 3,3% em 2013 e 3,8% em 2014, o que irá
causar impacto no consumo de energia. Esse crescimento deverá ser sustentado, não somente pelo crescimento
econômico individual e comercial (o aumento de salários, poder de compra do consumidor e disponibilidade de
crédito), mas também pela recuperação da indústria de energia brasileira, que teve um crescimento modesto em 2012
resultante do cenário econômico internacional desfavorável.
Nosso segmento de geração tem mostrado altos níveis de crescimento nos últimos anos, com a aquisição e
construção de novas usinas. Em 2011, a criação da CPFL Energias Renováveis marcou um importante momento para
nós. Nós planejamos continuar a expandir as nossas atividades nos setores de geração, tanto de energia convencional
como de energia renovável (eólica, pequenas hidrelétricas e usinas termoelétricas a biomassa). Atualmente buscamos
esta estratégia através da CPFL Energias Renováveis, com uma capacidade instalada de 1.154 MW (da qual nossa
participação é de 727 MW) e 582 MW em construção (da qual nossa participação é de 367 MW), assim como
buscamos novos projetos.
Em 31 de dezembro de 2012, tivemos uma capacidade de produção instalada de 2.961 MW, que deverá
alcançar 3.167 MW9 até o final de 2013, após o início das operações da das usinas termoelétricas Coopcana e Alvorada
e dos parques eólicos Macaco I, Campo dos Ventos II e Atlântica. Em 2016, esperamos alcançar uma capacidade
instalada de 3.327 MW, quando os parques eólicos Campos dos Ventos e São Benedito entrarem em operação. Nós
também temos um portfólio de 3.800 MW (dos quais nossa participação é de 2.394 MW) a ser desenvolvido ao longo
dos próximos anos através da CPFL Energias Renováveis. Além disso, nós continuaremos a buscar novos projetos no
setor de energia convencional.
9
Este número incluí quatro parques eólicos do complexo Bons Ventos cuja aquisição encontra-se sujeita a aprovação pela ANEEL e outras condições
contratuais.
80
No segmento de comercialização e de serviços, o nosso principal objetivo é manter nossa posição de liderança,
em termos de participação de mercado para garantir a nossa lucratividade acima da média. Além disso, esperamos
expandir nosso portfólio de serviços, manter a fidelidade de nossos clientes e expandir nossos serviços a novos
mercados.
Desde nossa criação, temos constantemente empregado uma estratégia de crescimento baseada na excelência
operacional através da inovação e tecnologia, sinergia, disciplina financeira e o acúmulo de valor. Nós planejamos
continuar no futuro, a fim de consolidar nossa posição forte no setor energético.
Uso de Estimativas em Determinadas Políticas Contábeis
Ao elaborar nossas demonstrações financeiras, fazemos estimativas relativas a diversos assuntos. Alguns
desses assuntos são altamente imprevisíveis, fazendo com que nossas estimativas dependam de opiniões formuladas
com base nas informações disponíveis. Na discussão a seguir, identificamos diversos outros assuntos com relação aos
quais nossas apresentações financeiras seriam materialmente afetadas caso (i) viéssemos a usar estimativas diversas,
que poderiam ter sido usadas razoavelmente ou (ii) no futuro, viéssemos a alterar nossas estimativas em razão de
alterações com razoável probabilidade de ocorrerem.
A discussão trata apenas das estimativas que julgamos mais importantes com base no grau de
imprevisibilidade e na probabilidade de impacto relevante, caso usássemos outras estimativas em seu lugar. Há muitas
outras áreas nas quais usamos estimativas para situações imprevisíveis, mas o efeito provável da alteração ou
substituição das estimativas não é relevante para nossas demonstrações financeiras. Veja as notas explicativas de
nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas aqui incluídas, para discussão mais detalhada da aplicação
destas e de outras políticas contábeis.
Recuperação de Ativos de Longo Prazo (Impairment)
Os ativos de longo prazo, que incluem o imobilizado, ativos intangíveis comprados e investimentos,
compreendem parcela significativa da totalidade de nossos ativos e são revistos, quanto à recuperação, sempre que
eventos ou mudanças nas circunstâncias indicarem que o valor contábil de um ativo pode não ser recuperável.
Demonstramos saldos em nosso balanço patrimonial que são avaliados pelos custos históricos líquidos de depreciação
e amortização acumuladas. Em razão do IFRS, ficamos obrigados a periodicamente avaliar se esses ativos sofreram
desvalorização, ou seja, se sua capacidade futura de gerar caixa não justifica sua manutenção por seus valores
contábeis. Os métodos usados para a recuperação de ativos incluem testes baseados no valor dos ativos em uso. Nesses
casos, os ativos (ágio e ativos intangíveis da concessão) são segregados e agrupados pelo menor nível que gere fluxos
de caixas identificáveis (“cash generating unit”, ou CGU). Caso não sejam realizáveis, somos obrigados a reconhecer a
perda realizando pela baixa em parte de seu valor em despesas no período corrente. A análise que realizamos exige que
estimemos os fluxos de caixa futuros decorrentes desses ativos, e essas estimativas nos obrigam a adotar uma série de
premissas acerca de nossas operações futuras, incluindo julgamentos relativos ao crescimento do mercado e a outros
fatores macroeconômicos, assim como a demanda por energia elétrica. As alterações dessas premissas poderiam nos
obrigar a reconhecer perdas por desvalorização em períodos futuros. Nossas avaliações em 2012, 2011 e 2010 não
resultaram em qualquer desvalorização significativa de nosso imobilizado ou ativos intangíveis e investimentos
consolidados.
Recuperação de Ativo Financeiro (Impairment)
Um ativo financeiro não avaliado ao valor justo na demonstração do resultado é reavaliado a cada data de relatório das
demonstrações financeiras para determinar se há comprovação objetiva de perda de valor. A perda de valor pode
ocorrer após o reconhecimento inicial do ativo e ter um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros estimados.
A Companhia e suas subsidiárias consideram comprovação de perda de valor de recebíveis e valores mobiliários de
investimento mantidos até o vencimento tanto para ativos específicos como em nível coletivo para todos os valores
mobiliários significativos. Recebíveis e títulos e valores mobiliários de investimento mantidos até o vencimento que
não sejam individualmente significativos são coletivamente avaliados quanto a perda de valor agrupando os títulos e
valores mobiliários com características de risco semelhantes.
Ao avaliar perda de valor coletivo, a Companhia utiliza tendências históricas da probabilidade de inadimplemento,
momento oportuno de recuperações e o valor da perda incorrida, ajustados para que a administração possa julgar se as
premissas e as condições econômicas e creditícias correntes são tais que as perdas efetivas provavelmente sejam mais
altas ou mais baixas que as sugeridas pelas tendências históricas.
O prejuízo por perda de valor um ativo financeiro é reconhecido como segue:
81
• Custo amortizado: como a diferença entre o valor de carregamento e o valor presente dos fluxos de caixa futuros
estimados, descontados à taxa de juros efetiva original do ativo. Os prejuízos são reconhecidos na demonstração do
resultado e demonstrados em conta de reserva contra recebíveis. Os juros sobre o ativo depreciado continuam a ser
reconhecidos através da liberação do desconto Quando um evento subsequente indicar que o valor do prejuízo da
perda de valor diminuiu, essa redução é revertida para crédito na demonstração do resultado.
• Disponível para venda: como a diferença entre o valor de aquisição, líquido de qualquer reembolso e amortização
do principal, e o valor justo corrente menos qualquer prejuízo por perda de valor previamente reconhecido na
demonstração do resultado. Prejuízos são reconhecidos na demonstração do resultado.
No caso de ativos financeiros registrados a custo amortizado e/ou instrumentos de dívida classificados como
disponíveis para venda, se um aumento(ganho) for identificado em períodos subsequente ao reconhecimento do
prejuízo, o prejuízo por perda de valor é revertido através de lucros ou prejuízos. Entretanto, qualquer recuperação
subsequente no valor justo de um valor mobiliário disponível para venda depreciado é reconhecido em outra
demonstração de resultado mais abrangente.
Plano de pensão
Patrocinamos planos de benefício de pensão e planos de benefícios em caso de invalidez e falecimento,
cobrindo substancialmente todos os nossos empregados. A determinação do valor de nossas obrigações com pensão
depende de determinadas premissas atuariais, incluindo índices de desconto, inflação, etc. Para mais informações sobre
as premissas atuariais veja nota 17 de nossas demonstrações financeiras consolidadas. Ademais, o IAS 19 foi revisto,
com aplicação de 2013, cujos efeitos encontram-se descritos na nota 3.8 de nossas demonstrações financeiras
consolidadas.
Impostos diferidos
Contabilizamos os impostos sobre a renda de acordo com IFRS, que exige uma abordagem do ativo e passivo
para registrar impostos correntes e diferidos. Dessa forma, os efeitos das diferenças entre o valor contábil para fins
fiscais do ativo e passivo e os montantes reconhecidos em nossas demonstrações financeiras consolidadas são tratadas
como diferenças temporárias para os fins de registro do imposto de renda diferido.
Analisamos regularmente nosso crédito fiscal diferido para recuperação. Se as evidências não forem
suficientes para provar que nós geraremos receita futura tributável ou dedutível suficiente, ou se houver alteração
relevante nas alíquotas de imposto efetivas ou período no qual as diferenças temporárias subjacentes se tornem
tributáveis ou dedutíveis, poderíamos estar obrigados a estabelecer uma provisão de desvalorização total ou parcial de
nosso crédito fiscal diferido decorrente de um aumento substancial em nossa alíquota de imposto e um impacto adverso
relevante sobre nossos resultados operacionais.
Provisões para Riscos Tributários, Cíveis e Trabalhistas
Tanto nós como nossas subsidiárias são partes de processos judiciais no Brasil, decorrentes do curso normal
dos negócios, relativos a questões fiscais, trabalhistas, cíveis entre outras.
Provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas são estimadas com base em experiência histórica, na
natureza das reclamações, bem como com base na atual posição das reclamações. As avaliações relativas a esses riscos
são realizadas por vários especialistas internos e externos da companhia. O registro da provisão para riscos tributários,
cíveis e trabalhistas requer julgamento significativo por parte da administração no tocante às probabilidades estimadas
e limites de exposição a obrigação em potencial. A avaliação da administração de nossa exposição a riscos tributários,
cíveis e trabalhistas pode se alterar à medida que se deem novos acontecimentos ou que novas informações se tornem
disponíveis. O desfecho dos riscos pode variar de maneira significativa, acarretando impacto relevante sobre nossos
resultados operacionais consolidados, fluxos de caixa e situação financeira.
Instrumentos financeiros
Instrumentos financeiros podem ser avaliados a valor de mercado ou por custos reconhecidos, de acordo com
determinados aspectos. Os avaliados a valor de mercado foram reconhecidos com base nos preços cotados em um
mercado ativo, ou avaliados utilizando modelos de precificação, aplicados individualmente para cada transação,
levando em consideração o fluxo de pagamentos futuros, com base nas condições contratadas, descontados a valor
presente das taxas de juros, baseado em informações obtidas nos websites da BM&FBOVESPA e da Associação
Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiros e de Capitais – ANBIMA, quando disponíveis. Desta forma, o valor
82
de mercado de um instrumento corresponde ao seu valor de vencimento (valor de resgate) registrado a valor presente
pelo fator de desconto (relativo a data de vencimento do instrumento) obtida do gráfico de juros de mercado em Reais.
Ativos financeiros classificados como disponíveis para venda referem-se ao direito de compensação a ser paga
pelo Governo Federal na reversão dos ativos de distribuição das concessionárias (ativos financeiros das concessões). A
metodologia adotada para registro destes ativos a valor de mercado é baseada na no processo de revisão tarifária dos
distribuidores. Nesta revisão, realizada a cada quatro ou cinco anos de acordo com cada concessionária, consiste na
reavaliação a valor de Mercado da infraestrutura de distribuição. Esta base de avaliação é utilizada para a determinação
da tarifa, a qual é acrescida anualmente em cada revisão tarifária, com base nos parâmetros dos principais índices de
inflação.
A Lei n.º 12.783/13 definiu a metodologia e o critério para a avaliação da compensação na reversão destes
ativos amparado na Base Regulatória de Remuneração - BRR. Desta forma, a avaliação da compensação na reversão é
prevista por meio de processo de avaliação conduzido pela ANEEL.
Depreciação e Amortização de Ativos Intangíveis
Registramos a depreciação utilizando o método linear, em tarifas anuais baseadas na vida útil estimada dos
ativos, conforme estabelecido pela ANEEL e de acordo com as práticas adotadas no Brasil. A amortização dos ativos
intangíveis varia de acordo com a maneira pela qual foram adquiridos:
• Ativos intangíveis adquiridos através de combinação de negócios: A parcela oriunda de combinações de
negócios que corresponde ao direito de exploração da concessão é amortizada com base na curva do lucro
líquido projetado das concessionárias para o prazo remanescente da concessão, conforme aplicável.
• Investimentos em infraestrutura (aplicação do IFRIC 12 – Contratos de Concessão): Uma vez que o prazo
para exploração é definido contratualmente, este ativo intangível de vida útil definida é amortizado pelo
prazo de concessão de acordo com uma curva que reflita o padrão de consumo em relação aos benefícios
econômicos esperados.
• Uso do Bem Público: O ativo intangível referente a esta natureza está sendo amortizado linearmente pelo
período remanescente da concessão.
ITEM 6. CONSELHEIROS, DIRETORES E EMPREGADOS
Conselheiros e Diretores
Conselho de Administração
Nosso Conselho de Administração é responsável por determinar nossas diretrizes estratégicas globais e, entre
outras coisas, pelo estabelecimento de nossas políticas gerais de negócios, pela eleição da Diretoria e supervisão do
exercício de suas funções. De acordo com nosso Estatuto Social, nosso Conselho de Administração poderá ser
composto pelo mínimo de sete membros e o máximo de nove membros. Atualmente, nosso Conselho de Administração
é composto por sete membros, sendo um deles independente (de acordo com o Regulamento de Listagem do Novo
Mercado da BMF&BOVESPA e com nosso Estatuto). No caso de empate, o presidente do Conselho terá o voto de
qualidade. O Conselho de Administração se reúne pelo menos uma vez por mês ou sempre que solicitado pelo
presidente do conselho de acordo com as normas do Estatuto Social.
Nos termos de nosso Estatuto Social, os conselheiros são eleitos em Assembleia Geral com mandato de um
ano, permitida a reeleição, podendo ser destituídos a qualquer momento por nossos acionistas reunidos em Assembleia
Geral Extraordinária. Os atuais membros do Conselho de Administração foram eleitos em Assembleia Geral realizada
em 12 de abril de 2012. Seus mandatos expirarão em nossa próxima Assembleia Geral Ordinária, que está programada
para acontecer em abril de 2013. Nosso Estatuto Social não prevê idade para aposentadoria compulsória de nossos
conselheiros.
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, se um conselheiro ou diretor executivo possui um conflito de
interesses com a companhia com relação a qualquer operação proposta, esse conselheiro ou diretor executivo não pode
votar na reunião do Conselho de Administração ou reunião de Diretoria que tratar de tal operação e deve descrever a
natureza e extensão do interesse conflitante para transcrição na ata da reunião. Um conselheiro ou diretor executivo não
pode realizar qualquer negócio com a companhia, não podendo aceitar empréstimos, exceto se em termos justos e
83
razoáveis e condições idênticas aos termos e condições prevalecentes no mercado ou ofertados por terceiros. Em 31 de
dezembro de 2012, qualquer contrato entre nossos acionistas ou partes relacionadas e nossa Companhia, que exceda
R$8,5 milhões, corrigido anualmente pela variação do índice IGP-M, deve ser previamente aprovado pelo Conselho de
Administração. Até a presente data, não existem contratos ou outras obrigações relevantes de que sejam parte nossos
administradores e a Companhia.
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, combinada com uma decisão da CVM, os acionistas
minoritários têm o direito de eleger pelo menos um membro do Conselho de Administração, desde que detenham no
mínimo 10,0% das ações com direito de voto. Os acionistas minoritários que detiverem mais de 5,0% das ações com
direito de voto poderão requerer a adoção do processo de voto múltiplo.
A tabela a seguir contém o nome, a idade e as posições dos membros do Conselho de Administração. Uma
breve biografia de cada um de nossos Conselheiros segue após o quadro abaixo.
Nome
Murilo Cesar Lemos dos Santos Passos ............................................................
Claudio Borin Guedes Palaia ............................................................................
Francisco Caprino Neto ....................................................................................
Renê Sanda .......................................................................................................
Ivan de Souza Monteiro ....................................................................................
Helena Kerr do Amaral ....................................................................................
Maria Helena dos Santos Fernandes de Santana ...............................................
Idade
65
37
52
48
52
57
53
Posição
Presidente
Conselheiro
Conselheiro
Conselheiro
Vice-presidente
Conselheiro
Conselheira Independente
Murilo Cesar Lemos dos Santos Passos - Graduado em Engenharia Química pela Universidade Federal do
Rio de Janeiro (UFRJ) em 1971. Entre 1970 e 1977, atuou no Ministério da Indústria e Comércio - Conselho de
Desenvolvimento Industrial (CDI). Entre 1977 e 1992, atuou como empregado e posteriormente Diretor da Área de
Produtos Florestais, Meio Ambiente e Metalurgia da Companhia Vale do Rio Doce e como Diretor Presidente da
Celulose Nipo-Brasileira S.A (Cenibra) e Florestas Rio Doce S.A.. Entre 1993 e 2006, foi Diretor Superintendente da
Bahia Sul Celulose S.A. e da Suzano Papel e Celulose S.A. Entre 2007 e 2010, foi membro do Conselho de
Administração da Brasil Agro Cia. Brasileira de Propriedades Agrícolas. Atualmente, é membro do Comitê de Gestão
do Conselho de Administração da Suzano Papel e Celulose S.A., Vice-Presidente do Conselho Curador da Fundação
para o Prêmio Nacional da Qualidade (FNPQ). É membro do Conselho Consultivo da Associação dos Produtores de
Papel e Celulose - Bracelpa. É membro do Conselho de Administração das empresas São Martinho S.A., Odontoprev
S.A. e Tegma Gestão Logística S.A. Desde 2010, é o presidente do Conselho de Administração da CPFL Energia.
Claudio Borin Guedes Palaia – Graduado em Administração de Empresas pela Escola de Administração de
Empresas da Fundação Getúlio Vargas de São Paulo, em 1997, com MBA pela The Wharton School of the University of
Pennsylvania, em 2002. Atuou como Analista de M&A do Banco JP Morgan, em São Paulo e Nova Iorque de 1997 a
1998. De 2002 a 2005, foi líder de projetos em: Camargo Corrêa Energia S.A., Camargo Corrêa S.A. (CCSA) e São
Paulo Alpargatas. De 2005 a 2007, foi conselheiro da Hormigón da Loma Negra C.I.A.S.A em Buenos Aires,
Argentina. Desde 2008, ele é um Diretor Estatutário da Camargo Correa Cimentos. Ele também é Conselheiro de
Administração titular da São Paulo Alpargatas. Em 2009, foi membro suplente do Conselho de Administração da CPFL
Energia. Desde 2010, é membro titular do Conselho de Administração da CPFL Energia.
Francisco Caprino Neto – Graduado em Engenharia Metalúrgica pela Escola Politécnica da Universidade de
São Paulo (USP) em 1983, tendo cursado Mestrado em Engenharia Metalúrgica pela mesma instituição em 1992.
Atuou como Chefe de Departamento de Engenharia de Processos e Assessor de Planejamento e Controle da
Siderúrgica J.L. Aliperti S.A., e Coordenador de Processos Metalúrgicos da Aços Villares S.A. Foi membro titular do
Conselho de Administração da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, da CPFL Geração. e da RGE de 2005 a 2006.
Atualmente, ele é Diretor Estatutário e membro do Conselho de Administração da Camargo Correa Energia e Camargo
Correa Investimentos em Infraestrutura (CCII). Também atua como membro do Conselho de Administração da VBC
Energia S.A., da Companhia de Concessões Rodoviárias (CCR), e da A-PORT S.A. É membro do Conselho de
Administração da CPFL Energia desde abril de 2000.
Renê Sanda – Graduado em Estatística na USP – Universidade de São Paulo, em 1989. Cursou Mestrado em
Estatística na USP em 1989. Em 1992, cursou MBA Executivo em Finanças no IBMEC de Brasília e participou do
Commercial and Investment Banking Program Professional Development Center junto ao Citibank, em Fort
Lauderdale (EUA). Entre 2002 e 2006, foi Gerente Adjunto do BB Nova Iorque (EUA), sendo Diretor Adjunto do
Banco do Brasil Securities (EUA) entre 2005 e 2006. De 2006 a 2010, foi Diretor de Gestão de Riscos do Banco do
Brasil. Foi Conselheiro Fiscal da Tele Amazônia Celular participações, da Telemig Celular Participações, da CPFL e
da CPFL Geração. Foi Conselheiro de Administração da Petroflex S.A. indústria e Comércio, do Banco do Brasil
Securities LLC –New York (USA), do BB Securities Ltd. – London (UK) da Fundição Tupy. É associado ao Instituto
84
Brasileiro de Governança Corporativa – IBGC. Desde 2010, ele é Diretor de Investimentos da Caixa de Previdência
dos Funcionários do Banco do Brasil – PREVI. Tornou-se membro do Conselho de Administração da CPFL Energia
em 2011.
Ivan de Souza Monteiro – Graduado em Engenharia Eletrônica e Telecomunicações pelo INATEL - MG em
1986. Cursou MBA Executivo em Finanças no IBMEC – RJ em 1995 e MBA em Gestão na PUC – RJ em 2000. Desde
1983, é funcionário do Banco do Brasil, atuando como Superintendente Regional entre 1996 e 1998, como
Superintendente Estadual entre 1998 e 1999, como Gerente Executivo na Diretoria Comercial entre 1999 e 2004, como
Superintendente Comercial do Banco do Brasil entre 2004 e 2007 e como Gerente do Banco do Brasil no exterior entre
2007 e 2009. Em maio de 2009, foi Diretor Comercial do Banco do Brasil e, desde junho de 2009, é Vice-Presidente de
Finanças, Mercado de Capitais e Relações com Investidores do Banco do Brasil. Desde 2009, é membro titular do
Conselho Deliberativo da PREVI, do Conselho de Administração do Banco Votorantim e do Conselho de
Administração da BV Participações. É membro suplente do Conselho de Administração da BrasilVeículos desde
Janeiro de 2011. Tornou-se membro do Conselho de Administração da CPFL Energia em 2011.
Helena Kerr do Amaral – Graduada em Administração de Empresas na Fundação Getúlio Vargas – EAESP/FGV,
1978. Mestre em Administração Pública e Planejamento Urbano na Fundação Getúlio Vargas – EAESP/FGV em 1990.
Cursou Especialização em Economia do Setor Público na George Washington University, Washington DC (EUA) em
1996, e Gestão de Recursos Humanos na Agência de Recursos Humanos do Governo Japonês, Tóquio (Japão) em 1999.
Doutoranda em Economia, Instituto de Economia, Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). É Gerente
Executiva de Planejamento da Petros desde setembro de 2011. Gestora pública há mais de 30 anos, ocupou cargos de
alta direção nos níveis municipal, estadual e federal de governo. Foi presidente da Escola Nacional de Administração
Pública – ENAP de 2003 a abril de 2011. Foi Secretária de Gestão Pública da Prefeitura do Município de São Paulo de
2001 a 2002 e diretora da Escola Fazendária da Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo de 1999 a 2000. É
Técnica Sênior de Planejamento e Gestão da Fundação de Desenvolvimento Administrativo – FUNDAP – do governo
do Estado de São Paulo desde 1986 e atuou como membro do Conselho de Administração da AES Eletropaulo de 2003
a 2011, da Agência Especial de Financiamento Industrial – FINAME de 2007 a 2011, da FINEP de 2003 a 2007 e da
CTEEP de 2004 a 2005. Tornou-se membro do Conselho de Administração da CPFL Energia em 2012.
Maria Helena dos Santos Fernandes de Santana – Graduada em Economia na Faculdade de Economia,
Administração e Contabilidade da Universidade de São Paulo - FEA/USP (1990). Foi Presidente da Comissão de
Valores Mobiliários – CVM (2007 a 2012), onde atuou como Diretora desde 2006. Foi Presidente do Comitê Executivo
da International Organization of Securities Commissions (IOSCO) de 2011 a 2012, membro do Conselho de
Administração do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa - IBGC de 2001 a 2005, e membro da Mesa Redonda
de Governança Corporativa na América Latina (Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico OECD / Grupo do Banco Mundial) desde 2000. Tornou-se conselheira independente de nosso Conselho de
Administração em 2013.
Diretoria Executiva
Nossa Diretoria Executiva é responsável pela administração cotidiana das nossas operações. Nos termos do
nosso Estatuto Social, nossa Diretoria é composta por seis membros eleitos pelo Conselho de Administração, com
mandato de dois anos, permitida a reeleição. Nossa atual Diretoria foi eleita em Reunião do Conselho de
Administração realizada em 25 de maio de 2011. Entretanto, há três diretores que foram eleitos após a referida reunião.
Nosso Diretor Vice-Presidente de Operações foi eleito em 31 de agosto de 2011, o nosso Diretor Vice-Presidente de
Desenvolvimento de Negócios foi eleito em 1º de março de 2012 e nosso Diretor Vice-Presidente de Assuntos
Corporativos e Diretor Jurídico foi eleito em 17 de maio de 2012.
A tabela a seguir contém o nome, a idade e a posição de cada um de nossos Diretores. Abaixo da tabela,
apresentamos breve descrição biográfica de cada um dos nossos Diretores.
Nome
Wilson Ferreira Júnior .....................................................................
Gustavo Estrella ..............................................................................
Carlos Márcio Ferreira ....................................................................
José Marcos Chaves de Melo ..........................................................
Carlos da Costa Parcias Júnior..........................................................
Ricardo Cleber Zangirolami .............................................................
Idade
53
38
53
49
52
42
Posição
Diretor Presidente (CEO)
Diretor Vice Presidente Financeiro e Diretor de Relação com Investidores
Diretor Vice- Presidente de Operações
Diretor Vice- Presidente Administrativo
Diretor Vice- Presidente de Desenvolvimento de Negócios
Diretor Vice Presidente de Assuntos Corporativos
Wilson Ferreira Junior - Formado em Engenharia Elétrica pela Escola de Engenharia da Universidade
Mackenzie em 1981 e em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências Econômicas, Contábeis e
85
Administrativas pela Universidade Mackenzie em 1983. Cursou mestrado em Energia pela Universidade de São Paulo
(USP) (não defendeu tese), e várias especializações, dentre as quais Engenharia de Segurança do Trabalho
(Universidade Mackenzie, 1982), Marketing (Fundação Getúlio Vargas - FGV, 1988), e Administração de Distribuição
de Energia Elétrica (Swedish Power Co. 1992). Na Companhia Energética de São Paulo (CESP) exerceu diversos
cargos, incluindo Diretor de Distribuição (1995 a 1998). Foi Presidente da RGE de 1998 a 2000, Presidente do
Conselho de Administração da Bandeirante Energia S.A. de 2000 a 2001 e Presidente da Associação Brasileira de
Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE (2009 a 2010). O Sr. Ferreira Junior atualmente é membro do
Conselho de Administração do ONS e Vice-Presidente da Associação Brasileira de Infraestrutura e Indústria de Base
(ABDIB). De 2002 a 2011, foi membro do Conselho de Administração da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, CPFL
Geração e RGE. De 2000 a 2011 foi Presidente da CPFL Paulista e de 2001 a 2011 foi Presidente da CPFL Piratininga,
CPFL Geração e CPFL Brasil. Ele também foi o Presidente da RGE, CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguariúna, CPFL
Bioenergia, e outras controladas da CPFL Energia. Desde 2002 é o Presidente da CPFL Energia. O Sr. Ferreira Junior
atualmente é o presidente do Conselho de Administração da CPFL Energias Renováveis.
Gustavo Estrella – Graduado em Administração de Empresas pela Universidade do Rio de Janeiro – UNERJ,
com MBA em Finanças pela IBMEC-RJ. Atuou no Grupo Lafarge e nas empresas Light and Brasil Telecom. Desde
2001, atua na CPFL Energia, na posição de Gerente de Planejamento Econômico e Finanças, Diretor de Relações com
Investidores e Diretor de Planejamento e Controle. Desde fevereiro de 2013 é o Diretor Vice-Presidente Financeiro e
Diretor de Relações com Investidores da CPFL Energia e Diretor Financeiro da CPFL Paulista, CPFL Piratininga,
CPFL Geração, RGE e de outras subsidiárias do grupo CPFL Energia. O Sr. Gustavo Estrella é atualmente membro do
Conselho de Administração da RGE, CPFL Paulista, CPFL Piratininga e CPFL Geração.
Carlos Márcio Ferreira – Graduado em Administração de Empresas e Ciências Contábeis pela Faculdade de
Administração e Economia de São João da Boa Vista/SP, em 1987. Pós-graduado em Controladoria e Finanças pela
Fundação Getúlio Vargas de São Paulo (FGV/SP) em 1993. Desde 1991, participou anualmente de vários Seminários
de Treinamento Executivo, com destaque para os seguintes cursos: Programa de Desenvolvimento para Executivos
Seniores em Finanças, na Universidade Corporativa da Champion International Corporation, ministrado por professores
da Harvard Business School e da Dartmouth Tuck School; Desenvolvimento de Líderes (CEOs) na UC Berkeley
Executive Education. Atuou na International Paper do Brasil Ltda., indústria do ramo de produtos florestais durante 31
anos, de 1973 a 2004, nas áreas administrativa e financeira, passando pelos seguintes cargos: Gerente de Controladoria
(1991 a 1993); Gerente de Planejamento Estratégico (1995 a 1996); Gerente de Negócios (1996 a 1998); Diretor de
Desenvolvimento de Negócios (1999 a 2000); Vice Presidente de Finanças e Controladoria (2000 a 2004), onde teve
sob sua responsabilidade atividades de Tecnologia da Informação, Jurídico, Auditoria, Planejamento Estratégico e
Fusões e Aquisições, tendo trabalhado três anos em fábricas nos EUA e no Escritório Central em Stamford,
Connecticut. Em novembro de 2004 ingressou na Elektro, em Campinas, Estado de São Paulo, ocupando o cargo de
Diretor de Operações responsável pela coordenação e implementação de estratégias nas áreas de Operações,
Distribuição, Comercial, Financeira, Assuntos Regulatórios, Jurídico, Recursos Humanos e Infraestrutura. Em abril de
2007, tornou-se Diretor Presidente, cargo que ocupou até 2011. Atualmente o Sr. Carlos Marcio Ferreira é Diretor VicePresidente de Operações da CPFL Energia S.A. e Presidente do Conselho de Administração da RGE, das empresas
CPFL Paulista, CPFL Piratininga e da CPFL Geração.
José Marcos Chaves de Melo - Formado como técnico eletrônico pelo Centro Federal de Educação
Tecnológica, no Rio de Janeiro (CEFET-RJ) em 1980. Formado em Engenharia Mecânica pela The University of
Kansas em 1986. Possui as seguintes distinções acadêmicas e profissionais: Bolsa de Estudos da Fulbright Commission,
U.S. National Engineering Honor Society (Tau Beta Pi), SAP’s Diamond Circle Award for Outstanding Business
Contributions 2005 e Prêmio Mundial de Inovação da Accenture – em 2006. Atuou na Accenture do Brasil (1987 a
2008) e foi Diretor no período de 1998 a 2008. Foi responsável pela execução dos projetos junto a empresas, tendo
atuado por 12 anos no setor elétrico, 5 anos em óleo e gás, 2 anos em siderurgia e 1 ano em manufatura. Acumula
experiência em diversas áreas funcionais, como Tecnologia da Informação, Cadeia de Suprimentos e Serviços de
Campo e Gestão de Ativos. Ao longo de sua carreira atendeu as empresas Neoenergia, Light, CEMIG, Duke Energy,
Petrobrás, Repsol-YPF e CSN e também ao CCEE, e ao ONS. Atualmente é Diretor Administrativo da CPFL Paulista,
da CPFL Piratininga, da RGE, da CPFL Geração, e das demais subsidiárias da CPFL Energia. O Sr. Chaves é VicePresidente Administrativo da CPFL Energia desde 2008.
Carlos da Costa Parcias Júnior - Graduado em Economia pela Universidade Católica do Rio de Janeiro
(PUC - Rio) (1988), tendo cursado Mestrado em Economia pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ- 1984).
Em 2011, foi Diretor de Investimentos Energia na companhia holding do Grupo Camargo Correa, ‘Advisor’ financeiro
independente, com foco em fusões e aquisições e estruturação de operações de ‘private equity’, de 2004 a 2010.
Anteriormente ocupou posições de liderança no setor financeiro: Diretor-Presidente da Icatu Gestão de Participações,
86
entre 2001 e 2003, cuja atividade principal é a de gestão de investimentos; Diretor do Banco de Investimentos Fleming
Graphus, entre 1998 a 2000; Presidente do BBA-Capital Asset Management, entre 1996 a 1998; head de mercado de
capitais do Banco BBA-Creditanstalt de 1993 a 1995; Diretor Executivo do JP Morgan, entre 1992 a 1993; e atuou
também como Assessor da Presidência do BNDES, entre 1990 a 1992. Atualmente é nosso Vice-Presidente de
Desenvolvimento de Negócios desde março de 2012.
Ricardo Cleber Zangirolami - Graduado em Direito pela Universidade de São Paulo – USP em 1993, com
MBA Executivo Internacional pela FIA/USP em 2007, com especializações em Direito Empresarial e Contratos e
outros diversos cursos de gestão e liderança no Brasil e no exterior. Antes de ingressar na CPFL, de 2006 a 2012 atuou
como Diretor, Diretor Jurídico e Diretor para Assuntos Corporativos -América Latina na International Paper Brasil Ltd.
Suas atribuições compreendiam a liderança das áreas de Comunicações, Governo e Assuntos Institucionais,
Sustentabilidade, Responsabilidade Social Corporativa e Ética e Compliance . Durante esse período foi membro do
Comitê Executivo na América Latina, Presidente Executivo do Instituto Internacional Paper de Representatividade
Social, membro da Diretoria do Fundo de Pensão da IP no Brasil, bem como um dos membros do Conselho de
Administração da IP Exports Ltda. Foi também Presidente do Comitê de Ética da IP América Latina. Ocupou posições
de liderança em companhias como a Elektro Energy, ABB-Alstom e no Grupo Odebrecht. Desde maio de 2012, é
Diretor Vice-Presidente de Assuntos Corporativos e Diretor Jurídico de CPFL Energia.
Conselho Fiscal
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, o Conselho Fiscal é um órgão independente da administração
e da auditoria externa da empresa. O nosso Conselho Fiscal é permanente (embora a Lei das Sociedades por Ações
permita que o Conselho Fiscal não seja permanente) podendo ser constituído por, no mínimo, três e, no máximo, cinco
membros. As principais atribuições do Conselho Fiscal são fiscalizar os atos dos administradores, examinar e opinar
sobre as demonstrações financeiras do exercício social e reportar suas conclusões para os acionistas da Companhia. A
Lei das Sociedades por Ações exige que os membros do Conselho Fiscal recebam remuneração não inferior a 10,0% do
que, em média, for atribuído aos diretores da companhia, não computados benefícios e participação nos lucros. De
acordo com a referida Lei, os acionistas minoritários que representem, em conjunto, no mínimo 10,0% ou mais das
ações com direito a voto, têm direito de eleger um membro do Conselho Fiscal.
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, não podem ser eleitos para nosso Conselho Fiscal membros
do nosso Conselho de Administração ou da nossa Diretoria Executiva, e nossos empregados ou de nossas sociedades
controladas ou do mesmo grupo e o cônjuge ou parente dos nossos administradores. O nosso Conselho Fiscal eleito
pela Assembleia Geral de 12 de abril de 2012, com um mandato de um ano, é composto por cinco membros: José
Reinaldo Magalhães (presidente), Daniela Corci Cardoso (Expert Financeiro), Adalgiso Fragoso de Faria, Wilton de
Medeiros Daher e Carlos Alberto Cardoso Moreira.
De acordo com as regras aplicáveis ao Comitê de Auditoria das Companhias listadas na NYSE (New York
Stock Exchange - Bolsa de Valores de Nova lorque) e da SEC, em 8 de junho de 2005, nosso Conselho de
Administração nomeou e empossou o Conselho Fiscal para desempenhar as funções do Comitê de Auditoria, com base
na isenção estabelecida na Regra 10A-3(c)(3) do Exchange Act.
Comitês de Assessoramento
O coordenador de cada um dos comitês a seguir reporta suas atividades nas reuniões mensais do Conselho de
Administração, no entanto, os comitês não têm autoridade para tomar decisões e suas sugestões não se vinculam ao
Conselho de Administração.
Comitê de Processos de Gestão. Nosso Comitê de Processos de Gestão é responsável por assessorar o
Conselho de Administração nos seguintes temas: (i) avaliação da eficácia das informações prestadas ao Conselho de
Administração; (ii) elaboração de propostas de melhoria dos processos de gestão de negócios, e (iii) orientação dos
trabalhos de Auditoria Interna e elaboração de propostas de aprimoramento. Os membros deste comitê são Francisco
Caprino Neto, Luiz Cláudio da Silva Barros e Martin Roberto Glogowsky.
Comitê de Gestão de Pessoas. Nosso Comitê de Gestão de Pessoas é responsável por assessorar o Conselho
de Administração nos seguintes temas: (i) coordenação do processo de seleção do Diretor Presidente; (ii) definição dos
critérios de remuneração da Diretoria Executiva, incluindo planos de incentivo de curto e longo prazo; (iii) definição
das metas para avaliação de desempenho da Diretoria Executiva; (iv) coordenação do processo de avaliação da
Diretoria Executiva; (v) preparação e condução do plano de sucessão da Diretoria Executiva; e (vi) monitoramento da
87
execução de políticas e práticas de Recursos Humanos e, quando necessário, elaboração de propostas de
aprimoramento. Os membros deste comitê são Ivan de Souza Monteiro, Francisco Caprino Neto e Carlos Alberto
Cardoso Moreira.
Comitê de Partes Relacionadas. Nosso Comitê de Partes Relacionadas é responsável por assessorar o
Conselho de Administração nos seguintes temas: (i) avaliação do processo de seleção de fornecedores e prestadores de
serviços, garantindo que sejam observadas condições de mercado; e (ii) avaliação do processo de fechamento de
contrato(s) de compra e/ou venda de energia para Parte(s) Relacionada(s), garantindo que sejam observadas condições
de mercado. Os membros deste comitê são Susana Hanna Stiphan Jabra, Daniela Corci Cardoso e Luiz Cláudio da
Silva Barros e Helena Kerr do Amaral.
Adicionalmente aos comitês de assessoramento, nosso Conselho de Administração criou comissões de
trabalho ad hoc desde 2006 como a Comissão de Governança Corporativa, Comissão de Estratégia, Comissão de
Orçamento, Comissão de Gestão de Riscos, Comissão de Sustentabilidade, Comissão de Serviços Financeiros,
Comissão de Compra de Energia, Comissão de Avaliação de Projetos e Comissão das IFRS, podendo criar outras
comissões, se necessário.
Remuneração
Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, a Assembleia Geral fixará o valor total da remuneração dos
membros do Conselho de Administração e da Diretoria. Após nossos acionistas fixarem o valor total da remuneração
do Conselho de Administração e da Diretoria, o Comitê de Gestão de Pessoas apoia o nosso Conselho de
Administração que é responsável pela fixação dos níveis de remuneração individuais.
Em 25 de julho de 2012, o Conselho de Administração aprovou um plano de incentivo de longo prazo baseado
em “phantom stocks”. Nos termos desse plano, caso o preço de nossas ações atinja um preço alvo após um determinado
período de carência, os beneficiários poderão receber bônus em dinheiro. Em nenhuma hipótese os beneficiários
receberão bônus em ações.
No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, a remuneração total dos membros do Conselho de
Administração, dos diretores executivos e membros do conselho fiscal, inclusive benefícios, foi de aproximadamente
R$34 milhões, incluindo a remuneração variável de R$14 milhões. Para o mesmo período, o valor total reservado ou
alocado pela companhia para atender a benefícios de pensão, aposentadoria ou similares foi de aproximadamente R$1
milhão.
A remuneração aprovada para nosso conselho de administração, diretoria e conselho fiscal para 2013 foi de
R$31 milhões.
As tabelas a seguir contêm a remuneração da CPFL Energia de forma não consolidada da nossa administração
para o exercício terminando em 31 de dezembro de 2012 e a remuneração aprovada para 2013. Nossos administradores
recebem remuneração pelas nossas subsidiárias também, o que não está refletido nestas tabelas.
Remuneração reconhecida no resultado do exercício de 2012
Conselho de
Diretoria
Conselho Fiscal
Total
Administração
Estatutária
(1)
(1)
Número de membros
6,17 membros
5,08membros
5,75 membros(1)
Remuneração fixa anual
(em milhares de Reais)
Salário ou pró-labore ..............................................................................
1.196
608
2.680
4.484
Benefícios diretos e indiretos ................................................................
Remuneração por participação em comitês .............................................
96
96
Outros ....................................................................................................
258
122
2.997
3.377
Remuneração variável:
Bônus .....................................................................................................
3.795
3.795
Participação nos resultados .....................................................................
Remuneração por participação em comitês .............................................
Comissões ..............................................................................................
Outros ....................................................................................................
2.861
2.861
Benefícios pós-emprego ..............................................................................
514
514
Remuneração baseada em ações ................................................................
(2)
Valor da remuneração por cada órgão .......................................................
1.484
1.484
1.550
730
14.356
16.636
Total da remuneração dos órgãos.............................................................
Órgão
__________________
(1)
Representa a média ponderada dos membros.
(2)
Valores de compensação incluem cobranças e aumentos.
88
Remuneração aprovada para o exercício a encerrar em 31 de dezembro de 2013
Conselho de
Diretoria
Administração
Conselho Fiscal
Estatutária
Total
Número de membros
7 membros
5 membros
6 membros
Remuneração fixa anual
(em milhares de Reais)
Salário ou pró-labore ..............................................................................
1.529
677
5.847
8.052
Benefícios diretos e indiretos ................................................................
79
79
Remuneração por participação em comitês .............................................
Outros ................................................................................................
306
135
513
954
Remuneração variável:
3.858
3.858
Bônus ................................................................................................
Participação nos resultados ................................................................
Remuneração por participação em comitês .............................................
Comissões ..............................................................................................
952
952
Outros ................................................................................................
Benefícios pós-emprego ..............................................................................
499
499
Remuneração baseada em ações ................................................................
491
491
(1)
Valor da remuneração por cada órgão .......................................................
1.835
812
12.238
14.885
Total da remuneração dos órgãos.............................................................
Órgão
____________
(1)
No valor da remuneração, estão incluídos todos os encargos e provisões.
A tabela abaixo estabelece a remuneração de nossa administração paga por nossas controladas para o exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2012.
Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012
Conselho de
Administração
Conselho
Fiscal
Diretoria Estatutária
Fixo
Fixo
Total (fixo e variável)
Controladas(1)
____________
(1)
No valor da remuneração, estão incluídos todos os encargos e provisões.
(em milhares de reais)
-
10.430
Titularidade de Ações
O número total de ações ordinárias detidas por nossos conselheiros e pelos diretores executivos em 31 de
março de 2013 era de 72.077. Nenhum de nossos conselheiros ou diretores executivos beneficiários detém um por
cento ou maior percentual de nossas ações ordinárias.
Indenização de Conselheiros e Diretores
Nem a legislação brasileira nem nosso Estatuto Social estipulam indenização específica de diretores ou
conselheiros. Mantemos seguro de responsabilidade civil para diretores e conselheiros desde fevereiro de 2006.
Empregados
Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos 8.477 empregados em regime de tempo integral (incluindo os
empregados de nossas subsidiárias de controle conjunto). A tabela a seguir apresenta o número de nossos empregados,
bem como a classificação dos empregados segundo a categoria de atividade nas datas indicadas em cada uma das áreas
das nossas operações.
Em 31 de dezembro de
2012
Distribuição ................................................................................................
5.466
Geração ................................................................................................
423
Comercialização .............................................................................................
64
Serviços
1.589
Administração ................................................................................................
935
Total ................................................................................................................ 8.477
2011
6.043
527
493
850
7.913
2010
6.040
351
616
917
7.924
Parte dos nossos empregados são membros de sindicatos, com os quais realizamos convenções coletivas.
Renegociamos anualmente essas convenções com os 16 principais sindicatos representantes de nossas diversas
89
categorias profissionais. Em geral, aumentos de salário são concedidos anualmente. Acreditamos manter boas relações
com nossos sindicatos, evidenciado pelo fato de não termos nenhuma greve nos últimos 24 anos que tenham afetado
materialmente nossas operações.
Proporcionamos vários benefícios a nossos empregados. O mais significativo deles é o patrocínio da
Fundação CESP, em parceria com outras dez empresas elétricas, que complementa os benefícios de aposentadoria e
saúde do Governo Federal cabíveis aos empregados de CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Geração e CPFL
Brasil.
Em conformidade com a legislação brasileira e a nossa política de remuneração, nossos empregados são
elegíveis para o nosso programa de participação nos resultados. Este montante é estabelecido nas convenções coletivas
de cada companhia, ajustados anualmente. Em 2012, provisionamos R$57 milhões (R$49 milhões dos quais são
lançados como passivo circulante) estão registrados para o nosso Programa de Participação nos Lucros.
Adicionalmente, parte da remuneração de cada empregado está atrelada a metas de desempenho. Os
empregados são avaliados com base em critérios tais como qualidade do produto de trabalho, atendimento de
protocolos de segurança e produtividade. Nosso sistema de avaliação de desempenho foi concebido também para
avaliar habilidades exigidas, e nos permite avaliar o desenvolvimento dos nossos empregados.
ITEM 7. PRINCIPAIS ACIONISTAS E OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
Principais Acionistas
A tabela a seguir contém informações relativas à titularidade de ações ordinárias de nossos maiores acionistas
(proprietários de 5,0% ou mais de nossas ações) em 31 de dezembro de 2012. O percentual que consta na tabela a
seguir é baseado na quantidade de 962.274.260 ações ordinárias:
BB Carteira Livre I FIA (1)
Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil - Previ (2)
VBC Energia S.A. (3)
Camargo Correa S.A.(4)
ESC Energia S.A. (5)
Energia São Paulo FIA(6)
Bonaire Participações S.A. (7)
Bradespar S.A. (8)
BNDES Participações S.A. (9)
Diretores e conselheiros em conjunto
Total
(1)
Ações Ordinárias
288.569.602
(%)
29,99
9.897.860
9.897.860
12.642.390
224.195.070
115.118.250
6.308.790
50.541.820
81.053.460
47.610
798.272.712
1,03
1,03
1,31
23,30
11,96
0,66
5,25
8,42
0,00
82,96
O BB Carteira Livre I Fundo de Investimentos em Ações é um fundo de investimentos pertencente à PREVI, um fundo de pensão patrocinado
pelo Banco do Brasil S.A. O Governo possui a maioria das ações com direito a voto do Banco do Brasil. Durante 2009, o acionista 521
Participações S.A., atendendo decisão final de sua controladora (Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil – “PREVI”),
reestruturou sua participação no capital de modo a reduzir custos administrativos e financeiros sobre seus investimentos indiretos e transferiu
todas as suas ações na Companhia para Fundo BB Carteira Livre I – Fundo de Investimento em Ações;
(2) Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil – Previ é um fundo de pensão patrocinado pelo Banco do Brasil S.A. O Governo
possui a maioria das ações com direito a voto do Banco do Brasil.
(3) A VBC Energia S.A. é controlada pelo grupo brasileiro Camargo Corrêa por meio das companhias: (i) Atila Holdings S.A., por sua vez,
controlada pela Construções e Comércio Camargo Corrêa S.A. e pela Camargo Corrêa Energia S.A.; (ii) Camargo Corrêa Energia S.A.; (iii)
Camargo Corrêa S.A. e a VBC Energia S.A. também foi controlada pela Votorantim Energia S.A. até janeiro de 2009.
(4) Camargo Corrêa S.A. é controlada pelo grupo brasileiro Camargo Corrêa.
(5) ESC Energia S.A. é controlada pelo grupo brasileiro Camargo Corrêa.
(6) Energia São Paulo Fundo de Investimento em Ações, é um fundo de investimento controlado por quatro fundos de pensão: (i) Fundação CESP,
um fundo de pensão dos empregados da CPFL Energia, Companhia Energética de São Paulo (CESP), Eletropaulo Metropolitana Energia elétrica
São Paulo S.A., Bandeirante Energia S.A. e Elektro Energia elétrica e Serviços S.A., entre outras companhias de energia brasileiras; (ii)
Fundação SISTEL de Seguridade Social, um fundo de pensão que atende primordialmente os empregados do CPqD (Centro de Pesquisa e
Desenvolvimento), Telecomunicações Brasileiras S.A. – Telebrás, Telemig Celular S.A., Tele Norte Celular Participações S.A., Amazônia
Celular S.A., entre outras empresas de telecomunicações; (iii) A Fundação Petrobras de Seguridade Social – PETROS, que é custeada
principalmente por empregados da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras; e (iv) Fundação SABESP de Seguridade Social – SABESPREV, que é
patrocinada principalmente por empregados da Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo – SABESP.
(7) A Bonaire Participações S.A. é uma holding controlada pelo Energia São Paulo Fundo de Investimento em Participações.
(8) Bradespar S.A. é detentora de nossas ações ordinárias, que detém indiretamente por meio da Antares Holdings Ltda. e da Brumado Holdings
Ltda.
(9) BNDES Participações S.A., que é subsidiária do BNDES, subordinado ao Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior.
Acordo de Acionistas
90
Direitos de Votos. O Acordo de Acionistas da Companhia, entre VBC (através da ESC Energia S.A. e
CCSA), PREVI (através da BB Carteira Livre I FIA), Energia São Paulo FIA, Bonaire e nossa companhia, na
qualidade de interveniente anuente, rege o controle da Companhia e de suas subsidiárias. Nos termos do Acordo de
Acionistas, determinados atos exigem a aprovação em conjunto da VBC Energia S.A., Camargo Corrêa S.A., ESC
Energia S.A., PREVI e BB Carteira Livre I FIA (pelo menos 80,0% das ações objeto do Acordo de Acionistas),
incluindo:
•
eleição do Diretor Presidente e destituição de qualquer diretor (inclusive do Diretor Presidente);
•
definição da nossa política de dividendos;
•
constituição e extinção de controladas;
•
aquisição e venda de investimentos em outras sociedades;
•
aprovação do nosso orçamento;
•
aprovação do nosso plano de negócios;
•
aumento de capital dentro do limite do capital autorizado e fixação do preço de emissão de ações;
•
assunção de dívida - inclusive garantias reais e fidejussórias em favor de controladas e coligadas - além dos
limites estabelecidos no nosso orçamento ou no nosso plano de negócios;
•
celebração de qualquer contrato em valor global superior a R$34 milhões, se não previsto no nosso orçamento
anual;
•
constituição de qualquer espécie de garantia real ou fidejussória em favor de terceiros;
•
celebração de contratos com partes relacionadas em valor superior a R$8,1 milhões;
•
seleção dos nossos auditores independentes em determinados casos específicos;
•
autorização para aquisição das ações de nossa emissão para cancelamento ou manutenção em tesouraria;
•
alteração em contratos de concessão de qualquer controlada;
•
aprovação de planos de outorga de opção de compra de ações; e
•
aquisição, venda ou oneração de qualquer ativo fixo de valor igual ou superior a R$34 milhões.
Os termos de nosso Acordo de Acionistas referentes a direitos de voto serão aplicáveis às nossas controladas e,
no que couber, às nossas coligadas.
Governança Corporativa. Nosso Conselho de Administração é composto por sete membros, os quais são
indicados da seguinte maneira:
•
três indicados pela VBC Energia S.A./Camargo Corrêa S.A./ESC Energia S.A.;
•
dois indicados pelo BB Carteira Livre I FIA/PREVI;
•
um indicado pela Energia São Paulo FIA/Bonaire; e
•
um independente, de acordo com as Regras de Listagem do Novo Mercado.
Nosso Conselho Fiscal é composto por cinco membros, os quais são indicados da seguinte maneira:
•
dois indicados pela VBC Energia S.A./Camargo Corrêa S.A./ESC Energia S.A.;
91
•
dois indicados pelo BB Carteira Livre I FIA/PREVI;
•
um indicado pela Energia São Paulo FIA/Bonaire.
O número de membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal nomeado por cada parte do nosso
Acordo de Acionistas é relacionado à participação atual das partes no atual bloco de controle da companhia. Caso
ocorra uma modificação na participação dos acionistas signatários do Acordo de Acionistas, o número de membros que
a parte tem o direito de nomear deve ser adaptado para refletir a modificação e para manter inalterado o número de
membros nomeados pelas partes cujas participações, com relação ao total de ações reguladas pelo Acordo de
Acionistas, não foram modificadas.
Se os acionistas minoritários, exercendo seus direitos conforme a Lei das Sociedades por Ações, elegerem o
conselheiro independente exigido pelas Regras de Listagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, VBC Energia
S.A./Camargo Corrêa S.A./ESC Energia S.A.; BB Carteira Livre I FIA/PREVI; e Energia São Paulo FIA/Bonaire
devem se abster de indicar um candidato à posição. Se os acionistas minoritários não elegerem o conselheiro
independente, VBC Energia S.A./Camargo Corrêa S.A./ESC Energia S.A.; BB Carteira Livre I FIA/PREVI; e Energia
São Paulo FIA/Bonaire devem, em comum acordo, indicar o referido conselheiro independente.
O Acordo de Acionistas também estabelece a estrutura da Diretoria Executiva e do Conselho de
Administração de nossas controladas. Conforme o acordo, os Diretores da companhia devem ser membros dos
Conselhos de Administração das nossas controladas.
Transferência de Ações. Nosso Acordo de Acionistas prevê certos direitos e obrigações na hipótese de
transferência das ações objeto do Acordo de Acionistas, ou ações oferecidas, incluindo:
1. Direito de Preferência na Aquisição de Ações. As partes do Acordo de Acionistas têm o direito de
preferência na aquisição de ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas na hipótese de quaisquer delas decidir
vender suas ações a terceiros.
2. Direito de Venda Conjunta (Tag-Along). A parte que não exercer seu direito de preferência tem a opção de
vender (pro rata), em conjunto com a parte vendedora, suas ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas a um
terceiro proporcionalmente a sua participação. As disposições de tag-along não se aplicam à alienação de
ações vinculadas pela Energia São Paulo FIA/Bonaire enquanto sua participação no bloco de controle for
inferior a 20,0%.
3. Direitos de Preferência na Subscrição de Ações. As partes possuem direito de preferência proporcional à sua
participação na subscrição de nossas ações, na hipótese de aumento de capital.
4. Direitos de Venda Conjunta (Tag-Along) da Energia São Paulo FIA/Bonaire. Na hipótese de venda, cessão
ou transferência de ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas pela BB Carteira Livre I FIA/PREVI e pela
VBC Energia S.A./Camargo Corrêa S.A./ESC Energia S.A., que resulte em participação acionária inferior a
20,0% e 30,0%, respectivamente, da totalidade das ações objeto do acordo e, desde que a Energia São Paulo
FIA/Bonaire não tenha exercido seu direito de preferência, a mesma terá o direito de vender a totalidade de tais
ações afetadas em conjunto com a BB Carteira Livre I FIA/PREVI ou com a VBC Energia S.A./Camargo
Corrêa S.A./ESC Energia S.A., em igualdade de termos e condições.
Mudança de Controle. Na hipótese de mudança, direta ou indireta, do controle acionário de quaisquer das
partes do Acordo de Acionistas, as demais partes terão o direito de adquirir todas as ações vinculadas pelo Acordo de
Acionistas pertencentes, direta ou indiretamente, à parte que está sofrendo alteração no seu controle, por valor a ser
determinado por uma instituição financeira de primeira linha.
Contrato de Opções
Nossos acionistas controladores também são parte em um acordo nos termos do qual concederam uns aos
outras opções para comprar suas respectivas ações em nossa Companhia. Além disso, esse contrato estabelece (i)
determinadas exigências de notificação para ofertas secundárias de ações por tais acionistas e (ii) a prioridade a
determinados acionistas na venda de ações em uma oferta secundária, se mais de um acionista participar da oferta e a
demanda for inferior ao volume da proposta.
92
Operações com Partes Relacionadas
Uma de nossas principais acionistas é a VBC Energia S.A./Camargo Corrêa S.A./ESC Energia S.A. O atual
controlador da VBC Energia S.A./Camargo Corrêa S.A./ESC Energia S.A é o Grupo Camargo Corrêa, sendo que antes
de janeiro de 2009 os acionistas controladores eram o Grupo Camargo Corrêa e o Grupo Votorantim. O Grupo
Camargo Corrêa é um dos maiores conglomerados industriais privados do Brasil, com controle acionário em
companhias líderes nos segmentos de engenharia e construção, cimento, calçados e têxtil. O Grupo Camargo Corrêa
também detém o controle acionário de importantes empresas concessionárias de rodovias e aço e possui participação
em um conglomerado financeiro e empresa mundial de alumínio.
Adquirimos nossa participação na Semesa da VBC em dezembro de 2001, pelo valor de R$496 milhões. O
preço de aquisição da Semesa está sujeito a ajustes tendo em vista a reavaliação de sua energia assegurada. Essa
avaliação não ocorrerá antes de 2015.
Também possuímos operações com a VBC e suas partes relacionadas, incluindo as seguintes:
•
Nossas subsidiárias de distribuição celebraram contratos de fornecimento de energia elétrica com diversas
sociedades afiliadas a certos acionistas. Todos os contratos de fornecimento de energia elétrica são regulados
pela ANEEL.
•
Nossas subsidiárias de comercialização celebraram contratos de fornecimento de energia elétrica com diversas
entidades afiliadas a nossos acionistas.
•
A CPFL Geração, através da BAESA, ENERCAN, CERAN e Foz do Chapecó celebrou operações com a
Construção e Comércio Camargo Corrêa S.A., uma empresa do Grupo Camargo Corrêa, para a prestação de
serviços de construção às nossas subsidiárias de geração.
Nossas subsidiárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga e CPFL Geração e CPFL Brasil são patrocinadoras de
planos de benefícios de natureza previdenciária, administrados pela Fundação CESP, entidade fechada de previdência
complementar que possui participação indireta em um de nossos acionistas, o Energia São Paulo FIA. Vide Nota
explicativa 30 de nossas demonstrações financeiras, com relação a "Operações com Partes Relacionadas".
ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS
Demonstrações Consolidadas e Outras Informações Financeiras
Consulte o Item "Demonstrações Financeiras".
Processos Judiciais
A CPFL Paulista e a CPFL Piratininga são parte em diversos processos movidos por consumidores industriais
alegando que determinados aumentos nas tarifas de energia elétrica realizados no passado foram ilegais em razão dos
regulamentos em vigor à época, que haviam determinado congelamento de preços que incluía as tarifas de energia
elétrica. O total de responsabilidade possível era de aproximadamente R$112 milhões em 31 de dezembro de 2012. Os
Tribunais Superiores já decidiram muitas de tais ações de forma parcialmente contrária a nós e, consequentemente, foi
provisionado um valor relativo ao risco total destes processos (aproximadamente R$4 milhões), com respeito a essas
ações.
A CPFL Paulista é ré em uma ação civil pública promovida pela Promotoria de Defesa do Consumidor de
Campinas. O objeto desta ação civil pública é suspender os efeitos do reajuste tarifário autorizado pela ANEEL para o
ano encerrado em 31 de dezembro de 2009. A CPFL Paulista obteve a suspensão preliminar dos efeitos. A ação civil
pública ainda aguarda uma decisão final e, até a que esta seja proferida, os efeitos do reajuste tarifário autorizado pela
ANEEL permanecem em vigor. Acreditamos que o risco de perda é possível.
A CPFL Piratininga recebeu uma autuação fiscal relacionada a deduções fiscais indevidas de pagamentos
feitos para o fundo de pensão da Fundação CESP. Estes pagamentos originaram de um acordo celebrado para o
pagamento do débito do fundo de pensão da CESP. Uma apelação ainda aguarda uma decisão. Acreditamos que a
93
chance de perda é possível e o montante total envolvido era de aproximadamente R$137 milhões em 31 de dezembro de
2012.
A CPFL Piratininga ajuizou duas ações de anulação de débitos fiscais de ICMS referente a um auto de infração
e honorários recolhidos pelo Estado de São Paulo, questionando a metodologia de cálculo do tributo para o
fornecimento de energia a duas cidades do Estado de São Paulo. Está pendente decisão do juízo de primeira instância
para uma das ações e a apelação da outra ação aguarda decisão. A chance de perda é possível e o montante total
envolvido era de aproximadamente R$205 milhões em 31 de dezembro de 2012.
Também estamos sujeitos a processos judiciais relacionados ao pedido de autorização para o funcionamento
de algumas de nossas usinas hidrelétricas, incluindo uma ação civil pública proposta pelo Ministério Público no
município de Caxias do Sul, contestando a validade do licenciamento ambiental do Complexo Hidrelétrico Rio das
Antas e requerendo uma liminar para impedir a construção do complexo hidrelétrico. O pedido liminar do Ministério
Público foi negado em primeira instância. O Ministério Público interpôs então agravo de instrumento com pedido de
antecipação de tutela, o qual foi negado pelo tribunal de segunda instância. O pedido foi considerado infundado pela
primeira instância. Uma apelação do promotor público federal ainda aguarda a decisão final de tribunais de segunda
instância. Acreditamos que nossa chance de perda é remota.
Semesa e Furnas figuram no pólo passivo de processo judicial que requer medidas compensatórias e o
estabelecimento de uma reserva natural por motivo de suposto dano causado pela construção e operação da usina de
Serra da Mesa. A quantia requerida da Semesa totaliza R$103 milhões. A CPFL Geração assumiu todas as obrigações
em aberto e potenciais contingências da Semesa em março de 2007. Acreditamos que o risco de um julgamento
adverso com relação a essa ação é possível, estando pendente decisão do juízo de primeira instância. Não realizamos
provisão contábil com relação a presente ação. Se um julgamento adverso ocorrer, exigindo que compremos terras
adicionais para estabelecer uma área preservada na área ao redor de nossas operações de geração, os custos seriam
refletidos em nosso ativo imobilizado.
A CPFL Paulista está envolvida em um processo judicial que contesta a dedutibilidade de despesas
reconhecidas em 1997, relacionadas a um déficit do fundo de pensão da Fundação CESP. Com base em uma opinião
favorável recebida da receita federal, a CPFL Paulista deduziu tais despesas para os fins da apuração de valores
devidos a título de imposto de renda. Realizamos depósito judicial no valor de R$414 milhões, (um depósito de R$360
milhões em 2007 e outro em R$54 milhões em 2011, ajustado para R$617 milhões em 2012), que permitiu à CPFL
Paulista prosseguir com a ação sem correr o risco de ter qualquer ativo penhorado pelas autoridades fiscais. Esta
dedução também resultou em outros processos judiciais e para se defender a CPFL Paulista celebrou contrato com um
banco brasileiro para obter cartas de créditos, por meio da qual o banco garante o montante de R$270 milhões.
Acreditamos que a chance de perda é remota.
A CPFL Paulista ajuizou uma ação contra a ANEEL com o objetivo de anular a metodologia aplicada no
processo de revisão tarifária desde o primeiro ciclo (2003). Nesta ação, houve decisão desfavorável em primeira
instância, e a CPFL recorreu. Aguarda-se decisão deste recurso. Ainda, a CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, bem
como outras empresas brasileiras de distribuição, por meio da ABRADEE, são autoras de um processo contra a ANEEL
questionando a base para a remuneração dos ativos da concessão desde o primeiro ciclo de revisão tarifária. Neste caso,
aguarda-se manifestação da Aneel sobre o laudo pericial e posterior alegações finais das partes.Caso tenhamos êxito
nestes processos, as tarifas destas distribuidoras serão aumentadas e, como consequência, o resultado de nossas
operações pode ser positivamente afetado.
A CPFL Geração recebeu notificação de autos de infração referente a dívidas de PIS e COFINS em razão de
divergências no entendimento da legislação, resultando em diferença no valor pago. Encontra-se pendente a decisão do
recurso. Acreditamos existir possibilidade de perda e o montante agregado da demanda era de aproximadamente R$196
milhões em 31 de dezembro de 2012.
A RGE figura como ré em uma ação judicial contestando o Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e a
Contribuição Social (CSLL) lançados em relação aos eventos ocorridos no período de 1999 a 2003, em razão de: (1)
amortização excessiva de ágio (2) depreciação excessiva de ativos, e (3) atualização monetária incidente sobre
determinados itens da Parcela A ("CVA"), que foram excluídos da base de cálculo do imposto de renda pessoa jurídica
e da contribuição social. Encontra-se pendente decisão do tribunal. Acreditamos que o risco de uma decisão
desfavorável a respeito dessa ação é possível. O valor envolvido é de R$413 milhões.
94
A CPFL Santa Cruz e a CPFL Geração também receberam notificação de autos de infração referente a excesso
de amortização de ágio no Imposto de Renda (IRPJ) e Contribuição Social (CSLL), no valor de R$36 milhões e R$164
milhões, respectivamente em 31 de dezembro de 2012. Encontra-se pendente a decisão do recurso. Acreditamos existir
possibilidade de perda.
Registramos provisões em nosso balanço patrimonial com base na probabilidade de perda relativa às
contingências judiciais e administrativas. Para este propósito, classificamos tais perdas como remotas, possíveis ou
prováveis. As práticas do IFRS e da lei brasileira nos obrigam a registrar provisões relacionadas apenas a perdas
prováveis e, por conseguinte, é nossa política registrar provisões apenas em relação a tais processos. Em 31 de
dezembro de 2011, nossa provisão para contingências era de aproximadamente R$386 milhões. Acreditamos que esses
processos não afetarão de forma relevante a nossa situação financeira tanto no individual quanto no consolidado. Veja a
nota explicativa 20 das nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas para dados adicionais sobre a
situação de nossas contingências judiciais e administrativas.
Política de Dividendos
Para nossa política sobre distribuições de dividendos, consulte o "Item 10. Informações Adicionais Destinação do Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos".
Mudanças significativas
Mudanças na consolidação devido a revisão do IFRS
É importante mencionar que foi revista a norma de consolidação segundo o IFRS. As novas normas (IFRS 10 e IFRS
11) foram editadas e entrarão em vigor a partir de 2013. O impacto sobre a Companhia será não consolidar
proporcionalmente sociedade sob controle conjunto e registrar pelo método de equivalência patrimonial sem impacto
sobre a demonstração de resultados. Para mais informações sobre essas mudanças, consulte a nota explicativa 3 de
nossas demonstrações financeiras consolidadas.
ITEM 9. OFERTA E LISTAGEM
Mercados de Negociação
Nossas ações ordinárias são listadas para cotação na BM&FBOVESPA, e nossas ADSs são listadas para
cotação na Bolsa de Valores de Nova Iorque. Cada ADS representa duas ações. A negociação das ADSs se iniciou na
NYSE em 29 de setembro de 2004. Em 31 de dezembro de 2012, as ADSs representaram 6,9% de nossas ações e
22,6% do nosso float global corrente.
Em 23 de fevereiro de 2011, nosso Conselho de Administração: (i) aprovou uma alteração na relação de troca
de nossas ADS, de forma que cada ADS representará 2 ações ordinárias da CPFL Energia e (ii) submeteu a um
grupamento seguido de um desdobramento, sujeito à aprovação dos acionistas, que aconteceu na assembleia de 28 de
abril de 2011. Por meio do grupamento, 10 ações ordinárias tornaram-se 1 ação ordinária; através do desdobramento,
cada ação ordinária resultante do grupamento tornou-se 20 ações ordinárias.
O objetivo destas alterações foi de (a) ajustar a base acionária, com a consequente redução do volume de
serviços e custos operacionais para a CPFL Energia; (b) proporcionar maior eficiência na gestão da base acionária e
divulgação de informações aos acionistas; (c) ajustar o preço da ação e dos ADSs, permitindo acesso de novos
investidores aos nossos papéis; e (d) fomentar maior liquidez das ações e dos ADSs com a redução do valor individual
das ações e dos ADSs.
O grupamento e desdobramento foram creditados em 4 de julho de 2011, com base em nossa posição acionária
em 28 de junho de 2011. Os novos ADSs resultantes do processo de alteração da relação de troca foram creditados em
5 de julho de 2011, com base na posição de 1 de julho de 2011, resultando na emissão de 2 novos ADSs para cada
ADSs existente em 1 de julho de 2011.
Informações sobre Preços
A tabela a seguir apresenta os preços de venda de fechamento máximo e mínimo reportados em Reais por ação
ordinária para os períodos indicados. A tabela apresenta também os preços em dólares norte-americanos por ADS
95
baseadas em informações disponíveis pela Bolsa de Valores de Nova Iorque. Vide “Item 3. Principais Informações Taxas de Câmbio” para informações sobre taxas de câmbio aplicáveis durante os períodos indicados abaixo.
Reais por ação ordinária
Máximo
Mínimo
2008
2009:
2010:
Primeiro Trimestre ...............................................................................
Segundo Trimestre ...............................................................................
Terceiro Trimestre ...............................................................................
Quarto Semestre ...................................................................................
2011:
Primeiro Trimestre ...............................................................................
Segundo Trimestre ...............................................................................
Terceiro Trimestre(*) ............................................................................
Quarto Trimestre(*) ...............................................................................
2012:
Primeiro Trimestre(*) ..........................................................................
Segundo Trimestre(*) ..........................................................................
Terceiro Trimestre(*) ............................................................................
Outubro(*)
Novembro(*)
Dezembro(*)
2013:
Janeiro
Fevereiro
Março
Abril (até 12 de abril)
Dólares norte-americanos por ADS
Máximo
Mínimo
41,95
37,50
26,83
28,50
76,40
66,29
35,27
35,42
38,48
40,10
44,00
41,35
35,36
34,84
38,66
39,30
65,55
68,90
76,70
76,91
58,30
57,31
67,07
70,15
46,39
47,60
22,79
26,50
39,70
43,50
19,43
19,98
87,41
91,69
29,24
28,68
73,35
83,26
22,15
22,19
29,30
28,38
25,65
23,68
23,90
22,96
25,11
23,83
21,36
22,07
21,81
21,28
32,94
31,03
25,72
23,31
23,55
21,72
28,01
23,60
20,84
21,51
20,75
20,78
22,16
20,69
21,49
21,70
20,15
19,00
19,85
20,94
21,66
21,04
21,70
21,95
19,83
19,36
20,03
20,74
____________
(*) Preços após a alteração na relação de troca de nossos ADSs e o grupamento e desdobramento simultâneo de nossas ações ordinárias.
Informações de Governança Corporativa
Em 2000, a BM&FBOVESPA introduziu três segmentos especiais para listagem, conhecidos como Nível 1,
Nível 2 e Novo Mercado com o objetivo de promover um mercado secundário para valores mobiliários emitidos por
companhias abertas brasileiras na BM&FBOVESPA, incentivando tais companhias a seguirem as melhores práticas de
governança corporativa. Os segmentos de listagem são destinados à negociação de ações emitidas por companhias que
se comprometam voluntariamente a cumprir 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 e outros usuários das
informações. De modo a manter um elevado padrão de governança corporativa, celebramos um contrato com a
BM&FBOVESPA para a listagem de nossas ações no Novo Mercado.
Nossas diretrizes de governança coorporativa se aplicam a nós e a todas as nossas controladas e empresas
afiliadas. Elas visam promover interação entre nossos acionistas, Conselho de Administração, Conselho Fiscal e
Diretoria Executiva. Nossos gerentes são comprometidos em focar-se em:
1.
Divulgação (comunicação imediata e voluntária com nossos acionistas e participantes do mercado no que diz
respeito aos fatos e circunstâncias que guiam nossos negócios e levam à criação de valor)
2.
Equidade (tratamento justo para nossos acionistas, clientes, fornecedores, empregados, credores, órgãos
governamentais, agências reguladoras, etc.)
3.
Prestação de contas (prestação de contas de nossa Administração aos nossos acionistas e responsabilidade
pelos seus atos profissionais)
4.
Compromisso (compromisso com sustentabilidade e continuidade de nossos negócios a longo prazo,
cumprimento da legislação vigente e observância às questões sociais e ambientais)
Implementamos este modelo em 2003 e o redesenhamos em 2006 com o objetivo de adaptar nossa estrutura de
governança coorporativa ao cenário atual de como fazer negócio e ao processo de tomada de decisões.
Nosso Conselho de Administração é o órgão de deliberação colegiada, responsável por determinar nossas
diretrizes gerais. Este Conselho pode solicitar dos três comitês pareceres em assuntos estratégicos, como a remuneração
da diretoria executiva, transações com partes relacionadas, acompanhamento dos trabalhos da auditoria interna e
96
processos de gestão de negócios. Sempre que necessário, comissões ad hoc são instauradas para assessorar o Conselho
de Administração em questões específicas, como governança coorporativa, estratégias, orçamento, gestão de riscos
coorporativos, sustentabilidade, compra de energia, novas operações e políticas financeiras, etc.
Uma revisão destas regras estava sob discussão entre as empresas listadas em cada segmento e a
BM&FBOVESPA, e esta revisão foi aprovada durante o segundo semestre de 2010 para oferecer um maior
aperfeiçoamento das regras especiais de governança corporativa e de divulgação. As regras revisadas entraram em
vigor em 10 de maio de 2011, incluindo aquelas relativas ao segmento Novo Mercado. As principais alterações das
regras no segmento no qual estamos listados incluem, entre outras: (i) proibição de incluir disposições que restringem
ou criam obrigações para os acionistas que votaram favoráveis a supressão ou alteração das disposições dos estatutos;
(ii) proibição do mesmo indivíduo exercer os cargos de presidente do conselho de administração e diretor presidente
(ou cargo equivalente ao do principal executivo da companhia); e (iii) obrigação do conselho de administração de
emitir uma opinião justificada sobre qualquer oferta pública para a aquisição de ações representativas do capital social
da companhia. Em 19 de dezembro de 2011, nós alteramos o nosso estatuto para incorporar essas regras, entre outras
alterações.
Em conformidade com a Seção 303A.11 do Manual das Companhias Listadas na NYSE, apresentamos um
resumo das principais diferenças entre as práticas de governança corporativa da NYSE e as nossas práticas de
governança corporativa, em nosso site na web, no http://www.cpfl.com.br/ri.
ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS
Atos Constitutivos e Estatuto Social
Objeto Social
Conforme nosso Estatuto Social, nosso objeto social compreende:
•
a promoção de empreendimentos no setor de geração, distribuição, transmissão e comercialização de energia
elétrica e atividades correlatas;
•
a prestação de serviços em negócios de energia elétrica, telecomunicações e transmissão de dados, bem como a
prestação de serviços de apoio técnico, operacional, administrativo e financeiro, especialmente a sociedades
controladas e coligadas; e
•
a participação no capital de outras sociedades que tenham atividades semelhantes às exercidas pela
Companhia, notadamente sociedades cujo objeto seja a promoção, venda, construção, instalação e exploração
de projetos de geração, distribuição, transmissão e serviços correlatos.
Eleição de Conselheiros
Os membros da nossa Diretoria devem ser residentes no Brasil, mas tal obrigação não se aplica a membros do
nosso Conselho de Administração. Nossos Conselheiros e Diretores estão impedidos de votar em qualquer operação
que envolva empresas das quais eles detenham mais de 10,0% do total do capital social ou na qual tenham ocupado
cargo na administração no período imediatamente antes de assumir o respectivo cargo.
Destinação do Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos
A análise abaixo resume as disposições da lei brasileira sobre a constituição de reservas por companhias e a
distribuição de dividendos, incluindo juros sobre capital próprio.
Distribuição Obrigatória
A Lei das Sociedades por Ações normalmente exige que os estatutos de cada sociedade anônima brasileira
especifiquem um percentual mínimo dos valores disponíveis para distribuição por tal sociedade para cada exercício
fiscal que devam ser distribuídos aos acionistas como dividendos, também conhecidos como distribuição obrigatória.
Nos termos do nosso Estatuto Social, pelo menos 25,0% do nosso lucro líquido ajustado, conforme calculado
nos termos dos Princípios Contábeis Brasileiros e ajustado em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações, do
97
exercício social anterior deverá ser distribuído como dividendo anual obrigatório. Lucro líquido ajustado significa o
valor passível de distribuição após quaisquer deduções para reservas estatutárias e reservas para projetos de
investimento.
A Lei das Sociedades por Ações permite a suspensão da distribuição obrigatória de dividendos em qualquer
exercício social em que os órgãos da administração reportem à assembleia geral que a distribuição não seria
aconselhável tendo em vista a situação financeira da companhia. A suspensão está sujeita a aprovação em assembleia
geral e revisão pelos membros do Conselho Fiscal, se constituído. A lei não estabelece as circunstâncias em que a
distribuição do dividendo obrigatório seria “desaconselhável” com base na situação financeira da companhia. No caso
de sociedades abertas, o Conselho de Administração deverá apresentar justificativa para a suspensão à CVM no prazo
de cinco dias a contar da assembleia geral pertinente. Se o dividendo obrigatório não for pago, os valores
correspondentes devem ser atribuídos a uma conta de reserva especial. Se não forem absorvidos por prejuízos
subsequentes, tais valores devem ser pagos com utilização de dividendos assim que a situação financeira da empresa
permitir. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os acionistas de uma sociedade aberta também poderão decidir
distribuir dividendos em valor inferior aos dividendos obrigatórios.
Distribuição de Dividendos
Nós devemos, nos termos da Lei das Sociedades por Ações, realizar assembleia geral ordinária até o dia 30 de
abril de cada ano, ocasião em que os acionistas terão que decidir sobre a distribuição de dividendo anual. Além disso,
dividendos intermediários poderão ser declarados pelo nosso Conselho de Administração. De acordo com nosso
estatuto social, estamos obrigados a pagar um dividendo anual obrigatório de pelo menos 25,0% de nossos lucros
ajustados. Qualquer acionista constante do registro de acionistas por ocasião de declaração de dividendo fará jus a
receber dividendos. Os dividendos de ações detidas por intermédio de um depositário são pagos ao depositário para
posterior distribuição aos acionistas. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os dividendos deverão, de modo
geral, ser distribuídos ao detentor registrado na data de declaração de dividendo no prazo de 60 dias a contar da data
em que o dividendo foi declarado a menos que a deliberação dos acionistas estabeleça outra data de distribuição que,
em qualquer caso, deverá ocorrer antes do encerramento do exercício social em que o dividendo foi declarado. Nos
termos do nosso Estatuto Social, dividendos declarados não reclamados não rendem juros, não são corrigidos
monetariamente e revertem à nossa empresa caso não sejam reclamados no prazo de três anos após a data em que
começamos a distribuir os dividendos declarados.
Em geral, os acionistas que não sejam residentes no Brasil deverão registrar-se junto ao Banco Central para
que dividendos, produto da venda ou demais valores referentes a suas ações possam ser remetidos para o exterior. As
ações ordinárias subjacentes às ADSs são detidas no Brasil pelo Banco Bradesco S.A. como Custodiante para o banco
depositário, o qual é o titular registrado das ações de nossa empresa. O atual agente de escrituração (desde 1º de janeiro
de 2011) é o Banco do Brasil. O banco depositário registra as ações ordinárias subjacentes às ADSs no Banco Central
e, portanto, pode proceder à remessa ao exterior de dividendos, produto de venda ou demais valores referentes a suas
ações.
Os eventuais pagamentos de dividendos e distribuições em dinheiro serão efetuados em Reais ao Custodiante
em favor do banco depositário, o qual posteriormente converterá esses recursos em dólares norte-americanos para
distribuição aos detentores das ADSs. Na hipótese de o Custodiante ser incapaz de converter imediatamente a moeda
brasileira recebida a título de dividendos em dólares norte-americanos, o montante em dólares norte-americanos a ser
pago a detentores de ADSs poderá ser prejudicado pelas desvalorizações da moeda brasileira que ocorreram antes da
conversão dos dividendos. Os dividendos pagos a detentores que não sejam residentes no Brasil, inclusive, detentores
de ADSs, não estão sujeitos ao imposto de retenção na fonte brasileiro, exceto dividendos declarados com base em
lucros gerados antes de 31 de dezembro de 1995, que ficarão sujeitos a imposto de renda retido na fonte a alíquotas
variáveis. Veja “Tributação - Considerações Fiscais Brasileiras”.
Os detentores de ADSs contam com o benefício do registro eletrônico junto ao Banco Central, que autoriza o
banco depositário e o Custodiante a converter dividendos e demais distribuições ou, quando da alienação das ações, o
produto de venda com relação às ações ordinárias representadas por ADSs, em moeda estrangeira e remetê-los ao
exterior. Na hipótese de que o detentor decida permutar suas ADSs por ações ordinárias, o detentor terá direito de
continuar a se fiar, pelo prazo de cinco dias úteis a contar da data da permuta, no certificado de registro eletrônico do
banco depositário. Subsequentemente, a fim de proceder à conversão de moeda e à remessa ao exterior do produto de
venda ou distribuições respeitantes às ações ordinárias, o detentor deverá novamente obter novo certificado de registro
em seu próprio nome, que lhe permita a conversão e remessa dos pagamentos em questão à taxa de câmbio do exterior.
98
Caso o detentor não seja investidor qualificado e não obtenha certificado eletrônico de registro de capital
estrangeiro, será necessária autorização especial do Banco Central para fins de remessa de quaisquer pagamentos
efetuados a partir do Brasil com relação às ações ordinárias por meio do mercado de câmbio estrangeiro. Sem essa
autorização especial, o detentor pode atualmente efetuar remessas de pagamento com relação às ações ordinárias à taxa
vigente no mercado de câmbio flutuante, embora não se possa garantir que a taxa de câmbio do mercado flutuante
estará no futuro acessível para esse fim.
Adicionalmente, o detentor que não seja investidor devidamente qualificado e que não tenha obtido certificado
eletrônico de registro de capital estrangeiro ou autorização especial do Banco Central poderá remeter esses pagamentos
por meio de transferência internacional de moeda brasileira ao amparo da Resolução CMN n. 3.568, datada de 29 de
maio de 2008, e da Circular do Banco Central n. 3.280, datada de 9 de março de 2005. A fim de efetuar a transferência
internacional de moeda corrente brasileira, o titular deve ter uma conta bancária especial de não residente no Brasil,
por meio da qual a conversão subsequente de tal moeda corrente brasileira em dólares norte-americanos será efetuada.
Em conformidade com a legislação brasileira atual, o governo brasileiro pode impor restrições temporárias de
capital estrangeiro no exterior na hipótese de um desequilíbrio sério ou de uma expectativa de desequilíbrio sério na
balança de pagamentos do Brasil (veja o “Item 3. Principais Informações - Fatores de Risco - Riscos Relacionados às
ADSs e às Nossas Ações Ordinárias“).
Juros sobre Capital Próprio
Nos termos da legislação tributária brasileira, as companhias brasileiras poderão pagar juros sobre o capital
próprio a detentores de ações e tratar tais pagamentos como despesa para fins do imposto de renda e de contribuição
social brasileiros. O pagamento de juros poderá ser efetuado a critério do nosso Conselho de Administração, observada
a aprovação dos acionistas em assembleia geral. Para calcular os juros sobre capital próprio, a TJLP é aplicada sobre o
patrimônio líquido do período correspondente. O valor de qualquer pagamento de juros a detentores de ações fica de
modo geral limitado no que diz respeito a qualquer exercício em particular ao maior entre os seguintes valores:
•
50,0% de lucro líquido (após a dedução das provisões de contribuição social incidentes sobre o lucro líquido
mas antes de se levar em conta a provisão de imposto de renda sobre pessoa jurídica e de juros sobre o capital
próprio) no período com relação ao qual o pagamento seja efetuado; ou
•
50,0% da soma dos lucros acumulados e das reservas de lucros no início do exercício com relação ao qual o
pagamento seja efetuado.
Para fins contábeis, embora o encargo de juros deva estar refletido na demonstração do resultado para ser
dedutível de imposto, o encargo é revertido antes do cálculo do lucro líquido nas demonstrações financeiras estatutárias
e deduzido do patrimônio líquido de maneira similar a dividendo. Qualquer pagamento de juros no que diz respeito a
ações ordinárias (inclusive detentores de ADSs) está sujeito a imposto de renda retido na fonte à alíquota de 15,0% ou
25,0% no caso de acionista domiciliado em paraíso fiscal. Veja “Tributação – Considerações Fiscais Brasileiras”. Caso
esses pagamentos sejam contabilizados, a seu valor líquido, como parte de qualquer dividendo obrigatório, o imposto
será pago pela companhia em favor de seus acionistas quando da distribuição dos juros. No caso de a nossa Companhia
distribuir juros sobre o capital próprio em qualquer exercício, e a distribuição não ser contabilizada como parte de
distribuição obrigatória, o imposto de renda brasileiro será suportado pelos acionistas. Para os fins contábeis do IFRS,
juros sobre capital próprio é refletido como um pagamento de dividendos.
Nos termos do nosso Estatuto Social, os juros sobre o capital próprio poderão ser tratados como dividendo para
os fins de dividendo obrigatório.
Distribuiremos aos nossos acionistas R$1.096 milhões do nosso lucro líquido de 2012. Dessa quantia, R$640
milhões, ou R$0,665339515 por ação ordinária, foram pagos em 28 de setembro de 2012 como dividendos
intermediários e R$456 milhões, ou R$0,473778718 por ação ordinária, espera-se que sejam pagos como dividendos
suplementares em 2013.
Política de Dividendos
Pretendemos declarar e pagar dividendos e/ou juros sobre capital próprio em valores de ao menos 50,0% de
nossos lucros líquidos ajustados, em parcelas semestrais. O valor de qualquer de nossas distribuições de dividendos
e/ou de juros sobre capital próprio dependerá de uma série de fatores, tais como nossas condições financeiras,
99
prospectos, condições macroeconômicas, reajustes de tarifa, mudanças regulatórias, estratégias de crescimento e outras
matérias que nosso Conselho de Administração e nossos acionistas possam considerar relevantes. Além disso, as
condições restritivas constantes de nossos instrumentos de dívida podem limitar o valor dos dividendos e/ou dos juros
sobre capital próprio nas distribuições que venhamos a fazer. No contexto de nosso planejamento fiscal, podemos no
futuro determinar ser benéfico distribuir juros sobre capital próprio em vez de dividendos.
Nosso Conselho de Administração poderá aprovar a distribuição de dividendos e/ou de juros sobre capital
próprio, calculados com base em nossas demonstrações financeiras anuais ou semestrais ou em demonstrações
financeiras referentes a períodos mais curtos, ou ainda com base em lucros registrados ou em lucros alocados para
contas de reserva que não sejam de lucros nas demonstrações financeiras anuais ou semestrais. A declaração de
dividendos anuais, inclusive dos dividendos que excedam a distribuição obrigatória, exige a aprovação por voto da
maioria dos detentores de nossas ações ordinárias.
Assembleias Gerais
Deliberações a serem tomadas em nossas Assembleias Gerais
Nas Assembleias Gerais, nossos acionistas têm poderes para decidir todos os negócios relativos ao nosso
objeto e a tomar todas as deliberações que julgarem necessárias. A aprovação das demonstrações financeiras e a
deliberação sobre a destinação do lucro líquido relativo a cada exercício social acontece em Assembleia Geral
Ordinária Anual, no exercício social subsequente. A eleição de nossos diretores e membros de nosso Conselho Fiscal,
se os acionistas assim requererem, tipicamente acontece na Assembleia Geral Ordinária, ainda que, de acordo com a
Lei Brasileira, isso possa ocorrer em Assembleia Geral Extraordinária.
Uma Assembleia Geral Extraordinária pode ser realizada concomitantemente com a Assembleia Geral
Ordinária. Compete exclusivamente aos nossos acionistas decidir, em assembleias gerais extraordinárias, as seguintes
matérias:
•
a reforma do nosso Estatuto Social;
•
o cancelamento do registro de companhia aberta junto à CVM;
•
a autorização para emissão de debêntures não conversíveis;
•
a suspensão do exercício dos direitos de acionista que deixou de cumprir obrigação prevista em Lei das
Sociedades por Ações ou em nosso Estatuto Social;
•
a aceitação ou rejeição da avaliação de bens através dos quais um acionista pretende subscrever ações do nosso
capital social;
•
aprovação da nossa transformação em uma sociedade limitada ou qualquer outra forma prevista na legislação
societária;
•
a nossa saída do Novo Mercado;
•
a escolha de instituição financeira para a determinação do valor econômico da Companhia em caso de oferta
pública de aquisição das nossas ações levada a efeito no âmbito de uma reorganização societária ou saída do
Novo Mercado;
•
a nossa fusão, incorporação em outra sociedade ou cisão;
•
aprovação da nossa dissolução ou liquidação, e a eleição e destituição dos liquidantes bem como a aprovação
das contas por estes apresentadas;
•
a autorização de pedido de nossa falência ou recuperação judicial ou extrajudicial; e
•
a aprovação de plano de opções de ações para gestores ou empregados da companhia e suas controladas.
100
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, nem o nosso Estatuto Social nem tampouco deliberações
adotadas por nossos acionistas em Assembleia Geral podem privar os acionistas de determinados direitos, tais como:
•
o direito de participar na distribuição dos lucros;
•
o direito de participar, na distribuição de quaisquer ativos remanescentes na hipótese de liquidação da nossa
Companhia;
•
o direito de preferência na subscrição de ações, debêntures conversíveis em ações ou bônus de subscrição,
exceto em determinadas circunstâncias previstas na Lei das Sociedades por Ações descritas em “Atos
Constitutivos e Estatuto Social - Direitos de Preferência”; e
•
o direito de retirar-se da nossa Companhia nos casos previstos na Lei das Sociedades por Ações, conforme
descrito em " Atos Constitutivos e Estatuto Social - Direito de Retirada".
Quorum
Como regra geral, a Lei das Sociedades por Ações prevê que a Assembleia Geral será instalada, em primeira
convocação, com a presença de acionistas que detenham, pelo menos, 25,0% do capital social com direito a voto e, em
segunda convocação, com qualquer número de acionistas titulares de ações com direito a voto. Caso os acionistas
tenham sido convocados para deliberar sobre a reforma do nosso Estatuto Social, o quorum de instalação em primeira
convocação será de, pelo menos, dois terços das ações com direito a voto e, em segunda convocação, de qualquer
número de acionistas.
De modo geral, a aprovação de acionistas que compareceram pessoalmente ou por meio de procurador a uma
assembleia geral, e que representem, no mínimo, a maioria das Ações Ordinárias, é necessária para a aprovação de
qualquer matéria, sendo que as abstenções não são levadas em conta para efeito deste cálculo. Todavia, a aprovação de
acionistas que representem metade, no mínimo, das ações com direito a voto é necessária, para a adoção das seguintes
matérias:
•
a redução do dividendo obrigatório;
•
a mudança de nosso objeto social;
•
a fusão ou a incorporação da nossa Companhia em outra sociedade;
•
a cisão da nossa Companhia;
•
aprovar a nossa participação em grupo de sociedades (conforme a definição na Lei de Sociedades por Ações);
•
a cessação do estado de liquidação; e
•
aprovar a nossa dissolução.
De acordo com nosso Estatuto Social, e enquanto nossa Companhia se mantiver no Novo Mercado, não
poderemos emitir ações preferenciais ou partes beneficiárias e, para sair do Novo Mercado, deveremos realizar oferta
pública de ações.
Convocação de Assembleia Geral
Nossas assembleias gerais devem ser convocadas mediante ao menos três publicações no Diário Oficial do
Estado de São Paulo, veículo oficial do Governo do Estado de São Paulo, no jornal “Valor Econômico”, sendo a
primeira publicação no mínimo, 15 dias antes da assembleia, em primeira convocação, e com 8 dias de antecedência,
em segunda convocação. A Comissão de Valores Mobiliários – CVM poderá, todavia, em determinadas circunstâncias,
requerer que a primeira convocação para nossas assembleias gerais de acionistas seja feita em até 30 dias antes da
realização da respectiva assembleia geral.
Documentos e Informações
101
Os documentos e informações específicas solicitadas para o exercício dos direitos de voto dos acionistas
devem ser disponibilizados por meios eletrônicos pela CVM e pelo site da US Securities and Exchange Commission,
bem como pelo nosso site de relacionamento com o investidor. Os seguintes assuntos exigem documentos específicos
e informações:
•
Matéria de Interesse das Partes Relacionadas;
•
Assembleia Geral Ordinária;
•
Eleição dos membros do Conselho de Administração;
•
Remuneração do Conselho de Administração da Companhia;
•
Alteração do Estatuto da Companhia;
•
Aumento de Capital ou Redução do Capital;
•
Emissão de Debêntures ou Bônus de Subscrição;
•
Emissão de Ações Preferenciais;
•
Mudança da distribuição de dividendo obrigatório;
•
Aquisição de controle em outra sociedade;
•
Nomeação de Avaliadores; e/ou
•
Qualquer questão que dê direito aos acionistas do exercício do seu direito de retirada.
Local da Realização de Assembleia Geral
Nossas assembleias gerais são realizadas em nossa sede, na Cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo. A
Lei das Sociedades por Ações permite que nossas assembleias gerais sejam realizadas fora de nossa sede, por motivo
de força maior, desde que sejam realizadas na cidade de São Paulo e a respectiva convocação contenha uma indicação
expressa e inequívoca do local em que a assembleia geral deverá ocorrer.
Competência para Convocar Assembleias Gerais
Além do nosso Conselho de Administração, as Assembleias Gerais podem ser convocadas por:
•
qualquer acionista, quando nossos administradores retardarem, por mais de 60 dias, a convocação contida em
previsão legal ou estatutária;
•
acionistas que representem 5%, no mínimo, do nosso capital social, caso nossos administradores não atendam,
no prazo de oito dias, a pedido de convocação que apresentarem, devidamente fundamentado, com indicação
das matérias a serem tratadas; e
•
nosso Conselho Fiscal, se estiver implementado, caso nosso Conselho de Administração deixe de convocar a
Assembleia Geral Ordinária por mais de um mês, sendo que o Conselho Fiscal poderá também convocar uma
Assembleia Geral Extraordinária sempre que ocorrerem motivos importantes ou urgentes.
Legitimação e Representação
As pessoas presentes à assembleia geral deverão provar a sua qualidade de acionista e titularidade das ações
com relação as quais pretendem exercer o direito de voto.
Um acionista pode ser representado na assembleia geral por procurador constituído há menos de um ano, que
102
seja acionista, administrador da Companhia ou advogado, ou ainda por uma instituição financeira. Fundos de
investimento devem ser representados pelo seu administrador. A Companhia e/ou seus acionistas podem também
realizar pedido de procuração pública direcionado a todos os acionistas com direito de voto.
Desde 2008, a Companhia adotou o Manual para Participação na Assembleia Geral Ordinária para prover, de
forma clara e resumida, informações relativas à Assembleia, além de encorajar e facilitar a participação de todos os
acionistas. Esse manual inclui uma procuração padrão, que pode ser utilizada pelos acionistas que não podem
comparecer à assembleia para constituição de procurador, visando exercer seus direitos de voto relativos à pauta do
dia.
Direitos de Voto dos Detentores de ADS
Os detentores de ADS poderão transmitir instruções ao banco depositário para votação do número de ações
ordinárias representativas de suas ADS. O banco depositário notificará os referidos detentores sobre a realização das
Assembleias Gerais e providenciará a entrega a eles de nossos materiais de voto, mediante solicitação. Os materiais
descreverão as matérias a serem votadas e explicarão como os detentores de ADS podem instruir o banco depositário a
exercer o seu direito de voto. Para que as instruções tenham validade, elas deverão ser recebidas pelo banco depositário
até a data a ser estipulada pelo banco depositário.
Não se pode garantir que os detentores de ADS receberão os materiais de voto ou tomarão conhecimento de
Assembleia Geral a ser realizada em tempo hábil para que possam transmitir instruções ao banco depositário para
votar. Ademais, o banco depositário e seus agentes não responderão pelo não cumprimento de instruções de voto ou
pelo modo de cumprimento dessas instruções. Isso significa que os detentores de ADS podem não ser capazes de
exercer seu direito de voto, e que pode não haver nada que eles possam fazer se suas ações não forem votadas
conforme sua solicitação.
Direitos de Preferência
É assegurado aos acionistas de nossa Companhia direito de preferência genérico para subscrição de ações, na
hipótese de aumento de capital proporcionalmente ao número de ações por eles detidas. Nossos acionistas também têm
direito de preferência para subscrição de quaisquer debêntures conversíveis, direitos de aquisição de nossas ações e
bônus de subscrição que nossa Companhia venha a emitir. Em conformidade com nosso Estatuto Social, um prazo de
no mínimo 30 dias, no caso de colocação privada, após a publicação de aviso do aumento será autorizado o exercício
do direito de preferência na subscrição de ações. No caso de colocações públicas, a emissão poderá ocorrer sem direito
de preferência ou com prazo reduzido para seu exercício. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os detentores
poderão transferir ou alienar seu direito de subscrição a título oneroso.
Ademais, a Lei das Sociedades por Ações permite que o Estatuto Social das companhias confira ao Conselho
de Administração poderes de eliminar os direitos de preferência ou reduzir o prazo de exercício desses direitos com
respeito à emissão de novas ações, debêntures conversíveis em ações e bônus de subscrição, até o limite do capital
social autorizado, se a distribuição das ações em questão for realizada em bolsa de valores, por meio de oferta pública
ou de permuta de ações em oferta pública cujo objetivo seja adquirir o controle de outra companhia.
Direito de Retirada
A Lei das Sociedades por Ações garante aos nossos acionistas o direito de se retirarem da companhia caso eles
não concordarem com decisões tomadas em nossas assembleias gerais com relação aos seguintes assuntos: (i) redução
dos dividendos mínimos obrigatórios; (ii) fusão da companhia ou incorporação a outra companhia; (iii) modificação do
objeto social da companhia; (iv) cisão da companhia (caso tal cisão implique na mudança do objeto social da
companhia, redução dos dividendos obrigatórios ou cause a inclusão da companhia em grupo de empresas); ou (v)
aquisição de nossa parte do controle de outra companhia por um preço superior aos limites estabelecidos no segundo
parágrafo do artigo 256 da Lei das Sociedades por Ações; ou (vi) alteração em nossa forma societária. Até mesmo os
acionistas que não votaram ou não estiveram presentes na assembleia geral que tratou do assunto podem exercer seu
direito de retirada.
Caso nosso acionista deseje se retirar da companhia em razão de fusão, o referido direito somente poderá ser
exercido caso as ações da companhia não tenham liquidez no mercado.
O direito de retirada proporciona ao acionista o direito de receber o reembolso do valor de suas ações, após
103
solicitação realizada em até 30 dias contados a partir da publicação relativa à assembleia geral. Após esse prazo, a
administração da companhia pode optar por convocar assembleia geral para ratificar ou reconsiderar a decisão que
motivou a solicitação de retirada, caso o reembolso aos acionistas ameace a estabilidade financeira da companhia.
Contratos Relevantes
Para informações referentes aos nossos contratos relevantes, consulte o "Item 4. Informações sobre a
Companhia" e "Item 5. Análises e Perspectivas Operacionais e Financeiras."
Controles de Câmbio e Outras Limitações Incidentes aos Detentores de Valores Mobiliários
Não existe nenhuma restrição quanto à detenção de nosso capital social por pessoas físicas ou pessoas
jurídicas domiciliadas fora do Brasil. No entanto, o direito de converter os pagamentos de dividendos e os resultados
da venda das ações ordinárias em moeda corrente estrangeira e de remeter tais valores para fora do Brasil está sujeito
às restrições da legislação aplicável a investimentos estrangeiros que normalmente exige, entre outras coisas, que os
respectivos investimentos sejam registrados no Banco Central. Essas restrições à remessa de capital estrangeiro para o
exterior poderiam dificultar ou impedir o custodiante das ações ordinárias representadas pelas ADS ou os detentores
que tenham permutado as ADS por ações ordinárias, de converter dividendos, distribuições ou os produtos de qualquer
venda das ações ordinárias em dólares norte-americanos e remetê-los para o exterior. Os atrasos na concessão ou a
recusa em conceder qualquer aprovação governamental exigida para conversões de pagamentos de moeda corrente
brasileira e remessas para o exterior de valores devidos aos detentores de ADS poderiam afetar adversamente os
detentores de recibos depositários americanos - ADR.
A Resolução n. 1.927/1992 do Conselho Monetário Nacional, que é o Anexo V alterado e consolidado da
Resolução n. 1.289/1987, que chamamos de Regulamentos do Anexo V, estipula a emissão de recibos de depósito em
mercados estrangeiros com respeito às ações de emissores brasileiros. Ali se estipula que os resultados da venda das
ADS por detentores de Recibos de Depósito Americanos fora do Brasil estarão livres de controles brasileiros de
investimento estrangeiro e que os detentores de ADS que não sejam residentes em paraíso fiscal (isto é, um país ou
jurisdição que não cobre impostos sobre a renda ou onde a alíquota de imposto de renda máxima seja inferior a 20,0%,
ou ainda a legislação imponha restrições à divulgação da composição acionária ou da detenção do investimento)
receberão tratamento fiscal favorável.
O custodiante emitiu um registro eletrônico em nome de Deutsche Bank, o depositário, com respeito às ADS.
Segundo tal registro eletrônico, o custodiante e o depositário podem converter dividendos e outras distribuições com
respeito às ações ordinárias representadas pelas ADS em moeda corrente estrangeira e remeter os produtos para fora do
Brasil. Se um portador permutar as ADS por ações ordinárias, o detentor pode continuar a contar com o registro
eletrônico do custodiante somente por cinco dias úteis após a permuta. Depois disso, o detentor deve tentar obter o
próprio registro eletrônico no Banco Central nos termos da Lei n. 4.131/1962 ou da Resolução n. 2.689/2000.
Posteriormente, a menos que tenha registrado seu investimento no Banco Central, tal detentor não poderá converter os
produtos da alienação das ações ordinárias ou das distribuições referentes a tanto em moeda corrente estrangeira e
remetê-los para fora do Brasil. Um detentor que obtenha um registro eletrônico normalmente estará sujeito a tratamento
fiscal no Brasil menos favorável que um detentor de ADS. Consulte "Tributação - Considerações Fiscais do Brasil".
De acordo com a legislação brasileira, sempre que houver um desequilíbrio sério na balança de pagamentos do
Brasil ou motivos para prever um desequilíbrio sério, o governo brasileiro poderá impor restrições temporárias à
remessa para investidores estrangeiros dos produtos de seus investimentos no Brasil e à conversão de moeda corrente
brasileira em moedas correntes estrangeiras. Tais restrições podem dificultar ou impedir o custodiante ou os detentores
que tenham permutado ADS por ações ordinárias de converter distribuições ou os produtos de qualquer venda de tais
ações, conforme o caso, em dólares norte-americanos e de remeter tais dólares norte-americanos ao exterior.
Tributação
O resumo abaixo contém descrição das principais consequências de imposto de renda federal dos Estados
Unidos e do Brasil no que se refere à compra, propriedade e alienação de ações ordinárias ou ADSs não pretendendo,
porém, constituir descrição abrangente de todas as considerações fiscais que possam ser relevantes à decisão de
adquirir, deter ou alienar ações ordinárias ou ADSs. O resumo baseia-se na legislação tributária do Brasil e dos Estados
Unidos vigente na presente data, a qual está sujeita a alterações (possivelmente de forma retroativa) e diferentes
interpretações. Os detentores de ADSs ou ações ordinárias deverão consultar seus próprios tributaristas no que respeita
às consequências fiscais decorrentes da compra, detenção e alienação de ações ordinárias ou ADSs.
104
Embora não haja atualmente nenhum tratado em matéria de imposto de renda entre o Brasil e os Estados
Unidos, as autoridades fiscais dos dois países vêm travando entendimentos que poderão culminar em tal tratado. Não
se pode garantir, entretanto, se ou quando um tratado passará a vigorar, nem de que maneira afetará os detentores
norte-americanos (conforme definido abaixo) de ações ordinárias ou ADSs. Detentores em potencial de ações
ordinárias ou ADSs deverão consultar seus próprios tributaristas no que respeita às consequências fiscais decorrentes
da compra, detenção e alienação de ações ordinárias ou ADSs, em seus casos específicos.
Considerações Fiscais Brasileiras
A explanação a seguir resume as principais consequências fiscais brasileiras da aquisição, detenção e alienação
de ações ordinárias ou ADSs por detentor que não seja domiciliado no Brasil, para efeito de tributação no Brasil, ou
Detentor Não Brasileiro.
Nos termos da lei brasileira, os investidores estrangeiros poderão investir em ações ordinárias nos termos da
Resolução n. 2.689 do Conselho Monetário Nacional ou, simplesmente, Resolução n. 2.689.
Nos termos da Resolução n. 2.689, os investidores estrangeiros podem investir em quase todos os ativos
financeiros e participar de quase todas as operações disponíveis no mercado financeiro e no mercado de capitais
brasileiro, contanto que certas exigências sejam atendidas. De acordo com a Resolução n. 2.689, a definição de
investidor estrangeiro inclui pessoas físicas, pessoas jurídicas, fundos mútuos e demais entidades de investimento
coletivo que sejam domiciliados ou tenham sede no exterior.
Nos termos da Resolução n. 2.689, os investidores estrangeiros deverão: (i) nomear no mínimo um
representante no Brasil, com poderes para praticar atos relativos ao investimento estrangeiro; (ii) completar o devido
formulário de registro de investidor estrangeiro; (iii) registrar-se como investidor estrangeiro junto à CVM; e (iv)
registrar-se como investidor estrangeiro junto ao Banco Central.
Os valores mobiliários e demais ativos financeiros detidos pelos investidores enquadrados na Resolução n.
2.689 deverão ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob custódia de entidade devidamente credenciada
pelo Banco Central ou pela CVM. Ademais, qualquer transferência de valores mobiliários que sejam mantidos de
acordo com a Resolução n. 2.689 deverá ser efetuada por intermédio das bolsas de valores ou mercados de balcão
organizados autorizados a operar pela CVM, ressalvadas as transferências resultantes de reorganização societária,
ocorridas quando do falecimento de investidor por força de lei ou testamento, ou em decorrência da saída das ações em
questão de bolsa de valores e o cancelamento do registro junto à CVM.
Tributação de Dividendos
Os dividendos pagos por nossa Companhia, inclusive dividendos pagos em bens, ao banco depositário com
relação às ações ordinárias subjacentes às ADSs, ou a detentor não brasileiro com relação às ações ordinárias, em
geral, não estarão sujeitos a retenção de imposto de renda na fonte no Brasil à medida que os dividendos se refiram a
lucro de períodos com início a partir de 1º de janeiro de 1996. Os dividendos pagos do lucro gerado antes de 1º de
janeiro 1996 poderão estar sujeitos a retenção de imposto de renda na fonte no Brasil a alíquotas variadas, de acordo
com a legislação aplicável a cada ano correspondente.
Tributação de Ganhos de Capital
Nos termos da Lei nº. 10.833/03, de 29 de dezembro de 2003, os ganhos apurados na alienação ou venda de
ativos localizados no Brasil, podem estar sujeitos ao pagamento de imposto de renda no Brasil, independentemente de a
alienação ou venda ser feita por um Detentor Não Residente para uma pessoa residente ou domiciliada no Brasil ou
não.
Em relação à alienação de nossas ações ordinárias, uma vez que são ativos localizados no Brasil, o detentor
não residente no Brasil poderá estar sujeito a imposto de renda sobre os ganhos apurados conforme as normas abaixo
descritas independentemente de as operações serem realizada no Brasil ou com um residente no Brasil.
Em relação às nossas ADSs, pode-se argumentar que os ganhos realizados por um Detentor Não Residente
apurados na alienação de ADSs a outro não residente no Brasil possivelmente não serão tributados no Brasil, tomandose como base que ADSs não são ativos localizados no Brasil para os propósitos da Lei nº 10.833. No entanto, não
105
podemos lhes assegurar que as autoridades fiscais ou os tribunais brasileiros irão concordar com essa interpretação.
Ademais, o ganho com a alienação de ADSs por um não residente no Brasil para um residente no Brasil ou até mesmo
para um detentor não brasileiro, caso os tribunais decidam que ADSs são ativos localizados no Brasil, pode ser sujeita
ao imposto de renda no Brasil conforme as regras acima descritas, com relação a ações ordinárias.
Como regra geral, os ganhos realizados resultantes de uma operação de alienação de nossas ações ordinárias
ou ADSs são considerados como sendo a diferença positiva entre a quantia auferida na operação e o custo de aquisição
de nossas ações ordinárias ou ADSs.
Nos termos da legislação brasileira, no entanto, os regulamentos do imposto de renda sobre tais ganhos variam
dependendo do domicílio do Detentor Não Residente, o tipo de registro do investimento pelo detentor junto ao Banco
Central e como a alienação foi efetuada, conforme descrito abaixo:
Os ganhos realizados sobre a venda ou alienação de ações ordinárias em bolsa de valores brasileira (incluindo
operações realizadas no mercado de balcão organizado):
•
estarão isentos de imposto de renda quando apurados por Detentor Não Residente que (1) tenha
registrado o investimento no Brasil no Banco Central nos termos da Resolução n° 2.689 (“Detentor
2.689”), e (2) não seja residente em país ou local definido como “Jurisdição de Tributação
Favorecida” para esses fins, conforme abaixo descrito); ou
•
estarão sujeitos ao imposto de renda à alíquota de 15% no caso de ganhos realizados por (A) um
Detentor Não Residente que (1) não seja um Detentor 2.689 ou Residentes em Jurisdição de
Tributação Favorecida; ou (B) um Detentor Não Residente que (1) seja um Detentor 2.689 e (2) seja
residente em Jurisdição de Tributação Favorecida. Nesses casos, a retenção de imposto de renda à
alíquota de 0,005% será aplicável e retida na instituição intermediária (i.e. corretora) que recebe a
ordem diretamente do Detentor Não Residente e poderá mais tarde ser compensado com eventual
imposto de renda devido sobre ganho de capital obtido pelo Detentor Não Residente.
•
estarão sujeitos imposto de renda à alíquota de até 25% em qualquer outro caso, como no caso de
ganhos apurados por um Detentor Não Residente que não seja um Detentor 2.689, e seja um residente
em Jurisdição de Tributação Favorecida para esse fim (conforme abaixo descrito). Nesses casos, a
retenção de imposto de renda de 0,005% do valor da venda será aplicável e poderá mais tarde ser
compensado com eventual imposto de renda devido sobre ganho de capital.
No caso de resgate de ações ou de redução de capital por uma sociedade anônima brasileira, como a
Companhia, o saldo positivo entre o valor efetivamente recebido por um Detentor Não Residente e o correspondente
custo de aquisição de tais ações resgatadas são tratados, para fins fiscais, como ganhos de capital derivados de venda ou
troca de ações não efetuada em bolsas de valores brasileiras e estão, portanto, sujeitos a imposto de renda a uma
alíquota de 15% ou 25% conforme o caso.
O depósito de nossas ações ordinárias em troca das ADSs estará sujeito a imposto de renda no Brasil se o custo
de aquisição das ações for inferior (1) ao preço médio por ação na bolsa de valores brasileira em que foi vendido o
maior número dessas ações no dia do depósito, ou (2) se não foi vendida nenhuma ação nesse dia, o preço médio na
bolsa de valores brasileira em que foi vendido o maior número de ações nos últimos 15 pregões mediatamente
anteriores ao referido depósito. Nesse caso, a diferença entre o custo de aquisição e o preço médio das ações, calculada
conforme acima exposto, será considerada ganho de capital, sujeita a imposto de renda à alíquota de 15% ou 25%,
conforme o caso. Em algumas circunstâncias, poderá haver argumentos alegando que essa tributação não é aplicável,
incluindo o caso de um Detentor Não Residente que seja um Detentor 2.689 e não seja residente em “Jurisdição de
Tributação Favorecida” para esse fim. A viabilidade desses argumentos para qualquer detentor específico de nossas
ações ordinárias dependerá das circunstâncias particulares do detentor. Detentores em potencial de nossas ações
ordinárias deverão consultar seus tributaristas quanto a consequências fiscais do depósito de nossas ações ordinárias em
troca das ADSs.
Nenhum exercício de direitos de preferência relativos às ações ordinárias ou ADSs estará sujeito a tributação
brasileira. Qualquer ganho na venda ou cessão de direitos de preferência atinentes às nossas ações ordinárias, inclusive
venda ou cessão realizada pelo depositário em nome de Detentor Não Residente de ADSs estará sujeito à incidência de
imposto de renda brasileiro, em conformidade com as mesmas regras aplicáveis à venda ou alienação de nossas ações
ordinárias.
106
Interpretação da Discussão da Definição de “Jurisdição de Tributação Favorecida”
Em 4 de junho de 2010, as autoridades fiscais brasileiras editaram a Instrução Normativa nº. 1.037
relacionando (i) os países e jurisdições considerados Jurisdição de Tributação Favorecida ou onde a legislação local não
permite acesso a informações da composição acionária de pessoas jurídicas em relação à titularidade ou identificação
dos reais beneficiários dos ganhos atribuídos a não residentes (Paraísos Fiscais) e (ii) as jurisdições de regimes fiscais
privilegiados, cuja definição encontra-se na Lei nº 11.727, de 23 de junho de 2008. Embora acreditemos que a melhor
interpretação da legislação fiscal em vigor poderia levar à conclusão que o conceito de regime fiscal privilegiado acima
mencionado se aplicaria exclusivamente para fins de normas de precificação de transferências em operações de
importação e exportação, não é possível afirmar se futura legislação ou interpretação das autoridades fiscais brasileiras
no que se refere a “regime fiscal privilegiado” nos termos da Lei nº 11.727 se aplicará também a Detentor Não
Residente sobre pagamentos potencialmente feitos por fonte brasileira.
Recomendamos a potenciais investidores que consultem periodicamente seus assessores para verificar
possíveis consequências resultantes da Instrução Normativa nº. 1.037 e da Lei nº 11.727. Caso as autoridades brasileiras
determinem que o conceito de “regime fiscal privilegiado” previsto na lei nº 11727 se aplicará também a Detentor Não
Residente sobre pagamentos potencialmente feitos por fonte brasileira, o imposto de renda retido aplicável a tais
pagamentos poderá ser tributado à alíquota de até 25%.
Juros sobre Capital Próprio.
A Lei no. 9.249, de 26 de dezembro de 1995, conforme alterada, permite que uma sociedade por ações, tal qual
a Companhia, realize distribuições de juros sobre o capital e trate esses pagamentos como despesas dedutíveis para fins
de cálculo de imposto de renda de pessoa jurídica, e, desde 1998, também como contribuição social sobre o lucro
líquido, desde que os limites abaixo descritos sejam observados. Tais distribuições podem ser pagas em dinheiro. Para
fins tributários, o valor dedutível dos juros estará limitado à variação diária pro rata da TJLP, conforme determinado
pelo Banco Central, de tempos em tempos, sendo que o valor da dedução não poderá exceder o valor mais alto entre:
•
50% do lucro líquido (após dedução da contribuição social sobre o lucro líquido mas antes de considerar a
provisão para imposto de renda pessoa jurídica e os valores atribuíveis aos acionistas como juros sobre o
capital próprio) para o período em relação ao qual é feito o pagamento; e
•
50% da soma dos lucros retidos e das reservas de lucros na data do início do período em relação ao qual é feito
o pagamento.
O pagamento de juros sobre o capital próprio a um Detentor Não Residente estará sujeito a retenção de
imposto de renda na fonte à alíquota de 15% ou 25% se o Detentor Não Residente for domiciliado em uma Jurisdição
de Tributação Favorecida.
Esses pagamentos de juros sobre o capital próprio a um Detentor Não Residente poderão ser incluídos, pelo
seu valor líquido, como parte dos dividendos obrigatórios. Na medida em que forem assim incluídos, deveremos
distribuir aos acionistas um valor adicional para garantir que o valor líquido por eles recebido, após o pagamento do
respectivo imposto de renda retido na fonte, seja, ao menos, igual aos dividendos obrigatórios.
Pagamentos de juros sobre o capital próprio são decididos por nossos acionistas, em assembleia geral
ordinária, com base na recomendação dos membros do Conselho de Administração. Não se pode garantir que nosso
Conselho de Administração não irá recomendar que as futuras distribuições de lucros sejam feitas por meio de
distribuição de juros sobre capital próprio e não por meio de dividendos.
Impostos sobre operações no exterior
A conversão de moeda estrangeira em Reais e a conversão de Reais em moeda estrangeira estão sujeitas ao
pagamento de imposto sobre operações financeiras (IOF/Câmbio). A alíquota de tal imposto varia de acordo com a
natureza da operação. Contratos de câmbio celebrados a partir de 20 de outubro de 2009 relativos a entradas de recursos
associados a investimentos realizados por Detentores Não Residentes nos mercados financeiro e de capitais estão
sujeitos a IOF/Câmbio à alíquota de 6,0%. No entanto, há atualmente certas operações sujeitas à alíquota de zero por
cento, como no caso da entrada de recursos associados a investimentos de renda variável realizados em bolsa de valores
brasileiras. As operações de câmbio relativas a saídas de recursos associados a investimentos feitos nos mercados
107
financeiro e de capitais estão sujeitos a IOF/Câmbio à alíquota de zero por cento. Essa alíquota de zero por cento é
aplicável a pagamentos de dividendos e juros sobre capital próprio a Detentores Não Residentes associados a
investimentos feitos nos mercados financeiro e de capitais no Brasil. Além dessas operações, a alíquota aplicável para a
maioria das operações de câmbio é de 0,38%. Outras alíquotas podem ser aplicadas a operações específicas e o Governo
Brasileiro poderá aumentara alíquota a qualquer tempo para até 25,0% sobre o valor da operação de câmbio. No
entanto, qualquer aumento nas alíquotas será aplicável apenas a operações futuras.
Imposto sobre operações envolvendo títulos e valores mobiliários
A legislação brasileira prevê a incidência de imposto sobre operações envolvendo títulos e valores mobiliários
(IOF/Títulos), incluindo operações nos mercados brasileiros de ações, futuros e commodities. O IOF/Títulos possui
atualmente a alíquota zero em quase todas as operações incluindo as realizadas em bolsa de valores brasileira. A atual
alíquota do Imposto IOF/Títulos aplicável sobre operações envolvendo nossas ações ordinárias é zero por cento.
Contudo, a alíquota do Imposto IOF/Títulos aplicável à transferência de nossas ações ordinárias com a finalidade
específica de possibilitar a emissão de ADSs é atualmente 1,5%. A alíquota é aplicável ao resultado da (1) quantidade
de ações a serem transferidas, multiplicada pelo (2) preço de fechamento dessas ações na data anterior à transferência
ou, se tal preço de transferência não estiver disponível naquela data, o preço das ações será considerado o último preço
de fechamento das ações disponível. O Governo Brasileiro poderá, a qualquer tempo, aumentar a alíquota do Imposto
IOF/Títulos para até 1,5% ao dia do valor da operação, mas apenas em relação a operações realizadas após a entrada em
vigor desse aumento de alíquota.
Outros Impostos Brasileiros Relevantes
Não há nenhum imposto sobre sucessão, herança e doação aplicável à titularidade, transferência ou alienação
de ações ordinárias ou ADSs por Detentor Não Residente, ressalvados os impostos sobre doação e herança exigidos por
alguns estados brasileiros sobre doações ou legados de pessoas físicas ou jurídicas não residentes ou domiciliadas no
Brasil ou não domiciliadas naquele Estado, a pessoas físicas ou jurídicas residentes ou domiciliadas naquele Estado
brasileiro. Não há nenhum imposto ou tarifas sobre selos, emissão, registro ou impostos ou tarifas similares brasileiros
a serem pagos por detentores de ações ordinárias ou ADSs.
Determinados Reflexos de Imposto de Renda dos Estados Unidos da América
Esta discussão é um resumo das consequências relevantes do imposto de renda federal americano da
aquisição, titularidade e alienações de ações ordinárias ou ADSs. Essa discussão é baseada no US. Internal Revenue
Code de 1986, conforme alterado (o "Código"), seu histórico legislativo, regulações finais, existentes e temporárias e
propostas pelo Tesouro, pronunciamentos administrativos pelo US. Internal Revenue Service (o "IRS") e decisões
judiciais, em cada caso a partir da presente data, todas as quais sujeitas a mudanças (possivelmente em uma base
retroativa) e de interpretações diferentes.
A discussão não pretende constituir descrição abrangente de todas as consequências do imposto de renda
federal americano que possam ser relevantes para determinado detentor (inclusive considerações fiscais que surjam a
partir de normas de aplicação geral a todos os contribuintes ou a determinadas classes de investidores, ou que em geral
se pressuponha sejam de conhecimento dos investidores) e detentores devem consultar seus próprios consultores fiscais
sobre sua situação fiscal específica. Esta discussão se aplicará somente a detentores de ações ordinárias ou ADSs que
detenham as ações ordinárias ou ADSs como “bens de capital” (geralmente detidos para investimento), mediante o
Código e não abordam as consequências tributárias que possam ser relevantes para os detentores em situações fiscais
especiais, incluindo, por exemplo:
•
intermediários e corretoras de câmbio ou valores mobiliários;
•
detentores dos Estados Unidos cuja moeda funcional não for o dólar norte-americano;
•
detentores que possuem ou possuíram ações constituindo 10,0% ou mais do total de poder de voto da
Companhia (levando-se em consideração ações detidas diretamente, indiretamente ou construtivamente);
•
organizações isentas de impostos;
•
companhias de investimento reguladas;
108
•
trusts de investimento em imóveis;
•
trusts garantidores;
•
fundos de trust comuns;
•
banco e outras instituições financeiras;
•
detentores responsáveis pelo imposto mínimo alternativo;
•
negociantes de valores mobiliários que optarem por usar bases de marcação a mercado na contabilidade para
seus valores mobiliários detidos;
•
seguradoras;
•
pessoas que adquiram ações ordinárias ou ADSs como forma de compensação pelos seus serviços;
•
norte americanos expatriados; e
•
pessoas que detenham ações ordinárias ou ADSs como parte de operação de straddle, hedge ou conversão ou
como parte de operações de valores mobiliários sintéticos, venda de construção ou outras operações integradas.
Exceto onde especificamente descrito a seguir, esta discussão assume que nós não somos uma companhia de
investimento estrangeiro passivo (“PFIC”) para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos. Além disso, esta
discussão não aborda aspectos fiscais aplicáveis às pessoas que possuam participação em uma parceria (ou através de
outras entidades classificadas como uma parceria para fins de imposto de renda federal Americano) que detenham
ações ordinárias ou ADSs, ou qualquer propriedade federal dos Estados Unidos e doações, estaduais, locais ou que não
impliquem em consequências fiscais nos Estados Unidos pela aquisição, posse e alienação de ações ordinárias ou
ADSs. Cada detentor deverá consultar seus próprios consultores fiscais no que diz respeito às consequências fiscais que
poderá sofrer, inclusive as consequências previstas nas leis que não as leis sobre imposto de renda federal dos Estados
Unidos, de investimento em ações ordinárias ou ADSs.
Conforme aqui utilizado, as referências ao investidor norte-americano designarão o detentor beneficiário de
ações ordinárias ou de ADSs que, para os propósitos do imposto de renda dos Estados Unidos (i) seja um indivíduo que
é cidadão ou residente dos Estados Unidos, (ii) seja corporação (ou outra entidade tratada como corporação para
propósitos do imposto de renda federal dos Estados Unidos) criada ou constituída segundo as leis dos Estados Unidos
ou de qualquer de seus Estados, ou no Distrito de Columbia, (iii) um espólio (estate), cuja receita esteja sujeito a
tributação sobre imposto federal dos EUA, independentemente de suas fontes, ou (iv) um trust que (A) esteja sujeito a
supervisão primária de uma corte nos Estados Unidos e uma ou mais pessoas norte americanas tenham autoridade de
controlar todas as principais decisões deste trust, ou (B) tenha eleição válida e em vigor para ser tratado como uma
pessoa norte americana, nos termos da regulamentação aplicável do Tesouro. Conforme aqui utilizado, o termo
“detentor não norte americano” significa o legítimo proprietário de ações ordinárias ou ADSs que não são detidas por
detentor norte americano ou sociedade (ou uma entidade tratada como sociedade para fins de imposto de renda federal
dos Estados Unidos).
Se a sociedade (ou outra entidade classificada como sociedade para fins de imposto de renda federal dos
Estados Unidos) possuir ações ordinárias ou ADSs, o tratamento fiscal de um sócio desta sociedade dependerá
geralmente do status do sócio e das atividades da sociedade detentoras de ações ordinárias ou ADSs. Sociedades que
são beneficiárias das ações ordinárias ou ADSs, e os sócios de tais sociedades deveriam consultar seus próprios
consultores fiscais sobre a tributação federal, estadual e local dos Estados Unidos e estrangeira que lhes é aplicável no
que diz respeito à aquisição, propriedade e alienação de ações ordinárias ou ADSs.
Para fins do imposto de renda federal dos Estados Unidos, o detentor de uma ADS será geralmente tratado
como o proprietário beneficiário das ações ordinárias representadas por ADS. No entanto, veja a discussão abaixo, em
"Tributação de Distribuições" sobre algumas das declarações feitas pelo Departamento do Tesouro dos Estados Unidos
(U.S. Treasury Department) relativas às modalidades de depositário.
Tributação das Distribuições
109
O valor bruto de qualquer distribuição de dinheiro ou de bens feita com relação às ações ordinárias ou ADSs
(incluindo distribuições caracterizadas como juros sobre capital próprio para fins do direito brasileiro e quaisquer
valores retidos na fonte para refletir os impostos brasileiros retidos na fonte) será em geral tributada na forma de
dividendos para fins de imposto de renda federal dos EUA na medida dos nossos lucros correntes ou acumulados, de
acordo com os princípios do imposto de renda federal dos EUA.
O detentor norte-americano geralmente incluirá esses dividendos na renda bruta como receita ordinária no dia
em que esses dividendos forem efetivamente ou presumidamente recebidos. As distribuições em excesso dos nossos
lucros e resultados correntes ou acumulados serão tratadas em primeiro lugar como retornos não tributáveis de capital,
reduzindo a base de cálculo ajustada do imposto do detentor norte americano (mas não abaixo de zero) das ações
ordinárias ou ADSs, conforme o caso, e, posteriormente, sendo o ganho de capital de longo ou curto prazo
(dependendo se o detentor norte-americano detinha ações ordinárias ou ADSs, conforme o caso, por mais de um ano a
partir da data que tal distribuição foi efetiva ou presumidamente recebida).
Caso quaisquer dividendos forem pagos em Reais, o montante da distribuição pago em Reais será o valor em
dólares norte-americanos dos Reais recebidos, calculado à taxa de câmbio vigente na data em que for recebida
efetivamente ou presumidamente, independentemente do pagamento em reais ser ou não convertido em dólares norteamericanos na data. Caso os Reais recebidos como dividendos sejam convertidos em dólares norte-americanos da data
do efetivo ou presumido recebimento, o detentor norte-americano não deve reconhecer um ganho ou perda cambial em
relação a tal dividendo. Caso os Reais recebidos não sejam convertidos em dólares norte-americanos na data de efetivo
ou presumido recebimento, o detentor norte-americano terá uma base de cálculo em Reais igual ao seu valor em
dólares norte-americanos na data de recebimento. Caso quaisquer Reais efetivamente ou presumidamente recebido
pelo detentor norte-americano sejam posteriormente convertidos em dólares norte-americanos, o referido detentor
norte-americano deverá reconhecer o ganho ou perda cambial, que seria tratado como perda ou ganho ordinário. O
referido ganho ou perda será em geral tratado como ganho ou perda de fontes nos Estados Unidos para fins de crédito
tributário estrangeiro nos EUA. Os detentores norte americanos devem consultar seus próprios consultores fiscais em
relação ao caso em que o câmbio referente ao ganho ou perda em reais não for convertido em dólares norte-americanos
na data do recebimento efetivo ou presumido.
Os dividendos pagos por nós não se qualificará para a dedução de dividendos recebidos cabível a sociedades
anônimas nos termos do Código. Observadas as preocupações do Departamento do Tesouro Americano, abaixo
mencionadas, sobre determinadas ações tomadas de forma inconsistente pelos intermediários e determinadas exceções
referentes a posições de curto prazo e posições hedgeadas, o valor em dólares norte-americanos dos dividendos
recebidos por determinados detentores norte-americanos (incluindo pessoas físicas), com respeito à ADSs ficara sujeito
à tributação pela alíquota máxima de 20,0%, caso os dividendos representem “receita de dividendos qualificados”. Os
dividendos pagos à ADSs serão tratados como receita de dividendos qualificados se (i) as ADSs forem prontamente
negociáveis em mercado de valores mobiliários estabelecido dos Estados Unidos da América e (ii) Companhia não era,
no exercício anterior ao exercício no qual o dividendo foi pago, assim como não seremos no exercício em que o
dividendo for pago, uma PFIC. As ADSs estão listadas na Bolsa de Valores de Nova Iorque e, desse modo,
qualificadas como prontamente negociáveis em mercado de valores mobiliários estabelecido dos Estados Unidos. No
entanto, nenhuma garantia pode ser dada de que as ADSs serão ou continuarão a ser prontamente negociáveis. Veja
abaixo a discussão referente à nossa determinação da PFIC.
Com base na orientação vigente, não está totalmente claro se os dividendos recebidos com respeito às ações
ordinárias serão tratados como receita de dividendos qualificados, porque as ações ordinárias não estão por si listadas
em bolsa de valores norte-americana. Ademais, o Departamento do Tesouro Americano anunciou sua intenção de
promulgar normas segundo as quais detentores de ações ordinárias ou ADSs e intermediários por meio dos quais os
referidos valores mobiliários forem detidos poderão se fiar em certificados de emitentes para estabelecer que
dividendos sejam tratados como dividendos qualificados. Como esses procedimentos não foram ainda expedidos, não
está claro se poderemos lhes dar atendimento. Os detentores norte-americanos de ações ordinárias e de ADSs
devem consultar seus próprios consultores fiscais no que diz respeito à disponibilidade da alíquota reduzida de
imposto sobre dividendos, à luz de suas próprias circunstâncias específicas.
Observadas certas limitações (inclusive a exigência de período mínimo de detenção), o detentor norteamericano terá o direito de pedir um crédito tributário estrangeiro nos EUA em relação a qualquer imposto brasileiro
retido na fonte sobre dividendos recebidos pelas ações ordinárias ou ADSs. O detentor norte-americano que não optar
pelos créditos de nenhum imposto de renda estrangeiro pago ou acumulado durante o exercício fiscal poderá, ao invés,
pedir uma dedução em relação ao imposto de renda brasileiro, uma vez que o detentor norte-americano opte por
deduzir (em vez do crédito) todos os impostos de renda estrangeiros pagos ou acumulados no ano fiscal. Os dividendos
110
recebidos em relação às ações ordinárias ou ADSs serão em geral tratados como receita de dividendos de fontes
externas aos Estados Unidos e em geral constituirão uma “categoria de receita passiva” para os fins de limitação dos
créditos tributários estrangeiros nos EUA. As regras que regem créditos tributários estrangeiros são complexas e os
detentores norte-americanos deveriam consultar seus próprios consultores fiscais sobre a disponibilidade dos créditos
tributários estrangeiros em circunstâncias específicas. O Departamento do Tesouro Americano manifestou preocupação
que os intermediários relacionados as modalidades de depositários possam tomar ações incompatíveis com a pretensão
de créditos tributários estrangeiros por pessoas norte americanas, detentoras de ações lastreadas. Assim, os detentores
norte-americanos devem estar cientes que a discussão acima sobre a capacidade de crédito de impostos brasileiros
retidos na fonte sobre os dividendos e a disponibilidade das alíquotas reduzidas para dividendos recebidos pelos
detentores não empresários acima determinados poderiam ser afetados por ações tomadas pelas partes no que diz
respeito a quem as ADSs são liberadas e do IRS.
As distribuições de ações adicionais a detentores no tocante as suas ADSs que sejam realizadas como parte de
distribuição proporcional a todos os nossos acionistas, de modo geral, não ficarão sujeitas ao imposto de renda federal
dos Estados Unidos.
Os detentores não norte-americanos, de modo geral, não ficarão sujeitos ao imposto de renda federal dos
Estados Unidos ou ao imposto a ser retido na fonte sobre as distribuições relacionadas às ADSs que sejam tratadas
como rendimento de dividendos para fins do imposto de renda federal dos Estados Unidos, a menos que tais dividendos
estejam efetivamente ligados à condução, pelo detentor, de atividade comercial ou negócio nos Estados Unidos (e, caso
exigido por tratado sobre imposto de renda aplicável, serão atribuídas a uma base permanentemente estabelecida ou
fixa).
Tributação de Vendas, Trocas e outras Alienações Tributáveis.
Os depósitos e retiradas de ações ordinárias pelos detentores norte-americanos em troca das ADSs não
resultarão na realização de ganho ou perda para fins de imposto de renda federal dos EUA.
Por ocasião da venda, troca ou outra disposição tributável de ações ordinárias ou ADSs, o detentor norteamericano irá em geral reconhecer os ganhos ou perdas para fins de imposto de renda federal dos EUA no valor igual à
diferença entre o valor realizado em decorrência da alienação das ações ordinárias e ADSs (incluindo o valor bruto
antes da incidência de qualquer imposto brasileiro) e o valor contábil ajustado para fins fiscais do detentor norte
americano das ações ordinárias ou ADSs. O valor contábil inicial das ações ordinárias ou ADSs detidas pelo detentor
norte-americano serão o valor em dólares norte-americanos do preço de compra denominado em Reais, determinado na
data da compra. Os referidos ganhos ou perdas em geral serão tratados como ganhos ou perdas de capital assim como
constituirão ganhos ou perdas de capital de longo prazo, caso as ações ordinárias ou ADSs tenham sido detidas por
período superior a um ano, a partir do momento da venda, troca ou outra disposição tributável. Embora não
acreditemos que os detentores norte-americanos terão o direito à crédito ou dedução no que diz respeito ao
IOF/Câmbio pago em ações ordinárias ou ADSs (conforme discutido em “Tributação, Considerações Fiscais
Brasileiras, Imposto sobre de Operações no Exterior”), os detentores norte-americanos deveriam ter o direito de incluir
o montante de IOF/Câmbio pago como parte de seu valor contábil inicial nas referidas ações ordinárias ou ADSs. Pela
lei atual, determinados detentores norte-americanos não empresários (inclusive pessoas físicas) podem ser elegíveis
para alíquotas preferenciais do imposto de renda federal dos EUA no que diz respeito a ganhos de capital de longo
prazo. A dedutibilidade de perdas de capital está sujeita a limitações pelo Código.
Caso o imposto de renda brasileiro seja retido na fonte sobre a venda, troca ou outra disposição tributável das
ações ordinárias ou ADSs, o valor realizado por detentor norte-americano incluirá o valor bruto dos resultados da
venda, troca ou outra disposição tributável antes da incidência do imposto de renda brasileiro na fonte. Os ganhos e
perdas de capital, caso aplicáveis, realizados por detentor norte-americano sobre a venda, troca ou outras disposições
tributáveis das ações ordinárias ou ADSs serão, em geral, tratados como ganho ou perda de fonte norte-americana para
fins de crédito fiscal estrangeiro dos EUA. Consequentemente, caso incida imposto de renda brasileiro (veja
“Considerações Fiscais Brasileiras - Tributação de Ganhos de Capital”) sobre ganho pela disposição de ações
ordinárias ou ADSs, o detentor norte-americano não poderá se beneficiar do crédito fiscal estrangeiro correspondente
(ou seja, porque o ganho pela disposição seria fonte norte-americana), a menos que o detentor possa usar o crédito com
relação a imposto de renda federal pago por outra fonte de renda estrangeira. Alternativamente, o detentor norte
americano poderá deduzir do imposto de renda brasileiro, se o detentor norte americano optar por deduzir todo imposto
de renda estrangeiro pago ou acumulado durante o ano fiscal.
O detentor que não seja detentor norte-americano não ficará sujeito à imposto de renda federal dos Estados
111
Unidos ou imposto de retenção na fonte sobre ganho realizado na venda ou outra alienação tributável de ações
ordinárias ou ADS, a menos que (i) tal detentor não norte-americano seja pessoa física que tenha permanecido nos
Estados Unidos da América por 183 dias ou mais no ano-base da venda e certas outras condições tenham sido
atendidas, ou (ii) tal ganho esteja efetivamente ligado à condução de negócio nos Estados Unidos por parte do detentor
norte americano (e, se requerido por qualquer tratado sobre imposto de renda aplicável, é imputável a um
estabelecimento permanente ou base fixa dos EUA). Se a primeira exceção (i) se aplicar, o detentor não norte
americano estrangeiro estará, em geral, sujeito à tributação à alíquota de 30% sobre o montante, do qual provém os
ganhos obtidos com as vendas que são de fontes norte-americanas, excedam as perdas de capital alocáveis às fontes
norte americanas. Se a segunda exceção (ii) se aplicar, o detentor não norte americano estará, em geral, sujeito ao
imposto de renda federal dos EUA com relação ao ganho da mesma forma que os detentores norte americanos, como
descrito acima. Além disso, no caso (ii), se tal detentor não norte americano for uma corporação estrangeira, ele poderá
estar sujeito a um imposto sobre os lucros da filial igual a 30% (ou uma alíquota inferior prevista por um tratado, se for
o caso) após a repatriação do real ou atribuível a seus resultados e lucros efetivamente relacionados para o ano fiscal,
observados determinados ajustes.
Regras para Investimento Estrangeiro
Leis especiais sobre imposto de renda federal dos EUA se aplicam a pessoas que detenham ações de uma
PFIC. Em geral, uma sociedade não norte-americana será classificada como uma PFIC para qualquer exercício fiscal,
durante o qual, após observação das leis pertinentes sobre a renda e ativos das controladas, (i) 75,0% ou mais da renda
bruta das corporações não norte americanas seja “renda passiva”, ou (ii) em média 50,0% ou mais do valor bruto dos
bens das corporações não norte americanas produzam renda passiva ou sejam detidos para a produção de renda passiva.
Para estes fins, a renda passiva inclui, em geral, entre outras coisas, dividendos, juros, aluguéis, royalties, ganhos
provenientes da alienação de bens passivos, e ganhos de commodities e de operações com valores mobiliários,
diferentes de ganhos de determinados negócios ativos da venda de commodities (sujeito a várias exceções). Para
determinar se uma corporação não norte americana é uma PFIC, é levada em consideração uma parcela proporcional da
renda e dos bens de cada uma destas corporações, nas quais se detém, direta ou indiretamente, pelo menos 25,0% de
participação (em valor).
A determinação se uma sociedade não norte americana é uma PFIC é baseada na composição da renda, das
despesas e bens da corporação não norte americana de tempos em tempos, e a aplicação das leis complexas de imposto
de renda federal dos EUA, sujeitas a diferentes interpretações e envolve incertezas. Baseando-se nas demonstrações
financeiras auditadas da Companhia, a natureza dos nossos negócios, e as principais informações de mercado e dos
acionistas, acreditamos que não seríamos classificados como uma PFIC no seu último ou atual ano fiscal (embora a
determinação não possa ser feita até o término deste ano fiscal), e não esperamos ser classificados como uma PFIC no
futuro próximo, baseando-se em seus planos de negócios atuais e sua interpretação corrente do Código e dos
regulamentos do Tesouro, atualmente em vigor. No entanto, uma vez que a aplicação do Código e dos regulamentos do
Tesouro não estão totalmente claros e tendo em vista que o status da Companhia como PFIC depende da composição
da renda, das despesas e bens da corporação não norte americana e o valor de mercado de seus ativos de tempos em
tempos, não há garantia que não seremos tratados como PFIC em qualquer ano fiscal.
Se, ao contrário da discussão acima, formos tratados como um PFIC, um detentor norte americano estaria
sujeito às regras especiais (e poderia estar sujeito a um aumento da responsabilidade de imposto de renda federal dos
EUA e exigências de declaração) com relação à (a) qualquer ganho realizado na venda, troca ou outra alienação
tributável das ações ordinárias ou ADSs, e (b) qualquer “distribuição excedente” feita por nós ao detentor norte
americano (em geral, qualquer distribuição durante um ano fiscal, no qual as distribuições ao detentor norte americano
de ações ordinárias ou ADSs exceda 125% da distribuição anual média recebida pelo detentor norte americano de
ações ordinárias ou ADSs, durante os últimos três anos fiscais ou, se em período menor, o período de detenção do
detentor norte americano para as ações ordinárias ou ADSs). Sob essas regras, (a) o ganho ou distribuição excedente
seria alocado proporcionalmente ao período de detenção do detentor norte americano para as ações ordinárias ou
ADSs, (b) o montante atribuído no ano fiscal, em que o ganho ou distribuição excedente seja realizado e nos anos
fiscais anteriores ao primeiro dia em que nós nos tornamos um PFIC seria tributável como renda ordinária, (c) o
montante atribuído a cada ano anterior ao qual éramos uma PFIC estaria sujeito ao imposto de renda federal dos EUA,
à maior alíquota em vigor para aquele ano, e (d) os juros cobrados, em geral, aplicáveis, ao pagamento a menor do
imposto de renda federal dos EUA seriam estabelecidos em relação ao imposto atribuível a cada ano anterior em que
éramos uma PFIC.
Se formos tratados como uma PFIC e, a qualquer momento, investirmos em sociedades não americanas que
são classificadas como PFICs (cada, uma “PFIC de grau inferior”), os detentores norte americanos geralmente serão
112
considerados como detentores de, e também estão sujeitos às regras de PFIC com relação a, sua participação acionária
indireta nessa PFIC de grau inferior. Se formos tratados como uma PFIC, um detentor norte americano pode assumir
responsabilidade pelos impostos diferidos e a cobrança de juros acima descrito se (i) recebermos uma distribuição da,
ou se o detentor alienar a totalidade ou parte de nossa participação na PFIC de grau inferior ou se (ii) o detentor norte
americano alienar a totalidade ou parte de suas ações ordinárias ou ADSs.
Em geral, se formos tratados como uma PFIC, as regras descritas acima podem ser evitadas pelo detentor norte
americano que optar por se sujeitar a um regime de marcação a mercado de ações em uma PFIC. O detentor norte
americano pode optar pelo tratamento de marcação a mercado para suas ações ordinárias ou ADSs, uma vez que para
fins de regras, as ações ordinárias ou ADSs constituam “ações negociáveis”, conforme definido nos regulamentos do
Tesouro. Para estes efeitos, as ADSs serão “ações negociáveis” se forem regularmente negociadas na Bolsa de Nova
Iorque, além dos limites individuais mínimos, por, pelo menos, 15 dias durante cada trimestre do ano civil. O detentor
norte americano que opte pelo regime de marcação a mercado geralmente irá calcular o ganho ou perda no final de
cada ano fiscal, conforme a venda a preço justo das ações ordinárias ou ADSs. Qualquer ganho reconhecido pelo
detentor norte americano no tratamento de marcação a mercado, ou em uma venda real, seria tratado como renda
ordinária, e ao detentor norte americano seria permitida uma dedução ordinária para qualquer diminuição no valor das
ações ordinárias ou ADSs, no fim de qualquer ano fiscal, e para qualquer perda reconhecida em uma venda real, porém
apenas, em cada caso, na medida da receita por marcação de mercado anteriormente incluída, não compensada por
diminuições anteriormente deduzidas do valor. Qualquer perda de uma venda real de ações ordinárias ou ADSs seria
uma perda de capital em relação ao excesso de receita por marcação de mercado anteriormente incluída, não
compensada por diminuições anteriormente deduzidas do valor. A base de cálculo ajustada para o detentor norte
americano de ações ordinárias ou ADSs seria aumentada ou diminuída pelo ganho ou perda, levando-se em
consideração os termos do regime de marcação de mercado. A opção de marcação a mercado é em geral irreversível.
Além disso, a opção de marcação a mercado em relação às ações ordinárias ou ADSs não se aplicaria a uma PFIC
inferior, e um detentor norte americano não seria capaz de optar por essa marcação a mercado em relação a sua
participação indireta na PFIC inferior. Consequentemente, as regras para a PFIC poderiam se aplicar em relação à
renda de uma PFIC inferior, cujo valor já teria sido levado em consideração indiretamente, através de ajustes de
marcação a mercado em relação às ações ordinárias ou ADSs.
O detentor norte americano que possui ações ordinárias ou ADSs durante qualquer ano fiscal em que formos
tratados, em geral, como uma PFIC, estaria obrigado a apresentar o Formulário 8621 do IRS. Os detentores norteamericanos devem também estar cientes que uma legislação editada recentemente pode estender os requisitos atuais
para a apresentação do Formulário 8621 do IRS ou impor obrigações adicionais de prestação de informações para norte
americanos detentores de ações de uma PFIC. A legislação não descreve quais informações devem ser incluídas em
qualquer dos casos, mas estabelece que o Secretário do Departamento do Tesouro Norte Americano tem o poder para
fazer tal determinação. Os detentores norte americanos deveriam consultar seus auditores independentes com relação a
aplicação das regras da PFIC às ações ordinárias ou ADSs, a disponibilidade e a oportunidade de fazer uma eleição
para evitar as consequências fiscais adversas das regras da PFIC, no caso que formos considerados uma PFIC para
qualquer ano fiscal, e a aplicação da legislação recentemente editada para sua situação específica.
Retenção na Fonte para Reserva e Apresentação de Informações
Os dividendos pagos às ADSs e os valores referentes a venda, troca ou outra disposição tributável das ações
ordinárias ou ADSs a detentor norte-americano poderá em geral ficar sujeito às exigências de prestação de informações
do Código assim como poderão ficar sujeitos a imposto de renda federal dos EUA (atualmente à alíquota de 28,0%) de
retenção de caráter subsidiário, a menos que o detentor norte-americano (i) apresente número exato de identificação do
contribuinte e certifique que é cidadão norte americano e que nenhuma perda de isenção de retenção de caráter
subsidiário tenha ocorrido, ou (ii) caracterize ser um beneficiário isento. O valor de qualquer imposto de retenção de
caráter subsidiário recolhido pelo pagamento a detentor norte-americano será considerado crédito contra a obrigação de
imposto de renda federal dos Estados Unidos do detentor norte-americano, podendo habilitar o detentor norteamericano a restituição, desde que determinadas informações exigidas sejam prontamente fornecidas ao IRS.
Além disso, os detentores norte americanos devem estar cientes que os requisitos de informação adicional com
relação a propriedade de determinados ativos financeiros estrangeiros, incluindo ações de emissores estrangeiros que
não são mantidas numa conta mantida por determinadas instituições financeiras, se o valor total de todos estes ativos
exceder US$50.000. Os detentores norte-americanos devem consultar seus consultores tributários em relação à
aplicação das regras de relatórios de informações de ações ordinárias ou ADSs e de aplicação das regras de ativos
financeiros estrangeiros para suas situações particulares.
113
Os detentores não norte-americanos não estarão em geral sujeitos às referidas exigências de prestação de
informações e de imposto de retenção de caráter subsidiário, mas poderão ficar obrigados a observar os procedimentos
de certificação e identificação aplicáveis a fim de se habilitarem à isenção.
Documentos Disponibilizados
As afirmações contidas neste relatório anual no tocante ao teor de qualquer contrato ou outro documento não
são necessariamente completas e, nos casos em que o contrato ou outro documento constitua anexo do relatório anual,
todas as afirmações serão qualificadas em todos os aspectos pelas disposições do efetivo contrato ou demais
documentos.
Nossa Companhia está sujeita às exigências de prestação de informações do Securities Exchange Act de 1934
e alterações posteriores, aplicáveis a emissor privado estrangeiro e de acordo com essas exigências, arquivamos ou
fornecemos relatórios, demonstrativos e outras informações perante a SEC. Os relatórios e outras informações por nós
registradas na SEC podem ser inspecionados e, mediante o pagamento de quaisquer taxas exigidas, poderão ser
copiados na Sala de Consulta Pública da SEC, 100 F Street, N.E., Washington, D.C. 20549. Nossos registros na SEC
também estão disponíveis através do website da SEC http://www.sec.gov.
Os relatórios e demais informações também poderão ser examinados e copiados nos escritórios da NYSE, 20
Broad Street, New York, New York 10005. Na qualidade de emissora privada estrangeira, entretanto, nossa Companhia
fica isenta de quaisquer exigências de procuração nos termos do art. 14 do Exchange Act bem como das normas sobre
recuperação de lucros por transações de ida e volta (short-swing profit recovery) do Artigo 16 do Exchange Act.
Nosso website localiza-se em http://www.cpfl.com.br e nosso website de relações com investidores localiza-se
em http://www.cpfl.com.br/ri. (Essas URLs somente devem ser consideradas como referência textual. Elas não têm o
propósito de ser um hyperlink ativo em nosso website. As informações de nosso website, que podem ser acessadas por
meio de hyperlink resultante dessa URL, não são e não devem ser consideradas como parte integrante do presente
relatório).
ITEM 11. DIVULGAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE RISCO DE MERCADO
Estamos expostos ao risco de mercado em função de mudanças nas taxas de câmbio, taxas de juros e correção
monetária. O risco cambial existe na medida em que temos dívida denominada em dólares norte-americanos. Da
mesma forma, a Companhia está sujeita a risco de mercado decorrente de mudanças das taxas de juros que podem
afetar o custo de nossos financiamentos.
Risco Cambial
Em 31 de dezembro de 2012, aproximadamente 14,2% do nosso endividamento era denominado em dólares
norte-americanos. Também em 31 de dezembro de 2012, tínhamos contratos de swap que compensaram o risco
cambial no montante de R$2.464 milhões deste valor. O prejuízo em potencial à nossa Companhia que resultaria de
uma alteração hipotética desfavorável de 50,0% das taxas de câmbio, após os swaps, seria de aproximadamente R$14,2
milhões, principalmente em função do aumento do valor em Reais do principal do endividamento em moeda
estrangeira. O aumento total em nosso endividamento em moeda estrangeira estaria refletido como despesa em nossa
demonstração do resultado.
Risco de Variação de Juros
Temos um endividamento e ativos financeiros denominados em Reais com taxas de juros variáveis, ou, em
alguns casos, taxas fixas. Também temos swaps que convertem algumas de nossas dívidas denominadas em dólares
norte-americanos para Reais a taxas de juros variadas. As taxas de juros e as taxas de indexação incluem diferentes
taxas utilizadas no mercado financeiro brasileiro e taxas de inflação. Em 31 de dezembro de 2012, o passivo total,
líquido dos ativos e após a realização dos swaps, era de R$12.804 milhões. Mais informações para outra situação,
consultar a nota 33 de nossas demonstrações financeiras consolidadas.
Uma alteração hipotética, instantânea e desfavorável, de 100 pontos base nas taxas aplicáveis aos ativos e
passivos financeiros indexados a taxas flutuantes em 31 de dezembro de 2012 resultaria em um desembolso adicional
de aproximadamente R$128 milhões. Esta análise de sensibilidade toma por base a movimentação desfavorável de 100
pontos base das taxas de juros aplicáveis a cada categoria homogênea de ativos e passivos financeiros. A categoria é
114
definida de acordo com a moeda na qual os ativos e passivos financeiros estão denominados e pressupõe a mesma
movimentação de taxa de juros dentro de cada categoria (por exemplo, dólares norte-americanos). Em decorrência
deste fato, o modelo de sensibilidade de risco de taxa de juros da nossa Companhia poderá exagerar o impacto das
flutuações das taxas de juros com relação aos instrumentos financeiros, uma vez que movimentações desfavoráveis de
todas as taxas de juros são improváveis.
ITEM 12. DESCRIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS QUE NÃO AÇÕES
American Depositary Shares
Taxas e despesas
A seguinte tabela resume as taxas e despesas a serem pagas pelos detentores de ADSs.
Depositárias de ações ordinárias e detentores de ADS devem pagar:
US$5,00 (ou menos) por 100 ADSs (ou lote 100 ADSs)
US$2,00 (ou menos) por 100 ADS (no montante não proibido pelas
regras de qualquer bolsa de valores em que as ADSs estejam listadas
para negociação)
US$2,00 (ou menos) por 100 ADS (na medida em que o depositário
não tenha recolhido taxa de distribuição em moeda no valor de
US$2,00 por 100 ADS durante o ano)
Taxas de registro de transferência
Despesas do depositário
Taxas e demais encargos governamentais que o depositário ou
custodiante devem pagar por qualquer ADS ou ações ordinárias
subjacentes a uma ADS, como por exemplo, taxa de transferência de
participação acionária, imposto de selo (stamp duty) ou impostos
retidos na fonte
Quaisquer encargos incorridos pelo depositário ou seus agentes pelos
serviços relacionados aos valores mobiliários depositados
Por:
Emissão de ADSs, inclusive emissões resultantes da distribuição de
ações ordinárias ou direitos ou outra propriedade.
Cancelamento das ADSs para fins de retirada, inclusive caso o contrato
de depósito vença.
Qualquer distribuição para V.Sa.
Serviços de depositário
Transferência e registro de ações ordinárias em nosso registro de ações
ordinárias de ou para o nome do depositário ou seu agente quando
V.Sa. deposite ou retire suas ações ordinárias.
Telegrama, telex ou transmissões por fax (quando expressamente
previstas no contrato de depósito)
Conversão de moeda estrangeira em dólares norte-americanos.
Conforme necessidade
Não existem, atualmente no mercado brasileiro, encargos deste tipo
Reembolso de Taxas e Pagamentos Diretos ou Indiretos pelo Depositário
O depositário recolhe suas taxas de entrega e devolução de ADSs diretamente de investidores que depositam
ações ou entreguem ADSs para fins de retirada ou de intermediários atuando para eles. O depositário recolhe taxas para
realizar distribuições aos investidores através da dedução das taxas sobre os montantes distribuídos ou através da venda
de uma parcela das propriedades a serem distribuídas para pagar impostos. O depositário pode recolher sua contribuição
anual para os serviços de depositário, por dedução da distribuição em dinheiro ou por faturamento direto dos
investidores ou pela cobrança pelo livro de contas de entrada do sistema de participantes que atuem por eles. O
depositário pode, em geral, se recusar a fornecer taxas atrativas de serviços até que suas taxas para estes serviços sejam
pagas.
Em 2012, recebemos os seguintes pagamentos do depositário: US$12.150 e US$750.000, (ou US$525.000
líquido de imposto de renda retido na fonte) por despesas incorridas por nós em relação ao programa de ADS, incluindo
identificação global de acionistas e despesas relacionadas ao quarto ano do contrato entre nós e o depositário,
respectivamente.
ITEM 13. INADIMPLEMENTOS, DIVIDENDOS EM ATRASO E MORA
Não há.
ITEM 14. MODIFICAÇÕES RELEVANTES DOS DIREITOS DE DETENTORES DE VALORES
MOBILIÁRIOS E DESTINAÇÃO DE RECURSOS
Não há.
115
ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS
Sob a supervisão e com a participação de nossa administração, inclusive nosso Diretor Presidente e nosso
Diretor Financeiro, realizamos avaliação da eficácia de nossos controles e procedimentos de divulgação em 31 de
dezembro de 2012. Existem limitações inerentes à eficácia de qualquer sistema de controles e procedimentos de
divulgação, inclusive a possibilidade de falha humana e a frustração ou supressão dos controles e procedimentos.
Consequentemente, até mesmo controles e procedimentos de divulgação eficazes constituem garantia somente razoável
de que atingirão seus objetivos de controle. Com base em nossa avaliação, nosso diretor presidente e nosso diretor
financeiro concluíram que nossos controles e procedimentos de divulgação eram eficazes para oferecer garantia
razoável de que as informações de divulgação exigida nos relatórios que registramos ou apresentamos com base no
Exchange Act foram registradas, processadas, resumidas e informadas nos prazos especificados nas normas e
formulários aplicáveis, assim como foram acumuladas e informadas à nossa diretoria, inclusive a nosso diretor
presidente e a nosso diretor financeiro, de forma adequada para permitir decisões tempestivas com respeito à
divulgação exigida.
•
Relatório da Administração sobre os Controles Internos de Informações Financeiras
Nossa administração é responsável por estabelecer e manter controles internos adequados sobre a divulgação
de informações financeiras. Nossos controles internos sobre a divulgação de informações financeiras é um
procedimento projetado para prover garantias razoáveis com relação à confiabilidade de nossas informações financeiras
e a preparação de nossas demonstrações financeiras para fins externos de acordo com os princípios contábeis
geralmente aceitos. Nossos controles internos sobre a divulgação de informações financeiras incluem políticas e
procedimentos que: (i) dizem respeito à manutenção de registros que razoavelmente detalhados, refletem de maneira
acurada e justa nossas transações e a disposição de nossos ativos; (ii) proveem razoável segurança de que são
registradas conforme o necessário para permitir a preparação de nossas demonstrações financeiras de acordo com os
princípios contábeis geralmente aceitos, e que nossos gastos e despesas estão sendo realizados em conformidade com
as autorizações de nossa administração e diretoria; e (iii) proveem razoável segurança com relação à prevenção ou
identificação tempestiva de aquisição, uso ou disposição não autorizados de nossos ativos que poderiam ter efeito
material em nossas demonstrações financeiras.
Por motivo de limitações inerentes, o controle interno sobre a divulgação de informações financeiras pode não
prevenir ou detectar erros nas divulgações. Ademais, a eficácia de projeções e avaliações com relação à períodos
futuros são sujeitas ao risco de que os controles podem ser inadequados por motivo de mudanças de condições e que o
grau de conformidade com esses procedimentos e políticas pode se deteriorar.
Nossa administração tem avaliado a eficácia de nossos controles internos sobre a divulgação de informações
financeiras com relação às demonstrações de 31 de dezembro de 2012, baseada nos critérios estabelecidos em
“Controles Internos - Estrutura Integrada” emitido pela COSO (Committee of Sponsoring Organizations of the
Treadway Commission). Baseada nesses critérios e avaliação, nossa administração concluiu que nossos controles
internos sobre a divulgação de informações financeiras são eficazes com relação a 31 de dezembro de 2012.
Em Junho de 2012, a CPFL Energia, através da subsidiária CPFL Renováveis, adquiriu 100% das ações da
BVP S.A. De acordo com as instruções da SEC, a administração pode excluir um negócio adquirido de seu relatório de
controles internos de informações financeiras se o requerente consumar uma combinação de negócios de aquisição
relevante durante o respectivo exercício social. Por essa razão, nossa administração não avaliou a eficácia dos
controles internos de informações financeiras da BVP S.A. cujas demonstrações financeiras constituem 4,6% do total
de ativos e 0,7% de receitas líquidas das demonstrações financeiras consolidadas para o exercício findo em 31 de
dezembro de 2012.
Em setembro de 2012, implementamos uma nova versão do sistema de faturamento na CPFL Santa Cruz,
nossa subsidiária, o sistema SAP Costumer Care System (CCS). Nós testamos rigorosamente esse novo sistema antes de
implementá-lo. Nossa diretoria acredita que o novo sistema irá gerar ganhos de produtividade e melhorar os processos
internos. As mudanças no processo do nosso negócio e controle interno sobre divulgação de demonstrações financeiras
foram todos registrados e endossados pela nossa diretoria para o ano findo em 31 de dezembro de 2012.
Ao Conselho de Administração e Acionistas da
CPFL Energia S.A.
São Paulo - SP
116
Examinamos os controles internos sobre o processo de elaboração de relatórios financeiros da CPFL Energia S.A. e
controladas (“Companhia”) em 31 de dezembro de 2012, de acordo com os critérios estabelecidos no Internal Control Integrated Framework emitido pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (“COSO”).
Conforme descrito no Relatório da Administração sobre Controles Internos Referentes à Elaboração de Relatórios
Financeiros, a Administração da Companhia não incluiu em sua avaliação os controles internos da BVP S.A, adquirida
em Junho de 2012, cujas demonstrações financeiras constituem 4,6% dos ativos totais e 0,7% da receita líquida
constantes das demonstrações financeiras consolidadas para o exercício findo em 31 de dezembro de 2012. Nossa
auditoria não compreendeu, portanto, os controles internos sobre o processo de elaboração de relatórios financeiros da
BVP S.A.. A Administração da Companhia é responsável por manter controles internos efetivos sobre a elaboração de
relatórios financeiros e por avaliar sua eficácia, incluídos no Relatório da Administração sobre Controles Internos
Referentes à Elaboração de Relatórios Financeiros.
Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre os controles internos da Companhia sobre a elaboração de
relatórios financeiros com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas do Public Company
Accounting Oversight Board - PCAOB (Estados Unidos). Essas normas requerem que a auditoria seja planejada e
executada com o objetivo de obter segurança razoável de que se manteve efetivo controle interno sobre a elaboração de
relatórios financeiros em todos os aspectos relevantes. Nossa auditoria compreendeu a obtenção de um entendimento
dos controles internos sobre a elaboração de relatórios financeiros, avaliação dos riscos de deficiências relevantes, testes
e análises do desenvolvimento e da eficácia operacional dos controles internos com base na avaliação de risco, bem
como a realização de outros procedimentos que consideramos necessários nas circunstâncias. Acreditamos que nossa
auditoria é apropriada para fundamentar nossa opinião.
Os controles internos da Companhia sobre a elaboração de relatórios financeiros são processos desenvolvidos pelo, ou
sob a supervisão do, principal executivo e principais diretores financeiros da Companhia ou por pessoas que exerçam
funções similares, sendo concretizados pelo Conselho de Administração, pela Administração da Companhia e por
outros funcionários para obter segurança razoável em relação à confiabilidade dos relatórios financeiros e à elaboração
de demonstrações financeiras para uso externo, de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Os controles
internos da Companhia sobre a elaboração de relatórios financeiros compreendem políticas e procedimentos que (1) se
referem à manutenção dos registros que, em detalhes razoáveis, refletem precisa e adequadamente as transações e
destinações dos ativos da Companhia; 2) fornecem segurança razoável de que as transações sejam registradas conforme
necessário para permitir a elaboração das demonstrações financeiras em consonância com os princípios contábeis
geralmente aceitos e que os recebimentos e gastos da Companhia somente sejam feitos mediante autorização da
Administração e dos diretores da Companhia; e (3) fornecem segurança razoável relativa à prevenção ou detecção
tempestiva de aquisição, uso ou destinação não autorizados dos ativos da Companhia que poderiam afetar
significativamente as demonstrações financeiras.
117
Devido às limitações próprias, incluindo a possibilidade de conluio ou inadequada evasão de controles, os controles
internos sobre o processo de elaboração de relatórios financeiros podem não evitar ou detectar tempestivamente
distorções relevantes causadas por fraude ou erro. Ainda, as futuras avaliações da eficácia dos controles internos
estão sujeitas ao risco de que os controles possam se tornar inadequados devido às mudanças nas condições ou de
que o grau de cumprimento das políticas ou procedimentos possa se deteriorar.
Em nossa opinião, a Companhia manteve, em todos os aspectos relevantes, efetivo controle interno sobre o processo
de elaboração de relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2012, de acordo com os critérios estabelecidos no
documento Internal Control - Integrated Framework emitido pelo Committee of Sponsoring Organizations of the
Treadway Commission (“COSO”).
Examinamos,
também,
as
demonstrações
financeiras
consolidadas
da
Companhia
em
31 de dezembro de 2012, de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board - PCAOB
(Estados Unidos), e nosso relatório, datado de 9 de Abril de 2013, continha opinião sobre as demonstrações
financeiras, sem ressalvas.
DELOITTE TOUCHE TOHMATSU
Auditores Independentes
Campinas, São Paulo, Brasil
9 de Abril de 2013
ITEM 16
ITEM 16A. ESPECIALISTA FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA
Conforme descrito no Item 16D abaixo, outorgamos a nosso conselho fiscal os poderes necessários para se
qualificar conforme a isenção das exigências de comitê de auditoria estabelecidas na Norma do Exchange Act 10A3(c) (3). Nosso Conselho de Administração reconheceu que um membro de nosso conselho fiscal, Daniela Corci
Cardoso, qualifica-se como especialista financeiro e atende às exigências aplicáveis de autonomia para a
composição do conselho fiscal, nos termos da lei brasileira. Ela também atende às exigências de autonomia da
Bolsa de Valores de Nova Iorque (New York Stock Exchange) que se aplicariam a membros do comitê de auditoria
na ausência de nossa possibilidade de contar com a isenção estabelecida na Norma da Exchange Act 10A-3(c) (3).
Alguns dos membros de nosso conselho fiscal são atualmente empregados de alguns de nossos principais acionistas
ou de suas subsidiárias.
ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA
Adotamos um Código de Ética aplicável a nossos empregados, conselheiros e diretores executivos, que
avalia questões como conflitos de interesse, oportunidades corporativas, confidencialidade, negociação justa,
proteção e uso adequado de ativos da companhia, conformidade com leis, regras e regulamentos (inclusive leis
sobre insider trading) e encorajamento à denúncia de qualquer comportamento ilegal ou não ético. Nosso Código
de
Ética
se
encontra
disponível
em
nosso
website
em:
http://www.b2i.cc/document/986/CPFL_CodEtica_20061227_eng.pdf (Esse URL somente deve ser considerado
como referência textual. Ele não tem o propósito de ser um hyperlink ativo em nosso website. As informações de
nosso website, que podem ser acessadas por meio de hyperlink resultante dessa URL, não são e não devem ser
consideradas como parte integrante do presente relatório).
Estamos atualmente revisando nosso Código de Ética a fim de incorporar sugestões de nossos empregados
118
e de partes interessadas externas. Pretendemos submeter a nova versão de nosso Código de Ética à aprovação dos
membros do nosso Conselho de Administração e diretores no primeiro semestre de 2013. Se aditarmos disposições
em nosso Código de Ética que se aplicam ao nosso diretor presidente, nosso diretor vice-presidente financeiro,
nossos principais contadores e pessoas que possuam função similar, ou se abrirmos exceções para essas pessoas,
informaremos tais aditamentos ou exceções em nosso website no mesmo endereço.
ITEM 16C. HONORÁRIOS E SERVIÇOS DOS PRINCIPAIS AUDITORES INDEPENDENTES
Honorários de Auditoria e Outros Honorários
A tabela a seguir resume os honorários totais faturados aos nossos auditores independentes nos exercícios
sociais encerrados de 31 de dezembro de 2012 e 2011. Nossos auditores independentes foram a KPMG Auditores
Independentes, para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2001 e Deloitte Touche Tomatsu Auditores
Independentes para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012.
Honorários de Auditoria
Honorários por serviços referentes à Auditoria
Honorários por Assessoria Fiscal
Outros Honorários
Total
Exercício encerrado em 31 de
dezembro de
2012
2011
(em milhares de reais)
R$3.802
R$3.628
R$2.371
R$659
R$112
R$166
R$6.285
R$4.453
"Honorários de Auditoria" são os honorários agregados cobrados pela Deloitte Touche Tomatsu Auditores
Independentes e pela KPMG Auditores Independentes pela auditoria de nossas demonstrações financeiras auditadas
e consolidadas, revisão de demonstrações financeiras trimestrais e serviços de atestação que são prestados com
relação a arquivamentos regulatórios ou declaração fiscal relativos, respectivamente, aos anos de 2012 e 2011.
"Honorários por serviços referentes à Auditoria" são os honorários cobrados pela Deloitte Touche Tomatsu
Auditores Independentes e pela KPMG Auditores Independentes pela garantia de conformidade das demonstrações
financeiras e serviços relacionados que são razoavelmente relacionados à realização da auditoria e à revisão de
nossas demonstrações financeiras relativos aos anos de 2012 e 2011, respectivamente.
"Honorários por Assessoria Fiscal" se referem, na tabela acima, a serviços de assessoria fiscal cobrados
por Deloitte Touche Tomatsu Auditores Independentes e KPMG Auditores Independentes relativos aos anos de
2012 e 2011, respectivamente.
Políticas e Procedimentos de Pré-Aprovação do Comitê de Auditoria
Nosso Conselho Fiscal exerce atualmente as funções de Comitê de Auditoria para fins da Lei SarbanesOxley Act de 2002. Nosso Conselho Fiscal não estabeleceu políticas ou procedimentos de pré-aprovação para
recomendar ao Conselho de Administração a contratação de nossos auditores independentes. De acordo com a lei
brasileira, nosso Conselho de Administração é responsável pela contratação de nossos auditores independentes. A
lei brasileira veda a nossos auditores independentes a prestação de quaisquer serviços de consultoria a nossas
controladas ou a nossa Companhia que possam prejudicar sua independência de ação.
ITEM 16D. ISENÇÕES DOS PADRÕES DE LISTAGEM PARA COMITÊS DE AUDITORIA.
Segundo as normas da NYSE e da SEC para Comitês de Auditoria de companhias listadas, nossa Companhia
deverá dar atendimento à Regra 10A-3 do Exchange Act, que exige que nossa Companhia institua um comitê de
auditoria composto por membros do Conselho de Administração que dê atendimento a exigências específicas.
Nomeamos o Conselho Fiscal e lhe conferimos poderes para exercer as funções do Comitê de Auditoria com base
na isenção estabelecida na Regra 10A-3(c)(3) do Exchange Act. Em nossa avaliação, nosso Conselho Fiscal age de
119
modo independente no desempenho das responsabilidades de um Comitê de Auditoria nos termos da Lei SarbanesOxley e satisfaz as demais exigências da Regra 10A-3 do Exchange Act.
ITEM 16E. COMPRAS DE TÍTULOS PELO EMISSOR E PESSOAS LIGADAS.
Não há.
ITEM 16F. MUDANÇA NO AUDITOR INDEPENDENTE DO AUTOR DO REGISTRO.
A KPMG Auditores Independentes foi nomeada para atuar como nossa empresa de auditoria independente por um
período de cinco anos para auditar nossas demonstrações financeiras consolidadas para os exercícios sociais
encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2008, 2009, 2010 e 2011. Nos termos da regulamentação da CVM, as
companhias abertas brasileiras são obrigadas a estabelecer rotação de suas empresas de auditoria independente a
cada cinco anos. Devido às limitações estabelecidas nessa regulamentação, não procuramos renovar o contrato com
a KPMG quando expirou e a KPMG não poderia tentar ser reeleita. Em 7 de novembro de 2011, nosso Conselho de
Administração aprovou a nomeação da Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes para atuar como nossa
empresa de auditoria independente começando com a revisão de nossas informações trimestrais do primeiro
trimestre de 2012.
Os pareceres da KPMG Auditores Independentes sobre as demonstrações financeiras de cada um dos cinco
exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2008, 2009, 2010 e 2011 não continha opinião adversa ou
ressalvas, nem foi qualificada ou modificada em relação a incertezas, âmbito da auditoria ou princípios contábeis.
Durante esses cinco exercícios sociais, não houve desentendimentos com a KPMG Auditores Independentes,
resolvidos ou não, sobre qualquer assunto envolvendo princípios ou práticas contábeis, divulgação de demonstrações
financeiras, ou escopo dos procedimentos de auditoria, desacordo este que, não sendo resolvido de forma satisfatória
à KPMG Auditores Independentes, teria feito com que a KPMG Auditores Independentes fizesse referência ao
objeto da discordância em seus pareceres de auditoria para tais exercícios.
Solicitamos à KPMG Auditores Independentes uma carta dirigida à SEC informando se concorda ou não com as
afirmações acima. Uma cópia desta carta está arquivada como Anexo 1.01 a este Formulário 20-F.
Não consultamos a Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes durante os nossos dois últimos exercícios
sociais ou qualquer período intermediário subsequente quanto à aplicação dos princípios de contabilidade para uma
transação específica, concluída ou proposta, o tipo de parecer de auditoria que pode ser elaborado em relação a
nossas demonstrações financeiras ou qualquer assunto que tenha sido objeto de uma discordância (tal como definido
no item 16F (a) (1) (iv) do Formulário 20-F), ou um evento a ser divulgado (tal como descrito no item 16F (a) (1)
(v) do Formulário 20-F).
ITEM 16G. GOVERNANÇA CORPORATIVA
O quadro a seguir aponta as diferenças entre nossas práticas de governança corporativa e aquelas seguidas
pelas companhias domésticas dos EUA conforme os padrões de listagem da Bolsa de Nova Iorque:
Artigo do Manual de
Companhias Listadas
na Bolsa de Nova
Iorque
303A.01
Formas pelas quais as práticas de governança Corporativa da
CPFL diferem daquelas seguidas por companhias americanas
listadas na Bolsa de Nova Iorque
Padrão de Listagem da Bolsa de Nova
Iorque
Uma Companhia Listada na Bolsa de
Nova Iorque (uma “Companhia Listada”)
deve ter maioria de conselheiros
independentes em seu conselho de
Administração. Companhias Controladas”
não têm que cumprir essa regra.
A CPFL é uma Companhia Controlada, uma vez que a maioria de suas
ações com poder de voto é de propriedade de VBC Energia
S.A./Camargo Correa S.A./ ESC Energia S.A. da BB Carteira
Livre/Fundo de Investimento em Ações e Energia São Paulo
FIA/Bonaire Participações S.A.. Como Companhia Controlada, a
CPFL não necessita cumprir com a regra de maioria de conselheiros
independentes em seu Conselho de Administração como se fosse uma
120
Artigo do Manual de
Companhias Listadas
na Bolsa de Nova
Iorque
303A.03
303A.04
Formas pelas quais as práticas de governança Corporativa da
CPFL diferem daquelas seguidas por companhias americanas
listadas na Bolsa de Nova Iorque
Padrão de Listagem da Bolsa de Nova
Iorque
Os conselheiros não administradores
(Diretores Executivos) de uma Companhia
Listada regularmente agendam reuniões
sem a presença da administração.
Uma Companhia Listada deve possuir um
Comitê de Governança Corporativa
composto exclusivamente de conselheiros
independentes, contendo regulamento por
escrito que cubra todas as tarefas.
Companhias Controladas não têm que
cumprir essa regra.
303A.05
Uma Companhia Listada deve possuir um
Comitê de Remuneração composto
exclusivamente
de
conselheiros
independentes, contendo regulamento por
escrito que cubra todas as tarefas.
Companhias Controladas não têm que
cumprir essa regra.
303A.06 e 303A.07
Uma Companhia Listada deve possuir um
Comitê de Auditoria com um mínimo de
três
conselheiros
independentes
enquadrados na Regra 10A-3 do Exchange
Act, com um regulamento por escrito que
abranja um mínimo de deveres
específicos.
303A.08
Deve ser provida aos acionistas a
oportunidade de votar a respeito de plano
de opções de ações e revisões ao mesmo,
com exceções mínimas listadas nas Regras
da Bolsa de Nova Iorque.
Uma Companhia Listada deve adotar e
disponibilizar as diretrizes de governança
corporativa que cubram certas obrigações
mínimas.
Uma Companhia Listada deve adotar e
disponibilizar um código de conduta de
administração e ética para conselheiros,
diretores e empregados, e prontamente
303A.09
303A.10
emissora norte americana. A CPFL possui um conselheiro
independente, conforme definido pelas regras do Regulamento da
BM&FBovespa.
Os conselheiros não administradores (Diretores Executivos) da CPFL
não agendam reuniões sem a presença dos Diretores regularmente.
Como Companhia Controlada, a CPFL não é obrigada a cumprir com
as regras para o Comitê de Governança Corporativa como se fosse
uma emissora norte-americana. No entanto, visando melhorar suas
práticas de governança corporativa, a CPFL constituiu uma Comissão
de Governança Corporativa ad hoc. Ela é composta de quatro
membros: o Diretor Presidente e três membros do Conselho da
Administração. Essa Comissão é responsável por avaliar a efetividade
das práticas de governança corporativa da CPFL sempre que
necessário, propor melhorias e monitorar a implementação das práticas
de governança da CPFL.
Como Companhia Controlada, a CPFL não é obrigada a cumprir com
as regras para o Comitê de Remuneração. O Comitê de Gestão de
Pessoas da CPFL é um comitê de assessoramento do Conselho de
Administração. Ele possui três membros, todos conselheiros não
independentes. Conforme seu regulamento, esse comitê é responsável
por assessorar o Conselho de Administração a: (i) coordenar o
processo de seleção do Diretor Presidente; (ii) definir os critérios de
remuneração da Diretoria Executiva, incluindo Planos de Incentivo de
Curto e Longo Prazo; (iii) definir as metas para avaliação de
desempenho da Diretoria Executiva; (iv) coordenar o processo de
avaliação da Diretoria Executiva; (v) preparar e conduzir o Plano de
Sucessão da Diretoria Executiva; e (vi) monitorar a execução de
políticas e práticas de Recursos Humanos e, quando necessário,
elaboração de propostas de aprimoramento.
A CPFL possui um Conselho Fiscal permanente, conforme as
provisões aplicáveis da Lei das Sociedades por Ações. Ao invés de
eleger um Comitê de Auditoria composto de conselheiros
independentes, a CPFL delegou ao Conselho Fiscal poderes que
atendem aos requerimentos da Regra 10A-3(c)(3) do Exchange Act.
Conforme a Lei das Sociedades por Ações, que enumera padrões para
a independência do conselho fiscal com relação à CPFL e sua
administração, nenhum dos membros do Conselho Fiscal pode ser: (i)
membro do Conselho de Administração; (ii) membro da Diretoria
Executiva; (iii) empregado da CPFL ou suas subsidiárias ou
companhias controladas pela CPFL (iv) cônjuge ou parente de nenhum
administrador da companhia ou do Conselho de Administração. Os
membros do Conselho Fiscal são eleitos na assembleia geral da
companhia para um mandato de um ano. O Conselho Fiscal da CPFL
possui atualmente cinco membros, todos cumprindo com os padrões (i)
a (iv) acima. As responsabilidades do conselho fiscal, estabelecidas
nesse quadro, incluem a revisão das atividades da administração e das
demonstrações financeiras da companhia, além de reportar eventuais
problemas à assembleia geral.
Conforme a Lei das Sociedades por Ações, a aprovação dos acionistas
é necessária previamente à adoção de plano de opções de ações.
A CPFL possui diretrizes de governança corporativa formais que
incluem os assuntos tratados nas Regras da Bolsa de Nova Iorque. As
diretrizes de governança corporativa da CPFL encontram-se em
HTTP://www.cpfl.com.br/ri.
A CPFL possui um Código de Ética formal, aplicável a conselheiros,
diretores, empregados e acionistas controladores. O Código de Ética
da CPFL tem escopo similar, porém não idêntico, ao requerido de
companhias dos EUA de acordo com as Regras da Bolsa de Nova
121
Artigo do Manual de
Companhias Listadas
na Bolsa de Nova
Iorque
Formas pelas quais as práticas de governança Corporativa da
CPFL diferem daquelas seguidas por companhias americanas
listadas na Bolsa de Nova Iorque
Padrão de Listagem da Bolsa de Nova
Iorque
divulgar quaisquer exceções abertas a
conselheiros e diretores executivos.
303A.12
O Diretor Presidente de cada Companhia
Listada precisa certificar à Bolsa de Nova
Iorque a cada ano que ele ou ela não
possui
conhecimento
de
qualquer
violação, pela companhia, dos padrões de
governança corporativa da Bolsa de Nova
Iorque.
Iorque. A CPFL, a cada ano, reporta no Item 16B de nosso relatório
anual Formulário 20-F quaisquer exceções ao Código de Ética
concedidas ao Diretor-Presidente, Diretor Vice-Presidente Financeiro,
nossos principais diretores contábeis e pessoas de funções similares.
Iremos disponibilizar atualizações ou exceções em nosso website.
O Diretor Presidente da CPFL entrega à Bolsa de Nova Iorque um
relatório denominado Foreign Private Issuer Annual Written
Affirmation, e irá prontamente notificar a Bolsa de Nova Iorque por
escrito caso qualquer diretor executivo da CPFL tome conhecimento
de qualquer não cumprimento material dos padrões de governança
corporativa da Bolsa de Nova Iorque.
ITEM 16H. DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES DE SEGURANÇA RELATIVAS A ATIVIDADES DE
MINERAÇÃO
Não aplicável.
ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
Não aplicável.
ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
Verificar páginas F-1 até F - 89, incorporadas por referência ao presente instrumento.
ITEM 19. APÊNDICES
N.
1.1
3.1
8.1
12.1
12.2
13.1
13.2
15.1
Descrição
Alteração e Consolidação do Estatuto Social da CPFL Energia S.A. (juntamente com versão em inglês).
O Acordo de Acionistas datado de 22 de março de 2002, alterado em 27 de agosto de 2002, em 5 de novembro de 2003 e em 6
de dezembro de 2007, entre a VBC Energia S.A., 521 Participações S.A., Bonaire Participações S.A. e CPFL Energia S.A.
Lista de subsidiárias, seu território de constituição e denominações com as quais operam.
Certificado de acordo com o Artigo 302 da Lei Sarbanes-Ox1ey de 2002.
Certificado de acordo com o Artigo 302 da Lei Sarbanes-Ox1ey de 2002.
Certificado de acordo com o Artigo 906 da Lei Sarbanes-Ox1ey de 2002.
Certificado de acordo com o Artigo 906 da Lei Sarbanes-Ox1ey de 2002.
Carta de KPMG Auditores Independentes para a SEC, datada de 9 de abril de 2013 a respeito da mudança do auditor
independente.
A quantidade de títulos de dívida de longo prazo, da CPFL Energia ou suas subsidiárias, autorizada em
quaisquer contratos em aberto não excede a 10,0% do total de ativos da CPFL Energia em termos consolidados. A
CPFL Energia neste ato concorda em fornecer à SEC, se solicitada, cópia de quaisquer instrumentos definindo os
direitos dos detentores de dívidas de longo prazo e de suas subsidiárias para as quais as demonstrações financeiras
consolidadas ou não, são requeridas de serem arquivadas.
GLOSSÁRIO DE TERMOS
ABRADEE: Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica.
Alta tensão: Classe de tensões de sistema nominal equivalente a ou superior a 69.000 volts (69 kVs) e
equivalente ou inferior a 230.000 volts (230 kVs).
Ambiente de mercado regulado: Segmento de mercado no qual as distribuidoras adquirem toda a energia
elétrica necessária ao suprimento de consumidores por meio de leilões. O processo de leilão é administrado pela
122
ANEEL, diretamente ou por meio da CCEE, sob determinadas orientações providas pelo MME. O ambiente de
mercado regulado é geralmente considerado como sendo mais estável em termos de suprimento de energia elétrica.
ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica.
Baixa tensão: Classe de tensões de sistema nominal equivalente a ou inferior a 69.000 volts (69 kVs).
Capacidade instalada: O nível de energia elétrica que pode ser entregue por uma geradora em especial em
base de carga plena contínua sob condições especiais designadas pelo fabricante.
CCEAR: Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.
CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. O mercado de energia elétrica de curto prazo,
instituído em 1998 por meio da Lei do Setor Elétrico, que substituiu o sistema anterior de preços de geração e de
contratos de fornecimento regulados, anteriormente denominado Mercado Atacadista de Energia.
CNPE: Conselho Nacional de Política Energética.
Custos da Parcela A: Custos das distribuidoras que incluem, dentre outros:
(i)
custos de aquisição de energia elétrica para revenda de acordo com Contratos Iniciais;
(ii)
custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu;
(iii)
custos de aquisição de energia elétrica conforme contratos bilaterais negociados livremente entre
as partes; e
(iv)
outros custos referentes aos encargos e dos sistemas de transmissão e distribuição.
Custos da Parcela B: Custos que estão sob o controle das Distribuidoras. Tais custos são determinados
pela subtração de todos os Custos da Parcela A do faturamento da distribuidora, excluindo ICMS e PIS/COFINS,
tributos estadual e federal incidentes sobre as vendas. Os Custos da Parcela B incluem, entre outros, o retorno do
investimento relacionado às concessões e sua expansão, assim como a manutenção e custos de operação.
Consumidor Final: Consumidor que utiliza a energia elétrica para atender às suas próprias necessidades.
Consumidores Livres: (i) Consumidores existentes com demanda mínima de 10 MW e atendidos em nível
de tensão igualou superior a 69kV; (ii) novos consumidores com demanda mínima de 3 MW em qualquer tensão;
(iii) grupos de consumidores que sejam parte de contrato com a concessionária de distribuição local; (iv)
consumidores que não recebem fornecimento há mais de 180 dias de concessionária de distribuição local; e (v)
terceiros determinados.
Consumidor Especial: Grupo de consumidores que utiliza ao menos 500 kV. Os consumidores especiais
somente podem adquirir energia de (pequenas centrais hidrelétricas com capacidade entre 1.000 kW e 30.000 kW;
(ii) geradores com capacidade limitada a 1.000 kW; e (iii) geradores de energia alternativa (empreendimentos
solares, eólicos ou de biomassa) com capacidade injetada no sistema inferior a 30.000 kW. Um Consumidor
Especial pode rescindir seu contrato com o distribuidor local mediante notificação com 180 dias de antecedência
para contratos de prazo indefinido.
Contrato de Capacidade: Contrato pelo qual uma geradora se compromete a tornar determinada parte de
sua capacidade disponível ao ambiente de mercado regulado. Nesse caso, a receita da geradora é garantida e as
distribuidoras deverão suportar o risco de uma falta de fornecimento.
Contrato de Energia: Contrato pelo qual uma geradora se compromete a fornecer determinada quantidade
123
de energia elétrica e assume o risco de que seu fornecimento de energia elétrica poderá ser adversamente afetado
por condições hidrológicas e baixos níveis de reservatórios, que poderão interromper o fornecimento de energia
elétrica. Nesse caso, a geradora seria obrigada a comprar energia elétrica de outra fonte para cumprir com seus
compromissos de fornecimento.
Distribuidora: Qualquer pessoa jurídica que forneça energia elétrica a grupo de consumidores por meio de
rede de distribuição.
Energia assegurada: Quantidade de energia elétrica de uma usina disponibilizada para venda pelas
geradoras, por meio da celebração de contratos de longo prazo.
Gigawatt (GW): Unidade equivalente a um bilhão de watts.
Gigawatt-hora (GWh): Unidade equivalente a um gigawatt de energia elétrica fornecida ou solicitada por
uma hora ou um bilhão de watts hora.
IPCA: Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, calculado e publicado pelo Instituto Brasileiro de
Geografia e Estatística – IBGE.
Kilovolt (kV): Unidade equivalente a mil volts.
Kilowatt (kW): Unidade equivalente a mil watts.
Kilowatt-hora (kWh): Unidade equivalente a um kilowatt de energia elétrica fornecida ou solicitada por
hora ou mil watts hora.
MCPSE: Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico.
Média tensão: Classe de tensões de sistema nominal superior Uma classe de sistema nominal de voltagens
superior a 1.000 volts (1k) e inferior a 69.000 volts (69kVs).
Megawatt: Unidade equivalente a um milhão de watts.
Megawatt-hora (MWh): Unidade equivalente a um megawatt de energia elétrica fornecida ou solicitada por
hora ou um milhão de watts hora.
Megawatt-pico (MWp): A medida de potência nominal de um dispositivo solar fotovoltaico sob condições
de iluminação de laboratório.
Mercado Livre/Ambiente de Contratação Livre: Segmento do mercado que permite certo grau de
competição. O mercado livre contempla especificamente a compra de energia elétrica por entidade não reguladas
tais como Consumidores Livres e negociadores de energia.
Micro Centrais Hidrelétricas: Projetos de geração de energia hidrelétrica com capacidade inferior a 1 MW.
MME: Ministério de Minas e Energia.
MRE: Mecanismo de Realocação de Energia.
MVA: Mega Volt Ampere.
ONS: Operador Nacional do Sistema, pessoa jurídica responsável pelo planejamento operacional,
administração de geração e transmissão e planejamento de investimentos de transmissão no setor elétrico.
124
Pequenas centrais hidrelétricas: Usinas hidrelétricas com capacidade instalada entre 1 MW e 30 MW.
Produtor Independente de Energia: Pessoa jurídica ou consórcio detentor de concessão ou autorização de
geração de energia para venda por sua própria conta as concessionárias de serviços de utilidade pública ou
Consumidores não regulados.
Programa de Racionamento: Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, que
esteve em vigor de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, em razão dos precários níveis dos reservatórios
das hidrelétricas.
Receita Anual Permitida. Receita recebida anualmente por companhias de transmissão de energia elétrica.
Essa receita é calculada com base no investimento previsto para construir, manter e operar um sistema de
transmissão.
Rede Básica: O sistema de linhas de transmissão interligado, barragens, transformadores e equipamentos
de tensão igual ou superior a 230 kV, ou instalações com tensão inferior conforme determinado pela ANEEL.
Rede de Distribuição: O sistema de rede de energia elétrica que distribui energia elétrica para
consumidores finais dentro de uma área de concessão.
R TE: reajuste tarifário extraordinário.
Sistema de Energia Interligado: Sistemas ou redes de transmissão de energia, ligados por meio de uma ou
mais conexões (linhas e/ou transformadores).
Subestação: Conjunto de equipamentos que ligam, alteram e/ou regulam a tensão em sistema de
transmissão e distribuição.
Tarifa de Distribuição no Varejo: Cobrada pela Distribuidora de seus consumidores. Cada consumidor se
encaixa em um nível de tarifa definido por lei e baseado nas classificações do consumidor, ainda que certa
flexibilidade seja possível, de acordo com a natureza da demanda de cada consumidor. As tarifas de varejo são
sujeitas a reajustes anuais pela ANEEL.
Tarifa de Transmissão: Cobrado por uma concessionária de transmissão com base na rede de transmissão
que ela detém e opera. Tarifas de Transmissão são sujeitas a revisões periódicas pela ANEEL.
Transmissão: Transferência da energia elétrica de unidades geradoras para o sistema de distribuição em
estação central de carga por meio da rede de transmissão (em linhas com capacidade entre 69kV e 525kV).
Usina hidrelétrica: Geradora que usa energia hídrica para movimentar o gerador de energia elétrica.
Usina Termelétrica: Uma geradora que utiliza combustíveis tais como carvão, óleo, gás natural, diesel ou
outro hidrocarboneto como fonte de energia para impulsionar o gerador elétrico.
Valor Anual de Referência: Mecanismo que limita a quantidade de custos que podem ser repassados aos
Consumidores Finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada de custos de aquisição de
energia elétrica resultante dos preços da energia elétrica de todos os leilões realizados pela ANEEL e pela CCEE no
ambiente de mercado regulado com relação à energia elétrica a ser entregue em cinco ou três anos contados a partir
da data do referido leilão e somente se aplica durante os primeiros três anos após o início da entrega da energia
elétrica adquirida.
Volt: A unidade básica de tensão análoga à pressão d'água em libras por polegadas quadradas.
Watt: A unidade básica de potência de energia elétrica.
125
ASSINATURAS
Em atendimento às exigências do art. 12 do Securities Exchange Act de 1934, a Requerente, CPFL Energia
S.A., por este ato, certifica que atende a todas as exigências de arquivamento segundo o Formulário 20-F e que
devidamente fez com que o presente relatório anual fosse firmado em seu nome pelo infraassinado, devidamente
autorizado para tanto, na cidade de Campinas, Estado de São Paulo, Brasil, 17 de abril de 2013.
CPFL ENERGIA S.A.
Por:
/s/ Wilson Ferreira Junior
Nome: Wilson Ferreira Junior
Cargo: Diretor Presidente
Por:
/s/ Gustavo Estrella
Nome: Gustavo Estrella
Cargo: Diretor Vice Presidente Financeiro
126
KPMG Auditores Independentes
Av. Barão de Itapura, 950 - 6º
13020-431 - Campinas, SP - Brasil
Caixa Postal 737
13012-970 - Campinas, SP - Brasil
Central Tel
Fax
Internet
55 (19) 2129-8700
55 (19) 2129-8728
www.kpmg.com.br
Relatório dos auditores independentes
Aos Diretores e Acionistas da
CPFL Energia S.A.
Examinamos o balanço patrimonial consolidado da CPFL Energia S.A. e controladas
(“Companhia”) em 31 de dezembro de 2011, e as respectivas demonstrações consolidadas do
resultado, da mutação do patrimônio líquido, do resultado abrangente e dos fluxos de caixa para
cada um dos exercícios do período de dois anos encerrados em 31 de dezembro de 2011. A
Administração da Companhia é responsável por essas demonstrações financeiras consolidadas.
Nossa responsabilidade é de expressar uma opinião sobre estas demonstrações financeiras
consolidadas da Companhia baseados em nossa auditoria.
Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas do Public Company Accounting
Oversight Board (United States). Essas normas requerem que uma auditoria seja planejada e
executada para obter segurança razoável sobre o quanto as demonstrações financeiras estão
livres de erro material. Nossa auditoria das demonstrações financeiras consolidadas inclui
examinar, com base em testes, a evidência dos saldos e divulgações nas demonstrações
financeiras. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis
utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a
avaliação da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto. Acreditamos
que nossos exames proporcionam uma base razoável para a nossa opinião.
Em nossa opinião, as demonstrações financeiras consolidadas referidas acima apresentam
adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição financeira da CPFL Energia S.A. e
controladas em 31 de dezembro de 2011 e o resultado de suas operações, dos fluxos de caixa,
mutação do patrimônio líquido e os resultados abrangentes para cada um dos exercícios no
período de dois anos encerrados em 31 de dezembro de 2011, em conformidade com
International Financial Reporting Standards (IFRS) emitido pelo International Accounting
Standards Board (IASB).
KPMG Auditores Independentes
São Paulo, Brasil
9 de abril de 2013.
KPMG Auditores Independentes, uma sociedade simples brasileira
e firma-membro da rede KPMG de firmas-membro independentes e
afiliadas à KPMG International Cooperative (“KPMG International”),
uma entidade suíça.
KPMG Auditores Independentes, a Brazilian entity and a member firm
of the KPMG network of independent member firms affiliated with
KPMG International Cooperative (“KPMG International”), a Swiss
entity.
CPFL ENERGIA S.A. E SUBSIDIARIAS
BALANÇO PATRIMONIAL CONSOLIDADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011
(Em milhares de reais)
ATIVO
31/12/2012
31/12/2011 (¹)
ATIVO CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa (nota 5)
Consumidores, concessionárias e permissionárias (nota 6)
Títulos e valores mobiliários
Tributos a compensar (nota 7)
Derivativos (nota 33)
Estoques
Arrendamentos (nota 9)
Ativo financeiro da concessão (nota 10)
Outros créditos (nota 11)
TOTAL DO ATIVO CIRCULANTE
2.477.894
2.268.601
6.100
263.403
870
49.346
9.740
34.444
519.797
5.630.196
2.699.837
1.874.280
47.521
277.463
3.733
44.872
4.581
410.768
5.363.054
ATIVO NÃO CIRCULANTE
Consumidores, concessionárias e permissionárias (nota 6)
Depósitos Judiciais (nota 20)
Títulos e valores mobiliários
Tributos a compensar (nota 7)
Derivativos (note 33)
Créditos Fiscais Diferidos (nota 8)
Arrendamentos (nota 9)
Ativo financeiro da concessão (nota 10)
Entidade de previdência privada (nota 17)
Investimentos ao custo
Outros créditos (nota 11)
Imobilizado (nota 12)
Intangível (nota 13)
TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE
162.017
1.184.554
225.036
486.438
1.318.618
31.703
2.342.796
10.203
116.654
420.155
9.611.958
9.535.360
25.445.491
182.300
1.128.616
109.965
216.715
215.642
1.176.535
24.521
1.376.664
3.416
116.654
279.460
8.292.076
8.927.439
22.050.004
TOTAL DO ATIVO ..........................................................................................
31.075.687
27.413.057
(¹) Contempla os efeitos descritos na nota explicativa 2.8.
As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras
F-1
CPFL ENERGIA S.A. E SUBSIDIARIAS
BALANÇO PATRIMONIAL CONSOLIDADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011
(Em milhares de reais)
PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO
31/12/2012
PASSIVO CIRCULANTE
Fornecedores (nota 14)
Encargos de dívidas (nota 15)
Encargos de debêntures (nota 16)
Empréstimos e financiamentos (nota 15)
Debêntures (nota 16)
Entidade de previdência privada (nota 17)
Taxas regulamentares (nota 18)
Tributos e contribuições sociais (nota 19)
Dividendo e juros sobre o capital próprio
Obrigações estimadas com pessoal
Derivativos (nota 33)
Uso do bem público (nota 21)
Outras contas a pagar (nota 22)
TOTAL CURRENT LIABILITIES
PASSIVO NÃO CIRCULANTE
Fornecedores (nota 14)
Encargos de dívidas (nota 15)
Empréstimos e financiamentos (nota 15)
Debêntures (nota 16)
Entidade de previdência privada (nota 17)
Tributos e contribuições sociais (nota 19)
Débito fiscal diferido (nota 8)
Provisões para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas (nota 20)
Derivativos (nota 33)
Uso do bem público (nota 21)
Outras contas a pagar (nota 22)
TOTAL DO PASSIVO NÃO CIRCULANTE
1.691.002
142.599
95.614
1.558.499
336.459
51.675
114.488
442.365
26.542
72.535
109
30.422
631.043
5.193.350
1.240.143
141.902
83.552
896.414
531.185
40.695
145.146
483.028
24.524
70.771
28.738
813.338
4.499.437
4.467
62.271
9.035.534
5.895.143
325.455
1.155.733
386.079
336
461.157
149.099
17.475.275
23.627
7.382.455
4.548.651
414.629
165
1.038.101
338.121
24
440.926
174.410
14.361.110
4.793.424
228.322
556.481
326.899
455.906
535.627
6.896.660
4.793.424
229.956
495.185
758.470
563.005
227.118
7.067.158
1.510.401
1.485.352
8.407.061
8.552.511
31.075.687
27.413.057
PATRIMÔNIO LÍQUIDO (nota 23)
Capital social
Reservas de capital
Reserva legal
Reserva de retenção de lucros para investimento
Dividendo adicional proposto
Resultado abrangente acumulado
Lucros acumulados
Patrimônio líquido atribuído aos acionistas não
controladores
TOTAL DO PATRIMONIO LÍQUIDO
TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO
SHAREHOLDERS’ EQUITY .................................
(¹) Contempla os efeitos descritos na nota explicativa 2.8.
As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras
F-2
31/12/2011 (¹)
CPFL ENERGIA S.A. E SUBSIDIARIAS
DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS CONSOLIDADO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE
DEZEMBRO DE 2012, 2011 E 2010
(Em milhares de reais)
2012
2011 (¹)
2010 (¹)
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA (nota 25)
15.055.147
12.764.028
12.023.729
CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA
Custo com energia elétrica (nota 26)
Custo de operação (nota 27)
Custo do serviço prestado a terceiros (nota 27)
(7.725.980)
(1.620.312)
(1.355.675)
(6.220.970)
(1.157.970)
(1.138.626)
(6.222.490)
(1.067.493)
(1.050.980)
4.353.181
4.246.463
3.682.766
(468.345)
(732.823)
(380.899)
(1.582.067)
(364.352)
(615.171)
(216.392)
(1.195.916)
(300.435)
(443.212)
(199.804)
(943.451)
2.771.113
3.050.547
2.739.315
720.332
(1.487.964)
(767.632)
761.400
(1.386.778)
(625.378)
565.751
(837.058)
(271.307)
2.003.481
2.425.169
2.468.008
(198.987)
(547.760)
(746.747)
(215.517)
(585.380)
(800.896)
(228.672)
(624.759)
(853.431)
1.256.734
1.624.273
1.614.577
1.225.924
30.810
1.572.292
51.981
1.595.151
19.426
1,27
1,26
1,63
1,63
1,66
1,66
LUCRO OPERACIONAL BRUTO
Despesas operacionais (nota 27)
Despesas com vendas
Despesas gerais e administrativas
Outras despesas operacionais
RESULTADO DO SERVIÇO
RESULTADO FINANCEIRO (nota 28)
Receitas Financeiras
Despesas Financeiras
LUCRO ANTES DOS TRIBUTOS
Contribuição Social (nota 8)
Imposto de Renda (nota 8)
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
Lucro líquido atribuído aos acionistas controladores
Lucro líquido atribuído aos acionistas não controladores
Lucro por ação atribuído aos acionistas controladores:
Básico (nota 24)
Diluído (nota 24)
(¹) Contempla os efeitos descritos na nota explicativa 2.8.
As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras
F-3
CPFL ENERGIA S.A. E SUBSIDIARIAS
DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS ABRANGENTES CONSOLIDADO PARA OS EXERCÍCIOS
FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012, 2011 E 2010
(Em milhares de reais)
2012
2011 (¹)
2010 (¹)
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
1.256.734
1.624.273
1.614.577
Resultado abrangente do exercício
year…………………
Resultado abrangente atribuído aos acionistas
controladores ……………………………………………
1.256.734
1.624.273
1.614.577
1.225.924
1.572.292
1.595.151
30.810
51.981
19.426
Resultado abrangente atribuído aos acionistas não
controladores …………………………………………….
(¹) Contempla os efeitos descritos na nota explicativa 2.8.
F-4
CPFL ENERGIA S.A. E SUBSIDIARIAS
DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES LÍQUIDAS DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO CONSOLIDADO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE
2012, 2011 E 2010 - (Em milhares de reais)
F-5
CPFL ENERGIA S.A. E SUBSIDIARIAS
DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA CONSOLIDADO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31
DE DEZEMBRO DE 2012, 2011 AND 2010
(Em milhares de reais)
2012
FLUXO DE CAIXA OPERACIONAL
Lucro antes dos tributos
2011 (¹)
2010 (¹)
2.003.481
2.425.169
2.468.008
AJUSTES PARA CONCILIAR O LUCRO AO CAIXA ORIUNDO
DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS
Depreciação e amortização ...........................................................
Provisão para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas .........................
Provisão para devedores duvidosos ............................................
Encargos de dívidas e atualizações monetárias e cambiais .........
Ganho com plano de pensão ........................................................
Perda na baixa de não circulante ..................................................
PIS e COFINS diferidos ................................................................
Outros ............................................................................................
1.127.103
95.226
163.903
1.099.913
(16.340)
54.579
(64.005)
21.919
801.203
35.219
1.105.405
(82.953)
3.688
6.429
-
691.793
(29.598)
531.310
(80.629)
1.142
2.153
536
REDUÇÃO (AUMENTO) NOS ATIVOS OPERACIONAIS
Consumidores, concessionárias e permissionárias ......................
Tributos a compensar ...................................................................
Operações de arrendamento .........................................................
Depósitos judiciais .........................................................................
Outros ativos operacionais ...........................................................
(486.380)
48.558
(3.969)
(57,779)
(73.495)
(9.184)
(12.971)
(6.347)
(164.165)
(61.086)
(34.085)
3.146
(2.945)
(52.109)
(78.202)
435.014
(146.600)
(79.450)
(29.057)
(64.084)
(68.314)
4.026.307
(1.018.078)
(864.145)
122.783
54.230
(70.318)
21.596
65.832
4.234.530
(981.682)
(764.195)
(16.714)
(88.996)
(72.235)
59.792
5.382
3.307.749
(573.170)
(705.366)
2.144.084
2.488.653
2.029.213
ATIVIDADES DE INVESTIMENTO
Aquisição de participação societária, líquido do caixa
adquirido ........................................................................................
Pagamento de contas a pagar de aquisições ..............................
Aumento de caixa decorrente de combinação de negócios .........
Aquisição de imobilizado ...............................................................
Títulos e valores mobiliários, cauções e depósitos vinculados ....
Operações de arrendamento .........................................................
Adição de intangível ......................................................................
Venda de ativos não circulante ....................................................
Outros ............................................................................................
(706.186)
(172.476)
(1.034.589)
(14.806)
(6.581)
(1.433.064)
(558)
(814.330)
(48.608)
253.178
(829.701)
18.688
8.314
(1.075.072)
-
(5.752)
(634.931)
17.777
(3.931)
(1.165.609)
828
(10.269)
UTILIZAÇÃO DE CAIXA EM ATIVIDADES DE
INVESTIMENTO
(3.368.260)
(2.487.531)
(1.801.887))
AUMENTO (REDUÇÃO) NOS PASSIVOS OPERACIONAIS
Fornecedores ................................................................................
Outros tributos e contribuições sociais .........................................
Outras obrigações com entidade de previdência privada .............
Taxas regulamentares ...................................................................
Riscos fiscais, cíveis e trabalhistas pagos ...................................
Outros passivos operacionais ......................................................
CAIXA ORIUNDO DAS OPERAÇÕES
Encargos de dívidas pagos ..........................................................
Imposto de renda e contribuição social pagos .............................
CAIXA LÍQUIDO ORIUNDO DAS ATIVIDADES
OPERACIONAIS
F-6
ATIVIDADES DE FINANCIAMENTOS
Captação de empréstimos e debêntures ......................................
Aumento de capital em função de aumento de participação
societária .......................................................................................
Amortização de principal de empréstimos e debentures,
líquida de derivativos .....................................................................
Dividendo e juros sobre o capital próprio pagos ...........................
Outros ............................................................................................
4.294.254
5.536.932
2.571.002
-
1.118
-
(1.885.175)
(1.406.846)
-
(3.157.839)
(1.240.590)
(3.802)
(1.280.290)
(1.440.094)
(2.292)
GERAÇÃO (UTILIZAÇÃO) DE CAIXA EM ATIVIDADES DE
INVESTIMENTO
1.002.233
1.135.819
(151.674)
(REDUÇÃO) AUMENTO NAS DISPONIBILIDADES
(221.943)
1.136.941
75.652
SALDO INICIAL DAS DISPONIBILIDADES
2.699.837
1.562.897
1.487.245
SALDO FINAL DAS DISPONIBILIDADES
2.477.894
2.699.837
1.562.897
(¹) Contempla os efeitos descritos na nota explicativa 2.8.
As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras
F-7
CPFL ENERGIA S.A.
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012, 2011 E 2010
(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
( 1 ) CONTEXTO OPERACIONAL
A CPFL Energia S.A. (“CPFL Energia” ou “Companhia”), é uma sociedade por ações de capital aberto,
constituída com o objetivo principal de atuar como holding, participando no capital de outras sociedades,
dedicadas primariamente às atividades de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica no
Brasil.
A sede administrativa da Companhia está localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1510 - 14º andar – Sala
142 - Vila Olímpia - São Paulo - SP - Brasil.
A Companhia possui participações diretas e indiretas nas seguintes controladas operacionais (informações
não auditadas sobre área de concessão, número de clientes, capacidade de produção de energia e dados
correlatos):
F-8
(*)
PCH - Pequena Central Hidrelétrica
(**) A Paulista Lajeado possui 7% de participação na potência instalada da Investco S.A (5,93% de
participação no capital social total).
(***) A CPFL Renováveis possui operação nos estados de São Paulo, Minas Gerais, Mato Grosso, Santa
Catarina, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraná e Rio Grande do Sul, e tem como principais atividades
(i) o investimento em sociedades no segmento de energias renováveis, (ii) a identificação,
desenvolvimento e exploração de potenciais de geração e (iii) comercialização de energia elétrica. Em
31 de dezembro de 2012, a CPFL Renováveis era composta por um portfólio de projetos de 1.735 MW
(1.093 MW proporcional à participação da Companhia) de capacidade instalada, sendo:
 Geração de energia hidrelétrica: 35 PCH’s em operação (326 MW);
 Geração de energia eólica: 15 projetos em operação (556 MW) e 18 projetos em construção (482
MW);
 Geração de energia a partir de biomassa: 6 usinas em operação (270 MW) e 2 em construção (100
MW).
 Geração de energia solar: 1 usina solar em operação (1,1 MW)
(****) CPFL Transmissão Piracicaba
Em dezembro de 2012 a controlada CPFL Geração foi vencedora do Leilão de Transmissão ANEEL
007/2012 que prevê a construção e operação de uma linha de transmissão de aproximadamente 6,5
km de extensão, além de uma subestação de 440 KV localizada no município de Piracicaba, no
Estado de São Paulo. Essa linha será conectada à rede de uma das distribuidoras do grupo CPFL
Energia e as obras serão executadas pela controlada CPFL Serviços, o que viabilizou o negócio.
Exclusivamente para operar esta concessão vencedora do Leilão, a CPFL Geração constituiu a CPFL
Transmissão Piracicaba S.A (“CPFL Transmissão”).
F-9
( 2 ) APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
2.1 Base de apresentação
As demonstrações financeiras estão apresentadas em conformidade com as normas internacionais de
contabilidade (International Financial Reporting Standards – “IFRS”), emitidas pelo International Accounting
Standard Board – IASB.
As demonstrações financeiras foram autorizadas pelo Conselho de Administração em 9 de abril de 2013.
2.2 Base de mensuração
As demonstrações financeiras foram preparadas tendo como base o custo histórico, exceto para os
seguintes itens materiais registrados nos balanços patrimoniais: i) instrumentos financeiros derivativos
mensurados ao valor justo, ii) instrumentos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado, iii)
ativos financeiros disponíveis para venda mensurados ao valor justo e iv) ativo atuarial mensurado ao valor
justo, mas limitado ao valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos ou
reduções futuras nas contribuições ao plano.
2.3 Uso de estimativas e julgamentos
A preparação das demonstrações financeiras exige que a Administração da Companhia faça julgamentos e
adotem estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de
ativos, passivos, receitas e despesas.
Por definição, as estimativas contábeis resultantes raramente serão iguais aos respectivos resultados reais.
Desta forma, a Administração da Companhia revisa as estimativas e premissas adotadas de maneira
contínua, baseadas na experiência histórica e em outros fatores considerados relevantes. Os ajustes
oriundos no momento destas revisões são reconhecidos no período em que as estimativas são revisadas e
aplicadas de maneira prospectiva.
As principais contas contábeis que requerem a adoção de premissas e estimativas, que estão sujeitas a um
maior grau de incertezas e que possuam um risco de resultar em um ajuste material caso essas premissas
e estimativas sofram mudanças significativas em períodos subsequentes são:

Nota 6 – Consumidores, concessionárias e permissionárias

Nota 8 – Créditos e débitos fiscais diferidos;

Nota 9 – Arrendamento mercantil.

Nota 10 – Ativo financeiro da concessão;

Nota 11 – Outros créditos (Provisão para créditos de liquidação duvidosa);

Nota 12 – Ativo imobilizado e redução ao valor recuperável;

Nota 13 – Intangível e redução ao valor recuperável;

Nota 17 – Entidade de previdência privada;

Nota 20 – Provisão para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas e depósitos judiciais;

Nota 25 – Receita operacional líquida;

Nota 26 – Custo com energia elétrica;

Nota 33 – Instrumentos financeiros.
2.4 Moeda funcional e moeda de apresentação
A moeda funcional da Companhia é o Real, e as demonstrações financeiras estão sendo apresentadas em
milhares de reais. O arredondamento é realizado somente após a totalização dos valores. Desta forma, os
F - 10
valores em milhares apresentados quando somados podem não coincidir com os respectivos totais já
arredondados.
2.5 Base de consolidação
(i) Combinações de negócios
A Companhia mensura o ágio como o valor justo da contraprestação transferida incluindo o valor
reconhecido de qualquer participação não-controladora na companhia adquirida, deduzindo o valor justo
reconhecido dos ativos e passivos assumidos identificáveis, todos mensurados na data da aquisição.
(ii) Controladas e controladas em conjunto:
As demonstrações financeiras de controladas e controladas em conjunto (joint venture) são incluídas nas
demonstrações financeiras a partir da data em que o controle (total ou compartilhado), se inicia até a data
em que deixa de existir.
Operações controladas em conjunto são aquelas em que as atividades do empreendimento, direta ou
indiretamente, são controladas em conjunto com outros investidores, por meio de acordo contratual que
exige consentimento unânime para as decisões financeiras e operacionais.
As políticas contábeis de controladas e controladas em conjunto consideradas na consolidação estão
alinhadas com as políticas adotadas pela Companhia.
As demonstrações financeiras abrangem os saldos e transações da Companhia e de suas controladas. Os
saldos e transações de ativos, passivos, receitas e despesas foram consolidados integralmente para as
controladas integrais e proporcionalmente para as suas controladas em conjunto. Anteriormente à
consolidação com as demonstrações financeiras da Companhia, as demonstrações financeiras das
controladas CPFL Geração, CPFL Brasil, CPFL Jaguari Geração e CPFL Renováveis são consolidadas
integralmente com as de suas controladas, ou proporcionalmente para as controladas em conjunto.
Saldos e transações entre empresas do grupo, e quaisquer receitas ou despesas derivadas destas
transações, são eliminados na preparação das demonstrações financeiras. Ganhos não realizados oriundos
de transações com companhias investidas são eliminados contra o investimento na proporção da
participação da CPFL Energia na Companhia investida. Prejuízos não realizados são eliminados da mesma
maneira como são eliminados os ganhos não realizados, mas somente até o ponto em que não haja
evidência de perda por redução ao valor recuperável.
Para controladas, a parcela relativa aos acionistas não controladores está destacada no patrimônio líquido e
destacada após a demonstração do resultado e resultado abrangente em cada período apresentado.
Os saldos das controladas em conjunto, bem como o percentual de participação da Companhia em cada
uma delas, em 31 de dezembro de 2012 e 2011 e para os anos findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e
2010, são como segue:
F - 11
(iii) Aquisição de participação de acionistas não-controladores
É registrada como transações entre acionistas. Consequentemente, nenhum ágio é reconhecido como
resultado de tais transações.
2.6 Informações por segmento
Um segmento operacional é um componente da Companhia (i) que possui atividades operacionais através
das quais gera receitas e incorre em despesas, (ii) cujos resultados operacionais são regularmente
revisados pela Administração na tomada de decisões sobre alocação de recursos e avaliação da
performance do segmento, e (iii) para o qual haja informações financeiras individualizadas.
A Administração da Companhia utiliza-se de relatórios para a tomada de decisões estratégicas
segmentando os negócios em atividades: (i) de distribuição de energia elétrica (“Distribuição”); (ii) atividades
de geração de energia elétrica por fontes convencionais (“Geração”); (iii) atividades de geração de energia
elétrica por fontes renováveis (“Renováveis”); (iv) atividades de comercialização de energia
(“Comercialização”); (v) atividades de prestação de serviços; e (vi) outras atividades não relacionadas nos
itens anteriores.
Estão incluídos na apresentação dos segmentos operacionais, itens diretamente a eles atribuíveis, bem
como eventuais alocações necessárias, incluindo ativos intangíveis.
2.7 Informações sobre participações societárias
As participações societárias detidas pela Companhia nas controladas e controladas em conjunto, direta ou
indiretamente, estão descritas na nota 1. Exceto (i) pelas controladas em conjunto ENERCAN, BAESA,
Chapecoense e EPASA que são consolidadas proporcionalmente, e (ii) o investimento na Investco S.A.
registrado ao custo pela controlada Paulista Lajeado, as demais entidades são consolidadas de forma
integral.
Em 31 de dezembro de 2012 e de 2011, e para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e
2010, a participação de acionistas não controladores destacada no consolidado refere-se à participação de
terceiros detida nas controladas CERAN, Paulista Lajeado e CPFL Renováveis.
2.8 Ajustes e reclassificações nas demonstrações financeiras de 2011 e 2010
F - 12
Alguns saldos das demonstrações financeiras referentes aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2011
e 31 de dezembro de 2010, originalmente emitidas em 29 de março de 2012 e 6 de junho de 2011,
respectivamente, apesar de imateriais, estão sendo ajustados ou reclassificados para fins de comparação
com as demonstrações financeiras do exercício findo em 31 de dezembro de 2012. Esta alteração decorre
da reclassificação do reconhecimento em “outros resultados abrangentes” das mudanças nas expectativas
dos fluxos de caixa do ativo financeiro da concessão determinado pelo IFRIC12 designado na categoria
disponível para venda.
Apesar de o contrato de concessão não ser explícito na definição se a indenização será baseada no valor
efetivamente investido na infraestrutura ou se será baseada no residual apurado pela metodologia de
precificação de tarifas, ou seja, Base de Remuneração Regulatória (“BRR”), a Companhia e suas
controladas, com base na sua melhor interpretação do contrato de concessão, possuem expectativa de
receber ao término da concessão, como indenização pelos investimentos efetuados e ainda não
recuperados, o montante equivalente ao apurado pela BRR. Na adoção inicial das IFRS, a Companhia
considerou que mudanças nos valores justos dos ativos que compõem a infraestrutura da concessão
seriam também mudanças no valor justo do ativo financeiro a ser recebido como indenização ao término da
concessão e, portanto, tais mudanças foram reconhecidas integralmente em “outros resultados
abrangentes”. Cabe ressaltar que o procedimento adotado deu-se após análises e discussões em grupo
técnico da indústria criado para discutir a implantação do IFRS no Brasil, sendo que a metodologia descrita
anteriormente nesse parágrafo foi aplicada também por outras empresas do mercado brasileiro que
adotaram a BRR como base para definição do valor da indenização.
No entanto, após revisão dos critérios utilizados na contabilização desse ativo financeiro e evolução das
discussões na indústria, a Companhia e suas controladas concluíram que as variações nos valores justos
dos ativos da infraestrutura e, consequentemente da indenização, refletem alterações das expectativas dos
fluxos de caixa estimados e, portanto deveriam ser reconhecidos no resultado do exercício usando o
método dos juros efetivos de acordo com o parágrafo AG8 do IAS 39 Instrumentos Financeiros:
Reconhecimento e Mensuração.
Desta forma as alterações nas contabilizações representam um erro não material e não intencional quando
da interpretação da literatura contábil. Apesar da imaterialidade do ajuste, a Companhia e suas controladas
decidiram ajustar os saldos comparativos de 2011 e 2010 para a apresentação nas demonstrações
financeiras de 2012 para fins de manter a melhor comparação dos saldos.
Consequentemente, a Companhia e suas controladas estão reclassificando e ajustando as demonstrações
financeiras de 31 de dezembro de 2011 e 2010, apresentadas comparativamente às demonstrações
financeiras do exercício findo em 31 de dezembro de 2012, onde a atualização do ativo financeiro de
concessão, decorrente das alterações das expectativas de seus fluxos de caixa estimados, está sendo
reclassificada de “resultado abrangente acumulado” para “lucros acumulados”, ambos no patrimônio líquido,
e sendo reconhecida no resultado dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e 2010 em conta de
“resultado financeiro”.
Como mencionado acima, uma vez que tais efeitos são considerados imateriais e não alteram os saldos
totais de ativos, passivos e patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2011 e 2010, a Companhia não
apresentou o balanço patrimonial do início do período mais antigo apresentado.
Abaixo demonstramos um resumo das peças contábeis que tiveram ajustes ou reclassificações imateriais,
para uma melhor compreensão dos efeitos:
i. Passivo e Patrimônio Líquido
F - 13
ii. Demonstração do Resultado do Exercício
iii. Demonstração do Resultado Abrangente
iv. Demonstração do Fluxo de Caixa
( 3 ) SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTÁBEIS
As principais políticas contábeis utilizadas na preparação dessas demonstrações financeiras estão descritas
a seguir. Essas políticas foram aplicadas de maneira consistente em todos os períodos apresentados.
3.1 Contratos de Concessão
IFRIC 12 – Contratos de Concessão estabelecem diretrizes gerais para o reconhecimento e mensuração
das obrigações e direitos relacionados em contratos de concessão e são aplicáveis para situações em que
o poder concedente controle ou regulamente quais serviços o concessionário deve prestar com a
infraestrutura, a quem os serviços devem ser prestados e por qual preço, e controle qualquer participação
residual significativa na infraestrutura ao final do prazo da concessão.
Atendidas estas definições, a infraestrutura das concessionárias de distribuição é segregada na data de sua
construção, cumprindo as determinações existentes nos IFRSs, de modo que seja registrado nas
demonstrações financeiras (i) um ativo intangível, correspondendo ao direito de explorar a concessão
mediante cobrança aos usuários dos serviços públicos, e (ii) um ativo financeiro, correspondendo ao direito
F - 14
contratual incondicional de recebimento de caixa (indenização) mediante reversão dos ativos ao término da
concessão.
O valor do ativo financeiro da concessão é determinado pelo seu valor justo, apurado através da base de
remuneração dos ativos da concessão, conforme estabelecido pelo órgão regulador. O ativo financeiro
enquadra-se na categoria de disponível para venda e após o seu reconhecimento inicial é remensurado
pelas alterações nos fluxos de caixa estimados, tendo como contrapartida a conta de receita financeira no
resultado do exercício (nota 2.8).
O montante remanescente é registrado no ativo intangível e corresponde ao direito de cobrar os
consumidores pelos serviços de distribuição de energia elétrica, sendo sua amortização realizada de acordo
com o padrão de consumo que reflita o benefício econômico esperado até o término da concessão.
A prestação de serviços de construção da infraestrutura é registrada de acordo com o IAS 11 – Contratos
de Construção, tendo como contrapartida um ativo financeiro correspondendo aos valores passíveis de
indenização, e os montantes residuais classificados como ativo intangível que serão amortizados pelo
prazo da concessão de acordo com o padrão econômico que contraponha a receita cobrada pelo consumo
de energia elétrica.
Em função (i) do modelo tarifário que não prevê margem de lucro para a atividade de construção da
infraestrutura, (ii) da forma como as controladas gerenciam as construções através do alto grau de
terceirização, e (iii) de não existir qualquer previsão de ganhos em construções nos planos de negócio da
Companhia, a Administração julga que as margens existentes nesta operação são irrelevantes, e portanto,
nenhum valor adicional ao custo é considerado na composição da receita. Desta forma, as receitas e os
respectivos custos de construção estão sendo apresentados na demonstração do resultado do exercício
nos mesmos montantes.
3.2 Instrumentos financeiros
- Ativos financeiros
Ativos financeiros são reconhecidos inicialmente na data em que foram originados ou na data da
negociação em que a Companhia ou suas controladas se tornam uma das partes das disposições
contratuais do instrumento. O desreconhecimento de um ativo financeiro ocorre quando os direitos
contratuais aos respectivos fluxos de caixa do ativo expiram ou quando os riscos e benefícios da titularidade
do ativo financeiro são transferidos. A Companhia e suas controladas possuem os seguintes principais
ativos financeiros:
i.
Registrados pelo valor justo por meio de resultado: são ativos mantidos para negociação ou
designados como tal no momento do reconhecimento inicial. A Companhia e suas controladas
gerenciam estes ativos e tomam decisões de compra e venda com base em seus valores justos de
acordo com a gestão de riscos documentada e sua estratégia de investimentos. Estes ativos
financeiros são registrados pelo respectivo valor justo, cujas mudanças são reconhecidas no resultado
do exercício.
ii.
Mantidos até o vencimento: são ativos para os quais a Companhia e suas controladas possuem
intenção e capacidade de manter até o vencimento. São reconhecidos inicialmente pelo valor justo e,
após seu reconhecimento inicial, mensurados pelo custo amortizado através do método da taxa efetiva
de juros, deduzidos de perdas por redução ao valor recuperável.
iii.
Empréstimos e recebíveis: são ativos com pagamentos fixos ou determináveis que não são cotados no
mercado ativo. São reconhecidos inicialmente pelo valor justo, e, após o reconhecimento inicial,
reconhecidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos, deduzidos de perdas por
redução ao valor recuperável.
iv.
Disponíveis para venda: são ativos não derivativos designados como disponíveis para venda ou que
não se classifiquem em nenhuma das categorias anteriores. Após o reconhecimento inicial, os juros
calculados pelo método da taxa efetiva de juros são reconhecidos na demonstração de resultado como
parte do resultado financeiro, enquanto que as variações para registro ao valor justo são reconhecidas
em outros resultados abrangentes. O resultado acumulado em outros resultados abrangentes é
transferido para o resultado do exercício no momento da realização do ativo.
A Companhia e suas controladas têm como principal ativo financeiro classificado nesta categoria o
direito à indenização ao término da concessão. A opção pela designação deste instrumento como
disponível para venda deve-se a sua não classificação nas demais categorias descritas. Uma vez que
a Administração acredita que a indenização se dará, no mínimo, conforme modelo de precificação de
tarifas atual, o registro deste instrumento como empréstimos e recebíveis não é possível uma vez que
F - 15
a indenização não será fixa ou determinável e pelo fato de existirem incertezas em relação ao valor de
sua recuperação dadas outras razões que não a deterioração do crédito. As principais incertezas
devem-se ao risco de não reconhecimento de parte destes ativos pelo órgão regulador e de seus
respectivos preços de reposição no término da concessão.
- Passivos financeiros
Passivos financeiros são reconhecidos inicialmente na data em que são originados ou na data de
negociação em que a Companhia ou suas controladas se tornam parte das disposições contratuais do
instrumento. A Companhia e suas controladas possuem os seguintes principais passivos financeiros:
i.
Mensurados pelo valor justo por meio do resultado: são os passivos financeiros que sejam: (i) mantidos
para negociação no curto prazo, (ii) designados ao valor justo com o objetivo de confrontar os efeitos
do reconhecimento de receitas e despesas a fim de se obter informação contábil mais relevante e
consistente ou, (iii) derivativos. Estes passivos são registrados pelos respectivos valores justos e, para
qualquer alteração na mensuração subsequente dos valores justos, a contrapartida é o resultado.
ii.
Outros passivos financeiros (não mensurados pelo valor justo por meio do resultado): são os demais
passivos financeiros que não se enquadram na classificação acima. São reconhecidos inicialmente
pelo valor justo líquido de quaisquer custos de transação atribuíveis e, posteriormente, registrados pelo
custo amortizado através do método dos juros efetivos.
A Companhia realiza o registro contábil de garantias quando estas são concedidas para entidades não
controladas ou quando a garantia é concedida em um percentual maior que o de sua participação para
cobertura de compromissos de controladas em conjunto. Tais garantias são inicialmente registradas ao
valor justo, através de (i) um passivo que corresponde ao risco assumido do não pagamento da dívida e que
é amortizado contra receita financeira no mesmo tempo e proporção da amortização da divida, e (ii) um
ativo que corresponde ao direito de ressarcimento pela parte garantida ou uma despesa antecipada em
função das garantias, que é amortizado pelo recebimento de caixa de outros acionistas ou pela taxa de
juros efetiva durante o prazo da garantia. Subsequentemente ao reconhecimento inicial, as garantias são
mensuradas periodicamente pelo maior valor entre o montante determinado de acordo com o IAS 37 e o
montante inicialmente reconhecido, menos sua amortização acumulada.
Os ativos e passivos financeiros somente são compensados e apresentados pelo valor líquido quando
existe o direito legal de compensação dos valores e haja a intenção de liquidação em uma base líquida ou
de realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente.
- Capital social
Ações ordinárias são classificadas como patrimônio líquido. Custos adicionais diretamente atribuíveis à
emissão de ações e opções de ações são reconhecidos como dedução do patrimônio líquido, líquidos de
quaisquer efeitos tributários.
3.3 Arrendamentos:
No começo de um contrato deve-se determinar se um contrato é ou contém um arrendamento. Um ativo
específico é o objeto de um arrendamento caso o cumprimento do contrato seja dependente do uso daquele
ativo especificado. O contrato transfere o direito de usar o ativo caso o contrato transfira o direito ao
arrendatário de controlar o uso do ativo subjacente.
Os arrendamentos nos quais os riscos e benefícios permanecem substancialmente com o arrendador são
classificados como arrendamentos operacionais. Os pagamentos/recebimentos relacionados aos
arrendamentos operacionais são reconhecidos como despesas/receitas na demonstração do resultado pelo
método linear, durante o período do arrendamento.
Os arrendamentos que contemplem não só o direito de uso de ativos, mas também a transferência
substancial dos riscos e benefícios para o arrendatário, são classificados como arrendamentos financeiros.
Para os arrendamentos financeiros em que a Companhia ou suas controladas atuam como arrendatárias, os
bens são capitalizados no ativo imobilizado no início do arrendamento em contrapartida a um passivo
mensurado pelo menor valor entre o valor justo do bem arrendado e o valor presente dos pagamentos
mínimos futuros do arrendamento. O imobilizado é depreciado com base na vida útil estimada do ativo ou
prazo de arrendamento mercantil, dos dois o menor.
F - 16
Para os arrendamentos financeiros em que a Companhia ou suas controladas atuam como arrendadora, o
investimento é inicialmente reconhecido pelos custos incorridos na construção/aquisição do bem.
Em ambos os casos, as receitas/despesas financeiras são reconhecidas na demonstração do resultado do
exercício durante o período do arrendamento de modo que seja obtida uma taxa constante sobre o saldo do
investimento/passivo existente.
3.4 Imobilizado:
Os ativos imobilizados são registrados ao custo de aquisição, construção ou formação e estão deduzidos da
depreciação acumulada e, quando aplicável, pelas perdas por redução ao valor recuperável acumuladas.
Incluem ainda quaisquer outros custos para colocar o ativo no local e em condição necessária para que
estes estejam em condição de operar da forma pretendida pela Administração, os custos de desmontagem
e de restauração do local onde estes ativos estão localizados e custos de empréstimos sobre ativos
qualificáveis.
O custo de reposição de um componente do imobilizado é reconhecido caso seja provável que traga
benefícios econômicos para as controladas e se o custo puder ser mensurado de forma confiável, sendo
baixado o valor do componente reposto. Os custos de manutenção são reconhecidos no resultado conforme
incorridos.
A depreciação é calculada pelo método linear, a taxas anuais variáveis de 2% a 17%, levando em
consideração a vida útil estimada dos bens, conforme orientação e definição do órgão regulador.
Para as geradoras sujeitas à regulamentação do Decreto 2003 de 1996 (controlada CERAN e as
controladas em conjunto ENERCAN, BAESA e Foz do Chapecó), os ativos estão sendo depreciados pelas
taxas estabelecidas pelo órgão regulador, desde que não ultrapassem o prazo da concessão.
Os ganhos e perdas na alienação/baixa de um ativo imobilizado são apurados pela comparação dos
recursos advindos da alienação com o valor contábil do bem, e são reconhecidos líquidos dentro de outras
receitas/despesas operacionais.
Os bens e instalações utilizados nas atividades reguladas são vinculados a esses serviços, não podendo
ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização da
ANEEL. A ANEEL 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 e determina que o produto da alienação seja depositado em conta bancária
vinculada para aplicação na concessão.
3.5 Intangível:
Inclui os direitos que tenham por objeto bens incorpóreos como ágios e direito de exploração de
concessões, software e servidão.
O ágio (“goodwill”) resultante na aquisição de controladas é representado pela diferença entre o valor pago
e/ou a pagar pela aquisição de um negócio e o montante líquido do valor justo dos ativos e passivos da
controlada adquirida.
O ágio é medido pelo custo, deduzido das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas. Os ágios,
bem como os demais ativos intangíveis de vida útil indefinida, se existirem, não estão sujeitos à
amortização, sendo anualmente testados para verificar se os respectivos valores contábeis não superam os
seus valores de recuperação.
Os deságios são registrados como ganhos no resultado do exercício quando da aquisição do negócio que
os originou.
O ativo intangível que corresponde ao direito de exploração de concessões pode ter três origens distintas,
fundamentadas pelos argumentos a seguir:
i.
Adquiridos através de combinações de negócios: A parcela oriunda de combinações de negócios que
corresponde ao direito de exploração da concessão está sendo apresentado como ativo intangível e
amortizado pelo período remanescente das respectivas autorizações de exploração, linearmente ou
com base na curva do lucro líquido projetado das concessionárias, conforme o caso.
ii.
Investimentos na infraestrutura (aplicação do IFRIC 12 – Contratos de Concessão): Em função dos
contratos de concessão de distribuição de energia elétrica firmados pelas controladas, o ativo
intangível registrado corresponde ao direito que os concessionários possuem de cobrar os usuários
F - 17
pelo uso da infraestrutura da concessão. Uma vez que o prazo para exploração é definido
contratualmente, este ativo intangível de vida útil definida é amortizado pelo prazo de concessão de
acordo com uma curva que reflita o padrão de consumo em relação aos benefícios econômicos
esperados. Para mais informações vide nota 3.1.
Os itens que compõem a infraestrutura são vinculados diretamente à operação da Companhia, não
podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa
autorização da ANEEL. A ANEEL 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 e determina que o produto da alienação seja depositado
em conta bancária vinculada para aplicação na concessão.
iii.
Uso do Bem Público: Algumas concessões de geração foram concedidas mediante a contraprestação
de pagamentos para a União a título de Uso do Bem Público. O registro desta obrigação na data da
assinatura dos respectivos contratos, a valor presente, teve como contrapartida a conta de ativo
intangível. Estes valores, capitalizados pelos juros incorridos da obrigação até a data de entrada em
operação, estão sendo amortizados linearmente pelo período de cada concessão.
3.6 Redução ao valor recuperável (“impairment”)
- Ativos financeiros
Um ativo financeiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de
apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável
que pode ocorrer após o reconhecimento inicial desse ativo, e que tenha um efeito negativo nos fluxos de
caixa futuros projetados.
A Companhia e suas controladas avaliam a evidência de perda de valor para recebíveis e investimentos
mantidos até o vencimento tanto no nível individualizado como no nível coletivo para todos os títulos
significativos. Recebíveis e investimentos mantidos até o vencimento que não são individualmente
significantes são avaliados coletivamente quanto à perda de valor por agrupamento conjunto desses títulos
com características de risco similares.
Ao avaliar a perda de valor recuperável de forma coletiva, a Companhia utiliza tendências históricas da
probabilidade de inadimplência, do prazo de recuperação e dos valores de perda incorridos, ajustados para
refletir o julgamento da administração se as condições econômicas e de crédito atuais são tais que as
perdas reais provavelmente serão maiores ou menores que as sugeridas pelas tendências históricas.
A redução do valor recuperável de um ativo financeiro é reconhecida como segue:
 Custo amortizado: pela diferença entre o valor contábil e o valor presente dos fluxos de caixa futuros
estimados descontados à taxa efetiva de juros original do ativo. As perdas são reconhecidas no
resultado e refletidas em uma conta de provisão contra recebíveis. Os juros sobre o ativo que perdeu
valor continuam sendo reconhecidos através da reversão do desconto. Quando um evento subsequente
indica reversão da perda de valor, a diminuição na perda de valor é revertida e registrada a crédito no
resultado.
 Disponíveis para venda: pela diferença entre o custo de aquisição, líquido de qualquer reembolso e
amortização do principal, e o valor justo atual, decrescido de qualquer redução por perda de valor
recuperável previamente reconhecida no resultado. As perdas são reconhecidas no resultado.
Para os ativos financeiros registrados pelo custo amortizado e/ou títulos de dívida classificados como
disponível para venda, caso exista aumento (ganho) em períodos subsequentes ao reconhecimento da
perda, a perda de valor é revertida contra o resultado. Todavia, qualquer recuperação subsequente no valor
justo de um título patrimonial classificado disponível para venda para o qual tenha sido registrada perda do
valor recuperável, qualquer aumento no valor justo é reconhecido em outros resultados abrangentes.
- Ativos não financeiros
Os ativos não financeiros com vida útil indefinida, como o ágio, são testados anualmente para a verificação
se seus valores contábeis não superam os respectivos valores de realização. Os demais ativos sujeitos à
amortização são submetidos ao teste de impairment sempre que eventos ou mudanças nas circunstâncias
indiquem que o valor contábil possa não ser recuperável.
O valor da perda corresponderá ao excesso do valor contábil comparado ao valor recuperável do ativo,
F - 18
representado pelo maior valor entre o seu valor justo, líquido dos custos de venda do bem, ou o seu valor
em uso.
Uma das formas utilizadas para avaliação do impairment são os testes realizados com base em seu valor
em uso. Para estes casos, os ativos (ex: ágio, intangível de concessão) são segregados e agrupados nos
menores níveis existentes para os quais existam fluxos de caixa identificáveis (Unidade Geradora de Caixa
– “UGC”). Caso seja identificado um problema de realização, a respectiva perda é registrada na
demonstração do resultado. Exceto pelo ágio, em que a perda não pode ser revertida no período
subsequente, caso exista, também é realizada uma análise para possível reversão do impairment.
3.7 Provisões
As provisões são reconhecidas em função de um evento passado quando há uma obrigação legal ou
construtiva que possa ser estimada de maneira confiável e se for provável a exigência de um recurso
econômico para liquidar esta obrigação. Quando aplicável, as provisões são apuradas através do desconto
dos fluxos de desembolso de caixa futuros esperados a uma taxa que considera as avaliações atuais de
mercado e os riscos específicos para o passivo.
3.8 Benefícios a empregados
Algumas controladas possuem benefícios pós-emprego e planos de pensão, reconhecidos pelo regime de
competência em conformidade com o IAS 19 – Benefícios a Empregados, sendo consideradas
Patrocinadoras destes planos. Apesar dos planos possuírem particularidades, têm as seguintes
características:
i.
Plano de Contribuição Definida: plano de benefícios pós-emprego pelo qual a Patrocinadora paga
contribuições fixas para uma entidade separada, não possuindo qualquer responsabilidade sobre as
insuficiências atuariais desse plano. As obrigações são reconhecidas como despesas no resultado do
período em que os serviços são prestados.
ii.
Plano de Benefício Definido: A obrigação líquida é calculada pela diferença entre o valor presente da
obrigação atuarial obtida através de premissas, estudos biométricos e taxas de juros condizentes com
os rendimentos de mercado, e o valor justo dos ativos do plano na data do balanço. A obrigação
atuarial é anualmente calculada por atuários independentes, sob responsabilidade da Administração,
através do método da unidade de crédito projetada. As controladas, até 31 de dezembro de 2012,
utilizaram-se do corredor para evitar que oscilações nas condições macroeconômicas destorcessem o
resultado do exercício. Desta forma, as diferenças acumuladas entre as estimativas atuariais e os
resultados reais não são registrados nas demonstrações financeiras a menos que excedam 10% do
maior valor entre o passivo e ativo dos planos. Os ganhos e perdas não registrados que ultrapassarem
este limite são registrados ao resultado nos exercícios seguintes pelo prazo esperado de serviço
remanescente dos funcionários. Para os casos em que o plano se torne superavitário e exista a
necessidade de reconhecimento de um ativo, tal reconhecimento é limitado ao total de quaisquer
custos de serviço passado não reconhecidos e o valor presente dos benefícios econômicos disponíveis
na forma de reembolsos ou reduções futuras nas contribuições ao plano.
3.9 Dividendos e juros sobre capital próprio
De acordo com a legislação brasileira, a Companhia é requerida a distribuir como dividendo anual mínimo
obrigatório 25% do lucro líquido ajustado quando previsto no Estatuto Social. De acordo com o IAS 10,
apenas o dividendo mínimo obrigatório pode ser provisionado, já o dividendo declarado ainda não aprovado
só deve ser reconhecido como passivo nas demonstrações financeiras após aprovação pelo órgão
competente. Desta forma, serão mantidos no patrimônio líquido, em conta de dividendo adicional proposto,
em virtude de não atenderem aos critérios de obrigação presente na data das referidas demonstrações.
Conforme definido no Estatuto Social da Companhia e em consonância com a legislação societária vigente,
compete ao Conselho de Administração a declaração de dividendo e juros sobre o capital próprio
intermediários apurados através de balanço semestral. A declaração de dividendo e juros sobre capital
próprio intermediários na data base 30 de junho só é reconhecida como um passivo nas demonstrações
financeiras da Companhia após a data de deliberação do Conselho de Administração.
Os juros sobre o capital próprio recebem o mesmo tratamento dos dividendos e também estão
demonstrados na mutação do patrimônio líquido. O imposto de renda retido na fonte sobre os juros sobre o
capital próprio são contabilizados a débito no patrimônio líquido quando de sua proposição pela
Administração, por atenderem, neste momento, o critério de obrigação.
F - 19
3.10 Reconhecimento de receita
A receita operacional do curso normal das atividades das controladas é medida pelo valor justo da
contraprestação recebida ou a receber. A receita operacional é reconhecida quando existe evidência
convincente de que os riscos e benefícios mais significativos foram transferidos para o comprador, de que
for provável que os benefícios econômicos financeiros fluirão para a entidade, de que os custos associados
possam ser estimados de maneira confiável, e de que o valor da receita operacional possa ser mensurado
de maneira confiável.
A receita de distribuição de energia elétrica é reconhecida no momento em que a energia é faturada. A
receita não faturada, relativa ao ciclo de faturamento mensal, é apropriada considerando-se como base a
carga real de energia disponibilizada no mês e o índice de perda anualizado. A receita proveniente da
venda da geração de energia é registrada com base na energia assegurada e com tarifas especificadas nos
termos dos contratos de fornecimento ou no preço de mercado em vigor, conforme o caso. A receita de
comercialização de energia é registrada com base em contratos bilaterais firmados com agentes de
mercado e devidamente registrados na CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Não existe
consumidor que isoladamente represente 10% ou mais do total do faturamento de cada controlada.
A receita referente à prestação de serviços é registrada no momento em que o serviço é efetivamente
prestado, regido por contrato de prestação de serviços entre as partes.
As receitas dos contratos de construção são reconhecidas pelo método da percentagem completada (“preço
fixo”), sendo as perdas, caso existam, reconhecidas na demonstração do resultado quando incorridas.
3.11 Imposto de Renda e Contribuição Social
As despesas de imposto de renda e contribuição social são calculadas e registradas conforme legislação
vigente e incluem os impostos correntes e diferidos. Os impostos sobre a renda são reconhecidos na
demonstração do resultado, exceto para os casos em que estiverem diretamente relacionados a itens
registrados diretamente no patrimônio líquido ou na conta de ajustes de avaliação patrimonial, nos quais já
são reconhecidos a valores líquidos destes efeitos fiscais.
O imposto corrente é o imposto a pagar ou a receber/compensar esperado sobre o lucro ou prejuízo
tributável do exercício. O imposto diferido é reconhecido com relação às diferenças temporárias entre os
valores contábeis de ativos e passivos para fins contábeis e os correspondentes valores usados para fins de
tributação e para prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social.
A Companhia e determinadas controladas registraram em suas demonstrações financeiras os efeitos dos
créditos de imposto de renda e contribuição social sobre prejuízos fiscais, bases negativas da contribuição
social e diferenças temporariamente indedutíveis, suportados por previsão de geração futura de bases
tributáveis de imposto de renda e contribuição social, aprovadas anualmente pelo Conselho de
Administração e apreciadas pelo Conselho Fiscal. As controladas registraram, também, créditos fiscais
referentes ao benefício de ágios incorporados, os quais estão sendo amortizados proporcionalmente aos
lucros líquidos individuais projetados para o período remanescente de cada contrato de concessão.
Os ativos e passivos fiscais diferidos são compensados caso haja um direito legal de compensar passivos e
ativos fiscais correntes, e eles se relacionam a impostos de renda lançados pela mesma autoridade
tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação.
Ativos de imposto de renda e contribuição social diferidos são revisados a cada data de relatório e são
reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável.
3.12 Resultado por ação
O resultado por ação básico é calculado por meio do resultado do exercício atribuível aos acionistas
controladores da Companhia e a média ponderada das ações em circulação no respectivo exercício. O
resultado por ação diluído é calculado por meio do resultado do exercício atribuível aos acionistas
controladores, ajustado pelos efeitos dos instrumentos que potencialmente impactariam o resultado do
exercício e pela média das ações em circulação, ajustada pelos instrumentos potencialmente conversíveis
em ações, com efeito diluidor, nos períodos apresentados, nos termos do IAS 33.
3.13 Ativos e passivos regulatórios
F - 20
Em consonância com o entendimento do IASB/IFRIC, ativos e passivos regulatórios não podem ser
registrados nas demonstrações financeiras das controladas de distribuição por não atenderem os
requerimentos de ativos e passivos descritos na Estrutura Conceitual para Elaboração e Apresentação das
Demonstrações Contábeis. Desta forma, os direitos ou compensações somente são refletidos nas
demonstrações financeiras, a partir do momento que forem reconhecidos nas tarifas de energia, com base
nas revisões tarifárias efetuadas pelo poder concedente e quando do consumo de energia elétrica por parte
dos clientes cativos.
3.14 Novas normas e interpretações ainda não adotadas
Diversas novas normas e emendas às normas e interpretações IFRS foram emitidas pelo IASB e ainda não
entraram em vigor para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 e consequentemente a
Companhia não as adotou:
 Alterações à IAS 1 Presentation of Financial Statements (Apresentação das Demonstrações Financeiras)
Permite apresentar o resultado do exercício e o resultado abrangente em uma única ou em duas
demonstrações e exige divulgações adicionais quanto à segregação de itens do resultado abrangente
que (i) serão reclassificados posteriormente para a demonstração do resultado e (ii) itens que não serão
reclassificados. Aplicável para períodos anuais iniciados em ou após 1º de julho de 2012.
A Administração está analisando os efeitos destas alterações e, com base em análise preliminar, não
espera impactos relevantes.
 Alterações à IAS 19 Employee Benefits (Benefícios a Empregados)
Alterações na contabilização dos planos de benefícios definidos e dos benefícios de rescisão, sendo as
principais: a) eliminação do “método do corredor”; b) reconhecimento imediato no resultado dos custos
de serviços passados; c) reconhecimento dos ganhos e prejuízos atuariais em outros resultados
abrangentes; e d) substituição das despesas com juros e do retorno esperado sobre os ativos do plano
por um valor de “juros líquidos”, apurado através da aplicação da taxa de desconto ao ativo ou passivo
do benefício definido líquido. As alterações do IAS 19 são aplicáveis para os períodos anuais iniciados
em ou após 1º de janeiro de 2013 e exigem adoção retroativa.
O efeito estimado pela Administração em avaliação preliminar da adoção inicial destas modificações no
exercício de 2013, seria uma redução do patrimônio líquido da Companhia em 1º de janeiro de 2013 no
montante de R$ 515.932 (aumento no patrimônio líquido de R$ 109.371 em 1º de janeiro de 2012).
Esta revisão do IAS 19 também ocasionará uma alteração no reconhecimento de despesa atuarial ao
longo de 2013, com esta nova metodologia introduzida em 2013, a previsão de despesa atuarial é de
R$ 82.121 (nota 17), contra R$ 32.421 caso o antigo pronunciamento continuasse em vigor.
 Alterações à IFRS 7 e IAS 32 - Offsetting Financial Assets and Financial Liabilities
As alterações à IAS 32 esclarecem os requisitos para compensação de instrumentos financeiros e as
alterações à IFRS 7 introduzem novos requisitos de divulgação para ativos e passivos financeiros que
são compensados no balanço patrimonial. As modificações da IFRS 7 são aplicadas para períodos
anuais iniciados em ou após 1º de janeiro de 2013, enquanto as alterações à IAS 32 são aplicadas para
períodos anuais iniciados em ou após 1º de janeiro de 2014.
A Administração está analisando os efeitos destas alterações e, com base em análise preliminar, não
espera impactos relevantes nas Demonstrações Financeiras.
 IFRS 9 Financial Instruments
Estabelece novos requerimentos para classificação e mensuração de ativos e passivos financeiros. Os
ativos financeiros serão classificados entre duas categorias: mensurados ao valor justo e mensurados ao
custo amortizado, classificação essa efetuada no reconhecimento inicial e cuja base depende do modelo
de negócios no qual eles são mantidos e as características de seus fluxos de caixa contratuais. Para os
passivos financeiros, a principal alteração quanto às exigências já estabelecidas pela IAS 39 refere-se
àqueles reconhecidos ao valor justo através do resultado, nos quais a variação de valor justo do
atribuível a mudanças no risco de crédito é registrada em outros resultados abrangentes e não na
demonstração do resultado, exceto quando esse registro resultar em um descasamento contábil no
resultado. A adoção é aplicável para os períodos anuais iniciados em ou após 1º de janeiro de 2015.
F - 21
A Companhia está analisando os impactos dessas alterações nas demonstrações financeiras.
 Revisão da IAS 27 – Consolidated and Separate Financial Statements (Demonstrações Separadas)
Esta revisão, publicada em maio de 2011, estabelece os requisitos de contabilização e divulgação para
investimentos em controladas, joint ventures e associadas quando a entidade prepara demonstrações
financeiras separadas. A revisão da norma é aplicável a partir de 1º de janeiro de 2013.
A Administração está analisando os efeitos destas alterações e, com base em análise preliminar, não
espera impactos relevantes nas Demonstrações Financeiras.
 IAS 28 – Investments in Associates (Investimento em Coligada, em Controlada e em Empreendimento
Controlado em Conjunto)
Esta revisão, publicada em maio de 2011, estabelece os requisitos para aplicação do método de
equivalência patrimonial para investimentos em coligadas e controladas em conjunto a partir da emissão
da IFRS 11. A revisão da norma é aplicável a partir de 1º de janeiro de 2013.
A Administração está analisando os efeitos destas alterações e, com base em análise preliminar, não
espera impactos relevantes nas Demonstrações Financeiras.
 IFRS 10 Consolidated Financial Statements (Demonstrações Consolidadas)
Substitui as partes do IAS 27 que tratam das demonstrações financeiras consolidadas e estabelece
somente uma base de consolidação, ou seja, o controle único. A norma também inclui uma nova
definição de controle que contém três elementos: (i) poder sobre a investida; (ii) exposição ou direito a
retornos variáveis de sua participação na investida; e (iii) capacidade de utilizar seu poder sobre a
investida para afetar o valor dos retornos ao investidor. Aplicável a partir dos períodos anuais iniciados
em ou após 1º de janeiro de 2013. A Companhia não espera impactos significativos em suas
demonstrações financeiras em decorrência dessas alterações.
 IFRS 11 Joint Arrangements (Negócios em Conjunto)
Substitui o IAS 31 e estabelece como um acordo de controle conjunto deve ser classificado nas
demonstrações contábeis. De acordo com a norma, a estrutura de um negócio em conjunto não é mais o
fator principal na determinação do tipo de negócio e, consequentemente, da respectiva contabilização.
Com relação aos empreendimentos controlados em conjunto (joint venture), operações em que as partes
possuem direito sobre os ativos líquidos dos acordos, serão contabilizados pelo método de equivalência
patrimonial e o método de consolidação proporcional não será mais permitido.
A IFRS 11 é aplicável a partir dos exercícios iniciados em ou após 1º de janeiro de 2013, e em
decorrência disso, a Companhia deixará de consolidar proporcionalmente, a partir de 2013, as suas
controladas em conjunto ENERCAN, BAESA, Foz do Chapecó e EPASA (nota 2.5). Essas alterações
não trarão impacto no lucro líquido da Companhia, entretanto, haverá alterações nas rubricas individuais
da demonstração do resultado em contrapartida à rubrica de equivalência patrimonial.
 IFRS 12 Disclosure of Interests in Other Entities (Divulgação de Participação em Outras Entidades)
Consolida todos os requerimentos de divulgação sobre a participação de uma entidade em controladas,
negócios em conjunto, coligadas e entidades estruturadas não consolidadas. A norma requer divulgação
de informações quanto à natureza, riscos e efeitos financeiros dessas participações. Adoção aplicável a
partir de 1º de janeiro de 2013.
A Administração está analisando os efeitos desta norma e, com base em análise preliminar, não espera
impactos relevantes nas Demonstrações Financeiras.
 IFRS 13 Fair Value Measurement (Mensuração do Valor Justo)
Estabelece definição de valor justo e apresenta uma estrutura conceitual para sua respectiva
mensuração e exigências de divulgação. Sujeita a exceções limitadas, o IFRS 13 se aplica quando a
mensuração ou divulgações de valor justo são requeridas ou permitidas por outras IFRSs. A aplicação
desta norma é efetiva a partir dos exercícios iniciados em ou após 1º de janeiro de 2013. A Companhia
está analisando os impactos nas demonstrações financeiras.
Não houve adoção antecipada dessas normas e alterações de normas na preparação destas
demonstrações financeiras.
F - 22
( 4 ) DETERMINAÇÃO DO VALOR JUSTO
Diversas políticas e divulgações contábeis da Companhia exigem a determinação do valor justo, tanto para
os ativos e passivos financeiros como para os não financeiros. Os valores justos têm sido apurados para
propósitos de mensuração e/ou divulgação baseados nos métodos a seguir. Quando aplicável, as
informações adicionais sobre as premissas utilizadas na apuração dos valores justos são divulgadas nas
notas específicas àquele ativo ou passivo.
- Imobilizado e intangível
O valor justo do imobilizado e intangível reconhecido em função de uma combinação de negócios é
baseado em valores de mercado. O valor de mercado da propriedade é o valor estimado para o qual um
ativo poderia ser trocado na data de avaliação entre partes conhecedoras e interessadas em uma transação
sob condições normais de mercado. O valor justo dos itens do ativo imobilizado é baseado na abordagem
de mercado e nas abordagens de custos através de preços de mercado cotados para itens semelhantes,
quando disponíveis, e custo de reposição quando apropriado. O valor justo dos ativos intangíveis é
determinado conforme cotação em mercado ativo. Caso não exista mercado ativo, o valor justo será aquele
que a Companhia teria pago pelos ativos intangíveis, na data de aquisição, em operação sem favorecimento
entre partes conhecedoras e dispostas a negociar com base na melhor informação disponível.
- Instrumentos financeiros
Os instrumentos financeiros reconhecidos a valores justos foram valorizados através da cotação em
mercado ativo para os respectivos instrumentos, ou quando tais preços não estiverem disponíveis, são
valorizados através de modelos de precificação, aplicados individualmente para cada transação, levando em
consideração os fluxos futuros de pagamento, com base nas condições contratuais, descontados a valor
presente por taxas obtidas através das curvas de juros de mercado, tendo como base, sempre que
disponível, informações obtidas pelo site da BM&FBOVESPA S.A. – Bolsa de Valores, Mercadorias e
Futuros (“BM&FBOVESPA”) e Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiro e de Capitais ANBIMA (nota 33).
Os ativos financeiros classificados como disponíveis para venda referem-se ao direito à indenização que
será paga pela União no momento da reversão dos ativos das concessionárias de distribuição, ao final do
seu prazo de concessão. A metodologia adotada para valorização a mercado destes ativos tem como ponto
de partida o processo de revisão tarifária das distribuidoras. Este processo, realizado a cada quatro ou cinco
anos, de acordo com cada concessionária, e consiste na avaliação ao preço de reposição da infraestrutura
de distribuição, conforme critérios estabelecidos pelo órgão regulador. Esta base de avaliação é utilizada
para precificação da tarifa que anualmente, até o momento do próximo processo de revisão tarifária, é
reajustada tendo como parâmetro os principais índices de inflação.
o
A Medida Provisória n 579 de 11/09/2012, convertida na Lei nº 12.783 de 11 de janeiro de 2013,
estabeleceu que, para aquelas concessões cujo prazo vence até 2017, o cálculo do valor da indenização
no momento da reversão dos ativos utilizará como base a metodologia de valor novo de reposição,
conforme critérios a serem estabelecidos em regulamento pelo poder concedente. Para as demais
concessões que se encerram após 2017, a Administração da Companhia acredita, de forma similar à
estabelecida pela MP 579, que a indenização será avaliada tendo como base, no mínimo, o modelo de
valorização dos ativos utilizando a metodologia do valor novo de reposição.
Desta forma, no momento da revisão tarifária, cada concessionária ajusta a posição do ativo financeiro base
para indenização aos valores homologados pelo órgão regulador e utiliza o IGP-M como melhor estimativa
para ajustar a base original ao respectivo valor justo nas datas subsequentes, em consonância com o
processo de Revisão Tarifária.
( 5 ) CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
F - 23
a) Saldos bancários disponíveis em conta corrente, que são remunerados diariamente através de uma
aplicação em operações compromissadas com lastro em debêntures e remuneração de 20% da
variação do Certificado de Depósito Interbancário – (“CDI”).
b) Essas aplicações financeiras correspondem a operações de curto prazo em CDB’s e debêntures
compromissadas realizadas com instituições financeiras de grande porte que operam no mercado
financeiro nacional, tendo como características liquidez diária, baixo risco de crédito e remuneração
equivalente, na média, a 100% do CDI.
c) Representa valores aplicados em Fundo Exclusivo e tem como características aplicações pósfixadas lastreadas ao CDI em títulos públicos federais, CDB’s, debêntures compromissadas de
instituições financeiras de grande porte, com liquidez diária, baixo risco de crédito e remuneração
equivalente, na média, a 101% do CDI.
( 6 ) CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS
O saldo é oriundo, principalmente, das atividades de fornecimento de energia elétrica, cuja composição em
31 de dezembro de 2012 e de 2011 é como segue:
Parcelamento de Débitos de Consumidores - Refere-se à negociação de créditos vencidos junto a
consumidores, principalmente órgãos públicos. Parte destes créditos dispõe de garantia de pagamento
pelos devedores, principalmente através de repasse de arrecadação de ICMS com interveniência bancária.
Com base na melhor estimativa da Administração das controladas, para os montantes sem garantia ou sem
expectativa de recebimento, foram constituídas provisões para créditos de liquidação duvidosa.
Operações Realizadas na CCEE - Os valores referem-se à comercialização no mercado de curto prazo de
energia elétrica. Os valores de longo prazo compreendem principalmente: (i) ajustes de contabilizações
realizados pela CCEE para contemplar determinações judiciais (liminares) nos processos de contabilização
para o período de setembro de 2000 a dezembro de 2002; e (ii) registros escriturais provisórios
determinados pela CCEE. As controladas entendem não haver riscos significativos na realização desses
ativos e, consequentemente, nenhuma provisão foi contabilizada para este fim.
F - 24
Concessionárias e Permissionárias - Refere-se, basicamente, a saldos a receber decorrentes do
suprimento de energia elétrica a outras concessionárias e permissionárias, efetuados, principalmente, pelas
controladas CPFL Geração, CPFL Brasil e CPFL Renováveis.
Provisão para créditos de liquidação duvidosa
A movimentação da provisão para créditos de liquidação duvidosa está demonstrada a seguir:
( 7 ) TRIBUTOS A COMPENSAR
Contribuição Social a Compensar - No não circulante, o saldo refere-se basicamente à decisão favorável
em ação judicial movida pela controlada CPFL Paulista, transitada em julgado. A controlada CPFL Paulista
está aguardando o trâmite regular de habilitação do crédito junto à Receita Federal, para realizar a
compensação sistêmica e financeira do crédito.
ICMS a Compensar - Refere-se principalmente a crédito constituído de aquisição de bens que resultam no
reconhecimento de ativos intangíveis e ativos financeiros.
F - 25
PIS e Cofins – No não circulante, o saldo refere-se basicamente a créditos reconhecidos pelas controladas
indiretas EPASA e CPFL Renováveis, relacionados à aquisição de equipamentos, que serão realizados
através da depreciação dos respectivos equipamentos.
( 8 ) CRÉDITOS E DÉBITOS FISCAIS DIFERIDOS
8.1- Composição dos créditos e débitos fiscais:
8.2 - Beneficio fiscal do ágio incorporado:
Refere-se ao crédito fiscal calculado sobre os ágios de aquisição de controladas, conforme demonstrado na
tabela abaixo, os quais foram incorporados e estão registrados de acordo com os conceitos das Instruções
CVM nº 319/99 e nº 349/01. O benefício está sendo realizado de forma proporcional à amortização fiscal
dos ágios incorporados que o originaram, conforme o lucro líquido projetado das controladas durante o
prazo remanescente da concessão, demonstrado na nota 13.
8.3 - Saldos acumulados sobre diferenças temporariamente indedutíveis:
F - 26
8.4 - Reconciliação dos montantes de contribuição social e imposto de renda registrados nos
resultados dos exercícios de 2012 e de 2011:
(¹) Contempla os efeitos descritos na nota explicativa 2.8
Amortização de intangível adquirido - Refere-se à parcela não dedutível da amortização do intangível
originado na aquisição de controladas.
Crédito Fiscal (não constituído)/constituído, líquido - Parcela do crédito fiscal não constituído/constituído
pela Companhia sobre o prejuízo fiscal e base negativa, registrada em função da revisão das projeções, a
qual resultou em margem para complemento de registro contábil.
8.5 Créditos fiscais não reconhecidos
A controladora possui créditos fiscais relativos a prejuízos fiscais e bases negativas de contribuição social
não constituídos no montante de R$ 123.228 que poderão ser objeto de reconhecimento contábil no futuro,
de acordo com as revisões anuais das projeções de geração de lucros tributáveis.
As controladas CPFL Renováveis e Sul Geradora possuem R$ 61.951 e R$ 72.519, respectivamente, de
ativos de Imposto de Renda e Contribuição Social sobre prejuízos fiscais e bases negativas que não foram
constituídos por não haver razoável certeza de geração de lucros tributáveis futuros suficientes à absorção
dos referidos ativos. Não há prazo de prescrição para utilização dos prejuízos fiscais e bases negativas.
( 9 ) ARRENDAMENTO
A controlada CPFL Serviços realiza atividades de prestação de serviços e aluguel de equipamentos para
auto-produção de energia, nas quais é arrendadora, e cujos principais riscos e benefícios relacionados aos
respectivos ativos foram transferidos aos arrendatários.
F - 27
A essência da operação é arrendar, para os clientes que necessitam de maior consumo de energia elétrica
em horários de pico (quando a tarifa é mais alta), equipamentos de geração de energia (“autoprodução”) e,
sobre estes equipamentos, prestar serviços de manutenção e operação.
A controlada realiza o investimento de construção da planta de geração de energia nas instalações do
cliente. A partir da entrada em operação dos equipamentos, o cliente passa a efetuar pagamentos fixos
mensais.
Os investimentos realizados nestes projetos de arrendamento mercantil financeiro são registrados pelo valor
presente dos pagamentos mínimos a receber, sendo estes recebimentos tratados como amortização do
investimento e as receitas financeiras reconhecidas no resultado do exercício de acordo com a taxa de juros
efetiva implícita no arrendamento, pelo prazo dos respectivos contratos.
Estes investimentos resultaram neste exercício em uma receita financeira de R$ 12.031 (R$ 5.625 em 2011
e R$ 5.363 em 2010).
Em 31 de dezembro de 2012, não há (i) valores residuais não garantidos que resultem em benefício do
arrendador; (ii) provisão para pagamentos mínimos incobráveis do arrendamento a receber; e (iii)
pagamentos contingentes reconhecidos como receita durante o período.
( 10 ) ATIVO FINANCEIRO DA CONCESSÃO
O saldo refere-se ao valor justo do ativo financeiro correspondente ao direito estabelecido nos contratos de
concessões das distribuidoras de energia de receber caixa no momento da reversão dos ativos ao poder
concedente ao término da concessão.
Em 2012, conforme descrito na nota 13, a ANEEL revisou as taxas de amortização para os ativos do setor
elétrico. As novas taxas passaram a vigorar a partir de 1º de janeiro de 2012 e, em média, aumentaram a
vida útil dos ativos de distribuição de energia elétrica. No entendimento da Administração da Companhia,
F - 28
esse fato alterou as condições contratuais da concessão relacionadas à forma de remunerar a Companhia
pelos investimentos realizados na infraestrutura vinculados à prestação de serviços outorgados.
Portanto a Companhia, com base nas novas vidas úteis estipuladas pelo órgão regulador, efetuou o
recálculo estimado do ativo financeiro em 1º de janeiro de 2012, correspondente ao novo valor reversível
dos ativos ao final da concessão, que será recuperado diretamente do Poder Concedente. Como
consequência, o montante de R$ 294.785 foi registrado como incremento ao ativo financeiro.
Conforme modelo tarifário vigente, a remuneração deste ativo é reconhecida no resultado mediante
faturamento aos consumidores e sua realização ocorre no momento do recebimento das contas de energia
elétrica. Adicionalmente, a diferença para ajustar o saldo à expectativa de recebimento do fluxo de caixa,
conforme valor novo de reposição (metodologia BRR) é registrada como contrapartida na conta de receita
financeira no resultado do exercício.
O saldo no ativo circulante corresponde à indenização da Usina Rio do Peixe II (uma concessão de
geração) na controlada CPFL Leste Paulista, que detém concessão de geração e ainda não passou por um
processo de desverticalização (nota 37).
As baixas ocorridas em 2012 incluem o montante de R$ 5.947 relacionado a baixas decorrentes de
inventários físicos realizados em função da implementação do Manual de Controle Patrimonial do Setor
Elétrico MCPSE (Resolução n° 367 de 2 de junho de 2009), nas controladas CPFL Piratininga, CPFL Santa
Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista e CPFL Mococa, registradas em Outras
Despesas Financeiras (nota 13).
( 11 ) OUTROS CRÉDITOS
Cauções, fundos e depósitos vinculados - São garantias oferecidas para operações na CCEE e
aplicações financeiras exigidas por contratos de financiamento das controladas.
Cauções - fundo vinculado a empréstimos em moeda estrangeira - São garantias oferecidas quando da
negociação ou renegociação de empréstimos.
Ordens em Curso – Compreendem custos e receitas relacionados à desativação ou alienação, em
andamento, de bens do ativo intangível e os custos dos serviços relacionados a gastos com os projetos em
andamento dos programas de Eficiência energética (“PEE”), instituídos pelas resoluções nº 300/2008, e
o
Pesquisa e desenvolvimento (“P&D”), instituídos pela Resolução Normativa ANEEL n 316/2008, aplicada
o
até outubro de 2012 e alterada pela Resolução Normativa n 504/12. Quando do encerramento dos
respectivos projetos, os saldos são amortizados em contrapartida ao respectivo passivo registrado em
Outras Contas a Pagar (nota 22).
Contratos de pré-compra de energia - Referem-se a pagamentos antecipados realizados pelas
controladas, os quais serão liquidados com energia a ser fornecida no futuro.
Convênios de arrecadação - Referem-se a (i) convênios firmados pelas distribuidoras com prefeituras e
empresas para arrecadação através da conta de energia elétrica e posterior repasse de valores referente à
contribuição de iluminação pública, jornais, assistência médica, seguros residenciais, entre outros; e (ii)
recebimentos pela controlada CPFL Total, para posterior repasse aos clientes que utilizam dos serviços de
arrecadação prestados por esta controlada.
F - 29
Em 31 de dezembro de 2012, o saldo de Outros Créditos está líquido de provisão para créditos de
liquidação duvidosa no montante de R$ 21.905 referente às contas de Serviços prestados a terceiros,
Convênios de arrecadação e Outros.
F - 30
( 12 ) IMOBILIZADO
F - 31
o
Em 04 de fevereiro de 2012, através da Resolução Normativa n 474, a ANEEL estabeleceu novas taxas anuais
de depreciação para os ativos em serviço outorgado no setor elétrico, que alteraram as taxas constantes no
Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, e passaram a vigorar a partir de 1º de janeiro de
2012. Esta alteração resultou em uma redução na vida útil dos ativos de geração e, em consonância com o IAS
8, a Companhia alterou a depreciação do ativo imobilizado prospectivamente, a partir desta data, gerando um
incremento de despesa de depreciação no período de R$ 37.508.
Nas demonstrações financeiras, o saldo de imobilizado em curso refere-se principalmente a obras em
andamento das controladas operacionais e/ou em desenvolvimento, com destaque para os projetos da CPFL
Renováveis com imobilizado em curso de R$ 585.297.
Em combinação de negócios estão alocados os ativos adquiridos do Complexo Eólico Atlântica, Bons Ventos e
SPE Lacenas, adquiridos pela controlada indireta CPFL Renováveis em 2012 (nota 13).
Em conformidade com o IAS 23, os juros referentes aos empréstimos e financiamentos tomados pelas
controladas para o financiamento das obras são capitalizados durante a fase de construção. Durante o ano de
2012 foram capitalizados R$ 32.527 (R$ 6.861 em 2011 e R$ 84.839 em 2010). Para maiores detalhes sobre os
ativos em construção e as respectivas taxas de captações dos empréstimos, vide nota 28.
Como consequência dos trabalhos de conciliação da base de ativos para a implantação do Manual de Controle
Patrimonial, determinado pela Resolução Aneel nº 367/2009, foram efetuadas reclassificações entre os tipos de
bens, destacados nas linhas de reclassificações de custo e depreciação.
Em consequência da prática de revisão e atualização de provisões, a controlada indireta CPFL Renováveis
revisou suas estimativas de gastos com custos sócio-ambientais e, em decorrência disso, efetuou a reversão
de provisão no período no montante de R$ 66.773, em contrapartida ao ativo imobilizado, onde havia sido
inicialmente registrada.
Os valores de depreciação estão registrados no resultado, na linha “Depreciação e amortização” (nota 27).
Em 31 de dezembro de 2012, não existem ativos de montante relevante concedidos em garantias, exceto
aqueles mencionados na nota 15.
Teste de redução ao valor recuperável dos ativos: Para todos os períodos apresentados, a Companhia
avaliou eventuais indicativos de desvalorização de seus ativos que pudessem gerar a necessidade de testes
sobre o valor de recuperação. Tal avaliação foi baseada em fontes externas e internas de informação, levandose em consideração variações em taxas de juros, mudanças em condições de mercado, dentre outros.
O resultado de tal avaliação para todos os períodos apresentados não apontou indicativos de redução no valor
recuperável destes ativos, não havendo, portanto, perdas por desvalorização a serem reconhecidas.
F - 32
( 13 ) INTANGÍVEL
Em 31 de dezembro de 2012, do total de intangível adquirido em combinação de negócios, R$ 792.321 foram
adicionados pela CPFL Renováveis, com destaque para a aquisição das controladas indiretas Complexo Eólico
Atlântica, Bons Ventos e Lacenas (nota 13).
Em 04 de fevereiro de 2012, através da Resolução Normativa n° 474, a ANEEL estabeleceu novas taxas anuais
de amortização para os ativos em serviço outorgado no setor elétrico. Como consequência desta revisão da
vida útil dos ativos de distribuição de energia elétrica, a amortização do ativo intangível da concessão das
distribuidoras foi alterada a partir de 1º de janeiro de 2012. Além dos efeitos descritos na nota 10 no que se
refere à transferência de ativo intangível para ativo financeiro, em média tais ativos de distribuição sofreram
incremento em suas vidas úteis. Consequentemente, e em consonância com o IAS 8, a Companhia alterou a
amortização do ativo intangível prospectivamente a partir de tal data, gerando uma redução estimada na
despesa de amortização no exercício de 2012 no montante de R$ 59.313.
Em função da implementação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico MCPSE (Resolução n° 367
de 2 de junho de 2009), as controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari,
CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Mococa e RGE, realizaram inventários físicos cuja conclusão
resultou em baixas de ativos no exercício no montante de R$ 44.203, registradas em Outras Despesas
Operacionais. As baixas relacionadas à parcela do respectivo ativo financeiro estão descritas na nota 10.
Os valores de amortização estão registrados no resultado, nas seguintes linhas: (i) “depreciação e amortização”
para a amortização dos ativos intangíveis de Infraestrutura de Distribuição, Uso do Bem Público e Outros Ativos
Intangíveis; e (ii) “amortização de intangível de concessão” para a amortização do ativo intangível Adquirido em
Combinação de Negócios. (nota 27)
Em conformidade com o IAS 23, os juros referentes aos empréstimos tomados pelas controladas são
capitalizados para os ativos intangíveis qualificáveis. Nas demonstrações financeiras, para o ano de 2012 foram
capitalizados R$ 15.645 (R$ 32.281 em 2011 e R$ 48.099 em 2010) a uma taxa de 8,23% a.a. (9,95% a.a. em
2011 e 7,9% a.a. em 2010).
F - 33
13.1 Intangível adquirido em combinações de negócios
A composição do ativo intangível correspondente ao direito de explorar as concessões, adquirido em
combinações de negócios, está demonstrado a seguir:
O intangível adquirido em combinações de negócio está associado ao direito de exploração das concessões e
está assim representado:
- Intangível adquirido não incorporado
Refere-se basicamente ao intangível de aquisição das ações detidas por acionistas não controladores, antes
da adoção do IFRS 3.
Para os saldos da controlada CPFL Renováveis, a amortização é registrada pelo período remanescente das
respectivas autorizações de exploração, pelo método linear. Para os demais saldos, as taxas de amortização
do ativo intangível adquirido em combinação de negócios são definidas com base na curva do resultado
projetado das concessionárias para o prazo remanescente da concessão, cujas projeções são revistas
anualmente.
- Intangível adquirido já incorporado - Dedutível
Refere-se ao intangível oriundo da aquisição de controladas que foram incorporados aos respectivos
patrimônios líquidos sem a aplicação das Instruções CVM n° 319/99 e n° 349/01, ou seja, sem que ocorresse
a segregação da parcela correspondente ao benefício fiscal.
F - 34
- Intangível adquirido já incorporado - Recomposto
Com o objetivo de atender as determinações da ANEEL e evitar que a amortização do intangível advindo de
incorporação de controladora causasse impacto negativo ao fluxo de dividendos aos acionistas não
controladores, as controladas aplicaram os conceitos das Instruções CVM nº 319/99 e nº 349/01 sobre o
intangível. Desta forma, foi constituída uma provisão retificadora do intangível em contrapartida à reserva
especial de ágio na incorporação do patrimônio líquido em cada controlada, de forma que o efeito da
operação no patrimônio refletisse o benefício fiscal do intangível incorporado. Estas alterações afetaram o
investimento da Companhia nas controladas, sendo necessária a constituição do intangível indedutível para
fins fiscais, de modo a recompô-lo.
13.2 Teste de redução ao valor recuperável
Para todos os períodos apresentados, a Companhia avaliou eventuais indicativos de desvalorização de seus
ativos que pudessem gerar a necessidade de testes sobre o valor de recuperação. Tal avaliação foi baseada
em fontes externas e internas de informação, levando-se em consideração variações em taxas de juros,
mudanças em condições de mercado, rentabilidade de suas operações, dentre outros.
O resultado de tal avaliação para todos os períodos apresentados não apontou indicativos de redução no valor
recuperável destes ativos, não havendo, portanto, perdas por desvalorização a serem reconhecidas.
13.3 – Combinações de negócios 2011 – CPFL Renováveis
Em abril de 2011, com o objetivo consolidar a experiência no setor de energias renováveis e obter ganho de
sinergia, a Companhia celebrou com os acionistas da ERSA Energia Renováveis S.A (“ERSA”), um acordo de
associação para união de ativos e projetos de energia renovável detidos por suas controladas – no caso da
CPFL, ativos das controladas CPFL Geração e CPFL Brasil. Após uma série de reestruturações societárias
previstas, detalhadamente descritas nas demonstrações financeiras do exercício findo em 31 de dezembro de
2011, a CPFL Geração e a CPFL Brasil passaram a integrar o quadro de acionistas da ERSA, como acionistas
majoritárias, dando origem à CPFL Energias Renováveis S.A.
Ainda em 2011, a controlada indireta CPFL Renováveis adquiriu as seguintes empresas: (i) Jantus SL
(“Jantus”), a qual detinha 100% do capital social da SIIF Energies do Brasil Ltda. (“SIIF”) e da SIIF
Desenvolvimento de Projeto de Energia Eólica Ltda. (“SIIF Desenvolvimento”), com um total de quatro parques
eólicos em operação no Estado do Ceará; e (ii) Santa Luzia Energética S.A. (“Santa Luzia”), que possui uma
PCH em operação no Estado de Santa Catarina.
Conforme o acordo de acionistas da CPFL Renováveis, caso esta controlada indireta não realize uma oferta
pública inicial de ações (“IPO”) no prazo de 2 anos após a assinatura do acordo, ou seja, até 24 de agosto de
2013 cada um dos acionistas não controladores da CPFL Renováveis, individualmente, detém o direito de
vender suas ações para a CPFL Energia ou para terceiro(s) indicados(s) por ela, e a CPFL Energia tem a
obrigação de comprá-las, mediante pagamento em espécie, ações de emissão da CPFL Energia ou um misto
entre espécie e ações, a critério da CPFL Energia.
13.4 – Combinações de negócios 2012
Objetivando consolidar a experiência e a posição no mercado de energias renováveis e crescer com as
sinergias, a companhia realizou as seguintes Combinações de Negócios em 2012.
Complexo Eólico Atlântica
Em janeiro de 2012, a controlada indireta CPFL Renováveis celebrou contrato de compra e venda de ações
com a empresa Cobra Instalaciones Y Servicios S.A., com objetivo de adquirir 100% das ações da Atlântica I
Parque Eólico S.A., Atlântica II Parque Eólico S.A., Atlântica IV Parque Eólico S.A. e Atlântica V Parque Eólico
S.A. (“Complexo Eólico Atlântica”). Estas empresas são detentoras de autorização para geração de energia
elétrica de fonte eólica sob o regime de produção independente, pelo prazo de 35 anos, mediante implantação
de seus respectivos parques eólicos, possuindo em conjunto potência instalada de 120 MW.
F - 35
A transferência do controle do Complexo Eólico Atlântica para a CPFL Renováveis foi aprovada pela ANEEL,
conforme divulgado em fato relevante de 26 de março de 2012. O valor de R$ 24.528 foi pago aos vendedores
em março de 2012.
Bons Ventos Geradora de Energia S.A. (“BVP”)
Conforme Comunicado ao Mercado publicado em 19 de junho de 2012, a controlada indireta CPFL Renováveis
adquiriu em 24 de fevereiro de 2012, o total das ações da sociedade BVP S.A, controladora da sociedade Bons
Ventos Geradora de Energia S.A. (“Bons Ventos”). O preço da aquisição foi de R$ 1.095.291, que compreende:
(i) o valor de R$ 528.552 pago aos vendedores; (ii) assunção de dívida líquida no valor R$ 439.191; e (iii) R$
127.548 destinados à liquidação de debêntures emitidas pela Bons Ventos.
A Bons Ventos detém autorização outorgada pela ANEEL para explorar os parques eólicos Taíba Albatroz,
Bons Ventos, Enacel e Canoa Quebrada, com capacidade instalada de 157,5 MW. Estes parques eólicos
localizam-se no Estado do Ceará e se encontram em operação comercial plena, sendo que a totalidade da
energia está contratada com a Eletrobrás por vinte anos, através do PROINFA - Programa de Incentivo às
Fontes Alternativas de Energia Elétrica.
A transferência do controle da BVP para a CPFL Renováveis foi aprovada pela ANEEL, conforme fato relevante
em 19 de junho de 2012.
Usina Ester (SPE Lacenas)
Em março de 2012, a controlada indireta CPFL Renováveis adquiriu 100% dos ativos de co-geração de energia
elétrica e vapor d’água da SPE Lacenas Participações Ltda., controlada pela Usina Açucareira Ester (“Usina
Ester”). Cerca de 7 MW médios de energia de cogeração da Usina Ester já foram comercializados no leilão de
fontes alternativas (LFA) de 2007, com prazo de 15 anos e com preço médio de venda de R$ 177 por MWh (na
data-base de janeiro de 2012). O restante, 2,8 MW médios de energia, será comercializado no mercado livre.
A transferência de controle da SPE Lacenas para a controlada estava condicionada à aprovação da ANEEL, a
qual foi obtida e a aquisição foi concluída em 18 de outubro de 2012.
O preço total de aquisição dos ativos após os ajustes previstos no contrato totalizou R$ 111.500,
compreendendo: (i) R$ 55.244 pagos pela compradora aos vendedores; e (ii) a assunção da dívida líquida no
valor de R$ 56.256 constante no balanço patrimonial da adquirida.
a) Informações adicionais sobre aquisição das controladas Complexo Eólico Atlântica, BVP e Lacenas:
b) Ativos adquiridos e passivos reconhecidos na data de aquisição:
Para as aquisições realizadas, o total das contraprestações transferidas (pagas) foi alocado aos ativos
adquiridos e passivos assumidos a valores justos, incluindo o ativo intangível associado ao direito de
exploração de autorização, o qual será amortizado pelos prazos remanescentes das autorizações vinculadas à
F - 36
exploração dos empreendimentos adquiridos. Consequentemente, como a totalidade do valor pago foi alocado
a ativos e passivos identificados, nenhum valor residual foi alocado para ágio nestas transações.
A contabilização inicial da aquisição do Complexo Eólico Atlântica em 29 de fevereiro de 2012 e da Bons
Ventos em 31 de maio de 2012 foram concluídas. A contabilização da aquisição da Lacenas em 30 de
setembro de 2012 encontrava-se provisoriamente apurada em 31 de dezembro de 2012, sendo que na data de
conclusão destas demonstrações financeiras, a avaliação da mensuração dos ativos intangíveis não tinha sido
finalizada e, por consequência, tinha sido apenas provisoriamente apurada com base na melhor estimativa da
Administração para esses valores.
A Administração da CPFL Renováveis não espera que o valor alocado como direito de exploração dessas
aquisições seja dedutível para fins fiscais na data da aquisição e, portanto, constituiu imposto de renda e
contribuição social diferidos relacionados à diferença entre os valores alocados e as bases fiscais destes ativos
e passivos.
Os direitos de exploração serão amortizados pelo prazo remanescente das autorizações, vinculadas à
exploração dos empreendimentos, sendo o prazo médio estimado em 23 anos para o Complexo Eólico
Atlântica, 21 anos para a Bons Ventos e 20 anos para Lacenas.
c) Saída de caixa líquida na aquisição das controladas:
F - 37
d) Impacto das aquisições de 2012 no resultado:
Informações financeiras sobre a receita e lucro líquido das empresas adquiridas incluídas nas
demonstrações financeiras no ano da aquisição:
Caso as aquisições tivessem ocorrido em 1º de janeiro de 2012, a receita operacional líquida combinada da
CPFL Energia seria de R$ 15.123.905 e o seu lucro líquido combinado do exercício seria de R$ 1.236.443.
A aquisição do Complexo Eólico Atlântica foi concluída em 26 de março de 2012, com o balanço de abertura
em 29 de fevereiro de 2012. Sendo assim, as demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2012
contemplam dez meses das operações dessa controlada indireta.
A aquisição de Bons Ventos foi concluída em 19 de junho de 2012, com o balanço de abertura de 31 de
maio de 2012. Desta maneira, as demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2012 contemplam sete
meses de operação dessa controlada indireta.
A aquisição de Lacenas foi concluída em 18 de outubro de 2012 e o balanço de abertura preparado na database de 30 de setembro de 2012. Assim sendo, as demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2012
contemplam três meses de operação dessa controlada.
Os balanços de partida foram levantados em datas diferentes das datas das aquisições por praticidade,
sendo que as diferenças não são significativas.
F - 38
( 14 ) FORNECEDORES
( 15 ) ENCARGOS DE DÍVIDAS, EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS
F - 39
F - 40
F - 41
Conforme segregado nos quadros acima, a Companhia, em consonância com o IAS 32 e IAS 39, classificaram
suas dívidas como (i) outros passivos financeiros (ou mensuradas ao custo amortizado), e (ii) passivos
financeiros mensurados ao valor justo contra resultado.
A classificação como passivos financeiros mensurados ao valor justo tem o objetivo de confrontar os efeitos do
reconhecimento de receitas e despesas oriundas da marcação a mercado dos derivativos de proteção,
atrelados às respectivas dívidas de modo a obter uma informação contábil mais relevante e consistente.
F - 42
Em 31 de dezembro de 2012, o saldo da dívida designada ao valor justo totalizava R$ 2.388.245 (R$ 1.704.256
em 31 de dezembro de 2011). As mudanças dos valores justos destas dívidas são reconhecidas no resultado
financeiro das controladas. As perdas obtidas na marcação a mercado das referidas dívidas de R$ 95.435
(R$ 7.359 em 31 de dezembro 2011), deduzidas dos efeitos obtidos com a marcação a mercado dos
instrumentos financeiros derivativos, de R$ 81.753 (perda de R$ 1.241 em 31 de dezembro de 2011),
contratados para proteção da variação cambial (nota 33), gera uma perda total líquida de R$ 13.682 (R$ 8.600
em 31 de dezembro de 2011).
Principais adições no exercício:
Moeda nacional
BNDES/BNB – Investimento:
FINEM VI (CPFL Paulista) – A controlada obteve a aprovação de financiamento em 2012, no montante de R$
790.000, que faz parte de uma linha de crédito do FINEM, a ser aplicada no plano de investimento nos anos
2012/2013. Neste exercício a Companhia recebeu o montante de R$ 340.000 (R$ 339.168 líquida dos gastos
de contratação) e o saldo remanescente de R$ 450.000 está previsto para ser liberado até o término do
primeiro trimestre de 2014.
FINEM V (CPFL Piratininga) – A controlada obteve a aprovação de financiamento em 2012, no montante de
R$ 220.000, que faz parte de uma linha de crédito do FINEM, a ser aplicada no plano de investimento da
empresa nos anos 2012/2013. Neste exercício a controlada recebeu o montante de R$ 84.500 (R$ 84.242
líquida dos gastos de contratação), e o saldo remanescente de R$ 135.500 está previsto para ser liberado até o
término do primeiro trimestre de 2014.
FINEM VI (RGE) – A controlada obteve a aprovação de financiamento em 2012, no montante de R$ 274.997,
que faz parte de uma linha de crédito do FINEM, a ser aplicada no plano de investimento da empresa nos anos
2012/2013. Em 2012, a controlada recebeu o montante de R$ 136.512 (R$ 136.218 líquida dos gastos de
contratação), e o saldo remanescente está previsto para ser liberado até o término do primeiro trimestre de
2014.
FINEM I (CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista) – As controladas obtiveram a
aprovação de financiamento em 2012, no montante de R$ 50.820, que fez parte de uma linha de crédito do
FINEM, aplicada no plano de investimento da empresa nos anos 2011/2012. Em 2012, as controladas
receberam o montante de R$ 45.451 (R$ 45.317 líquida dos gastos de contratação) e o saldo remanescente
será liberado até o término do primeiro trimestre de 2013.
FINAME I e FINEM XI (CPFL Renováveis) - A controlada CPFL Brasil obteve aprovação de financiamento
junto ao BNDES em 2010 no montante de R$ 398.547, que serão destinados às controladas indiretas CPFL Bio
Formosa, CPFL Bio Pedra, CPFL Bio Ipê e CPFL Bio Buriti. Em função da reestruturação societária ocorrida em
2011 (nota 13), estas dívidas passaram a ser registradas na controlada indireta CPFL Renováveis a partir de 1º
de agosto de 2011. Em 2012, foi liberado o saldo remanescente de R$ 72.551.
FINEM III - CPFL Renováveis - A controlada CPFL Geração obteve aprovação de financiamento junto ao
BNDES em 2010 no montante de R$ 574.098, que serão destinados às controladas indiretas Santa Clara I a VI
e Eurus VI. Em função da reestruturação societária ocorrida em 2011 (nota 13), estas dívidas passaram a ser
registradas na controlada indireta CPFL Renováveis a partir de 1º de agosto de 2011. Em 2012, foi liberado o
montante de R$ 289.507 e o saldo remanescente de R$ 1.240 está previsto para ser liberado até abril de 2013.
FINEM VI - CPFL Renováveis (Salto Goes) - Em 2012, o BNDES aprovou a contratação de operação de
financiamento no valor total de até R$ 85.244 a ser utilizado em empreendimentos de uma PCH. Em 2012,
houve liberação de R$ 69.982. O saldo remanescente, de R$ 15.262, deve ser liberado até abril de 2013.
FINEM VII, FINEM X, BNB Banco do Nordeste do Brasil e NIB Nordic Investment Bank - CPFL Renováveis
(Bons Ventos) - A controlada indireta Bons Ventos, adquirida no contexto da combinação de negócios descrita
na nota 13, possuía estas operações, que passaram a integrar as demonstrações financeiras da Companhia a
partir de junho de 2012.
F - 43
FINEM VIII e FINAME III – CPFL Renováveis (Coopcana e Alvorada) - Em 2012, o BNDES aprovou a
contratação de operação de financiamento no valor total de até R$ 209.000 a ser utilizado em
empreendimentos das Termoelétricas Bio Alvorada e Bio Coopcana. Em 2012, houve liberação de R$ 98.000.
O saldo remanescente, de R$ 111.000, deve ser liberado até novembro de 2013.
FINEM IX - CPFL Renováveis (Lacenas) - A controlada indireta Lacenas, adquirida no contexto da
combinação de negócios descrita na nota 13, possuía esta operação junto ao BNDES, que passou a integrar as
demonstrações financeiras da Companhia a partir de outubro de 2012.
Instituições financeiras:
Banco IBM S/A (CPFL Leste Paulista, CPFL Mococa, CPFL Jaguari e CPFL Serviços) – As controladas
obtiveram, em 2012, a aprovação de financiamento junto ao Banco IBM, no montante de R$ 41.355. O objetivo
desta captação é reforço de capital de giro e em 2012 houve liberação do montante total aprovado.
HSBC - CPFL Renováveis - Em junho de 2012, foi realizada operação entre a controlada indireta Turbina 15 e
o Banco HSBC, com o objetivo de investimento para aquisição da BVP através da emissão de ações
preferenciais resgatáveis de emissão da controlada. Nesta operação, o Banco HSBC efetuou a integralização
de R$ 400.000 em caixa (R$ 395.805 líquido dos custos de captação).
Banco do Brasil – Notas promissórias (CPFL Renováveis) - Em 2012, as controladas indiretas Atlântica I,
Atlântica II, Atlântica IV, Atlântica V, Alvorada e Coopcana assinaram contratos de financiamento com o Banco
do Brasil, com objetivo de utilização na construção de quatro empreendimentos eólicos e dois de biomassa, na
modalidade de notas promissórias, cujo montante totalizou R$320.000. Todo o montante foi liberado na
assinatura do contrato e o financiamento liquidado em janeiro de 2013.
Moeda estrangeira
Instituições financeiras
Banco Citibank (RGE) – Em abril de 2012, a controlada contratou financiamento em moeda estrangeira, no
valor de R$ 128.590, para reforço de capital de giro.
Banco Scotiabank (CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL
Jaguari, CPFL Mococa) – As controladas obtiveram aprovação de financiamento em moeda estrangeira no
valor de R$ 172.500, para cobertura de capital de giro, e todo o montante foi liberado em 2012.
Banco J.P. Morgan (RGE, CPFL Sul Paulista e CPFL Santa Cruz) – As controladas obtiveram a aprovação
de financiamento no montante de R$ 124.910, com o objetivo de reforço de capital de giro, e todo o montante
foi liberado em 2012.
Os saldos de principal dos empréstimos e financiamentos de longo prazo têm vencimentos assim programados:
F - 44
Os principais índices utilizados para atualização dos empréstimos e financiamentos e a composição do perfil de
endividamento em moeda nacional e estrangeira, já considerando os efeitos de conversão dos instrumentos
derivativos estão abaixo demonstrados:
Condições restritivas
BNDES:
Os financiamentos junto ao BNDES restringem as controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL
Santa Cruz, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista: (i) a somente realizarem o pagamento de Dividendo e
Juros sobre Capital Próprio, cujo somatório exceda o dividendo mínimo obrigatório previsto em lei após o
cumprimento de todas as obrigações contratuais; (ii) ao atendimento integral das obrigações restritivas
estabelecidas no contrato; e (iii) à manutenção de determinados índices financeiros em parâmetros préestabelecidos apurados anualmente, como segue:
CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE

Endividamento líquido dividido pelo EBITDA - valor máximo de 3,5;

Endividamento líquido dividido pela soma do endividamento líquido e o Patrimônio Líquido - valor máximo
0,90.
CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista (mensurados nas controladas e na
Companhia)

Endividamento líquido dividido pelo EBITDA - valor máximo de 3,5;
CPFL Mococa e CPFL Jaguari
Não possuem covenants financeiros.
Em 2012, a controlada CPFL Leste Paulista firmou contrato de financiamento com BNDES no montante de
R$ 12.272 e dentre as cláusulas contidas neste contrato, prevê-se a manutenção do índice financeiro
“Endividamento Líquido dividido pelo EBITDA ajustado” menor que 3,5. Em 31 de dezembro de 2012 a
controlada não atendeu a esta obrigação. O descumprimento desta obrigação não pecuniária não caracteriza a
possibilidade de vencimento antecipado desta dívida e também não provoca vencimento antecipado das
demais dívidas que possuem condições específicas de cross-default.
CPFL Geração
Os empréstimos captados junto ao BNDES pela controlada CERAN e pelas controladas em conjunto
ENERCAN, BAESA e Foz do Chapecó, determinam restrições ao pagamento de dividendos à controlada CPFL
Geração acima do mínimo obrigatório de 25% sem a prévia anuência do BNDES.
Para o empréstimo da controlada em conjunto EPASA junto ao BNDES - modalidade FINEM - há cláusula
restritiva quanto a manutenção do índice de cobertura do serviço da dívida em 1,1 vezes e do índice de capital
próprio (patrimônio líquido dividido pelo ativo imobilizado) de no mínimo 25,3%, os quais são apurados
anualmente. Em caso de descumprimento, fica proibida a distribuição de dividendos acima do mínimo
F - 45
obrigatório até que o índice seja restabelecido. Adicionalmente é requerido anualmente da garantidora
(Companhia), a manutenção dos seguintes índices financeiros:
 Endividamento líquido dividido pelo EBITDA, menor ou igual a 3,5; e
 Endividamento total dividido pelo Ativo Total, menor ou igual a 65%.
CPFL Renováveis
Os empréstimos captados junto ao BNDES - modalidade FINEM I, FINEM VII, FINAME I e FINEM X, BNB e NIB
(Bons Ventos) e FINEM VI (Salto Goes) têm como principais cláusulas restritivas:

Índice de cobertura da dívida em 1,2 vezes, durante o período de amortização;

Índice de capitalização própria maior ou igual a 25%, durante o período de amortização.
Em 31 de dezembro de 2012 a controlada indireta Santa Luzia Energética S.A. (controlada da CPFL
Renováveis) não atendeu o índice de cobertura do serviço da divida (ICSD), cujo parâmetro previa uma
geração de caixa correspondente a 1,2 vezes o serviço da dívida do respectivo período. O montante total da
dívida, de R$ 112.747, foi classificado no passivo circulante. Não houve declaração de vencimento antecipado
da dívida em razão do não atendimento do ICSD pactuado em 31 de dezembro de 2012 e em 20 de fevereiro
de 2013, a controlada obteve do Banco do Brasil a dispensa para apuração do ICSD referente ao exercício
findo em 31 de dezembro de 2012, bem como para o exercício a findar-se em 31 de dezembro de 2013 e o
semestre a findar-se em 30 de junho de 2014. O descumprimento do referido covenant também não provocou o
vencimento antecipado das demais dívidas que possuem condições específicas de cross-default.
Banco do Brasil – Capital de Giro
Em 2012 foram feitos aditamentos aos contratos firmados com o Banco do Brasil – capital de giro das
controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Santa Cruz, CPFL Sul Paulista, CPFL Jaguari, CPFL
Mococa e CPFL Leste Paulista, passando os respectivos covenants financeiros a serem calculados
semestralmente com base em indicadores da Companhia. Os novos covenants são:


Endividamento líquido dividido pelo EBITDA menor ou igual a 3,75; e
EBITDA dividido pelo Resultado Financeiro maior ou igual a 2,25.
Captações em moeda estrangeira - Bank of América, BNP Paribás, J.P Morgan, Societe Generale,
Citibank, Morgan Stanley, HSBC, Sumitomo e Scotiabank
As captações em moeda estrangeira realizadas com os bancos Bank of América, BNP Paribás, J.P Morgan,
Societe Generale, Citibank, Morgan Stanley, HSBC, Sumitomo e Scotiabank estão sujeitas a certas condições
restritivas, contemplando cláusulas que requerem da Companhia a manutenção de determinados índices
financeiros em parâmetros pré-estabelecidos. Em 2012, foram realizados aditamentos aos contratos financeiros
de moeda estrangeira com intuito de unificar os Covenants Financeiros aos demais contratos em moeda local.
Os índices exigidos são os seguintes: (i) Endividamento líquido dividido pelo EBITDA, menor ou igual a 3,75 e
(ii) EBITDA dividido pelo resultado financeiro maior ou igual a 2,25.
A definição de EBITDA nas controladas, para fins de apuração de covenants, leva em consideração
principalmente a inclusão dos principais ativos e passivos regulatórios. Na Companhia, considera ainda a
consolidação com base na participação societária nas respectivas controladas (tanto para EBITDA como ativos
e passivos).
Diversos empréstimos e financiamentos das controladas diretas e indiretas estão sujeitos à antecipação de
seus vencimentos no caso de alterações na estrutura societária da Companhia ou na estrutura societária das
controladas que impliquem na perda, por parte dos atuais acionistas da Companhia, do controle acionário ou
do controle sobre a gestão da Companhia, exceto se ao menos um dos acionistas (Camargo Corrêa e Previ)
permaneçam direta ou indiretamente no bloco de controle pela Companhia.
F - 46
Adicionalmente o não cumprimento das obrigações ou restrições mencionadas pode ocasionar a inadimplência
em relação a outras obrigações contratuais (cross default), dependendo de cada contrato de empréstimo e
financiamento.
A Administração da Companhia e de suas controladas monitora esses índices de forma sistemática e
constante, de forma que as condições sejam atendidas. No entendimento da Administração da Companhia e
de suas controladas, exceto pelo mencionado anteriormente sobre a controlada indireta CPFL Renováveis e a
controlada CPFL Leste Paulista, todas as condições restritivas e cláusulas estão adequadamente atendidas em
31 de dezembro de 2012.
( 16 ) DEBÊNTURES E ENCARGOS DE DEBÊNTURES
F - 47
Remuneração
As remunerações das debêntures serão pagas semestralmente, exceto pela 1° série da controlada em conjunto
BAESA que será paga trimestralmente e pela 1ª emissão da controlada indireta PCH Holding 2 que será paga
mensalmente.
O saldo de Debêntures de longo prazo tem seus vencimentos assim programados:
F - 48
Captações no exercício
CPFL Renováveis
 1ª emissão – PCH Holding
Em janeiro de 2012, a controlada indireta PCH Holding 2 S.A., controlada da CPFL Renováveis, emitiu
debêntures não conversíveis em ações, no montante de R$ 158.193 (R$ 156.010 líquido dos custos de
emissão) com vencimento em 2023, para financiar a aquisição da PCH Santa Luzia. Os juros serão pagos
mensalmente a partir de junho de 2015 e o principal será pago em 9 parcelas anuais e consecutivas, cujo
inicio ocorrerá em junho de 2015.
 1ª emissão – CPFL Renováveis
Em maio de 2012, a controlada indireta CPFL Renováveis emitiu debêntures não conversíveis em ações, no
montante de R$ 430.000 (R$ 426.327 líquido dos custos de emissão) com vencimento em 2022, para
financiar a aquisição da Bons Ventos. Os juros serão pagos semestralmente a partir de novembro de 2012 e
a amortização do principal será em 9 parcelas anuais e consecutivas a partir de maio de 2015.
CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE
6° emissão
Em julho de 2012 foram subscritas e integralizadas debêntures nominativas e escriturais, em série única, da
espécie quirografária, não conversíveis em ações, no montante total de R$ 1.270.000 (R$ 1.265.301 líquidos
dos gastos de emissão) conforme detalhado abaixo. O objetivo desta emissão foi o refinanciamento das dívidas
vincendas durante 2012 e 2013 e reforço de capital de giro. A Companhia prestou garantia através de fiança.
Condições restritivas
As debêntures estão sujeitas a certas condições restritivas, contemplando cláusulas que requerem da
Companhia e de suas controladas a manutenção de determinados índices financeiros em parâmetros préestabelecidos. Os principais índices são os seguintes:
CPFL Energia, CPFL Paulista (5ª e 6ª emissões), CPFL Piratininga (3ª, 5ª e 6ª emissões), RGE (5ª e 6ª
emissões), CPFL Geração (3ª e 4ª emissões), CPFL Brasil e CPFL Santa Cruz
Manutenção, pela Companhia, dos seguintes índices:

Endividamento líquido dividido pelo EBITDA, menor ou igual a 3,75;

EBITDA dividido pelo Resultado Financeiro maior ou igual a 2,25;
F - 49
BAESA

Endividamento total – limite de 75% dos seus ativos totais.
CPFL Renováveis
- 1ª emissão CPFL Renováveis:
 Índice de cobertura do serviço da dívida operacional maior ou igual a 1,00;
 Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,05;
 Índice de Dívida Líquida dividido pelo EBITDA menor ou igual a 7,5 em 2013, 6,0 em 2014, 5,6 em 2015,
4,6 em 2016 e 3,75 de 2017 em diante;
 EBITDA dividido pela Despesa Financeira Líquida maior ou igual a 1,75
- Controlada indireta SIIF: as debêntures estão sujeitas a cláusulas restritivas quanto à constituição de ônus e
endividamentos adicionais, à distribuição de dividendos e a alterações em seu quadro societário.
- Controlada indireta PCH Holding 2 S.A: as debêntures estão sujeitas a cláusulas restritivas quanto a
alterações no quadro societário próprio ou da controlada indireta CPFL Renováveis. Adicionalmente, existem
cláusulas restritivas quanto à manutenção dos seguintes índices financeiros no consolidado CPFL
Renováveis:
 Índice de alavancagem consolidado menor ou igual a 80%;
 Índice de Cobertura de Serviço da Dívida com caixa acumulado maior ou igual 1,15.
A definição de EBITDA nas controladas, para fins de apuração de covenants, leva em consideração
principalmente a inclusão dos principais ativos e passivos regulatórios. Na Companhia, considera ainda a
consolidação com base na participação societária nas respectivas controladas (tanto para EBITDA como ativos
e passivos).
Diversas debêntures das controladas e controladas em conjunto estão sujeitas à antecipação de seus
vencimentos no caso de alterações na estrutura societária da Companhia ou na estrutura societária das
controladas que impliquem na perda, por parte dos atuais acionistas da Companhia, do controle acionário ou
do controle sobre a gestão da Companhia.
O não cumprimento das restrições mencionadas acima pode ocasionar a inadimplência em relação a outras
obrigações contratuais (cross default), dependendo de cada contrato.
No entendimento da Administração da Companhia e suas controladas e controladas em conjunto, tais
condições restritivas e cláusulas estão adequadamente atendidas em 31 de dezembro de 2012.
( 17 ) ENTIDADE DE PREVIDÊNCIA PRIVADA
As controladas mantêm Planos de Suplementação de Aposentadoria e Pensões para seus empregados com as
seguintes características:
17.1 – Características
- CPFL Paulista
Atualmente vigora, para os funcionários da controlada CPFL Paulista através da Fundação CESP um Plano de
Benefício Misto, com as seguintes características:
a) Plano de Benefício Definido (“BD”) - vigente até 31 de outubro de 1997 - plano de benefício saldado que
concede um Benefício Suplementar Proporcional Saldado (“BSPS”), na forma de renda vitalícia reversível
em pensão, aos participantes inscritos em data anterior a 31 de outubro de 1997, 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 controlada.
F - 50
b) Adoção de um modelo misto, a partir de 1º de novembro de 1997, que contempla:
 Os Benefícios de risco (invalidez e morte) no conceito de benefício definido, em que a responsabilidade
pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é da controlada, e
 As aposentadorias programáveis, no conceito de contribuição variável que consiste em um plano
previdenciário que, até a concessão da renda, é do tipo contribuição definida, não gerando qualquer
responsabilidade atuarial para a controlada. 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
gerar responsabilidade atuarial para a controlada.
Com a modificação do Plano Previdenciário em outubro de 1997, foi reconhecida uma obrigação pela
controlada referente ao déficit do plano apurado na época pelos atuários externos da Fundação CESP, a ser
liquidada em 260 parcelas (240 mensais e 20 anuais), com vencimento até outubro de 2017, acrescida de juros
de 6% a.a. e correção pelo IGP-DI (FGV). Através de Aditivo Contratual celebrado com a Fundação CESP em
17 de janeiro de 2008, os prazos de pagamento sofreram alteração para 238 parcelas mensais e 19 parcelas
anuais, tendo como referência a data base de 31 de dezembro de 2007, com vencimento final em 31 de outubro
de 2027. O saldo da obrigação em 31 de dezembro de 2012 é de R$ 570.939 (R$ 452.756 em 31 de dezembro
de 2011). Ao final de cada ano, após a avaliação preparada por atuários externos, o saldo da dívida é ajustado
para refletir o equilíbrio no Patrimônio dos Planos de Benefícios Previdenciários da Fundação CESP. O valor do
contrato difere dos registros contábeis adotados pela controlada, que se encontram em consonância com o IAS
19.
Para os gestores há possibilidade de opção por um Plano Gerador de Benefício Livre - PGBL (Contribuição
Definida), mantido através do Banco do Brasil ou Bradesco.
- CPFL Piratininga
A controlada CPFL Piratininga, no contexto do processo de cisão da Bandeirante Energia S.A. (empresa
predecessora da controlada), assumiu a responsabilidade pelas obrigações atuariais correspondentes aos
empregados aposentados e desligados daquela empresa até a data da efetivação da cisão, assim como pelas
obrigações correspondentes aos empregados ativos que lhe foram transferidos.
Em 02 de abril de 1998, a Secretaria de Previdência Complementar - “SPC”, aprovou a reestruturação do plano
previdenciário mantido anteriormente pela Bandeirante, dando origem a um “Plano de Benefícios Suplementar
Proporcional Saldado - BSPS”, e um “Plano de Benefícios Misto”, com as seguintes características:
a) Plano de Benefício Definido (“BD”) - vigente até 31 de março de 1998 - plano de benefício saldado, que
concede um 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. No caso de morte em atividade e entrada em invalidez, os benefícios
incorporam todo o tempo de serviço passado. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências
atuariais desse Plano é da controlada.
b) Plano de Benefício Definido - vigente após 31 de março de 1998 - plano do tipo BD, 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 entrada em invalidez, os benefícios incorporam todo o tempo de serviço. A
responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é paritária entre a controlada e os
participantes.
c) Plano de Contribuição Variável - implantado junto com o Plano BD vigente após 31 de março de 1998, é um
plano previdenciário que, até a concessão da renda, é do tipo contribuição definida, não gerando qualquer
responsabilidade atuarial para a controlada. 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 gerar
responsabilidade atuarial para a controlada.
Em setembro de 1997, através de Instrumento Contratual de ajuste de reservas a amortizar, foi reconhecida
uma obrigação a pagar pela Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (empresa antecessora da
Bandeirante), referente ao déficit do plano apurado na época pelos atuários externos da Fundação CESP, a ser
liquidada em 260 parcelas (240 mensais e 20 anuais), que vem sendo amortizada mensalmente, acrescida de
F - 51
juros de 6% a.a. e correção pelo IGP-DI (FGV). Através de Aditivo Contratual celebrado com a Fundação CESP
em 17 de janeiro de 2008, os prazos de pagamento sofreram alteração para 221 parcelas mensais e 18
parcelas anuais, tendo como referência a data base de 31 de dezembro de 2007, com vencimento final em 31
de maio de 2026. O saldo da obrigação em 31 de dezembro de 2012 é de R$ 164.517 (R$ 126.669 em 31 de
dezembro de 2011). Ao final de cada ano, após a avaliação preparada por atuários externos, o saldo da dívida
é ajustado para refletir o equilíbrio no Patrimônio dos Planos de Benefícios Previdenciários da Fundação CESP.
O valor do contrato difere dos registros contábeis adotados pela controlada, que se encontram em consonância
com o IAS 19.
Para os gestores há possibilidade de opção por um Plano Gerador de Benefício Livre - PGBL (Contribuição
Definida), mantido através do Banco do Brasil ou Bradesco.
- RGE
Plano do tipo benefício definido com nível de benefício igual a 100% da média corrigida dos últimos salários,
descontado o benefício presumido da Previdência Social, com um Ativo Líquido Segregado administrado pela
ELETROCEEE. Este benefício é de direito somente para os empregados que tiveram os contratos de trabalho
sub-rogados da CEEE para RGE. Para os colaboradores admitidos a partir de 1997, foi implantado em janeiro
de 2006, o plano de previdência privada junto ao Bradesco Vida e Previdência, estruturado na modalidade de
contribuição Definida.
- CPFL Santa Cruz
O plano de benefícios da controlada CPFL Santa Cruz, administrado pelo BB Previdência - Fundo de Pensão
do Banco do Brasil está estruturado na modalidade de contribuição definida.
V - CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Mococa e CPFL Jaguari
Em dezembro de 2005, as companhias aderiram ao plano de previdência privada denominado CMSPREV,
administrado pela IHPREV Fundo de Pensão. O plano está estruturado na modalidade de contribuição definida.
- CPFL Geração
Os funcionários da controlada CPFL Geração participam do mesmo plano da CPFL Paulista.
Com a modificação do Plano Previdenciário em outubro de 1997, na época mantido pela CPFL Paulista, foi
reconhecida uma obrigação a pagar pela controlada CPFL Geração, referente ao déficit do plano apurado pelos
atuários externos da Fundação CESP, a qual vem sendo amortizada em 260 parcelas (240 mensais e 20
anuais), acrescidas de juros de 6% a.a. e correção pelo IGP-DI (FGV). Através de Aditivo Contratual celebrado
com a Fundação CESP em 17 de janeiro de 2008, os prazos de pagamento sofreram alteração para 238
parcelas mensais e 19 parcelas anuais, tendo como referência a data base de 31 de dezembro de 2007, com
vencimento final em 31 de outubro de 2027. O saldo da obrigação, em 31 de dezembro de 2012 é de R$ 11.495
(R$ 8.972 em 31 de dezembro de 2011). O valor do contrato difere dos registros contábeis adotado pela
controlada que se encontra em consonância com o IAS 19.
Para os gestores há possibilidade de opção por um Plano Gerador de Benefício Livre - PGBL (Contribuição
Definida), mantido através do Banco do Brasil ou Bradesco.
17.2 – Movimentações dos planos de benefício definido
F - 52
As movimentações do valor presente das obrigações atuariais e do valor justo dos ativos do plano são como
segue:
2012:
2011:
F - 53
2010:
17.3 Movimentações dos ativos e passivos registrados:
As movimentações ocorridas no passivo líquido são as seguintes:
17.4 Reconhecimento das receitas e despesas com entidade de previdência privada:
Em consenso com a Administração da Companhia, a estimativa do atuário externo para as despesas e/ou
receitas a serem reconhecidas no exercício de 2013 (já contemplando alterações do IAS 19 – nota 2) e as
receitas reconhecidas em 2012, 2011 e em 2010, são como segue:
F - 54
As principais premissas consideradas no cálculo atuarial na data do balanço foram:
17.5 Ativos do plano
As tabelas abaixo demonstram a alocação (por segmento de ativo) dos ativos dos planos de pensão do grupo
CPFL, em 31 de Dezembro de 2012 e de 2011, administrados pela Fundação CESP e ELETROCEEE. Também
é demonstrada a distribuição dos recursos garantidores estabelecidos como meta para 2013, obtidos à luz do
cenário macroeconômico em Dezembro de 2012.
Ativos administrados pela Fundação CESP:
F - 55
Ativos administrados pela ELETROCEEE:
A meta de alocação para 2013 foi baseada nas recomendações de alocação de ativos da Fundação CESP,
efetuada ao final de 2012 em sua Política de Investimentos. Tal meta pode mudar a qualquer momento ao
longo do ano de 2013, à luz de mudanças das situações macroeconômicas ou do retorno dos ativos, dentre
outros fatores.
A gestão de ativos visa maximizar o retorno dos investimentos, mas sempre procurando minimizar os riscos de
déficit atuarial. Desta forma, os investimentos são efetuados sempre tendo em mente o passivo que os mesmos
devem honrar. Uma das principais ferramentas utilizadas para atingir os objetivos da gestão da Fundação
CESP é o ALM (Asset Liability Management – Gerenciamento Conjunto de Ativos e Passivos), realizado no
mínimo uma vez ao ano, para um horizonte superior a 10 anos. O ALM auxilia também no estudo da liquidez
dos planos previdenciários, posto que considera o fluxo de pagamento de benefício vis-à-vis os ativos
considerados líquidos. A ELETROCEEE também se utiliza da ferramenta ALM.
A base utilizada para determinar as premissas do retorno geral estimado sobre os ativos é suportada pelo ALM.
As principais premissas são projeções macroeconômicas pelas quais são obtidas as rentabilidades esperadas
de longo prazo, levando-se em conta as carteiras atuais dos planos de benefícios. O ALM processa a alocação
média ideal dos ativos do plano para o longo prazo e, baseado nesta alocação e nas premissas de rentabilidade
dos ativos, é apurada a rentabilidade estimada para o longo prazo.
Risco de investimento
Os fundos de pensão brasileiros estão sujeitos a restrições com relação a investimentos em ativos estrangeiros.
Os planos de benefícios da Companhia possuem a maior parte de seus recursos aplicados no segmento de
renda fixa e, dentro do segmento de renda fixa, a maior parte dos recursos encontra-se aplicado em títulos
públicos federais, referenciados ao IGP, que é o índice de correção do passivo atuarial dos planos da
Companhia (planos de benefício definido).
Os planos de benefícios da Companhia têm sua gestão monitorada pelo Comitê Gestor de Investimentos e
Previdência da Companhia, o qual inclui representantes de empregados ativos e aposentados além de
membros indicados pela empresa. Dentre as tarefas do referido Comitê, está a análise e aprovação de
recomendações de investimentos realizadas pelos gestores de investimentos da Fundação CESP.
F - 56
Além do controle do risco de mercado através da metodologia da divergência não planejada, exigida pela
legislação, a Fundação CESP utiliza, para o controle do risco de mercado dos segmentos de Renda Fixa e
Renda Variável, as seguintes ferramentas: VaR, Tracking Risk, Tracking Error e Stress Test.
A Política de Investimentos da Fundação CESP impõem restrições adicionais que, em conjunto com aquelas já
expressas na legislação, definem os percentuais de diversificação para investimentos em ativos de emissão ou
co-obrigação de uma mesma pessoa jurídica a serem praticados internamente.
( 18 ) TAXAS REGULAMENTARES
( 19 ) IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES
F - 57
( 20 ) PROVISÃO PARA RISCOS FISCAIS, CÍVEIS E TRABALHISTAS E DEPÓSITOS JUDICIAIS
As movimentações das provisões para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas e depósitos judiciais está
demonstrada a seguir:
As provisões para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas foram constituídas com base em avaliação dos riscos de
perdas em processos em que a Companhia e suas controladas são parte, cuja probabilidade de perda é
provável na opinião dos assessores legais e da Administração da Companhia e de suas controladas.
O sumário dos principais assuntos pendentes relacionados a litígios, processos judiciais e autos de infração é
como segue:
F - 58
a)
Trabalhistas: As principais causas trabalhistas relacionam-se às reivindicações de ex-funcionários e
sindicatos para o pagamento de ajustes salariais (horas extras, equiparação salarial, verbas rescisórias e
outras reivindicações).
b)
Cíveis:
Danos Pessoais - Referem-se, principalmente, a pleitos de indenizações relacionados a acidentes
ocorridos na rede elétrica das controladas, danos a consumidores, acidentes com veículos, entre outros.
Majoração Tarifária - Corresponde a vários pleitos de consumidores industriais, devido a reajustes
impostos pelas Portarias DNAEE nºs. 38 e 45, de 27 de fevereiro e 4 de março de 1986, respectivamente,
quando estava em vigor o congelamento de preços do “Plano Cruzado”.
c)
Fiscais:
FINSOCIAL - Refere-se a questionamento judicial quanto à majoração de alíquota e cobrança do
FINSOCIAL no período de junho de 1989 a outubro de 1991.
Imposto de Renda - Na controlada CPFL Piratininga, a provisão de R$ 70.291 (R$ 61.852 em 2011 e
R$53.356 em 2010) refere-se à ação judicial visando a dedutibilidade fiscal da CSLL no cálculo do IRPJ.
PIS e COFINS - JCP - Em 2009 a Companhia discutia a incidência do PIS e COFINS sobre a receita de
juros sobre o capital próprio, desistiu da ação judicial e efetuou o pagamento dos valores questionados,
utilizando-se dos benefícios previstos na Lei n° 11.941/09 (REFIS IV), isto é, anistia de multa e encargos
legais e redução de juros. A Companhia aguarda a finalização dos trâmites legais para poder efetuar a
compensação dos depósitos judiciais realizados no mesmo montante.
PIS e COFINS – Regime não cumulativo - Refere-se às discussões tributárias relacionadas ao regime
de incidência não cumulativa de PIS e COFINS sobre determinados encargos setoriais.
Fiscais Outras - Refere-se a outros processos existentes nas esferas judicial e administrativa decorrente
da operação dos negócios das controladas, relacionados a assuntos fiscais envolvendo INSS, FGTS e
SAT.
d) Perdas possíveis: A Companhia e suas controladas são parte em outros processos e riscos, nos quais
a Administração, suportada por seus consultores jurídicos, acredita que as chances de êxito são
possíveis, devido a uma base sólida de defesa para os mesmos. Estas questões não apresentam,
ainda, tendência nas decisões por parte dos tribunais ou qualquer outra decisão de processos similares
consideradas como prováveis ou remotas e, por este motivo, nenhuma provisão sobre as mesmas foi
constituída. As reclamações relacionadas a perdas possíveis, em 31 de dezembro de 2012 estavam
assim representadas: (i) R$ 330.001 trabalhistas (R$ 340.833 em 2011 e R$ 341.068 em 2010)
representadas basicamente por acidentes de trabalho, adicional de periculosidade, horas extras dentre
outros; (ii) R$ 628.381 cíveis, representadas basicamente por danos pessoais, impactos ambientais e
majoração tarifária (R$ 553.648 em 2011 e R$ 604.603 em 2010); e (iii) R$ 1.513.632 fiscais,
relacionadas basicamente a Imposto de Renda, ICMS, FINSOCIAL e PIS e COFINS (R$ 967.952 em
2011 e R$ 823.872 em 2010).
A Administração da Companhia e de suas controladas, baseada na opinião de seus assessores legais, entende
não haver riscos contingentes significativos que não estejam cobertos por provisões suficientes nas
demonstrações financeiras ou que possam resultar em impacto relevante sobre os resultados futuros.
Depósitos judiciais – imposto de renda: Do montante total de R$ 704.742, o montante de R$ 617.051
(R$ 581.721 em 31 de dezembro de 2011) referem-se à discussão da dedutibilidade para fins de Tributos
Federais de despesa reconhecida no exercício de 1997 referente a déficit previdenciário do plano de pensão
dos funcionários da controlada CPFL Paulista perante a Fundação CESP, em razão de ter sido objeto de
renegociação e novação de dívida naquele exercício. A controlada, baseada em consulta à Secretaria da
Receita Federal do Brasil, obteve resposta favorável constante na Nota MF/SRF/COSIT/GAB nº 157 de 09 de
abril de 1998, e tomou a dedutibilidade fiscal da despesa, gerando consequentemente prejuízo fiscal naquele
exercício. Em decorrência desta medida, a controlada foi autuada pelas Autoridades Fiscais e, para permitir a
continuidade das discussões em dois processos, houve decisões judiciais que exigiram depósitos para garantia
do juízo. Esta dedutibilidade gerou ainda outras autuações e a controlada, com a finalidade de também permitir
a continuidade das discussões, ofereceu como garantia fianças bancárias no valor de R$ 257.237. Baseada na
posição atualizada dos advogados que conduzem este caso, a opinião da Administração sobre o risco de perda
continua classificado como remoto.
F - 59
( 21 ) USO DO BEM PÚBLICO
( 22 ) OUTRAS CONTAS A PAGAR
Consumidores e concessionárias: As obrigações com consumidores referem-se a contas pagas em
duplicidade e ajustes de faturamento a serem compensados ou restituídos além de participações de
consumidores no Programa de Universalização.
Programas de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética: As controladas reconheceram passivos
relacionados a valores já faturados em tarifas (1% da Receita Operacional Líquida), mas ainda não aplicados
nos Programas de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética. Tais montantes são passíveis de
atualização monetária mensal, com base na SELIC, até o momento de sua efetiva realização.
Provisão para gastos ambientais: No não circulante, o montante de R$ 46.215 refere-se a provisões
constituídas pela controlada indireta CPFL Renováveis, relacionadas a licenças socioambientais e decorrentes
de eventos já ocorridos. Tais custos são provisionados em contrapartida ao ativo imobilizado durante o período
de construção dos empreendimentos e, após a entrada em operação, são registrados diretamente no resultado.
Participação nos lucros: Refere-se principalmente a:
(i) Em conformidade com o Acordo Coletivo de Trabalho, a Companhia e suas controladas implantaram
programa de participação dos empregados nos lucros e resultados, baseado em acordo de metas
operacionais e financeiras previamente estabelecidas com os mesmos;
(ii) Programa de Incentivo a Longo Prazo: Em julho de 2012, foi aprovado pelo Conselho de Administração da
Companhia o Plano de Incentivo de Longo Prazo para Executivos, que consiste em um plano para outorga
de “opções virtuais de ações” (Phantom Stock Options) e respectiva premiação em recursos financeiros, de
acordo com a valorização das ações da Companhia em relação a um valor apurado anualmente.
F - 60
O plano tem duração de 2012 a 2018 e são elegíveis determinados executivos da Companhia que estejam
exercendo a função na data da outorga. A outorga é anual e o prazo de carência (vesting period) para
conversão em premiação, será a partir do segundo, terceiro ou quarto ano a contar da data da outorga,
sendo a opção de 1/3 das ações por ano ou acumulando o saldo para o próximo ano.
O valor justo dos instrumentos outorgados foi determinado pela metodologia do fluxo de caixa descontado
sobre as projeções orçamentárias aprovadas pela Administração, incluindo previsão de distribuição de
dividendos, resultando em R$ 24,16 por ação.
O valor da conversão (valor justo) será baseado na média ponderada da cotação das ações da Companhia
(CPFE3) na BM&FBOVESPA referente os últimos 45 pregões a contar do último dia útil do mês de
dezembro do ano anterior ao ano da conversão. Somente poderão ser convertidas em premiação em
espécie quando estiver atingida a meta de, no mínimo, 80% de valorização da meta estipulada, até o limite
de 150%.
Em 2012 foi registrado um passivo na rubrica de Participação nos Lucros pelo valor justo das ações no
montante de R$ 3.054 em contrapartida à rubrica de despesa de pessoal. Esse valor corresponde a 297.667
phantom stocks outorgadas em 2012, sendo que 1/3 (99.222 ações) poderão ser convertidas em premiação
a partir do segundo ano a contar da data da outorga (exercício de 2014), desde que a meta de valorização
das ações seja atingida.
Aquisição de negócios: Refere-se ao montante registrado pela controlada indireta CPFL Renováveis referente
à aquisição de negócios.
( 23 ) PATRIMÔNIO LÍQUIDO
A participação dos acionistas no Patrimônio da Companhia em 31 de dezembro de 2012 e de 2011 está assim
distribuída:
23.1 - Reserva de Capital
Refere-se basicamente ao registro decorrente da combinação de negócios da CPFL Renováveis, no montante
de R$ 228.306.
23.2 - Reserva de Lucros
É composta por:
(a) Reserva de retenção de lucros para investimento: A Companhia passou a registrar a atualização do
ativo financeiro no resultado do exercício. Por se tratar de resultado cuja realização financeira se dará
apenas no momento da indenização (ao final da concessão), a Companhia está propondo a retenção
como reserva de retenção de lucros para investimento;
F - 61
(b) Reserva legal, no montante de R$ 556.481.
23.3 – Resultado abrangente acumulado – custo atribuído
Refere-se ao registro da mais valia do custo atribuído ao imobilizado das geradoras, na adoção inicial do IFRS.
23.4 – Alteração na participação societária de acionistas controladores
Em 2012, os acionistas controladores da Companhia realizaram determinadas operações societárias que
resultaram em transferência, para suas respectivas controladas e controladores, de parte das ações de emissão
da Companhia:
 Bonaire Participações S.A. (“Bonaire”)
No primeiro trimestre de 2012, foi finalizada a reestruturação societária do acionista Bonaire, através da qual
foram transferidas 12.362.202 ações da CPFL Energia, da Bonaire para o seu acionista Energia São Paulo
Fundo de Investimento em Ações (“Energia São Paulo FIA”). Como consequência, a quantidade final de
ações da CPFL Energia detida pelos acionistas Bonaire e Energia São Paulo FIA foi de 6.308.790 e
115.118.250, respectivamente.
 VBC Energia S.A. (“VBC”)
No quarto trimestre de 2012, o acionista VBC realizou reestruturação societária, a qual resultou na
transferência de 224.195.070 ações de emissão da CPFL Energia para sua controlada ESC Energia S.A.
(“ESC”) e de 11.804.530 ações de emissão da CPFL Energia para a Camargo Corrêa S.A. (“CCSA”). Como
consequência, a quantidade final de ações da CPFL Energia detida pelos acionistas VBC, ESC e CCSA foi
de 9.897.860, 224.195.070 e 12.642.390, respectivamente.
 BB Carteira Livre I FIA (“BB CL I”)
No quarto trimestre de 2012, o acionista BB CL I realizou reestruturação societária, a qual resultou na
transferência de 9.897.860 ações de emissão da CPFL Energia para sua controladora Caixa de Previdência
dos Funcionários do Banco do Brasil (“Previ”). Como consequência, a quantidade final de ações da CPFL
Energia detida pelos acionistas BB CL I e Previ foi de 288.569.602 e 9.897.860, respectivamente.
23.5 - Dividendos
Em Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária de 12 de abril de 2012 foi aprovada a destinação do lucro do
exercício de 2011, através de declaração de dividendo no montante de R$ 1.506.179, sendo R$ 747.709 de
dividendo intermediário declarado em junho de 2011, e R$ 758.470 de dividendo complementar.
Adicionalmente, conforme previsto no Estatuto Social e com base nos resultados do primeiro semestre de 2012,
o Conselho de Administração da Companhia, em 6 de agosto de 2012, aprovou a declaração do dividendo
intermediário no montante de R$ 640.239, sendo atribuído para cada ação o valor de R$ 0,665339515.
No exercício, a Companhia efetuou pagamento no montante de R$ 1.393.507 referente basicamente aos
dividendos declarados em 31 de dezembro de 2011 e 30 de junho de 2012.
23.6 - Destinação do lucro líquido do exercício
O Estatuto Social da Companhia prevê a distribuição como dividendo de no mínimo 25% do lucro líquido
ajustado na forma da lei, aos titulares de suas ações.
F - 62
Para este exercício, a Administração da Companhia está propondo a distribuição do saldo do lucro líquido,
através da declaração de R$ 455.906 na forma de dividendo, correspondente a R$ 0,473778718 por ação,
conforme demonstrado a seguir:
( 24 ) LUCRO POR AÇÃO
Lucro por ação – básico e diluído
O cálculo do lucro por ação básico e diluído em 31 de dezembro de 2012, 2011 e de 2010 foi baseado no lucro
líquido atribuível aos acionistas controladores e o número médio ponderado de ações ordinárias em circulação
durante os períodos apresentados. Especificamente para o cálculo do lucro por ação diluído, considera-se os
efeitos dilutivos de instrumentos conversíveis em ações, conforme demonstrado:
(¹) Contempla os efeitos descritos na nota explicativa 2.8.
O efeito dilutivo do numerador no cálculo de lucro por ação diluído considera os efeitos dilutivos das debêntures
conversíveis em ações emitidas por subsidiárias da controlada indireta CPFL Renováveis. Os efeitos foram
calculados considerando a premissa de que tais debêntures seriam convertidas em ações ordinárias das
controladas no início do exercício.
No segundo trimestre de 2011, foi realizada a operação de grupamento das ações ordinárias de emissão da
Companhia, na proporção de 10 (dez) para 1 (uma), com o simultâneo desdobramento de cada ação agrupada,
na proporção de 1 (uma) para 20 (vinte), com prazo de 60 dias para que os acionistas pudessem ajustar suas
posições de ações na BM&FBOVESPA. Esta operação não envolveu alteração em recursos financeiros, e
desta forma, foi considerado no cálculo da quantidade média ponderada de ações como se tivesse ocorrido em
1º de janeiro de 2010, de acordo com o IAS 33 Resultado por Ação.
F - 63
As ações resultantes da operação foram atribuídas e registradas aos titulares das ações no dia 4 de julho de
2011, sendo que as frações de ações dos acionistas que optaram por não ajustar suas posições foram
identificadas, separadas e agrupadas em números inteiros e vendidas em leilão na BM&FBOVESPA.
( 25 ) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
Em consonância com o Despacho nº 4.722, de 18 de dezembro de 2009, da ANEEL, que trata dos
procedimentos básicos para a elaboração das demonstrações financeiras, as controladas de distribuição de
energia efetuaram a reclassificação de parte dos valores relacionados às receitas da rubrica “Fornecimento de
Energia Elétrica”, atividade de Comercialização para “Outras Receitas Operacionais”, atividade de Distribuição,
sob o título de “Receita pela disponibilidade da rede elétrica – TUSD consumidor cativo”.
No procedimento de regulação tarifária (“Proret”), aprovado pela Resolução Normativa ANEEL n° 463 de 22 de
novembro de 2011, foi definido que as receitas auferidas com ultrapassagem de demanda e excedente de
reativos, da data contratual de revisão tarifária referente ao 3º ciclo de revisão tarifária periódica, deverão ser
contabilizadas como obrigações especiais e serão amortizadas a partir da próxima revisão tarifária.
Em consonância com o Despacho nº 4.991 da ANEEL, de 29 de dezembro de 2011, que trata dos
procedimentos básicos para a elaboração das demonstrações financeiras, as controladas CPFL Piratininga,
CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Jaguari e CPFL Mococa efetuaram o ajuste
de receitas de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, reduzindo as contas de receitas de
“Fornecimento de Energia Elétrica” e “Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica – TUSD consumidor livre”
em contrapartida à rubrica redutora do ativo intangível (“Obrigações Especiais”). O montante registrado de
F - 64
R$ 32.132 foi apurado a partir da data em que ocorreria a revisão tarifária das controladas até 31 de dezembro
de 2012.
Em 7 de fevereiro de 2012 a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (“ABRADEE”)
conseguiu a suspensão dos efeitos da Resolução Normativa 463, onde foi deferido o pedido de antecipação de
tutela final e foi suspensa a determinação de contabilização das receitas oriundas de ultrapassagem de
demanda e excedente de reativos como obrigações especiais. Em junho de 2012 foi deferido o efeito
suspensivo requerido pela ANEEL em seu Agravo de Instrumento e suspensa a antecipação de tutela
originalmente deferida em favor da ABRADEE. As controladas estão aguardando o julgamento da ação para
determinar o tratamento definitivo dessas receitas. Em 31 de dezembro de 2012 tais valores estão
provisionados em Obrigações Especiais, em atendimento ao IAS 37.
O detalhamento dos reajustes tarifários das distribuidoras está demonstrado a seguir:
(*)
Representa o efeito médio percebido pelo consumidor, de acordo com as resoluções da ANEEL, em
decorrência da retirada da base tarifária de componentes financeiros que haviam sido adicionados no
reajuste tarifário anterior.
(**) Em 12 de julho de 2012 a ANEEL abriu a Audiência Pública nº 54/2012 para obter subsídios para a
Revisão Tarifária Periódica - RTP de 2011 da controlada CPFL Piratininga e propôs o reposicionamento
total de -5,04%, sendo -3,40% relativos ao reposicionamento econômico e -1,64% relativos aos
componentes financeiros. Após análise das contribuições dos agentes, a ANEEL formulou a proposta final,
aprovada na Reunião de Diretoria de 02 de outubro de 2012, com um reposicionamento total de -5,43%,
sendo -4,45% relativos ao reposicionamento econômico e -0,98% relativos aos componentes financeiros.
Este resultado subsidiou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual de 2012.
No dia 16 de outubro de 2012, a Diretoria Colegiada da ANEEL aprovou o Reajuste Tarifário Anual - RTA
de 2012 da controlada CPFL Piratininga. As tarifas foram, em média, reajustadas em 8,79%, sendo 7,71%
relativos ao reajuste econômico e 1,08% referentes aos componentes financeiros. Foi considerado neste
RTA de 2012 o impacto de 1/3 do componente financeiro da RTP de 2011, que corresponde a uma
redução de 2,42%. Caso não tivesse contemplado esse efeito o reajuste total da RTA de 2012 seria de
11,21%.Com a homologação da RTP 2011 e do RTA 2012, o efeito médio a ser percebido pelos
consumidores é de 5,50% em relação às tarifas homologadas no Reajuste Tarifário Anual de 2010. As
novas tarifas têm vigência de 23 de outubro de 2012 a 22 de outubro de 2013.
(***) Em 31 de janeiro de 2012, através das Resoluções Homologatórias nº 1.253, 1.254, 1.255, 1.256 e 1.258,
a ANEEL prorrogou a vigência das tarifas de fornecimento e de TUSD das controladas CPFL Santa Cruz,
CPFL Leste Paulista, CPFL Jaguari, CPFL Sul Paulista e CPFL Mococa, respectivamente, até o
processamento em definitivo da revisão tarifária.
A Revisão Tarifária Periódica RTP de fevereiro de 2012 foi homologada somente em janeiro de 2013, mas
sem aplicação imediata das tarifas, pois a Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de janeiro de 2013
incorporou os efeitos da RTP de 2012. A diferença de receita será compensada nas tarifas do Reajuste
Tarifário Anual – RTA de fevereiro de 2013 por meio de componente financeiro.
F - 65
( 26 ) CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA
F - 66
( 27 ) CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS
F -67
( 28 ) RESULTADO FINANCEIRO
(¹) Contempla os efeitos descritos na nota explicativa 2.8.
Os juros são capitalizados a uma taxa média de 8,23% a.a. durante o exercício de 2012 (9,95% a.a. em 2011)
sobre os ativos qualificáveis, de acordo com o IAS 23. Em 2010, do montante total, R$ 84.839 referia-se aos
projetos de geração de energia que estavam em desenvolvimento, principalmente Foz do Chapecó, EPASA e
CPFL Bioenergia.
( 29 ) INFORMAÇÕES POR SEGMENTO
A segregação dos segmentos operacionais da Companhia é baseada na estrutura interna das informações
financeiras e da Administração, e é efetuada através da segmentação pelos tipos de negócio: atividades de
distribuição, geração fontes convencionais, geração fontes renováveis, comercialização de energia elétrica e
serviços prestados.
O segmento de serviços passou a ser analisado de forma segregada pela Administração da Companhia a partir
de 1º de janeiro de 2012 e portanto as informações respectivas de 2011 estão sendo apresentadas
comparativamente.
Os resultados, ativos e passivos por segmento incluem itens diretamente atribuíveis ao segmento e também
aqueles que possam ser alocados razoavelmente, quando aplicável. Os preços praticados entre os segmentos
são determinados com base em transações similares de mercado. A nota explicativa 1 apresenta as
subsidiárias de acordo com a sua respectiva área de atuação e contém maiores informações sobre cada
controlada e seu respectivo ramo de negócio.
Estão apresentadas, a seguir, as informações segregadas por ramo de atividade de acordo com os critérios
estabelecidos pela administração da Companhia:
F -68
(¹) Contempla os efeitos descritos na nota explicativa 2.8.
Desde 1° de agosto de 2011, como resultado da associação com a ERSA e aquisição das ações da Jantus,
descritas na nota 13.3, a Administração passou a analisar estas operações e, portanto foi criado um novo
segmento operacional para segregar essas atividades relacionadas à geração por fontes renováveis.
Adicionalmente, em 2012 a Administração começou a analisar o segmento de serviços separadamente e, como
requerido pelo IFRS 8, a Companhia elaborou as informações comparativas do exercício anterior. Em 2010, o
segmento de serviços era imaterial.
F -69
(¹) Contempla os efeitos descritos na nota explicativa 2.8.
( 30 ) TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
A Companhia possui as seguintes empresas como acionistas controladores:
 VBC Energia S.A., ESC Energia S.A. e Camargo Correa S.A.
Companhias controladas pelo grupo Camargo Corrêa, atuantes em segmentos diversificados como
construção, cimento, calçados, têxtil, alumínio e concessão de rodovias, entre outros.
 Energia São Paulo Fundo de Investimento em Ações
Companhia controlada pelos seguintes fundos de pensão: (a) Fundação CESP, (b) Fundação SISTEL de
Seguridade Social, (c) Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS, e (d) Fundação SABESP de
Seguridade Social - SABESPREV.
 Bonaire Participações S.A.
Companhia controlada pela Energia São Paulo Fundo de Investimento em Ações.
 Fundo BB Carteira Livre I - Fundo de Investimento em Ações
Fundo controlado pela PREVI - Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil.
 Previ - Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil
As participações diretas e indiretas em controladas operacionais estão descritas na nota 1.
Foram considerados como partes relacionadas os acionistas controladores, controladas e coligadas, entidades
com controle conjunto, entidades sob o controle comum e que de alguma forma exerçam influências
significativas sobre a Companhia.
As principais naturezas e transações estão relacionadas a seguir:
a)
Saldo Bancário e Aplicação Financeira - Referem-se basicamente a saldos bancários e aplicações
financeiras junto ao Banco do Brasil, conforme descrito na nota 5. A Companhia e suas controladas
possuem Fundos de Investimentos Exclusivos, sendo um dos administradores o BB DTVM.
b)
Empréstimos e Financiamentos e Debêntures - Corresponde a captação de recursos junto ao Banco
do Brasil conforme condições descritas nas notas 15 e 16. A Companhia é garantidora de algumas
dívidas captadas por suas controladas, conforme descrito nas notas 15 e 16.
c)
Outras Operações Financeiras - Os valores de despesa relacionados ao Banco do Brasil referem-se a
custos bancários e despesas associadas ao processo de arrecadação. O saldo registrado no passivo
compreende basicamente direitos sobre o processamento da folha de pagamentos de algumas
controladas que foram negociados com o Banco do Brasil, que estão sendo apropriados como receita ao
resultado pelo prazo do contrato. As transações com a JBS S/A referem-se á aquisição de créditos de
ICMS.
d)
Intangível, Imobilizado, Materiais e Prestação de Serviços - Referem-se à aquisição de
equipamentos, cabos e outros materiais para aplicação nas atividades de distribuição e geração, e
contratação de serviços como construção civil e consultoria em informática.
e)
Venda de energia no mercado livre - Refere-se basicamente à venda de energia a consumidores livres,
através de contratos de curto ou longo prazo realizados em condições consideradas pela Companhia
como sendo semelhante às de mercado à época da negociação, em consonância com as políticas
internas pré-estabelecidas pela administração da Companhia.
f)
Suprimento de energia no mercado livre - Refere-se basicamente à aquisição de energia pelas
comercializadoras e geradoras através de contratos de curto ou longo prazo, em consonância com as
políticas internas pré-estabelecidas pela administração.
F -70
g)
Outras Receitas - Refere-se basicamente à receita proveniente de aluguel pelo uso da rede de
distribuição para serviços de telefonia.
h)
Compra e venda de energia no mercado regulado - As controladas, concessionárias do serviço público
de distribuição, cobram tarifas pelo uso da rede de distribuição (TUSD) e realizam vendas de energia a
partes relacionadas, presentes em suas respectivas áreas de concessão (consumidores cativos). Os
valores cobrados são definidos através de preços regulados pelo órgão regulador. Estas distribuidoras
também adquirem, como também nossas geradoras vendem energia de partes relacionadas, envolvendo
principalmente contratos de longo prazo, em consonância com as regras estabelecidas pelo setor
(principalmente através de leilão), sendo também seus preços regulados e aprovados pela ANEEL.
Algumas controladas possuem plano de suplementação de aposentadoria mantido junto à Fundação CESP e
oferecido aos respectivos empregados, conforme descrito na nota 17.
Para zelar para que as operações comerciais com partes relacionadas sejam realizadas em condições usuais
de mercado, a Companhia possui um “Comitê de Partes Relacionadas”, formado por representantes dos
acionistas controladores, que analisa as principais transações comerciais efetuadas com partes relacionadas.
A remuneração total do pessoal-chave da administração em 2012, conforme requerido pela Deliberação CVM
nº 560/2008 e IAS 34, foi de R$ 41.484. Este valor é composto por R$ 34.033 referente a benefícios de curto
prazo e R$ 1.109 de benefícios pós-emprego e R$ 6.342 de Outros Benefícios de Longo Prazo, e refere-se ao
valor registrado pelo regime de competência.
Transações entre partes relacionadas envolvendo controladas e controladas em conjunto:
F -71
F -72
( 31 ) SEGUROS
As controladas mantêm 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 nas
demonstrações financeiras são:
( 32 ) GESTÃO DE RISCOS
Os negócios da Companhia e de suas controladas compreendem, principalmente, geração, comercialização e
distribuição de energia elétrica. Como concessionárias de serviços públicos, as atividades e/ou tarifas de suas
principais controladas são reguladas pela ANEEL.
Estrutura do gerenciamento de risco:
Compete ao Conselho de Administração orientar a condução dos negócios, observando, dentre outros, o
monitoramento dos riscos empresariais, exercido através do modelo de gerenciamento corporativo de riscos
adotado pela Companhia. A Diretoria Executiva tem a atribuição de desenvolver os mecanismos para mensurar
o impacto das exposições e probabilidade de ocorrência, acompanhar a implantação das ações para mitigação
dos riscos e dar ciência ao Conselho de Administração. Para auxiliá-la neste processo existe: i) o Comitê
Corporativo de Gestão de Riscos, com a missão de auxiliar na identificação dos principais riscos de negócios,
contribuir nas análises de mensuração do impacto e da probabilidade e na avaliação das ações de mitigação
endereçadas; ii) a Diretoria de Gestão de Riscos, Controles Internos e Processos Consolidados, responsável
pelo desenvolvimento do modelo de Gestão Corporativa de Riscos para o Grupo CPFL no que tange à
estratégia (política, direcionamento e mapa de riscos), processos (planejamento, mensuração, monitoramento e
reporte), sistemas e governança.
A política de gerenciamento de risco foi estabelecida para identificar, analisar e tratar os riscos enfrentados pela
Companhia e suas controladas, que inclui revisões do modelo adotado sempre que necessário para refletir
mudanças nas condições de mercado e nas atividades da Companhia, objetivando o desenvolvimento de um
ambiente de controle disciplinado e construtivo.
O Conselho da Administração da Companhia no seu papel de supervisão conta ainda com o apoio do Comitê
de Processo de Gestão na orientação dos trabalhos de Auditoria Interna e elaboração de propostas de
aprimoramento. A Auditoria Interna realiza tanto revisões regulares como ad hoc para assegurar o alinhamento
dos processos às diretrizes e estratégias dos acionistas e da Administração.
Ao Conselho Fiscal compete, entre outros, certificar que a administração tem meios para identificar
preventivamente e por meio de um sistema de informações adequado, (a) os principais riscos aos quais a
Companhia está exposta, (b) sua probabilidade de materialização e (c) as medidas e os planos adotados.
Os principais fatores de risco de mercado que afetam os negócios são como segue:
F -73
Risco de taxa de câmbio: Esse risco decorre da possibilidade de suas controladas virem a incorrer em perdas
e em restrições de caixa por conta de flutuações nas taxas de câmbio, aumentando os saldos de passivo
denominados em moeda estrangeira. A exposição relativa à captação de recursos em moeda estrangeira está
substancialmente coberta por operações financeiras de swap, o que permitiu à Companhia e suas controladas
trocarem os riscos originais da operação para o custo relativo à variação do CDI. A quantificação deste risco
está apresentada na nota 33. Adicionalmente as suas controladas estão expostas em suas atividades
operacionais, à variação cambial na compra de energia elétrica de Itaipu. O mecanismo de compensação CVA protege as empresas de eventuais perdas. Entretanto, esta compensação se realizará somente através
do consumo e consequente faturamento de energia ocorridos após o reajuste tarifário subsequente, no qual
tenham sido contempladas tais perdas.
Risco de taxa de juros: Esse risco é oriundo da possibilidade da Companhia e suas controladas virem a
incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros que aumentem as despesas financeiras relativas
a empréstimos, financiamentos e debêntures. As controladas têm buscado aumentar a participação de
empréstimos pré indexados ou atrelados a indicadores com menores taxas e baixa flutuação no curto e longo
prazo. A quantificação deste risco está apresentada na nota 33.
Risco de crédito: O risco surge da possibilidade das suas controladas virem a incorrer em perdas resultantes
da dificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes. Este risco é avaliado pelas controladas
como baixo, tendo em vista a pulverização do número de clientes e da política de cobrança e de corte de
fornecimento para consumidores inadimplentes.
Risco quanto à escassez de energia: A energia vendida pela Companhia é majoritariamente produzida por
usinas hidrelétricas. Um período prolongado de escassez de chuva, aliado a um crescimento de demanda
acima do planejado, pode resultar na redução do volume de água dos reservatórios das usinas,
comprometendo a recuperação de seu volume, podendo acarretar em perdas em função do aumento de custos
na aquisição de energia ou redução de receitas com adoção de um novo programa de racionamento, como o
verificado em 2001. Segundo o Plano Anual da Operação Energética - PEN 2012, elaborado pelo Operador
Nacional do Sistema Elétrico, os riscos de qualquer déficit de energia para o ano de 2013 são baixos, tornando
baixa a possibilidade de um novo programa de racionamento de energia. Estes riscos podem ser mitigados
gerando energia térmica de forma antecipada, utilizando os Procedimentos Operativos de Curto Prazo – POCP,
ou por despacho antecipado autorizado pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE,
deplecionando menos, assim, os reservatórios.
Risco de aceleração de dívidas: A Companhia e suas controladas possuem contratos de empréstimos,
financiamentos e debêntures, com cláusulas restritivas (covenants) normalmente aplicáveis a esses tipos de
operação, relacionadas ao atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros. Essas
cláusulas restritivas são monitoradas adequadamente e não limitam a capacidade de condução do curso
normal das operações.
Risco regulatório: As tarifas de fornecimento de energia elétrica cobradas pelas controladas de distribuição
dos consumidores cativos são fixadas pela ANEEL, de acordo com a periodicidade prevista nos contratos de
concessão celebrados com o Governo Federal e em conformidade com a metodologia de revisão tarifária
periódica estabelecida para o ciclo tarifário. Uma vez homologada essa metodologia, a ANEEL determina as
tarifas a serem cobradas pelas distribuidoras dos consumidores finais. As tarifas assim fixadas, conforme
disposto na Lei nº 8.987/1995, devem assegurar o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão no
momento da revisão tarifária, o que pode gerar reajustes menores em relação ao esperado pelas controladas
de distribuição, embora compensados em períodos subsequentes por outros reajustes.
Gerenciamento de Riscos dos Instrumentos Financeiros
A Companhia e suas controladas mantêm políticas e estratégias operacionais e financeiras visando liquidez,
segurança e rentabilidade de seus ativos. Desta forma possuem procedimentos de controle e
acompanhamento das transações e saldos dos instrumentos financeiros, com o objetivo de monitorar os riscos
e taxas vigentes em relação às praticadas no mercado.
Controles para gerenciamento dos riscos: Para o gerenciamento dos riscos inerentes aos instrumentos
financeiros e de modo a monitorar os procedimentos estabelecidos pela administração, a Companhia e suas
controladas utilizam-se de sistema de software (MAPS), tendo condições de calcular o Mark to Market, Stress
F -74
Testing e Duration dos instrumentos, e avaliar os riscos aos quais a Companhia e suas controladas estão
expostas. Historicamente, os instrumentos financeiros contratados pela Companhia e suas controladas
suportados por estas ferramentas, têm apresentado resultados adequados para mitigação dos riscos. Ressaltase que a Companhia e suas controladas têm a prática de contratação de instrumentos derivativos, sempre com
as devidas aprovações de alçadas, somente quando há uma exposição a qual a administração considera como
risco. Adicionalmente, a Companhia e suas controladas não realizam transações envolvendo derivativos
exóticos ou especulativos. Além disso, a Companhia atende aos requisitos da Lei Sarbanes-Oxley tendo,
portanto, políticas internas de controles que primam por um ambiente rígido de controle para a minimização da
exposição dos riscos.
( 33 ) INSTRUMENTOS FINANCEIROS
Os principais instrumentos financeiros, classificados de acordo com as práticas contábeis adotadas pelo grupo
são, como segue:
a) Valorização dos Instrumentos Financeiros
Conforme mencionado na nota 4, o valor de mercado de um título corresponde ao seu valor de vencimento
(valor de resgate) trazido a valor presente pelo fator de desconto (referente à data de vencimento do título)
obtido da curva de juros de mercado em reais.
IFRS 7 requer a classificação em uma hierarquia de três níveis para mensurações a valor justo dos
instrumentos financeiros, baseada em informações observáveis e não observáveis referentes à valorização de
um instrumento financeiro na data de mensuração.
IFRS 7 também define informações observáveis como dados de mercado obtidos de fontes independentes e
informações não observáveis que refletem premissas de mercado.
Os três níveis de hierarquia de valor justo são:
· Nível 1: Preços cotados em mercado ativo para instrumentos idênticos;
· Nível 2: Informações observáveis diferentes dos preços cotados em mercado ativo que são observáveis para o
ativo ou passivo, diretamente (como preços) ou indiretamente (derivados dos preços);
F -75
· Nível 3: Instrumentos cujos fatores relevantes não são dados observáveis de mercado.
Em função das controladas de distribuição terem classificado os respectivos ativos financeiros da concessão
como disponíveis para venda, os fatores relevantes para avaliação ao valor justo não são publicamente
observáveis. Por isso, a classificação da hierarquia de valor justo é de nível 3. A movimentação entre exercícios
e respectivos ganhos (perdas) no resultado do exercício estão evidenciados na nota 10, não havendo efeito no
patrimônio líquido.
A Companhia registra, em “Investimentos ao custo” a participação de 5,93% que a controlada indireta Paulista
Lajeado Energia S.A. detém no capital total da Investco S/A (“Investco”), sendo 28.154 ações ordinárias e
18.593 ações preferenciais. Uma vez que a Investco não possui ações cotadas em bolsa e que o objetivo
principal de suas operações é gerar energia elétrica que será comercializada pelos respectivos acionistas
detentores da concessão, a Companhia optou por registrar o respectivo investimento ao seu valor de custo.
b) Instrumentos Derivativos
A Companhia e suas controladas possuem política de utilizar derivativos com o propósito de proteção (hedge)
dos riscos de variação cambial e flutuação das taxas de juros, não possuindo, portanto, objetivos especulativos.
A Companhia e suas controladas possuem hedge cambial em volume compatível com a exposição cambial
líquida, incluindo todos os ativos e passivos atrelados à variação cambial.
Os instrumentos de proteção contratados pela Companhia e suas controladas são swaps de moeda ou taxas de
juros sem nenhum componente de alavancagem, cláusula de margem, ajustes diários ou ajustes periódicos.
Uma vez que grande parte dos derivativos contratados pelas controladas (nota 15) possui prazos perfeitamente
alinhados com a respectiva dívida protegida, e de forma a permitir uma informação contábil mais relevante e
consistente através do reconhecimento de receitas e despesas, tais dívidas foram designadas para o registro
contábil a valor justo. As demais dívidas que possuem prazos diferentes dos instrumentos derivativos
contratados para proteção, continuam sendo reconhecidas ao respectivo valor de custo amortizado. Ademais, a
Companhia e suas controladas não adotaram a contabilidade de hedge (hedge accounting) para as operações
com instrumentos derivativos.
Em 31 de dezembro de 2012 a Companhia e suas controladas detinham as seguintes operações de swap:
F -76
F -77
Conforme mencionado acima, algumas controladas optaram por marcar a mercado dívidas para as quais
possuem instrumentos derivativos totalmente atrelados, de modo que em 31 de dezembro de 2012 foi apurada
uma perda de R$ 13.682 (nota 15).
A Companhia e suas controladas têm reconhecido ganhos e perdas com os seus instrumentos derivativos. No
entanto, por se tratarem de derivativos de proteção, tais ganhos e perdas minimizaram os impactos de variação
cambial e variação de taxa de juros incorridos nos respectivos endividamentos protegidos. Para os exercícios
de 2012, 2011 e de 2010, os instrumentos derivativos geraram os seguintes impactos no resultado consolidado:
c) Análise de Sensibilidade
Em consonância com a Instrução CVM n° 475/08 e IFRS 7, a Companhia e suas controladas realizaram análise
de sensibilidade dos principais riscos aos quais seus instrumentos financeiros (inclusive derivativos) estão
expostos, basicamente representados por variação das taxas de câmbio e de juros, conforme demonstrado:
c.1) Variação cambial
Considerando que a manutenção da exposição cambial líquida existente em 31 de dezembro de 2012 fosse
mantida, a simulação dos efeitos consolidados por tipo de instrumento financeiro, para três cenários distintos
seria:
c.2) Variação das taxas de juros
Supondo: (i) que o cenário de exposição líquida dos instrumentos financeiros indexados a taxas de juros
variáveis em 31 de dezembro de 2012 fosse mantido, e (ii) que os respectivos indexadores anuais acumulados
F -78
para 2012 permaneçam estáveis (CDI 8,38% a.a; IGP-M 7,82% a.a.; TJLP 5,75% a.a.), os efeitos que seriam
registrados nas demonstrações financeiras da Companhia em 2013 seria uma despesa financeira líquida de
R$ 948.753. Caso ocorram oscilações nos índices de acordo com os três cenários definidos abaixo, o valor da
despesa financeira líquida seria impactado em:
d) Análise de liquidez
A Companhia gerencia o risco de liquidez através do monitoramento contínuo dos fluxos de caixa previstos e
reais, bem como pela combinação dos perfis de vencimento dos seus passivos financeiros. A tabela abaixo
detalha os vencimentos contratuais para os passivos financeiros não-derivativos registrados em 31.12.2012,
considerando principal e juros, e está baseada no fluxo de caixa não descontado considerando a data mais
próxima em que a Companhia e suas controladas devem liquidar as respectivas obrigações.
( 34 ) COMPROMISSOS
Os compromissos da Companhia relacionados a contratos de longo prazo para compra de energia e para
projetos para construção de usinas são como segue:
(a) Os projetos para construção de usinas incluem compromissos firmados basicamente para disponibilizar
recursos na construção e aquisição da concessão relacionadas às controladas do segmento de energia
renovável.
F -79
( 35 ) ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOS
A Companhia possui os seguintes ativos e passivos contabilizados para fins regulatórios, que não estão
registrados nas demonstrações financeiras.
As principais características destes ativos e passivos regulatórios são:
a) Descontos TUSD e Irrigação:
As controladas de distribuição reconheciam ativos e passivos regulatórios (somente para o propósito das
demonstrações financeiras regulatória) referentes aos descontos especiais aplicados à TUSD para os clientes
livres com suprimento de energia elétrica oriundo de fontes alternativas de energia, e às tarifas de
Fornecimento aplicáveis às atividades de irrigação e aquicultura.
b) CVA:
Refere-se ao mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis incorridos
pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica. Estas variações são apuradas por meio da diferença
entre os gastos efetivamente incorridos e os gastos estimados no momento da constituição da tarifa nos
reajustes tarifários anuais. Os valores considerados na CVA são atualizados monetariamente com base na taxa
SELIC.
c) Sobrecontratação:
As distribuidoras de energia elétrica são obrigadas a garantir 100% do seu mercado de energia por meio de
contratos aprovados, registrados e homologados pela ANEEL, tendo também a garantia do repasse às tarifas
dos custos ou receitas decorrentes das sobras e déficits de energia elétrica, limitados em 3% do requisito de
carga.
F -80
d) Subvenção - Baixa Renda:
Refere-se a subsídios concedidos aos consumidores com direito ao benefício da Tarifa Social de Energia
Elétrica (Baixa Renda) por estarem inscritos no Cadastro Único para Programas Sociais do Governo Federal CadÚnico, independentemente do seu consumo de energia.
e) Neutralidade dos Encargos Setoriais:
Refere-se à neutralidade dos encargos setoriais na tarifa, apurando as diferenças mensais entre os valores
faturados e os valores contemplados na tarifa.
f) Revisão tarifária / Rito provisório:
A revisão tarifária de 2011 da controlada CPFL Piratininga deveria ter ocorrido em 23 de outubro de 2011.
Apesar de não ter ocorrido de forma final, para fins regulatórios a ANEEL, através do Despacho nº 4.991, de 29
de dezembro de 2011, estabeleceu que os respectivos ativos e passivos regulatórios deveriam ser calculados
com base na melhor estimativa. No dia 16 de outubro de 2012, a diretoria colegiada da ANEEL aprovou o
Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2012 da controlada e foi considerado neste RTA de 2012 o impacto de 1/3
do componente financeiro da RTP de 2011. Através do Despacho nº 155, de 23 de janeiro de 2013, a ANEEL
reviu a classificação contábil do rito provisório e criou a conta de ressarcimento de reposição na revisão
tarifária periódica.
A revisão tarifária de 2012 das controladas CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL
Jaguari e CPFL Mococa deveriam ter ocorrido em 07 de fevereiro de 2012. Apesar de não ter ocorrido de forma
final, para fins regulatórios a ANEEL, através do Despacho nº 4.991, de 29 de dezembro de 2011, estabeleceu
que os respectivos ativos e passivos regulatórios deveriam ser calculados com base na melhor estimativa.
g) Outros Componentes Financeiros:
Refere-se principalmente à exposição CCEAR (Contrato de comercialização de energia elétrica no ambiente
regulado), garantias financeiras, subsídios às cooperativas e permissionárias e ajuste financeiro TUSD G
(Tarifa do uso de sistema de distribuição faturada às geradoras).
Adicionalmente, as distribuidoras tiveram em seu reajuste tarifário, componentes financeiros concedidos de
modo a ajustar a revisão tarifária ou reajustes tarifários anteriores.
( 36 ) TRANSAÇÕES NÃO ENVOLVENDO CAIXA
( 37 ) FATO RELEVANTE E EVENTO SUBSEQUENTE
37.1 – Opção de Compra de Ações – acionistas controladores
Em Fato Relevante de 24 de janeiro de 2013 a Companhia foi informada pelos acionistas Bonaire e
Energia SP FIA do exercício da opção de compra da totalidade das ações adicionais, correspondente a
F -81
4% das ações vinculadas ao Acordo de Acionistas da CPFL Energia detidas por VBC Energia S.A. e/ou
suas sucessoras, e, por 521 Participações S.A, sucedida por BB Carteira Livre I (“BB CL I”), conforme
previsto no Instrumento de Outorga de Opção de Compra, celebrado em 17 de julho de 2002 entre VBC,
521 e Bonaire.
Os acionistas VBC e suas sucessoras Camargo Corrêa S/A (“CCSA”) e ESC Energia S/A (“ESC”), bem
como a Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil (PREVI), sucessora e quotista
exclusiva do BB CL I, informaram à Companhia seu aceite em face do exercício da Opção de Compra,
indicando, de forma clara e inequívoca, a vontade de alienar as ações vinculadas ao Acordo de Acionistas.
Em Fato Relevante de 28 de março de 2013 a Companhia informou que a transação foi concluída, deste
modo, a CCSA alienou 11.804.530 ações vinculadas ao Energia SP FIA e a PREVI alienou 9.897.860
ações vinculadas ao Energia SP FIA. Além disso, em 25 de março de 2013, a VBC transferiu à ESC
9.897.860 ações vinculadas à título de aporte em integralização de aumento de capital social. VBC e ESC
Energia são sociedades integrantes do Grupo Camargo Corrêa, sendo a segunda subsidiária integral da
primeira.
Deste modo, a titularidade das ações vinculadas ao Acordo de Acionistas da CPFL Energia passou a ser a
seguinte:
37.2 Emissão de debêntures
Em 31 de janeiro de 2013 foi aprovada através de RCAs das controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga
e RGE a emissão de debêntures nominativas e escriturais, em série única, da espécie quirografária, não
conversíveis em ações e com garantia fidejussória da Companhia. As debêntures tem prazo de vigência
de 8 anos a partir da data de emissão, com vencimento em fevereiro de 2021.
Os recursos obtidos serão destinados ao alongamento do endividamento e reforço de capital de giro das
controladas. Para as controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga, os recursos foram liberados em 22 de
fevereiro de 2013. Para a controlada RGE, a liberação foi em 27 de fevereiro de 2013.
37.3 – Medida Provisória (“MP”) nº 579/2012, (convertida na Lei 12.783 em janeiro de 2013) –
Prorrogação das concessões e outros assuntos de interesse
F -82
Em 11 de setembro de 2012 o Governo Federal publicou a MP nº 579, que trata da prorrogação das
concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, cujos contratos de concessão são
respectivamente alcançados pelos artigos 19, 17 e 22 da Lei nº 9.074/1995, sobre a redução dos encargos
setoriais, sobre a modicidade tarifária, entre outras providências.
De acordo com o texto da MP n° 579, os contratos de concessão de distribuição e geração de energia elétrica
alcançados por esta MP poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo
de até trinta anos, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço, a modicidade
tarifária e o atendimento a critérios de racionalidade operacional e econômica. Os aditivos envolvendo as
geradoras que tiveram seus contratos prorrogados foram assinados no final de 2012. O processo de
prorrogação das distribuidoras, incluindo a definição de suas condições, ainda não foi iniciado pelo Poder
Concedente.
Para a geração, a prorrogação dependeu da aceitação expressa das seguintes principais condições: (i)
remuneração por tarifa calculada pela ANEEL para cada usina hidrelétrica, (ii) alocação de cotas de garantia
física de energia e de potência da usina hidrelétrica às concessionárias de serviço público de distribuição de
energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN, a ser definida pela ANEEL, conforme regulamento do
poder concedente; e (iii) submissão aos padrões de qualidade do serviço fixados pela ANEEL. Para o cálculo
do valor da sua indenização, que corresponde às parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis,
ainda não amortizados ou não depreciados, foi utilizada a metodologia de valor novo de reposição
(metodologia BRR), conforme cálculos efetuados pela Empresa de Planejamento Energético (“EPE”).
As concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não forem prorrogadas, nos
termos desta MP, serão licitadas a terceiros, na modalidade leilão ou concorrência, por até trinta anos.
Dentre as empresas controladas pela CPFL Energia, as únicas impactadas diretamente por esta MP são as
distribuidoras CPFL Jaguari, CPFL Mococa, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista e CPFL Santa Cruz, cujos
contratos de concessão têm prazo de vencimento para julho de 2015. Estas controladas protocolaram pedido
de prorrogação da concessão em 28 de junho de 2012 os quais foram ratificados em 10 de outubro de 2012,
em função da mudança promovida pela MP nº 579. Embora não seja possível neste momento determinar
precisamente os impactos que esta MP trará sobre estas distribuidoras, uma vez que as condições de
prorrogação só serão conhecidas quando o Poder Concedente divulgar a minuta do Termo Aditivo do Contrato
de Concessão, a Administração da Companhia e suas controladas, em seu melhor julgamento, entendem que
os efeitos, se houver, não serão relevantes.
Para a distribuidora CPFL Leste Paulista, que detém concessão de geração e ainda não passou por um
processo de desverticalização, a ANEEL informou através do oficio nº 186 de 03 de dezembro de 2012 os
valores a serem indenizados relativos ao projeto básico da Usina Rio do Peixe II que serão recebidos pela
Companhia no montante de R$ 34.444.
As demais distribuidoras controladas pela CPFL Energia, por possuírem prazo de concessão vincendo em
2027 e 2028, não foram afetadas diretamente por esta MP. De forma a incorporar os efeitos da MP para o
consumidor final, a ANEEL homologou o resultado das revisões extraordinárias (“RTE”) de 2013 para todas as
distribuidoras de energia elétrica, aplicadas aos consumos a partir do dia 24 de janeiro de 2013. Nesta revisão
extraordinária foram incorporadas as cotas de energia elétrica das usinas geradoras que renovaram os seus
contratos de concessão. O total de energia oriundo destas usinas foi dividido em cotas para as distribuidoras.
Também estão computados os efeitos das extinções da RGR e CCC, a redução da CDE e a redução dos
custos de transmissão. Cabe citar que essa RTE não traz impacto no resultado. Os efeitos médios para os
consumidores das distribuidoras foram:
F -83
(*) informação não examinada pelos auditores independentes.
Quanto aos segmentos de geração (convencional e renováveis), a Companhia entende que esta MP não
afetará diretamente seus negócios, considerando que os vencimentos de suas concessões e autorizações de
exploração outorgadas pela ANEEL somente ocorrerão a partir do ano 2027 e, também, seus contratos de
venda de energia terem sido contratados por meio de contratos bilaterais, Proinfa, Energia de Reserva, CCEAR
e terem, na sua maioria, prazos entre 15, 20 e 30 anos.
37.4 – Memorando de Entendimentos - Grupo Rede
Conforme Fato Relevante de 19 de dezembro de 2012, a Companhia, a Equatorial Energia S.A. (“Equatorial”) e
Jorge Queiroz de Moraes Junior (“Acionista Controlador”) firmaram um “Compromisso de Investimento, Compra
e Venda e Outras Avenças”, vinculante, com o seguinte objeto: (i) alienação à Equatorial pelo Acionista
Controlador de sua participação direta e indireta no controle na Rede Energia S.A. (“Rede”) e demais
sociedades por esta controladas (“Aquisição”); e (ii) realização pela Equatorial e CPFL Energia dos
investimentos necessários para a recuperação operacional e financeira das sociedades do Grupo Rede,
incluindo as concessionárias de distribuição de energia elétrica controladas pela Rede, que se encontram sob
intervenção da ANEEL (“Investimento”). A Aquisição será realizada por R$ 1,00 (hum real) e o Investimento
será realizado por meio de estrutura ainda a ser definida. A definição final depende da evolução das condições
precedentes, cujas principais estão descritas abaixo.
A Aquisição e o Investimento são transações interdependentes, e as principais condições precedentes são as
seguintes: (i) anuência prévia da ANEEL com o consequente levantamento das intervenções relativas às
concessionárias controladas pela Rede; (ii) aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica –
CADE; (iii) aprovação por credores da Rede e demais sociedades do grupo Rede em recuperação judicial do
plano de recuperação judicial (iv) obtenção das devidas aprovações por parte de determinados credores e
acionistas minoritários das sociedades envolvidas, nos termos da legislação, contratos e acordos de acionistas
aplicáveis; e (v) obtenção das anuências societárias aplicáveis.
A Companhia manterá o mercado devidamente informado a respeito do Investimento e da respectiva definição
de estrutura.
37.5 – Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”)
Em 21 de março de 2013, foi publicado o Decreto 7.945 sobre repasse de recursos da Conta de
Desenvolvimento Energético, CDE. Neste documento, a CDE passa a ser responsável por repassar às
distribuidoras de energia elétrica os custos relacionados a: (i) risco hidrológico; (ii) exposição involuntária no
mercado de curto prazo; (iii) segurança energética em função de despacho de usinas termelétricas; e (iv) CVA
de Encargo do Serviço do Sistema e CVA de energia comprada, esta última definida no processo tarifário
ordinário. A Administração da Companhia está analisando os impactos desta regulamentação nas distribuidoras
do grupo.
F -84
( 38 ) DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS NÃO CONSOLIDADAS CONDENSADAS
Uma vez que as demonstrações financeiras não consolidadas requeridas pela Regra 12-04 do Regulamento SX não são requeridas pelo IFRS, de acordo com o IASB, tais informações não são incluídas nas
demonstrações contábeis originais arquivadas na CVM. Para atender os requerimentos da SEC, a
Administração da companhia incorporou as demonstrações financeiras condensadas não consolidadas nestas
demonstrações financeiras como parte deste Formulário 20-F.
As demonstrações financeiras condensadas não consolidadas da CPFL Energia, em 31 de dezembro de 2012
e 2011 e para os períodos findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010 estão de acordo com as práticas
contábeis descritas na nota 3, exceto pelo fato dos investimentos apresentados nas demonstrações não
consolidadas estarem mensurados pela equivalência patrimonial, em vez de pelo valor justo ou custo,
conforme requerido pelo IFRS, de acordo com o IASB, aplicável para as Demonstrações Separadas.
As demonstrações financeiras condensadas e não consolidadas da CPFL Energia, em 31 de dezembro de
2012 e 2011 e para os períodos findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010 estão de acordo com as
práticas contábeis adotadas no Brasil, e são como segue (em milhares de reais):
BALANÇO PATRIMONIAL NÃO CONSOLIDADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011:
DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS NÃO CONSOLIDADOS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE
DEZEMBRO DE 2012, 2011 E 2010:
F -85
F -86
DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA NÃO CONSOLIDADAS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM
31 DE DEZEMBRO DE 2012, 2011 E 2010:
A seguir, informações relacionadas às demonstrações financeiras condensadas não consolidadas da CPFL
Energia acima:
a. Caixa e equivalentes de caixa:
Representa valores aplicados em Fundo Exclusivo e tem como características aplicações pós-fixadas
lastreadas ao CDI em títulos públicos federais, CDB’s, debêntures compromissadas de instituições financeiras
de grande porte, com liquidez diária, baixo risco de crédito e remuneração equivalente, na média, a 101% do
CDI.
F -87
b. Dividendos e juros sobre o capital próprio:
c.
Outros Créditos:
A principal conta a receber da Companhia refere-se a garantias de empréstimos e financiamentos de
subsidiárias, registradas no ativo não circulante.
d. Investimento:
As informações financeiras de controladas e controladas em conjunto são contabilizadas pelo método de
equivalência patrimonial que diferem das demonstrações financeiras separadas, em IFRS, pois nesta os
investimentos devem ser contabilizados pelo custo ou valor justo.
Dividendos recebidos: o caixa proveniente das atividades operacionais é composto principalmente de
dividendos recebidos das subsidiárias. Os dividendos recebidos são como segue:
F -88
Para as concessionárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL
Mococa, CPFL Jaguari, RGE, CPFL Geração, ENERCAN, CERAN, BAESA e Foz do Chapecó há restrição de
transferência de fundos. Portanto, qualquer transferência para a controladora CPFL Energia, na forma de
empréstimos ou adiantamentos, requer a aprovação pela ANEEL. Esta restrição regulamentar não se aplica
aos dividendos determinados de acordo com a legislação societária brasileira.
Conforme descrito na nota 15, CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista,
CPFL Sul Paulista, ENERCAN, CERAN, BAESA, Foz do Chapecó e Epasa possuem restrições relativas a
pagamento de dividendo.
e. Encargos de debêntures e debêntures:
f.
Outras contas a pagar:
A principal conta a pagar da Companhia refere-se a garantias de empréstimos e financiamentos de
subsidiárias, registradas no passivo não circulante.
F -89
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ANEXO I
ASSEMBLEIA GERAL EXTRAORDINÁRIA DA CPFL ENERGIA S.A.
REALIZADA EM 19 DE DEZEMBRO DE 2011
ESTATUTO SOCIAL DA CPFL ENERGIA S.A.
CAPÍTULO I
DENOMINAÇÃO, OBJETO, SEDE E DURAÇÃO
Artigo 1°- A CPFL ENERGIA S.A. reger-se-á pelo presente Estatuto e pela legislação aplicável.
Parágrafo Único - Com a admissão da Companhia no segmento especial de listagem denominado
Novo Mercado, da BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros
("BM&FBOVESPA"}, sujeitam-se a Companhia, seus acionistas, Administradores e membros do
Conselho Fiscal , quando instalado, às disposições do Regulamento de Listagem do Novo Mercado da
BM&FBOVESPA ("Regulamento do Novo Mercado").
Artigo 2°- A Companhia tem por objeto social:
(a)
a promoção de empreendimentos no setor de geração , distribuição, transmissão e comercialização
de energia elétrica e atividades correlatas;
(b) a prestação de serviços em negócios de energia elétrica, telecomunicações e transmissão de dados,
bem como a prestação de serviços de apoio técnico, operacional , administrativo e financeiro,
especialmente a sociedades controladas e coligadas; e
(c) a participação no capital de outras sociedades que tenham atividades semelhantes às exercidas
pela Companhia, notadamente sociedades cujo objeto seja promover, construir, instalar e explorar
projetos de geração, distribuição, transmissão e comercialização de energia elétrica e serviços
correlatos.
Artigo 3° - A Companhia , com sede e foro na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na Rua
Gomes de Carvalho, n° 1510, conjunto 142, Vila Olímpia, CEP 04547-005, poderá abrir e extinguir filiais,
sucursais, agências, escritórios ou representações em quaisquer pontos do território nacional ou no
exterior, por deliberação do Conselho de Administração.
Artigo 4° - O prazo de duração da Companhia é indeterminado.
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CAPÍTULO 11
DO CAPITAL SOCIAL E DAS AÇÕES
Artigo 5° - O capital subscrito e realizado é de R$4.793.424 .356 ,62 (quatro bilhões, setecentos e
noventa e três milhões, quatrocentos e vinte e quatro mil, trezentos e cinquenta e seis reais e sessenta e
dois centavos), dividido em 962.274.260 (novecentos e sessenta e dois milhões, duzentas e setenta e
quatro mil, duzentas e sessenta) ações ordinárias, escriturais, sem valor nominal.
Parágrafo 1°- O capital social poderá ser aumentado, na forma do art. 168 da Lei n° 6.404/76, mediante
a emissão de até 500.000.000 (quinhentas milhões) de novas ações ordinárias.
Parágrafo 2° - Até o limite do capital autorizado, poderão ser emitidas ações, debêntures conversíveis
em ações ou bônus de subscrição por deliberação do Conselho de Administração , independentemente
de reforma estatutária . Nos aumentos de capital por subscrição particula r, o prazo para o exercício do
direito de preferência não poderá ser inferior a 30 (trinta) dias. A critério do Conselho de Administração,
fica autorizada a emissão, que poderá ser realizada sem direito de preferência para os acionistas ou com
redução do prazo para o exercício do direito de preferência , de ações, debêntures conversíveis em
ações ou bônus de subscrição, cuja colocação seja feita mediante venda em bolsa de valores ou
subscrição pública ou permuta por ações em oferta pública de aquisição de controle, nos termos do art.
172 da Lei 6.404/76. Nas emissões de ações, debêntures conversíveis em ações ou bônus de
subscrição destinadas à subscrição pública ou particular, a Diretoria , mediante aviso publicado na
imprensa, comunicará aos acionistas a deliberação do Conselho de Administração em aumentar o
capital social, informando todas as características e condições da emissão e o prazo para o exercício do
direito de preferência, se houver.
Parágrafo 3° - Competirá ao Conselho de Administração fixar o preço e o número de ações a serem
subscritas, bem como o prazo e condições de subscrição e integralização, exceção feita à integralização
em bens, que dependerá da aprovação da Assembleia Geral, na forma da Lei.
Parágrafo 4°- As integralizações serão efetivadas à vista.
Parágrafo 5° - O acionista que não integralizar as ações subscritas, na forma do boletim de subscrição
ou da chamada, ficará constituído , de pleno direito, em mora , devendo pagar à Companhia juros de 1%
(um por cento) ao mês ou fração, contados do 1° (primeiro) dia do não cumprimento da obrigação ,
correção monetária na forma admitida em lei mais multa equivalente a 1O% (dez por cento) do valor em
atraso e não integralizado.
Parágrafo 6° - Por deliberação do Conselho de Administração, a Companhia poderá adquirir ações de
sua própria emissão para efeito de cancelamento ou permanência em tesouraria , determinar a sua
revenda ou recolocação no mercado, observadas as normas expedidas pela Comissão de Valores
Mobiliários - CVM e demais disposições legais aplicáveis.
Parágrafo 7° - As ações são indivisíveis perante a Companhia e cada ação terá direito a 01
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nas Assembleias Gerais.
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Parágrafo 8° - A Companhia, por deliberação do Conselho de Administração, contratará serviços de
ações escriturais com instituição financeira autorizada pela Comissão de Valores Mobiliários a manter
esse serviço, podendo ser cobrada dos acionistas a remuneração de que trata o parágrafo 3° do artigo
35 da Lei 6.404/76, conforme venha a ser definido no Contrato de Custódia.
Artigo 6° - Dentro do limite do capital autorizado, a Companhia poderá outorgar opção de compra de
ações a seus administradores e empregados, ou a pessoas naturais que prestem serviços à Companhia
ou a sociedades controladas pela Companhia, sem direito de preferência para os acionistas, com base
em planos aprovados pela Assembleia Geral.
Artigo 7° - A Companhia poderá emitir debêntures, conversíveis ou não em ações, que conferirão aos
seus titulares direito de crédito contra ela , nas condições que, por proposta do Conselho de
Administração, forem aprovadas pela Assembleia Geral. Nas emissões de debêntures conversíveis em
ações, será aplicável a regra do § 2° do artigo 5°, in fine .
Parágrafo Único - Nos termos do disposto no § 1° do artigo 59 da Lei n° 6.404/76, o Conselho de
Administração poderá deliberar sobre a emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações e
sem garantia real.
Artigo 8° - É vedado à Companhia emitir ações preferenciais ou partes beneficiárias.
CAPITULO 111
DA ASSEMBLEIA GERAL
Artigo 9° - A Assembleia Geral reunir-se-á ordinariamente até o dia 30 de abril de cada ano, na forma
da lei, a fim de:
a)
tomar as contas dos administradores, relativas ao último exercício social;
b)
examinar, discutir e votar as demonstrações financeiras, instruídas com parecer do Conselho
Fiscal;
c)
deliberar sobre a destinação do lucro líquido do exercício e a distribuição dos dividendos;
d)
eleger os membros do Conselho Fiscal , efetivos e suplentes;
e)
eleger os membros do Conselho de Administração titulares e suplentes; e
f)
fixar os honorários globais dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria, bem
como os honorários do Conselho Fiscal.
Artigo 1 O - A Assembleia Geral reunir-se-á extraordinariamente sempre que convocada pelo Conselho
de Administração , pelo Conselho Fiscal, ou por acionistas, na forma da lei.
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Parágrafo Único - Além das matérias que são de sua competência previstas em lei e no presente
Estatuto, competirá também à Assembleia Geral Extraordinária aprovar:
a)
o cancelamento do registro de Companhia Aberta perante a Comissão de Valores Mobiliários;
b)
a saída do Novo Mercado ('Novo Mercado") da BM&FBOVESPA;
c)
a escolha de empresa especializada responsável pela determinação do valor econômico da
Companhia para fins das ofertas públicas previstas nos Capítulos IX e X deste Estatuto Social, dentre
uma lista tríplice de empresas apontadas pelo Conselho de Administração.
d)
planos para outorga de opção de compra de ações a administradores e empregados da
Companhia e de outras sociedades que sejam controladas direta ou indiretamente pela Companhia, sem
direito de preferência dos acionistas.
Artigo 11 - As Assembleias Gerais serão presididas pelo Presidente do Conselho de Administração, na
sua ausência , pelo Vice-Presidente e, na ausência deste, por outro membro do Conselho de
Administração. Caberá ao Presidente da Assembleia Geral a escolha do Secretário.
Parágrafo Único - O Presidente da Assembleia deverá observar e fazer cumprir as disposições dos
acordos de acionistas arquivados na sede da Companhia , não permitindo que se computem os votos
proferidos em contrariedade com o conteúdo de tais acordos.
Artigo 12 - Os acionistas poderão fazer-se representar nas Assembleias Gerais por procurador,
constituído na forma do §1° do art. 126 da Lei n° 6404/76, sendo solicitado o depósito prévio do
instrumento de procuração e documentos necessários na sede social até 24 (vinte e quatro) horas antes
da hora marcada para a realização da Assembleia Geral.
Parágrafo Único - O acionista que comparecer à Assembleia Geral munido dos documentos exigidos
poderá participar e votar, ainda que tenha deixado de depositá-los previamente.
CAPÍTULO IV
ÓRGÃOS DA ADMINISTRAÇÃO
SEÇÃO I
Disposições Comuns aos Órgãos da Administração
Artigo 13 -A administração da Companhia compete ao Conselho de Administração e à Diretoria.
Parágrafo Único - Os cargos de Presidente do Conselho de Administração e de Diretor Presidente ou
principal executivo da Companhia não poderão ser acumulados pela mesma pessoa.
Artigo 14 - Os membros do Conselho de Administração e da Diretoria serão investidos em seus
respectivos cargos mediante assinatura, nos 30 dias seguintes à respectiva eleição, de termo de posse
no livro próprio e do Termo de Anuência dos Administradores a que alude o Regulamento de Listagem
do Novo Mercado, bem como ao atendimento dos requisitos legais aplicáveis, e permanecerão em seus
cargos até a investidura dos novos administradores eleitos.
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Parágrafo 1° - Os Administradores da Companhia deverão aderir à Política de Divulgação de Ato ou
Fato Relevante e à Política de Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Companhia , mediante
assinatura do Termo respectivo.
Parágrafo 2° - Os membros do Conselho de Administração indicados pelos acionistas do bloco de
controle e os Diretores firmarão, ainda , Termo de Adesão aos dispositivos do Acordo de Acionistas,
através do qual declaram ter pleno conhecimento de seu teor.
SEÇÃO 11
Do Conselho de Administração
Artigo 15- O Conselho de Administração é composto por um mínimo de 07 (sete) e um máximo de 09
(nove) membros, todos eleitos e destituíveis pela Assembleia Geral com mandato unificado de 1 (um)
ano, sendo permitida a reeleição.
Parágrafo 1°- Dos membros do Conselho de Administração, no mínimo 20% (vinte por cento) deverão
ser Conselheiros Independentes, conforme a definição do Regulamento do Novo Mercado , e
expressamente declarados como tais na ata da Assembleia Geral que os eleger, sendo também
considerado(s) como independente(s) o(s) conselheiro(s) eleito(s) mediante faculdade prevista pelo
artigo 141 , §§ 4° e 5° e artigo 239 da Lei 6.404/76.
Parágrafo 2° - Quando, em decorrência da observância do percentual referido no parágrafo acima ,
resultar número fracionário de conselheiros, proceder-se-á ao arredondamento para número inteiro: (i)
imediatamente superior, quando a fração for igual ou superior a 0,5 (cinco décimos); ou (ii)
imediatamente inferior, quando a fração for inferior a 0,5 (cinco décimos) , nos termos do Regulamento
do Novo Mercado.
Parágrafo 3°- Para fins deste artigo, o termo "Conselheiro Independente" significa o Conselheiro que : (i)
não tem qualquer vínculo com a Companhia, exceto participação de capital; (ii) não é acionista
controlador, cônjuge ou parente até segundo grau daquele, ou não é ou não foi, nos últimos três anos,
vinculado à sociedade ou entidade relacionada ao acionista controlador (pessoas vinculadas a
instituições públicas de ensino e/ou pesquisa estão excluídas desta restrição); (iii) não foi, nos últimos 3
(três) anos, empregado ou diretor da Companhia, do Acionista Controlador ou de sociedade controlada
pela Companhia; (iv) não é fornecedor ou comprador, direto ou indireto, de serviços e/ou produtos à
Companhia, em magnitude que implique perda de independência; (v) não é funcionário ou administrador
de sociedade ou entidade que esteja oferecendo ou demandando serviços e/ou produtos à Companhia ;
(vi) não é cônjuge ou parente até segundo grau de algum administrador da Companhia; e (vii) não
recebe outra remuneração da Companhia além da do conselheiro (proventos em dinheiro oriundos de
participação no capital estão excluídos desta restrição).
Parágrafo 4°- O Conselho de Administração terá um Presidente e um Vice-Presidente, eleitos por seus
membros na primeira reunião que ocorrer após a eleição dos conselheiros.
Parágrafo 5° - A Assembleia Geral poderá eleger suplentes para o Conselho de Administração que
substituirão o conselheiro titular (ou conselheiros titulares) a que estiver(em) vinculado(s), em sua(s)
ausência(s) ou impedimento(s) temporário(s), observado o disposto no artigo 16, parágrafo 1° deste
Estatuto Social.
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Artigo 16 -Ocorrendo vaga no Conselho de Administração, o preenchimento se dará na forma da Lei ,
observadas as disposições de Acordos de Acionistas arquivados na sede social.
Parágrafo 1° - No caso de ausência ou impedimento temporário do Presidente do Conselho de
Administração, suas atribuições serão exercidas pelo Vice-Presidente ou, na falta deste, por outro
Conselheiro indicado pelo Presidente do Conselho de Administração e, não havendo indicação, por
escolha da maioria dos demais membros do Conselho.
Parágrafo 2°- No caso de vacância do cargo de Presidente do Conselho, assumirá o Vice-Presidente ,
que permanecerá no cargo até que o Conselho escolha o seu novo titular, exercendo o substituto o
mandato pelo prazo restante .
Artigo 17 -Compete ao Conselho de Administração:
a) eleger o Diretor-Presidente e os Diretores Vice-Presidentes, fixando sua remuneração mensal
individual, respeitado o montante global estabelecido pela Assembleia Geral;
b) fixar a orientação geral dos negócios da Companhia, aprovando previamente suas políticas
empresariais, projetos, orçamentos anuais e plano quinquenal de negócios, bem como suas revisões
anuais;
c) fiscalizar a gestão dos Diretores, examinando, a qualquer tempo, as atas, livros e papéis da
Companhia, solicitando, através do Presidente , informações sobre contratos celebrados, ou em vias de
celebração , e quaisquer outros atos;
d) convocar a Assembleia Geral, quando julgar conveniente, ou nos casos em que a convocação é
determinada pela lei ou por este Estatuto;
e) manifestar-se sobre o Relatório da Administração, as contas da Diretoria e as demonstrações
financeiras, definir a política de dividendos e propor à Assembleia Geral a destinação do lucro líquido de
cada exercício;
f) aprovar a contratação de instituição depositária prestadora dos serviços de ações escriturais;
g) deliberar sobre aumento de capital e preço de emissão de ações da Companhia e bônus de
subscrição, de conformidade com o disposto neste Estatuto Social;
h) deliberar sobre as condições e oportunidade de emissão de debêntures previstas nos incisos VI a VIII
do Artigo 59 da Lei n° 6.404/76, conforme disposto no§ 1° do mesmo artigo;
i) deliberar sobre as condições de emissão de notas promissórias destinadas à distribuição pública , nos
termos da legislação em vigor;
j) deliberar sobre a seleção e/ou destituição dos auditores externos da Companhia;
k) deliberar sobre a contratação de empréstimo ou assunção de dívida que resulte no endividamento da
Companhia além dos limües previstos no orçamento anual ou no plano quinquenal;
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I) definir lista tríplice de empresas especializadas em avaliação econômica de empresas para a
elaboração de laudo de avaliação das ações da Companhia, nos casos de ofertas públicas para
cancelamento de registro de companhia aberta ou para saída do Novo Mercado previstas nos Capítulos
IX e X deste Estatuto Social ;
m) deliberar sobre a aquisição de qualquer ativo fixo de valor igual ou superior a R$ 20.000.000,00 (vinte
milhões de reais) e sobre a alienação ou oneração de qualquer ativo fixo de valor igual ou superior a
R$2.000.000,00 (dois milhões de reais) ;
n) autorizar a aquisição de ações de emissão da própria Companhia, para efeito de cancelamento ou
permanência em tesouraria ;
o) autorizar prévia e expressamente a celebração de contratos pela Companhia com acionistas ou com
pessoas por eles controladas ou a eles coligadas ou relacionadas, direta ou indiretamente, de valor
superior a R$ 5.000.000,00 (cinco milhões de reais) ;
p) aprovar prévia e expressamente a celebração de contratos de qualquer natureza de valor global
superior a R$ 20.000 .000,00 (vinte milhões de reais), ainda que se refira a despesas previstas no
orçamento anual ou no plano quinquenal de negócios;
q) pronunciar-se sobre os assuntos que a Diretoria lhe apresente para sua deliberação ou para serem
à Assembleia Geral;
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r) deliberar sobre a constituição e extinção de controladas e a aquisição ou alienação de participações
em outras sociedades;
s) deliberar sobre qualquer alteração na política de recursos humanos da Companhia que possa
impactar substancialmente nos custos;
t) avocar, a qualquer tempo, o exame de qualquer assunto referente aos negócios da Companhia, ainda
que não compreendido na enumeração deste artigo, e sobre ele proferir decisão a ser obrigatoriamente
executada pela Diretoria ;
u) a constituição de qualquer espécie de garantia que não envolva ativos fixos de valor igual ou superior
a R$20 .000.000,00 (vinte milhões de reais) em negócios que digam respeito aos interesses e atividades
da Companhia e/ou de sociedades controladas, direta ou indiretamente, pela Companhia; e a
constituição de qualquer espécie de garantia que envolva ativos fixos de valor igual ou superior a
R$2.000.000,00 (dois milhões de reais) em negócios que digam respeito aos interesses e atividades
da Companhia e/ou de sociedades controladas, direta ou indiretamente, pela Companhia ;
v) declarar dividendos à conta de lucro apurado em balanços semestrais ou em períodos menores, à
conta de lucros acumulados ou de reservas de lucros existentes, nos termos da legislação em vigor, bem
como declarar juros sobre capital próprio;
w) deliberar sobre a criação de Comitês e Comissões para assessorá-lo nas deliberações de assuntos
específicos de sua competência;
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x) aprovar o regimento interno do Conselho de Administração, dos Comitês e das Comissões que sejam
criados;
y) aprovar e submeter à Assembleia Geral proposta de plano para a outorga de opção de compra de
ações aos administradores e empregados da Companhia e de outras sociedades que sejam controladas
direta ou indiretamente pela Companhia;
z) aprovar previamente alteração em contrato de concessão firmado pela Companhia, por sociedades
controladas, direta ou indiretamente, ou coligadas;
aa) aprovar o calendário anual de eventos da Companhia, na forma do Regulamento do Novo Mercado
da BM&FBOVESPA;
ab) manifestar-se favorável ou contrariamente a respeito de qualquer oferta pública de aquisição de
ações que tenha por objeto as ações de emissão da Companhia, por meio de parecer prévio
fundamentado, divulgado em até 15 (quinze) dias da publicação do edital da oferta pública de aquisição
de ações, que deverá abordar, no mínimo (i) a conveniência e oportunidade da oferta pública de
aquisição de ações quanto ao interesse do conjunto dos acionistas e em relação à liquidez dos valores
mobiliários de sua titularidade; (ii) as repercussões da oferta pública de aquisição de ações sobre os
interesses da Companhia; (iii) os planos estratégicos divulgados pelo ofertante em relação à Companhia;
(iv) outros pontos que o Conselho de Administração considerar pertinentes, bem como as informações
exigidas pelas regras aplicáveis estabelecidas pela CVM;
ac) exercer os demais poderes que lhe sejam atribuídos por lei e pelo presente Estatuto, e
ad) resolver os casos omissos neste Estatuto e exercer outras atribuições que a lei, ou este Estatuto,
não confira a outro órgão da Companhia.
Parágrafo 1° - As reuniões ordinárias do Conselho de Administração ocorrerão ao menos uma vez a
cada mês, podendo, entretanto, ser realizadas com maior freqüência, caso o Presidente do Conselho de
Administração assim solicite, por iniciativa própria ou mediante provocação de qualquer membro,
deliberando validamente pelo voto da maioria dos conselheiros presentes (dentre eles, obrigatoriamente,
o Presidente ou o Vice-Presidente). Os conselheiros poderão participar das reuniões do Conselho de
Administração através de conferência telefônica ou videoconferência.
Parágrafo 2° - As reuniões do Conselho de Administração serão convocadas com 09 (nove) dias de
antecedência por comunicação enviada pelo Presidente do Conselho de Administração, com a indicação
das matérias a serem tratadas e acompanhadas dos documentos de apoio porventura necessários.
Parágrafo 3° - Em caso de manifesta urgência, as reuniões do Conselho de Administração poderão ser
convocadas em prazo inferior ao mencionado no parágrafo 2° acima.
Parágrafo 4° - No caso de empate na votação, o Presidente do Conselho de Administração e, na sua
ausência, o Vice-Presidente, terá, além do voto comum, o de qualidade.
Parágrafo 5° - A presença de todos os membros permitirá a realização de reuniões do Conselho de
Administração independentemente de convocação.
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Parágrafo 6° - Caso não haja quorum de instalação em primeira convocação, o Presidente deverá
convocar nova reunião do Conselho de Administração, a qual poderá instalar-se, em segunda
convocação -- a ser feita com pelo menos 7 (sete) dias de antecedência --, com qualquer número. A
matéria que não estiver na ordem do dia da reunião original do Conselho de Administração não poderá
ser apreciada em segunda convocação, salvo se presentes todos os conselheiros e os mesmos
concordarem expressamente com a nova ordem do dia.
Parágrafo 7° - Nas reuniões do Conselho de Administração são admitidos os votos por meio de
delegação feita em favor de outro Conselheiro, o voto por escrito antecipado e o voto por fax, correio
eletrônico ou por qualquer outro meio de comunicação, computando-se como presentes os membros que
assim votarem.
SEÇÃO 111
Da Diretoria Executiva
Artigo 18- A Diretoria compor-se-á de 6 (seis) membros, sendo um Diretor Presidente , um Diretor VicePresidente de Operações, um Diretor Vice-Presidente de Relações Institucionais, um Diretor VicePresidente de Desenvolvimento de Negócios, um Diretor Vice-Presidente Financeiro, que acumulará as
funções de Diretor de Relações com Investidores e um Diretor Vice-Presidente Administrativo.
Parágrafo único - Compete:
a) Ao Diretor Presidente, dirigir todos os negócios e a administração geral da Companhia e suas
controladas, promover o desenvolvimento e a execução da estratégia corporativa, incluindo a gestão de
riscos e a gestão regulatória, exercer as demais atribuições que lhe foram conferidas por este Estatuto,
pelo Conselho de Administração e, ainda , privativamente:
(i) convocar e presidir as reuniões da Diretoria;
(ii) conceder licença aos membros da Diretoria e indicar-lhes substitutos;
(iii) coordenar e orientar os trabalhos dos Diretores Vice-Presidentes;
(iv) propor ao Conselho de Administração as áreas de atuação de cada Diretor Vice-Presidente;
(v) tomar decisões de caráter de urgência de competência da Diretoria, "ad referendum" desta;
(vi) representar a Companhia em Assembleias Gerais de acionistas e/ou de quotistas da Sociedade
e de sociedades da qual a Companhia seja acionista ou quotista, ou indicar um Diretor VicePresidente ou um procurador para representá-lo ; e
(vii) receber citação inicial e representar a Companhia em Juízo ou fora dele, ou indicar um Diretor
Vice-Presidente para fazê-lo .
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b) Ao Diretor Vice-Presidente de Operações, dirigir e liderar os negócios de geração, comercialização e
distribuição de energia, assim como os negócios de prestação de serviços das empresas controladas
pela Companhia , competindo-lhe propor e gerir os investimentos relacionados a todos esses negócios;
propor e implantar novos projetos, garantindo a excelência das operações, em harmonia com o
planejamento estratégico da Companhia; planejar e realizar as atividades de compra e venda de energia ,
observando e realizando a necessária política de gestão de risco inerente a esse negócio ; desenvolver e
oferecer serviços para clientes; gerir os processos relativos aos assuntos regulatórios, ao planejamento
energético, à engenharia de operações, às atividades comerciais de varejo e à operação da distribuição,
assim como os processos relacionados aos contratos de compra e venda de energia dos negócios de
geração, comercialização e distribuição;
c) Ao Diretor Vice-Presidente de Relações Institucionais, dirigir e liderar as comunicações externas e a
interlocução regulatória e institucional da Companhia e de suas controladas, bem como os
departamentos jurídico e do meio ambiente; definir e garantir o cumprimento dos princípios e das regras
de sustentabilidade da Companhia e das suas sociedades controladas, direta ou indiretamente, ou
coligadas, e realizar ações corretivas na ocorrência de eventuais incidentes jurídicos, regulatórios,
ambientais e de reputação;
d) Ao Diretor Vice-Presidente de Desenvolvimento de Negócios, dirigir e liderar a avaliação do potencial
e o desenvolvimento de novos negócios nas áreas de distribuição, geração, e comercialização de
energia elétrica, e atividades correlatas ou complementares;
e) Ao Diretor Vice-Presidente Financeiro, dirigir e liderar a administração e gestão das atividades
financeiras da companhia e suas controladas, incluindo a análise de investimentos e definição dos limites
de exposição a risco, propositura e contratação de empréstimos e financiamentos, operações de
tesouraria , planejamento e controle financeiro e tributário , monitoramento de riscos e a gestão das
atividades inerentes à Contabilidade da companhia e de suas controladas; competindo-lhe, ainda,
desempenhar as funções de representantes da companhia e suas controladas em suas relações com
investidores e o mercado de capitais; e
f) Ao Diretor Vice-Presidente Administrativo, dirigir e liderar as atividades de tecnologia da informação,
qualidade, suprimentos, infraestrutura, centro de serviços e logística administrativa da Companhia e suas
controladas; gerir os processos e sistemas de gestão organizacional, propor e/ou disseminar as normas
internas; competindo-lhe , ainda, propor, examinar, avaliar, planejar e implantar novos projetos e
investimentos pertinentes às referidas atividades, em harmonia com o planejamento estratégico da
companhia e suas controladas.
Artigo 19- O mandato dos membros da Diretoria será de 2 (dois) anos, admitida reeleição.
Artigo 20 - Na hipótese de vagar um dos cargos de Diretor Vice-Presidente, caberá ao DiretorPresidente substituí-lo provisoriamente ou indicar, dentre os demais Diretores, a quem competirá
acumular as funções correspondentes ao cargo vago, até que se proceda a eleição do substituto pelo
Conselho de Administração. Em caso de vaga no cargo de Diretor-Presidente, competirá ao Presidente
do Conselho de Administração ou , no impedimento deste, a um Diretor Vice-Presidente indicado pelo
Conselho de Administração, exercer temporariamente as suas funções até a eleição do substituto.
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Parágrafo 1°- O Diretor-Presidente, nos seus impedimentos temporários, será substituído por um dos
Diretores Vice-Presidentes a ser por ele designado.
Parágrafo 2° - Em caso de ausência ou impedimento temporário de qualquer Diretor Vice-Presidente ,
caberá ao Diretor-Presidente substituí-lo ou designar outro Vice-Presidente para fazê-lo .
Artigo 21 - Compete à Diretoria :
I - Praticar todos os atos necessários ao funcionamento regular da Companhia;
11 - Submeter à aprovação do Conselho de Administração as Políticas e Estratégias da Companhia;
111 - Submeter à aprovação do Conselho de Administração proposta de aumento de capital e de reforma
do Estatuto Social;
IV - Recomendar ao Conselho de Administração (i) a aquisição de qualquer ativo fixo de valor igual ou
superior a R$20.000.000,00 (vinte milhões de reais) e a alienação ou oneração de qualquer ativo fixo de
valor igual ou superior a R$2.000.000,00 (dois milhões de reais); (ii) a constituição de qualquer espécie
de garantia que não envolva ativos fixos de valor igual ou superior a R$20.000.000,00 (vinte milhões
de reais) e a constituição de qualquer espécie de garantia que envolva ativos fixos de valor igual ou
superior a R$2.000.000,00 (dois milhões de reais) em negócios que digam respeito aos interesses e
atividades da Companhia e/ou de sociedades controladas, direta ou indiretamente, pela Companhia; e
(iii) a celebração de contratos, pela Companhia , com acionistas ou com pessoas por eles controladas ou
a ele coligadas ou relacionadas, direta ou indiretamente, de valor superior a R$5.000.000,00 (cinco
milhões de reais) ;
V - Submeter à aprovação do Conselho de Administração um calendário anual, informando sobre
eventos corporativos programados e contendo no mínimo as informações constantes do Regulamento do
Novo Mercado da BM&FBOVESPA;
VI - Submeter à aprovação do Conselho de Administração o plano quinquenal, bem como suas revisões
anuais e o orçamento anual.
Artigo 22 -A Diretoria reunir-se-á por convocação do Diretor-Presidente, com a presença da maioria de
seus membros.
Parágrafo Único - As decisões da Diretoria serão tomadas pela maioria de votos dos membros
presentes, cabendo ao Diretor-Presidente, em caso de empate, o voto de qualidade.
Artigo 23 -Todos os atos, contratos ou documentos que impliquem responsabilidade para a Companhia,
ou desonerem terceiros de responsabilidade ou obrigações para com a Companhia deverão, sob pena
de não produzirem efeitos contra a mesma , ser assinados (i) por 2 (dois) Diretores; (ii) por um único
Diretor, desde que previamente autorizado pelo Conselho de Administração ; (iii) por um Diretor em
conjunto com um procurador ou (iv) por dois procuradores.
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Parágrafo 1° - As procurações outorgadas pela Companhia deverão (i) ser assinadas por 2 (dois)
membros da Diretoria Executiva, (ii) especificar expressamente os poderes conferidos e (iii) conter prazo
de validade limitado a no máximo 1 (um) ano, sem poderes para substabelecimento, com exceção : (a)
das procurações "ad judicia", que poderão ser substabelecidas e outorgadas por prazo indeterminado e
(b) das procurações outorgadas a instituições financeiras, que poderão ser estabelecidas pelo prazo
do(s) contrato(s) de financiamento .
Parágrafo 2° - Ressalvado o disposto neste Estatuto, a Companhia poderá ser representada por um
único Diretor ou procurador (i) na prática de atos de simples rotina administrativa, inclusive os praticados
perante repartições públicas em geral, autarquias, empresas públicas, sociedades de economia mista ,
Junta Comercial , Justiça do Trabalho, INSS, FGTS e seus bancos arrecadadores, (ii) junto a
concessionárias ou permissionárias de serviços públicos, em atos que não importem em assunção de
obrigações ou na desoneração de obrigações de terceiros, (iii) para preservação de seus direitos em
processos administrativos ou de qualquer outra natureza, e no cumprimento de suas obrigações fiscais,
trabalhistas ou previdenciárias, (iv) no endosso de títulos para efeitos de cobrança ou depósito em
contas bancárias da Companhia e (v) para fins de recebimento de intimações, citações, notificações ou
interpelações, ou ainda para representação da Companhia em Juízo.
Parágrafo 3° - É vedado aos Diretores e procuradores praticar atos estranhos ao objeto social, bem
como prestar garantias e/ou assumir obrigações em benefício ou em favor de terceiros sem o prévio e
expresso consentimento do Conselho de Administração, sendo ineficazes em relação à Companhia os
atos praticados em violação ao estabelecido neste dispositivo.
Artigo 24 - Compete a qualquer membro da Diretoria, além de exercer os poderes e atribuições
conferidos pelo presente Estatuto, cumprir outras funções que vierem a ser fixadas pelo Conselho de
Administração.
Artigo 25 - O Diretor-Presidente poderá afastar qualquer membro da Diretoria, devendo informar a sua
decisão e os motivos que a fundamentam e a formalização da demissão ocorrerá na próxima reunião do
Conselho de Administração. As funções do Diretor afastado serão , até a nomeação do substituto ,
desempenhadas pelo Diretor designado pelo Diretor-Presidente.
CAPÍTULO V
Do Conselho Fiscal
Artigo 26- O Conselho Fiscal, obedecidas as disposições legais, compor-se-á de 3 (três) a 5 (cinco)
membros efetivos e igual número de suplentes, com mandato até a Assembleia Geral Ordinária seguinte
à de sua eleição, podendo ser reeleitos.
Parágrafo 1° - Os membros do Conselho Fiscal serão investidos nos respectivos cargos mediante
assinatura de termo de posse, lavrado no livro de atas das reuniões do Conselho Fiscal.
Parágrafo 2° - A posse dos membros do Conselho Fiscal estará condicionada à prévia subscrição do
Termo de Anuência dos Membros do Conselho Fiscal nos termos do disposto no Regulamento do Novo
Mercado, bem como ao atendimento dos requisitos legais aplicáveis.
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Parágrafo 3° - Os honorários dos membros do Conselho Fiscal serão fixados pela Assembleia Geral
Ordinária.
Parágrafo 4° - As atribuições do Conselho Fiscal são as fixadas em lei e seu funcionamento será
permanente.
CAPITULO VI
DO EXERCÍCIO SOCIAL
Artigo 27 -O exercício social terminará em 31 de dezembro de cada ano, quando serão elaboradas as
demonstrações financeiras do exercício, observado que serão também elaboradas demonstrações
financeiras a cada trimestre, excetuado o último de cada ano. Todas as demonstrações financeiras
deverão incluir a demonstração dos fluxos de caixa da Companhia , a qual indicará , no mínimo, as
alterações ocorridas no saldo de caixa e equivalentes de caixa, segregadas em fluxos das operações,
dos financiamentos e dos investimentos. As demonstrações financeiras do exercício social serão, após
manifestação dos Conselhos de Administração e Fiscal , submetidas à Assembleia Geral Ordinária,
juntamente com proposta de destinação do resultado do exercício .
Parágrafo 1°- A Companhia e os seus administradores deverão, pelo menos uma vez ao ano, realizar
reunião pública com analistas e quaisquer outros interessados, para divulgar informações quanto à sua
respectiva situação econômico-financeira, projetos e perspectivas.
Parágrafo 2° - O lucro líquido do exercício terá obrigatoriamente a seguinte destinação:
a)
5% (cinco por cento) para a formação da reserva legal, até atingir 20% (vinte por cento) do
capital social subscrito ;
b)
pagamento de dividendo obrigatório, observado o disposto no artigo 29 deste Estatuto; e
c)
o lucro remanescente, ressalvada deliberação em contrário da Assembleia Geral, será destinado
a formação de reserva de reforço de capital de giro, cujo total não poderá exceder o valor do capital
social subscrito.
Artigo 28 - A Companhia distribuirá como dividendo, em cada exercício social, no mínimo 25% (vinte e
cinco por cento) do lucro líquido do exercício, ajustado nos termos do artigo 202 da Lei n. 0 6.404/76.
Artigo 29 - Por deliberação do Conselho de Administração, o dividendo obrigatório poderá ser pago
antecipadamente, no curso do exercício e até a Assembleia Geral Ordinária que determinar o respectivo
montante; o valor do dividendo antecipado será compensado , com o do dividendo obrigatório do
exercício. A Assembleia Geral Ordinária determinará o pagamento do saldo do dividendo obrigatório que
houver, bem como a reversão àquela reserva do valor pago antecipadamente.
Artigo 30 - A Companhia levantará balanço semestral em 30 de junho de cada ano e poderá, por
determinação do Conselho de Administração, levantar balanços em períodos menores.
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Parágrafo 1o - O Conselho de Administração poderá declarar dividendos intermediários, à conta de
lucros apurados no balanço semestral e, observados as disposições legais, à conta de lucros apurados
em balanço relativo a período menor que o semestre, ou à conta de lucros acumulados ou reservas de
lucros existentes no último balanço anual ou semestral.
Parágrafo 2° - O Conselho de Administração poderá declarar juros sobre o capital próprio, nos termos
do § 7° do artigo 9° da Lei n° 9.249/95 e imputá-los ao pagamento do dividendo mínimo obrigatório.
Artigo 31 - Os dividendos, salvo deliberação em contrário da Assembleia Geral , serão pagos no prazo
máximo de 60 (sessenta) dias contados da data da deliberação de sua distribuição e, em qualquer caso ,
dentro do exercício social.
Artigo 32 - Nos exercícios em que for pago o dividendo mínimo obrigatório, a Assembleia Geral poderá
atribuir ao Conselho de Administração e à Diretoria participação nos lucros, respeitados os limites do §
1o do artigo 152 da Lei n° 6.404/76, cabendo ao Conselho de Administração definir a respectiva
distribuição.
Artigo 33 - Os dividendos declarados não renderão juros nem serão corrigidos monetariamente e, se
não forem reclamados no prazo de 3 (três) anos, contado do início do seu pagamento, prescreverão em
favor da Companhia.
CAPITULO VIl
DA DISSOLUÇÃO
Artigo 34 - A Companhia se dissolverá nos casos previstos em lei , competindo ao Conselho de
Administração determinar o modo de liquidação e nomear o liquidante.
CAPÍTULO VIII
ALIENAÇÃO DE CONTROLE
Artigo 35 - A alienação de controle da Companhia , tanto por meio de uma única operação , como por
meio de operações sucessivas, deverá ser contratada sob a condição, suspensiva ou resolutiva, de que
o Adquirente se obrigue a efetivar a oferta pública de aquisição das ações dos demais acionistas da
Companhia, observando as condições e os prazos previstos na legislação vigente e no Regulamento de
Listagem do Novo Mercado, de forma a assegurar-lhes tratamento igualitário àquele dado ao Acionista
Controlador Alienante.
Parágrafo Único - A Oferta Pública de que trata este artigo será exigida , ainda : (i) quando houver
cessão onerosa de direitos de subscrição de ações e de outros títulos ou direitos relativos a valores
mobiliários conversíveis em ações, que venha a resultar na Alienação do Controle da Companhia; ou (ii)
em caso de alienação do controle de sociedade que detenha o Poder de Controle da Companhia , sendo
que, neste caso o Acionista Controlador Alienante ficará obrigado a declarar à BM&FBovespa o valor
atribuído à Companhia nessa alienação e anexar documentação que comprove esse valor.
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Artigo 36 - Aquele que adquirir o Poder de Controle, em razão de contrato particular de compra de
ações celebrado com o Acionista Controlador, envolvendo qualquer quantidade de ações, estará
obrigado a: (i) efetivar a oferta pública referida no Artigo 35 acima ; e (ii) pagar, nos termos a seguir
indicados, quantia equivalente à diferença entre o preço da oferta pública e o valor pago por ação
eventualmente adquirida em bolsa nos 6 (seis) meses anteriores à data da aquisição do Poder de
Controle , devidamente atualizado até a data do pagamento. Referida quantia deverá ser distribuída entre
todas as pessoas que venderam ações da Companhia nos pregões em que o Adquirente realizou as
aquisições, proporcionalmente ao saldo líquido vendedor diário de cada uma, cabendo à
BM&FBOVESPA operacionalizar a distribuição, nos termos de seus regulamentos.
Parágrafo Único - O acionista controlador, quando de eventual alienação do controle da Companhia,
não transferirá a propriedade de suas ações enquanto o comprador não subscrever o Termo de
Anuência dos Controladores a que alude o Regulamento de Listagem do Novo Mercado da
BM&FBOVESPA celebrado pela Companhia, pelo qual se comprometerão a cumprir as regras ali
constantes.
Artigo 37 - A Companhia não registrará qualquer transferência de ações para o Adquirente ou para
aquele(s) que vier( em) a deter o Poder de Controle, enquanto este(s) não subscrever(em) o Termo de
Anuência dos Controladores a que se refere o Regulamento do Novo Mercado.
Artigo 38 - Nenhum acordo de acionistas que disponha sobre o exercício do Poder de Controle poderá
ser registrado na sede da Companhia enquanto os seus signatários não tenham subscrito o Termo de
Anuência dos Controladores a que se refere o Regulamento do Novo Mercado.
CAPÍTULO IX
CANCELAMENTO DE REGISTRO DE COMPANHIA ABERTA
Artigo 39 - Na oferta pública de aquisição de ações, a ser feita pelo Acionista Controlador ou pela
Companhia , para o cancelamento do registro de companhia aberta , o preço mínimo a ser ofertado
deverá corresponder ao Valor Econômico apurado no laudo de avaliação elaborado nos termos dos
Parágrafos 1° a 2° deste Artigo, respeitadas as normas legais e regulamentares aplicáveis.
Parágrafo 1° - O laudo de avaliação referido no caput deste Artigo deverá ser elaborado por instituição
ou empresa especializada, com experiência comprovada e independência quanto ao poder de decisão
da Companhia, de seus Administradores e/ou do(s) Acionista(s) Controlador(es), além de satisfazer os
requisitos do § 1odo Artigo ao da Lei n° 6.404/76, e conter a responsabilidade prevista no Parágrafo 6°
desse mesmo Artigo.
Parágrafo 2° - A escolha da instituição ou empresa especializada responsável pela determinação do
Valor Econômico da Companhia é de competência privativa da Assembleia Geral, a partir da
apresentação, pelo conselho de administração, de lista tríplice, devendo a respectiva deliberação, não se
computando os votos em branco, ser tomada pela maioria dos votos dos acionistas representantes das
Ações em Circulação presentes naquela Assembleia , que, se instalada em primeira convocação , deverá
contar com a presença de acionistas que representem, no mínimo, 20% (vinte por cento) do total de
Ações em Circulação, ou que, se instalada em segunda convocação, poderá contar com a presença de
qualquer número de acionistas representantes das Ações em Circulação.
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Parágrafo 3° - Obedecidos os demais termos do Regulamento de Listagem do Novo Mercado da
BM&FBOVESPA, deste Estatuto Social e da legislação vigente, a oferta pública para cancelamento de
registro poderá prever também a permuta por valores mobiliários de outras companhias abertas, a ser
aceita a critério do ofertado .
Parágrafo 4° - O cancelamento deverá ser precedido de Assembleia Geral Extraordinária em que se
delibere especificamente sobre tal cancelamento.
Artigo 40 - Caso o laudo de avaliação a que se refere o Artigo 39 não esteja pronto até a Assembleia
Geral Extraordinária convocada para deliberar sobre o cancelamento do registro de companhia aberta, o
acionista controlador, ou grupo de acionistas que detiver o poder de controle da Companhia, deverá
informar nessa assembléia o valor máximo por ação ou lote de mil ações pelo qual formulará a oferta
pública .
Parágrafo 1°- A oferta pública ficará condicionada a que o valor apurado no laudo de avaliação a que se
refere o Artigo 39 não seja superior ao valor divulgado pelo acionista controlador, ou grupo de acionistas
que detiver o poder de controle da Companhia, na Assembleia referida no caput deste artigo.
Parágrafo 2° - Caso o valor das ações determinado no laudo de avaliação seja superior ao valor
informado pelo acionista ou grupo de acionistas que detiver o poder de controle, a deliberação referida
no caput deste artigo ficará automaticamente cancelada , devendo ser dada ampla divulgação desse fato
ao mercado, exceto se o acionista que detiver o poder de controle concordar expressamente em efetivar
a oferta pública pelo valor apurado no laudo de avaliação.
CAPÍTULO X
SAÍDA DO NOVO MERCADO
Artigo 41 - Caso seja deliberada a saída da Companhia do Novo Mercado para que os valores
mobiliários por ela emitidos passem a ter registro para negociação fora do Novo Mercado, ou em virtude
de operação de reorganização societária, na qual a sociedade resultante dessa reorganização não tenha
seus valores mobiliários admitidos à negociação no Novo Mercado no prazo de 120 (cento e vinte) dias
contados da data da Assembleia Geral que aprovou a referida operação , o Acionista Controlador deverá
efetivar oferta pública de aquisição das ações pertencentes aos demais acionistas da Companhia, no
mínimo, pelo respectivo Valor Econômico, a ser apurado em laudo de avaliação elaborado nos termos
dos Parágrafos 1° a 2° do Artigo 39, respeitadas as normas legais e regulamentares aplicáveis.
Artigo 42 - Na hipótese de não haver Acionista Controlador, caso seja deliberada a saída da Companhia
do Novo Mercado para que os valores mobiliários por ela emitidos passem a ter registro para negociação
fora do Novo Mercado, ou em virtude de operação de reorganização societária, na qual a sociedade
resultante dessa reorganização não tenha seus valores mobiliários admitidos à negociação no Novo
Mercado no prazo de 120 (cento e vinte) dias contados da data da Assembleia Geral que aprovou a
referida operação, a saída estará condicionada à realização de oferta pública de aquisição de ações nas
mesmas condições previstas no artigo acima.
Parágrafo 1°- A referida Assembleia Geral deverá definir o(s) responsável(is) pela realização da oferta
pública de aquisição de ações, o(s) qual(is), presente(s) na Assembleia, deverá(ão) assumir
expressamente a obrigação de realizar a oferta.
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Parágrafo 2° -Na ausência de definição dos responsáveis pela realização da oferta pública de aquisição
de ações, no caso de operação de reorganização societária, na qual a companhia resultante dessa
reorganização não tenha seus valores mobiliários admitidos à negociação no Novo Mercado, caberá aos
acionistas que votaram favoravelmente à reorganização societária realizar a referida oferta.
Artigo 43 - A saída da Companhia do Novo Mercado em razão de descumprimento de obrigações
constantes do Regulamento do Novo Mercado está condicionada à efetivação de oferta pública de
aquisição de ações, no mínimo, pelo Valor Econômico das ações, a ser apurado em laudo de avaliação
de que trata o Artigo 39 deste Estatuto, respeitadas as normas legais e regulamentares aplicáveis.
Parágrafo 1°- O Acionista Controlador deverá efetivar a oferta pública de aquisição de ações prevista
no caput desse artigo.
Parágrafo 2° - Na hipótese de não haver Acionista Controlador e a saída do Novo Mercado referida no
caput decorrer de deliberação da Assembleia Geral, os acionistas que tenham votado a favor da
deliberação que implicou o respectivo descumprimento deverão efetivar a oferta pública de aquisição de
ações prevista no caput.
Parágrafo 3° - Na hipótese de não haver Acionista Controlador e a saída do Novo Mercado referida no
caput ocorrer em razão de ato ou fato da administração, os Administradores da Companhia deverão
convocar Assembleia Geral de acionistas cuja ordem do dia será a deliberação sobre como sanar o
descumprimento das obrigações constantes do Regulamento do Novo Mercado ou, se for o caso,
deliberar pela saída da Companhia do Novo Mercado.
Parágrafo 4° - Caso a Assembleia Geral mencionada no Parágrafo 3° acima delibere pela saída da
Companhia do Novo Mercado, a referida Assembleia Geral deverá definir o(s) responsável(is) pela
realização da oferta pública de aquisição de ações prevista no caput, o(s) qual(is), presente(s) na
Assembleia, deverá(ão) assumir expressamente a obrigação de realizar a oferta .
CAPITULO XI
JUÍZO ARBITRAL
Artigo 44- A Companhia , seus acionistas, Administradores e os membros do Conselho Fiscal, obrigamse a resolver, por meio de arbitragem , perante a Câmara de Arbitragem do Mercado, toda e qualquer
disputa ou controvérsia que possa surgir entre eles, relacionada com ou oriunda, em especial, da
aplicação, validade, eficácia, interpretação, violação e seus efeitos, das disposições contidas na Lei das
Sociedades por Ações, no Estatuto Social da Companhia, nas normas editadas pelo Conselho Monetário
Nacional, pelo Banco Central do Brasil e pela Comissão de Valores Mobiliários, bem como nas demais
normas aplicáveis ao funcionamento do mercado de capitais em geral, além daquelas constantes do
Regulamento do Novo Mercado, do Regulamento de Arbitragem , do Regulamento de Sanções, das
Cláusulas Compromissórias e do Contrato de Participação no Novo Mercado.
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CAPÍTULO XII
DISPOSIÇÕES FINAIS
Artigo 45 - As disposições do Regulamento do Novo Mercado prevalecerão sobre as disposições
estatutárias, nas hipóteses de prejuízo aos direitos dos destinatários das ofertas públicas previstas neste
Estatuto.
Artigo 46 A Companhia observará os acordos de acionistas, arquivados na sua sede, que dispuserem
sobre as restrições à circulação de ações, preferência para adquiri-las, o exercício de voto, ou do poder
de controle, nas Assembleias Gerais e nas Reuniões do Conselho de Administração, cumprindo-lhe e
fazer com que (i) a instituição financeira depositária os anote no extrato da conta de depósito fornecido
ao acionista ; e (ii) o Presidente da Reunião do Conselho de Administração ou a mesa diretora da
Assembleia Geral, conforme o caso, recuse a validade de voto proferido contra suas disposições.
Artigo 47 - Os valores monetários referidos nos artigos 17 e 21 deste Estatuto são os constantes no
Acordo de Acionistas e são corrigidos, no início de cada exercício social, com base na variação do IGPM da Fundação Getúlio Vargas ocorrida no exercício anterior; e, na falta deste, por outro índice
publicado pela mesma Fundação que reflita a perda do poder de compra da moeda nacional ocorrida no
período.
.
.
.
.
ACORDO DE ACIONISTAS
DA CPFL ENERGIA S.A.
(Atual Denominação Social da
Draft II Participações S.A.)
CONSOLIDADO COM ALTERAÇÕES DADAS PELOS
SEGUINTES TERMOS ADITIVOS:
ƒ
1º TERMO ADITIVO, CELEBRADO EM 27/08/2002
ƒ
2º TERMO ADITIVO, CELEBRADO EM 05/11/2003
ƒ
3º TERMO ADITIVO, CELEBRADO EM 06/12/2007
2
ACORDO DE ACIONISTAS
DA
CPFL ENERGIA S.A.1
VBC ENERGIA S.A., nova denominação de Serra da Mesa Energia S.A.,
sociedade anônima com sede na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na
Avenida Engenheiro Luís Carlos Berrini, n.º 1297/1307, 14º andar, conj. 142 2,
inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 00.095.147/0001-02, doravante designada
simplesmente “VBC”;
521 PARTICIPAÇÕES S.A., sociedade anônima com sede na Cidade do
Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro, na Rua Senador Dantas nº 105, 37º
andar 3, inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 01.547.749/0001-16, doravante referida
simplesmente “521”;
BONAIRE PARTICIPAÇÕES S.A., sociedade anônima com sede na
Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na Rua Iguatemi nº 192 , conj. 2434,
inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 02.117.801/0001-67, doravante denominada
simplesmente “BONAIRE”; podendo, ainda, ser designadas singularmente
como PARTE ou em conjunto como PARTES;
e, ainda, como Interveniente Anuente,
Alterada pelo 1º Termo Aditivo
Alterado pelo 3º Termo Aditivo
3 Alterado pelo 3º Termo Aditivo
4 Alterado pelo 3º Termo Aditivo
1
2
3
CPFL ENERGIA S.A., sociedade anônima com sede na Cidade de São
Paulo, Estado de São Paulo, na Rua Gomes de Carvalho nº 1510, conj. 1402, 14º
andar,5 inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 02.429.144/0001-93, doravante
designada simplesmente “COMPANHIA”; as PARTES e a COMPANHIA
representadas na forma dos respectivos estatutos sociais,
Considerando que as PARTES:
(i) detêm a maioria do capital da COMPANHIA, uma sociedade holding
que resultou da reestruturação de investimentos de VBC, 521 e BONAIRE no
setor de energia elétrica;
(ii) têm participação acionária direta na Companhia Paulista de Força e
Luz - CPFL (doravante referida como CPFL-D) e na CPFL Geração de Energia
S.A. (doravante referida como CPFL-G);
(iii) se obrigam a aumentar o capital social da COMPANHIA mediante a
conferência da totalidade das ações de que são proprietárias nos capitais da
CPFL-D e CPFL-G;
(iv) têm intenção de listar as ações da COMPANHIA para negociação em
bolsas de valores no Brasil , segundo as regras do Novo Mercado, e no exterior ;
e
(v) desejam regular o exercício do direito de voto de suas ações, restrições
à sua circulação, as suas relações recíprocas como acionistas controladoras, bem
5
Alterado pelo 3º Termo Aditivo
4
como estabelecer os princípios gerais para o exercício do poder de controle e a
administração da COMPANHIA e suas CONTROLADAS,
Resolvem celebrar o presente Acordo de Acionistas, na forma e para os
efeitos do artigo 118, e seus parágrafos, da Lei n.º 6.404, de 15.12.1976, que se
regerá pelas seguintes cláusulas e condições:
CLÁUSULA PRIMEIRA – DEFINIÇÕES
1.1
Sempre que grafados em letras maiúsculas, os termos e expressões abaixo
destacados terão os significados definidos nesta cláusula, salvo quando o
contexto em que são empregados indicar claramente sentido diverso :
(a) AÇÕES ou AÇÕES VINCULADAS - as ações ordinárias de
emissão da COMPANHIA de propriedade das PARTES (subcláusula 3.1), bem
como as que vierem a acrescer a essa participação acionária de cada uma das
PARTES em razão de subscrição, desdobramento ou bonificação;
(b) AÇÕES LITIGIOSAS - as AÇÕES VINCULADAS que forem
objeto de arresto, seqüestro ou penhora judicial;
(c) ACORDO - significa o presente Acordo de Acionistas 6;
(d) AFILIADA - significa, em relação a cada PARTE, a pessoa
jurídica que seja sua controladora, controlada, ou, ainda, sociedade que seja
controlada, direta ou indiretamente, pelo mesmo(s) controlador(es) final(is) da
PARTE,
6
Alterado pelo 1º Termo Aditivo
5
(e)
BLOCO
DE
CONTROLE
-
o
bloco
de
AÇÕES
VINCULADAS, de propriedade das PARTES, representando mais de 50% do
capital votante da COMPANHIA, que lhes assegura a preponderância nas
deliberações sociais;
(f) COLIGADA - sociedade na qual a COMPANHIA participa com
10% (dez por cento) ou mais do capital votante , sem, entretanto, controlá-la;
(g) CONTROLADA - sociedade na qual
a COMPANHIA,
diretamente ou através de outras sociedades, detenha o poder de controle, (i)
isoladamente, por ser titular de direitos de voto que lhe assegurem, de modo
permanente, preponderância nas deliberações sociais e o poder de eleger a
maioria dos administradores, ou (ii) por participar do bloco de controle regulado
por acordo de acionistas ou sócios;
(h) ESTATUTO - o estatuto social da COMPANHIA, que -tomando por base o atual estatuto da CPFL-D -- deverá, em até 60 dias desta
data, ser adaptado para refletir as mudanças na Lei das S.A. e as estipulações do
presente ACORDO, com as eventuais alterações que sejam aprovadas durante a
sua vigência ;
(i) ORÇAMENTO ANUAL - o orçamento anual contendo estimativa
das receitas e as despesas operacionais, dos custos e investimentos, o fluxo de
caixa, o montante a ser destinado ao pagamento de dividendos, as inversões de
recursos com capital próprio ou de terceiros e outros dados que a administração
da COMPANHIA considerar necessários;
6
(j) PARTE OFERTANTE - a PARTE que desejar alienar AÇÕES
VINCULADAS a terceiro ou a qualquer das outras PARTES ou, para fins da
Cláusula 12ª, a que tiver o seu controle alterado;
(l) PARTE(S) RELACIONADA(S) – sócio(s),
quotista(s) ou
acionista(s) das PARTES, a saber:
(i) em relação à VBC: Votorantim Energia Ltda., Bradesplan
Participações S.A.7 e Camargo Corrêa Energia Ltda. e respectivas AFILIADAS;
(ii) em relação à 521: PREVI – Caixa de Previdência dos Funcionários
do Banco do Brasil, e suas AFILIADAS;
(iii) em relação à BONAIRE: Funcesp - Fundação Cesp, Petros Fundação Petrobrás de Seguridade Social, Sistel - Fundação Sistel de Seguridade
Social, Sabesprev - Fundação Sabesp de Seguridade Social e respectivas
AFILIADAS;
(m) PLANO QUINQUENAL DE NEGÓCIOS - o plano
qüinqüenal de negócios da COMPANHIA, compreendendo o plano estratégico,
que conterá os planos de investimentos e as projeções para um prazo de 5
(cinco) exercícios financeiros da COMPANHIA
e das CONTROLADAS,
compreendendo atividades, estratégias, novos investimentos e oportunidades de
negócios, os valores a serem investidos ou de outra forma contribuídos a partir
de recursos próprios ou de terceiros, bem como as taxas de retorno e lucro
esperados;
7
A Bradesplan deixou o Bloco de Controle da Companhia em 2006
7
(n) REUNIÃO PRÉVIA - reunião entre as PARTES, a ser feita antes
da realização de qualquer Assembléia Geral ou reunião de Conselho de
Administração da COMPANHIA, de CONTROLADAS ou COLIGADAS,
com a finalidade de definir a orientação do voto a ser manifestado por
representantes das PARTES naqueles órgãos sociais;
(o) VALOR ECONÔMICO — significa o valor das AÇÕES
VINCULADAS, avaliadas pelo método do fluxo de caixa descontado, segundo
critérios usualmente adotados na avaliação de empresas do setor, realizada por
empresa especializada de reputação nacional, para fins do exercício do direito de
preferência em caso de mudança de controle societário de PARTE, como
regulado nas cláusulas 11ª e 12ª.
CLÁUSULA SEGUNDA – OBJETO
2.1
O objeto do presente ACORDO é assegurar e regular o exercício do
controle da COMPANHIA e de suas CONTROLADAS , obrigando-se as
PARTES a sempre manter, em conjunto, a titularidade de um bloco de AÇÕES
que lhes garanta, de modo permanente, a maioria dos votos nas Assembléias
Gerais e o poder de eleger a maioria dos administradores e conselheiros fiscais
da COMPANHIA e (por intermédio desta) de suas CONTROLADAS.
8
CLÁUSULA TERCEIRA - AÇÕES VINCULADAS
3.1
Estão vinculadas ao ACORDO as seguintes AÇÕES de cada PARTE, as
quais compõem os percentuais de participação no BLOCO DE CONTROLE
da COMPANHIA, como discriminado no quadro abaixo8:
PARTE
QUANTIDADE DE AÇÕES
ORDINÁRIAS VINCULADAS
AO ACORDO
VBC
521
BONAIRE
Total das Ações
3.2
122.945.367
103.087.209
45.247.300
271.279.876
PERCENTUAL
NO BLOCO DE
CONTROLE
45,32%
38,00%
16,68%
100,00%
As PARTES se obrigam a sempre exercer o direito de voto relativo a
ações ordinárias da COMPANHIA de que sejam, ou venham a ser, titulares em
consonância com os termos deste ACORDO, mesmo não estando algumas
dessas ações vinculadas ao ACORDO, pelo que somente poderão conferir
direito de voto a terceiros sobre ações não vinculadas, através de procuração,
usufruto, penhor ou outro meio hábil, se o terceiro se obrigar a votar de acordo
com as instruções da PARTE que lhe propiciou o exercício do voto. 9
8
9
Alterado pelo 3º Termo Aditivo
Subcláusulas 3.1.1 e 3.1.2 excluídas pelo 2º Aditivo
9
CLÁUSULA QUARTA – PRINCÍPIOS GERAIS DE CONDUÇÃO DOS
NEGÓCIOS SOCIAIS
4.1
As PARTES se obrigam a exercer o direito de voto das AÇÕES, o poder
de controle que detenham sobre os administradores da COMPANHIA e de suas
CONTROLADAS e COLIGADAS e os direitos que lhes são assegurados pelo
presente ACORDO visando realizar
os seguintes princípios, diretrizes e
políticas:
a) promover e observar o objetivo básico da COMPANHIA e de suas
CONTROLADAS,
empresas que atuam no setor de geração, transmissão
distribuição de energia elétrica e atividades correlatas, de modo a garantir a
operação das instalações e equipamentos necessários à exploração das
respectivas concessões de serviço público, e
a assegurar a continuidade,
regularidade e qualidade dos serviços de energia elétrica prestados;
b) levar em conta, nas decisões estratégicas da COMPANHIA e de
suas CONTROLADAS, o interesse das PARTES em resguardar a continuidade
e expansão das operações da COMPANHIA e de suas CONTROLADAS, o
retorno financeiro dos investimentos e promover a prestação de serviços
adequados pelas CONTROLADAS, dentro de padrões de qualidade e
competitividade necessários ao bom atendimento dos usuários e ao
cumprimento das suas obrigações de empresas concessionárias;
c) implementar na COMPANHIA e em suas CONTROLADAS uma
política de distribuição de dividendos em moeda que assegure às suas ações as
características de título de aplicação de poupanças com o fim de auferir
10
rendimentos periódicos, sem prejuízo da formação das reservas previstas em
ORÇAMENTO ANUAL ou PLANO QUINQUENAL DE NEGÓCIOS e
necessárias aos planos de expansão de suas atividades e à melhoria na prestação
dos serviços objeto das concessões exploradas pelas CONTROLADAS;
d) adotar uma estrutura administrativa ágil na COMPANHIA e
CONTROLADAS dentro do padrão mínimo necessário à sua boa
administração, composta por profissionais qualificados e de reputação ilibada;
e) formular diretrizes para as atividades e a administração da
COMPANHIA e das CONTROLADAS que serão refletidas (i) no PLANO
QUINQUENAL DE NEGÓCIOS e (ii) no ORÇAMENTO ANUAL da
COMPANHIA e CONTROLADAS, preparado em consonância com o
PLANO QUINQUENAL DE NEGÓCIOS.
4.2
Qualquer negócio ou contrato que venha a ser firmado pela
COMPANHIA ou suas CONTROLADAS com PARTE RELACIONADA
deverá ser concluído em bases estritamente comutativas e em condições de
mercado, tal qual fosse contratado com terceiros.
CLÁUSULA QUINTA - REUNIÕES PRÉVIAS
5.1
Antes de qualquer
Assembléia Geral ou reunião de Conselho de
Administração da COMPANHIA, de suas CONTROLADAS ou de suas
COLIGADAS que deva deliberar sobre qualquer das matérias previstas nas
subcláusulas 5.4 e 7.4, as PARTES, convocadas nos termos da subcláusula 5.2, se
reunirão para definir o modo pelo qual o voto será exercido por seus
representantes em cumprimento ao disposto neste ACORDO.
11
5.2
As REUNIÕES PRÉVIAS serão convocadas pelo Presidente do
Conselho de Administração da COMPANHIA ou de CONTROLADA, por
quaisquer outros dois membros destes órgãos, agindo em conjunto, por qualquer
dos membros do Conselho de Administração de COLIGADA indicado pela
COMPANHIA ou, ainda, por qualquer das PARTES, mediante aviso escrito
enviado, por qualquer dos meios de comunicação e para os endereços de que
trata a subcláusula 17.6, com pelo menos 3 (três) dias úteis de antecedência,
sendo as reuniões realizadas na sede da COMPANHIA -- ou em outro local
previamente designado, desde que no mesmo município da sua sede -- ao menos
24 (vinte e quatro) horas antes da Assembléia Geral ou reunião do Conselho de
Administração. Os avisos de convocações das REUNIÕES PRÉVIAS deverão
conter a relação das matérias a serem examinadas e ser acompanhados de cópia
dos documentos de apoio porventura necessários.
5.3
As REUNIÕES PRÉVIAS serão instaladas com a presença de
representantes das PARTES titulares de, no mínimo, 51% (cinquenta e um por
cento) das AÇÕES VINCULADAS, obrigando-se as PARTES a comparecer às
mesmas por meio de representantes com poderes para deliberar sobre as
matérias objeto da reunião.
5.4
Será obrigatória a realização de REUNIÃO PRÉVIA em relação a todas
as matérias que exijam aprovação pela Assembléia Geral da COMPANHIA, suas
CONTROLADAS ou COLIGADAS, ou aquelas em que o Conselho de
Administração da COMPANHIA, ou de suas CONTROLADAS, somente
possa deliberar por maioria qualificada (nos termos da subcláusula 7.4 do
ACORDO). Fica assegurado, entretanto, o direito a qualquer das PARTES de
12
exigir a realização de REUNIÃO PRÉVIA, convocada nos termos da
subcláusula 5.2., para definição da orientação de voto dos representantes das
PARTES no Conselho de Administração da COMPANHIA ou de suas
CONTROLADAS, relativamente a quaisquer outras matérias que não aquelas
elencadas na subcláusula 7.4 deste ACORDO. Também será obrigatória a
realização de REUNIÃO PRÉVIA para deliberação do Conselho de
Administração (da COMPANHIA e de suas CONTROLADAS) acerca dos
seguintes tópicos:
a) aprovação dos demais integrantes da Diretoria, indicados pelo
Diretor-Presidente
previamente
eleito
pelo
Conselho
de
Administração; e
b) celebração de contratos de qualquer natureza de valor global
superior a R$ 20 milhões, ainda que se refira a despesas previstas no
ORÇAMENTO ANUAL ou no PLANO QUINQUENAL DE
NEGÓCIOS.10
5.5
As PARTES e seus representantes em órgãos sociais da COMPANHIA
ou de suas CONTROLADAS farão com que seja suspensa ou adiada a
Assembléia Geral ou reunião do Conselho de Administração convocada para
deliberar sobre matéria sujeita a REUNIÃO PRÉVIA quando (i) por qualquer
motivo, até a data da Assembléia Geral ou reunião do Conselho de
Administração, a REUNIÃO PRÉVIA não tenha sido realizada ou (ii) uma vez
realizada, não houver uma decisão válida das PARTES. Em ambas as hipóteses,
a suspensão ou adiamento será mantido até que as PARTES se reunam
13
previamente e uma decisão válida tenha sido tomada (subcláusula 5.6). Caso a
decisão válida não seja obtida apenas em relação a algum(ns) dos itens da ordem
do dia, as PARTES farão com que tais matérias sejam retiradas de pauta,
deliberando-se quanto às demais conforme definido na REUNIÃO PRÉVIA.
5.6
Todas as deliberações das PARTES em REUNIÕES PRÉVIAS serão
tomadas por maioria simples (50% + 1) das AÇÕES VINCULADAS, à exceção
daquelas relativas a matérias de competência da Assembléia Geral e das sujeitas
a aprovação por maioria qualificada do Conselho de Administração, conforme
definido na subcláusula 7.4, para as quais será necessária a aprovação de
PARTES representando ao menos 80% (oitenta por cento) das AÇÕES
VINCULADAS.
5.6.1 Nas REUNIÕES PRÉVIAS cada AÇÃO VINCULADA dá direito a um
voto e os votos em branco ou abstenções serão -- para fins das decisões sobre
matérias que exigem maioria qualificada para sua aprovação -- computados como
aprovando a proposta que obtiver o maior número de votos.
5.6.2 A orientação de voto definida pelas PARTES em REUNIÃO PRÉVIA
será seguida de maneira uniforme e em bloco pelos representantes das PARTES
nos órgãos sociais da COMPANHIA, de CONTROLADA ou de COLIGADA
que vá sobre elas deliberar.
5.7
Se o ORÇAMENTO ANUAL da COMPANHIA e/ou de suas
CONTROLADAS não tiver sido aprovado por maioria qualificada até o
primeiro dia útil do exercício a que o mesmo se refere, ficará automaticamente
10
Alterada pelo 1º Termo Aditivo
14
autorizada a realização de desembolsos mensais (aí não compreendidos novos
investimentos) no valor de até 1/12 (um doze avos) do orçamento aprovado
para o ano anterior, corrigidos os respectivos valores com base na variação do
IGP-M, apurado pela Fundação Getúlio Vargas. Essa autorização para
desembolsos vigorará apenas durante o primeiro trimestre do ano subseqüente.
Após esse prazo somente poderão ser realizadas despesas e investimentos
necessários à garantia das operações da COMPANHIA e de suas
CONTROLADAS, à continuidade da prestação dos serviços concedidos e de
projetos e investimentos já aprovados e em andamento.
5.8
O impedimento de participação de representantes de qualquer das
PARTES em algum dos Comitês de assessoramento dos Conselhos de
Administração da COMPANHIA e/ou suas CONTROLADAS pelas razões
indicadas na subcláusula 8.9.6 não restringirá, para qualquer fim ou efeito, a
participação da mesma PARTE na REUNIÃO PRÉVIA que eventualmente
venha a deliberar sobre a questão, na qual poderá exercer seu direito de voto
plenamente.
5.8.1 Nada obstante o estabelecido na subcláusula 5.8 acima, as PARTES se
obrigam a observar, nas deliberações tomadas em REUNIÕES PRÉVIAS, o
disposto no art. 115 da Lei nº 6.404/76, que dispõe sobre abuso do direito de
voto e conflito de interesses.11
5.9
O não comparecimento de qualquer das PARTES a REUNIÃO PRÉVIA
regularmente convocada e instalada implicará na sua plena adesão à deliberação
11
Alterada pelo 1º Termo Aditivo
15
que venha a ser tomada pelo voto da maioria das AÇÕES VINCULADAS
pertencentes às PARTES presentes à reunião, e os votos correspondentes às
AÇÕES da PARTE ausente serão computados como favoráveis para fins de
cômputo da maioria qualificada nos casos em que exigida, nos termos deste
ACORDO.
5.10 O Presidente da Assembléia Geral ou do Conselho de Administração, da
COMPANHIA e de suas CONTROLADAS, não computará o voto proferido
por representantes de PARTE em infração ao disposto neste ACORDO ou às
deliberações de REUNIÃO PRÉVIA (subcláusulas 5.4 e 5.6.2). Ocorrendo esta
hipótese,
qualquer
dos
representantes
das
demais
PARTES
poderá,
apresentando cópia da ata da REUNIÃO PRÉVIA em que a matéria tenha sido
decidida pelas PARTES, exigir que o voto do inadimplente seja considerado e
computado no sentido previamente aprovado na REUNIÃO PRÉVIA.
5.11 O não comparecimento a Assembléia Geral ou a reunião do Conselho de
Administração da COMPANHIA ou de suas CONTROLADAS, bem como a
abstenção de voto de representante de qualquer PARTE ou de membro do
Conselho de Administração por ela eleito nos termos deste ACORDO, assegura
a qualquer dos representantes das demais PARTES que participe, conforme o
caso, de Assembléia Geral ou de reunião do Conselho de Administração, o
direito de votar (i) no caso de Assembléia Geral, com as ações pertencentes à
PARTE ausente ou omissa, e (ii) no caso de reunião do Conselho de
Administração, em nome do conselheiro ausente ou omisso.
16
5.12 As atas da REUNIÃO PRÉVIA serão lavradas em forma de sumário,
admitida, na forma do art. 130, § 1º, da Lei 6.404/76, a apresentação de votos
em separado e protestos -- que, rubricados pelos presentes, serão arquivados
pelas PARTES -- da qual constarão de forma clara e precisa, a deliberação das
PARTES e o sentido do voto que seus representantes -- em Assembléias Gerais
e Conselhos de Administração, da COMPANHIA e suas CONTROLADAS e
COLIGADAS -- deverão manifestar ou fazer aprovar nos respectivos órgãos
sociais.
5.13 As REUNIÕES PRÉVIAS poderão, por deliberação da maioria das
PARTES presentes, ser gravadas.
CLÁUSULA SEXTA - EXERCÍCIO DO DIREITO DE VOTO NAS
ASSEMBLÉIAS GERAIS
6.1
As PARTES exercerão o direito de voto nas Assembléias Gerais da
COMPANHIA -- e esta nas Assembléias Gerais de CONTROLADAS e
COLIGADAS -- na forma das disposições deste ACORDO.
6.2
Somente serão submetidas à Assembléia Geral as matérias cuja
competência lhe seja expressamente atribuída por lei. O ESTATUTO da
COMPANHIA disporá que as decisões da Assembléia Geral serão tomadas por
maioria simples dos acionistas presentes, à exceção das matérias em que a lei
exija maioria qualificada.
6.3
Nada obstante o disposto na subcláusula 6.2, as PARTES se obrigam a
comparecer a todas as Assembléias Gerais da COMPANHIA e nelas exercer seu
17
direito de voto de modo a assegurar que as deliberações sobre quaisquer matérias
somente sejam aprovadas, conforme o definido em REUNIÃO PRÉVIA, pelo
voto de PARTES titulares de ao menos 80% (oitenta por cento) das AÇÕES
VINCULADAS
6.4
Sem prejuízo do disposto nas subcláusulas 5.10 e 5.11 e no art. 118 da Lei
6.404/76, o eventual exercício por qualquer das PARTES do direito de voto nas
Assembléias Gerais em desacordo com o deliberado em REUNIÃO PRÉVIA
importará em invalidade do voto e nulidade da deliberação que for assim
tomada, sem prejuízo do direito da PARTE interessada de promover a execução
específica da obrigação descumprida e pleitear perdas e danos.
6.5
Caso uma das PARTES não compareça a Assembléia Geral convocada
para deliberar sobre matéria submetida à sua decisão, ou comparecendo
abstenha-se de votar, será aplicável o disposto na subcláusula 5.11 e no § 9º do
art. 118 da Lei 6.404/76.
6.6
As normas desta cláusula sexta são também aplicáveis às deliberações de
Assembléias Gerais das CONTROLADAS e, no que couber, das COLIGADAS.
CLÁUSULA SÉTIMA – DELIBERAÇÕES DO CONSELHO DE
ADMINISTRAÇÃO
7.1.
As PARTES se obrigam a orientar os membros do Conselho de
Administração da COMPANHIA, das CONTROLADAS e COLIGADAS por
elas eleitos (subcláusula 8.2.1) de forma que votem nas reuniões do Conselho de
18
Administração conforme
o decidido nas REUNIÕES PRÉVIAS e as
disposições deste ACORDO.
7.2.
Ao Conselho de Administração competirá decidir sobre toda e qualquer
matéria de interesse da sociedade, ressalvadas (i) aquelas que a lei atribua
competência exclusiva à Assembléia Geral e (ii) as que forem cometidas à
Diretoria por este ACORDO e pelo estatuto social da COMPANHIA e suas
CONTROLADAS.
7.3
As decisões do Conselho de Administração serão -- ressalvado o disposto
na subcláusula 7.4 abaixo -- tomadas por maioria simples dos conselheiros
presentes, cabendo ao Presidente (ou na ausência deste, ao Vice-Presidente) o
voto de qualidade em caso de empate.
7.4
Sem prejuízo do disposto na subcláusula 5.6.2, a aprovação das seguintes
matérias requer a aprovação de 70% (setenta por cento) dos conselheiros em
exercício nomeados pelas PARTES:
a) eleição do Diretor-Presidente e destituição de qualquer membro da
Diretoria (inclusive do Diretor-Presidente);
b) definição da política de dividendos;
c) criação e extinção de CONTROLADAS; aquisição e alienação de
investimentos em outras sociedades;
d) aprovação do ORÇAMENTO ANUAL da COMPANHIA, sendo
que na ausência de acordo quanto ao orçamento operacional de
19
determinado ano prevalecerá o do ano anterior, com todos os valores
corrigidos pela variação do IGP-M no ano anterior, na forma da
subcláusula 5.7;
e) aprovação do PLANO QUINQUENAL DE NEGÓCIOS da
COMPANHIA e suas revisões anuais;
f) aumento de capital da COMPANHIA dentro do limite do capital
autorizado e fixação do preço de emissão de ações;
g) endividamento da COMPANHIA -- incluindo a prestação de
garantias e a assunção de obrigações em favor de CONTROLADAS e
COLIGADAS -- além dos limites previstos no ORÇAMENTO
ANUAL ou no PLANO QUINQUENAL DE NEGÓCIOS; 12
h) celebração de contrato de qualquer natureza de valor global superior a
R$ 20 milhões, desde que o contrato em questão não esteja previsto no
ORÇAMENTO ANUAL13;
i) constituição de qualquer espécie de garantia pela COMPANHIA em
favor de terceiros, além dos casos previstos na letra (g);
j) celebração de contratos com as PARTES RELACIONADAS de valor
superior a R$ 5 milhões;
12
13
Excluída a alínea “g” e reordenadas as demais alíneas pelo 3º Termo Aditivo
Alterada pelo 3º Termo Aditivo
20
l) seleção dos auditores independentes da COMPANHIA e sua
substituição, quando a empresa selecionada não for considerada de
primeira linha e não tiver atuação internacional; 14
m) autorização para aquisição de ações de emissão da própria
COMPANHIA, para efeito de cancelamento ou permanência em
tesouraria;
n) alterações em contrato de concessão de CONTROLADA;
o) aprovação de planos de outorga de opção de compra de ações; e
p) aquisição, alienação ou oneração de qualquer ativo fixo de valor igual
ou superior a R$ 20 milhões.
7.5
A deliberação das matérias previstas na subcláusula 7.4 no âmbito de
CONTROLADAS ou, no que couber, de COLIGADAS,
está sujeita a
REUNIÃO PRÉVIA.
7.6
Aplicam-se
a
deliberações
do
Conselho
de
Administração
da
COMPANHIA e CONTROLADAS o disposto nas subcláusulas 5.10 e 5.11.
CLÁUSULA OITAVA – COMPOSIÇÃO E FUNCIONAMENTO DOS
ÓRGÃOS DA ADMINISTRAÇÃO
8.1
A COMPANHIA será administrada por um Conselho de Administração e
por uma Diretoria Executiva, que serão compostos e funcionarão de
conformidade com o ESTATUTO e as disposições deste ACORDO.
21
8.2
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO - O Conselho de Administração
da COMPANHIA será composto por, no mínimo, 7 (sete) membros e, no
máximo, 9 (nove) membros, um dos quais será o Presidente, eleitos para um
mandato de 01 (um) ano, sendo permitida a reeleição15.
8.2.1. As PARTES elegerão, conjuntamente, 6 (seis) membros para o Conselho
de Administração (ressalvada a hipótese de que trata a subcláusula 8.2.2.1
abaixo). O número de membros do Conselho de Administração que cada
PARTE tem direito a indicar deverá observar a participação das PARTES no
BLOCO DE CONTROLE, cabendo:16
a) à VBC, indicar 3 (três) membros;
b) à 521, indicar 2 (dois) membros;
c) à BONAIRE, indicar 1 (um) membro.
8.2.1.1
O número de membros do Conselho de Administração que cada
PARTE tem, na forma da subcláusula 8.2.1 acima, direito de indicar leva em
conta a atual participação das PARTES no BLOCO DE CONTROLE. Na
hipótese de haver alteração na participação de qualquer das PARTES no total
das AÇÕES VINCULADAS, o número de conselheiros que a PARTE em
questão terá direito de indicar será adaptado para refletir essa modificação,
permanecendo, contudo, inalterado o número de conselheiros que tem direito de
Alterada pelo 3º Termo Aditivo
Cláusula Alterada pelo 3º Termo Aditivo
16
Subcláusulas alteradas pelo 3º Termo Aditivo
14
15
22
indicar a PARTE cuja participação relativa no total das AÇÕES VINCULADAS
não for alterado.
8.2.2. Caso os acionistas minoritários, exercendo os direitos que lhes são
conferidos pelo art. 141 caput e 141, §§ 4º e 5º, da Lei 6.404/76, elejam um
membro para o Conselho de Administração, que, nos termos da Regulamentação
do Novo Mercado da Bovespa, atenda os requisitos da definição de conselheiro
independente e venha a ser caracterizado como tal, VBC, 521 e BONAIRE
deverão se abster de propor à Assembléia Geral nome(s) que atenda(m) à esta
definição.
8.2.2.1
Caso não ocorra a hipótese de que trata a subcláusula 8.2.2, com o
intuito de atender à definição de conselheiro independente, nos termos da
regulamentação do Novo Mercado da Bovespa, VBC, 521 e Bonaire, em comum
acordo, irão propor à Assembléia Geral, nome(s) que atenda(m) à esta definição.
8.2.3 As PARTES indicarão, com antecedência de 24 (vinte e quatro) horas da
realização da Assembléia Geral, as pessoas por elas escolhidas para serem eleitas
para o Conselho de Administração. As PARTES obrigam-se a votar em bloco
nas pessoas assim indicadas, cujos nomes não poderão ser recusados, salvo na
hipótese de desatendimento a prescrições legais.
8.2.4 O Presidente do Conselho de Administração será nomeado, na primeira
reunião que ocorrer após a eleição de seus membros, dentre os conselheiros
titulares indicados pela PARTE que isoladamente seja titular da maior
23
quantidade das AÇÕES VINCULADAS, e o Vice-Presidente pela PARTE que
isoladamente detenha a segunda maior quantidade dessas ações.
8.2.4.1
No caso de transferência de AÇÕES VINCULADAS a
AFILIADA comum – como tal entendida a sociedade que, nos termos definidos
neste ACORDO, possa ser considerada AFILIADA de
mais de uma das
PARTES -- não será alterado o direito de indicação do Presidente e do Vice
Presidente do Conselho de Administração nos termos da subcláusula 8.2.4, os
quais continuarão a ser nomeados segundo o critério nela estabelecido, sendo
desconsiderada, para esse efeito, a transferência de AÇÕES VINCULADAS
para a AFILIADA comum.
8.2.5 O direito à indicação de membros do Conselho de Administração, na
forma do disposto na subcláusula 8.2.1, não é transmissível a terceiros.
8.2.6 É condição prévia para a posse no Conselho de Administração que o
Conselheiro indicado por qualquer das PARTES assine termo de adesão ao
presente ACORDO, no qual (i) declare ter pleno conhecimento de seu teor e se
obrigue a cumprí-lo, especialmente quanto à obrigação de voto uniforme e em
bloco conforme decidido nas REUNIÕES PRÉVIAS e (ii) declare-se
responsável, solidariamente com a PARTE que o elegeu, pelas inadimplências a
que der causa.
8.3
Na eventualidade de adotar-se o processo de voto múltiplo, as PARTES
estarão obrigadas a distribuir seus votos de modo a refletir a proporcionalidade
da composição do Conselho de Administração estabelecida na subcláusula 8.2.1
acima.
24
8.4
Nas Assembléias Gerais convocadas para preencher vaga de conselheiro,
as PARTES votarão de modo a eleger substituto apresentado pela mesma
PARTE que indicou o substituído.
8.5
Qualquer das PARTES poderá substituir, a qualquer tempo e sem
justificativa, o(s) membro(s) do Conselho de Administração que houver
indicado, e as PARTES desde já se obrigam a votar de forma que o disposto
nesta subcláusula seja cumprido.
8.6
As PARTES obrigam-se a destituir qualquer conselheiro por elas
respectivamente indicado, que deixar de cumprir as disposições ou a orientação
de voto dada pelas PARTES de conformidade com o presente ACORDO,
sendo nulas e de nenhum efeito eventuais deliberações que tenham sido tomadas
em desacordo com tal orientação (como previsto na cláusula 6.4), caso em que
será promovida nova reunião para reapreciação da matéria, reformando-se (caso
necessário) as deliberações que não tenham observado as disposições deste
ACORDO ou as diretrizes e recomendações determinadas em REUNIÕES
PRÉVIAS (subcláusula 5.4).
8.7 As reuniões do Conselho de Administração da COMPANHIA ocorrerão ao
menos uma vez a cada mês, podendo, entretanto, ser realizadas com maior
freqüência, caso o Presidente do Conselho de Administração assim o solicite,
por iniciativa própria ou mediante provocação de qualquer membro do
Conselho de Administração. As reuniões do Conselho de Administração serão
convocadas com 9 (nove) dias de antecedência por comunicação enviada pelo
25
Presidente do Conselho de Administração, com indicação das matérias a serem
tratadas e acompanhadas dos documentos de apoio porventura necessários. A
presença de todos os membros permitirá a realização de reuniões do Conselho
de Administração independentemente de convocação17.
8.8
As reuniões do Conselho de Administração poderão validamente instalar-
se com a presença da maioria dos seus membros, um dos quais deverá ser o
Presidente ou o Vice-Presidente, e suas deliberações serão tomadas pela maioria
de votos dos conselheiros presentes, tendo o Presidente (e na sua ausência o
Vice Presidente) o voto de qualidade, ressalvadas as matérias constantes da
subcláusula 7.4, as quais somente serão deliberadas por maioria qualificada de
70% (setenta por cento) dos conselheiros em exercício nomeados pelas
PARTES.
8.8.1 Caso não haja quorum de instalação em primeira convocação, o
Presidente deverá convocar nova reunião do Conselho de Administração, a qual
poderá instalar-se, em segunda convocação -- a ser feita com pelo menos 7
(sete) dias de antecedência --, com qualquer número, ficando desde já
estabelecido que nenhuma matéria que não estiver na ordem do dia da reunião
original do Conselho de Administração poderá ser apreciada em segunda
convocação, salvo se presentes todos os conselheiros e os mesmos
concordarem expressamente com a nova ordem do dia.
17
Alterada pelo 3º Termo Aditivo
26
8.9.
Comitês - O Conselho de Administração, nas deliberações relativas às
atividades tanto da COMPANHIA como de suas CONTROLADAS ou
COLIGADAS, será assessorado por 3 (três) Comitês, a saber: (a) de Processos
de Gestão; (b) de Gestão de Pessoas; e (c) de Partes Relacionadas.18
8.9.1 O Comitê de Gestão de Pessoas funcionará em caráter permanente,
reunindo-se com freqüência mínima semestral, sendo uma reunião em fevereiro
e outra em julho. Os Comitês de Processos de Gestão e de Partes Relacionadas
terão caráter não permanente, reunindo-se mediante solicitação do Conselho de
Administração, sempre que houver necessidade de analisar e manifestar opinião
sobre as matérias de suas competências, conforme o regulamento interno
previsto na subcláusula 8.9.4 sendo certo que, quando as matérias referirem-se às
transações
envolvendo
PARTES
RELACIONADAS,
o
Conselho
de
Administração deverá necessariamente convocar o Comitê competente para
apreciá-las.
8.9.1.2
Os Comitês de Partes Relacionadas e de Processos de Gestão
serão convocados mediante comunicado da Secretaria do Conselho de
Administração, que deverá encaminhar ao Comitê em questão,
previamente à deliberação pelo Conselho de Administração, as matérias a
serem apreciadas pelo mesmo, com o conhecimento do Presidente do
Conselho de Administração e do Diretor Presidente da COMPANHIA.
18
Cláusula e Subcláusulas alteradas pelo 3º Termo Aditivo
27
8.9.1.3
As reuniões dos Comitês somente se realizarão com a
presença da totalidade de seus membros. O membro que estiver
impossibilitado de comparecer deverá informar à Secretaria do Conselho,
previamente à data da reunião, o nome de seu substituto, o qual o
representará exclusivamente naquela reunião. A Secretaria informará aos
demais membros sobre a ausência e o nome do substituto.
8.9.2 Os Comitês de Processos de Gestão e de Partes Relacionadas serão
compostos, cada um, por 3 (três) membros, devendo, no mínimo, 01 (um)
membro de cada Comitê ser membro titular ou suplente do Conselho de
Administração da COMPANHIA. O Comitê de Gestão de Pessoas será
composto por 3 (três) membros, todos membros titulares ou suplentes do
Conselho de Administração da CPFL.
8.9.2.1
Caberá a VBC, 521 e BONAIRE indicar um membro cada,
para cada um dos Comitês constantes da cláusula 8.9., para posterior
nomeação pelo Conselho de Administração da COMPANHIA. Os
membros dos Comitês terão mandato de 1 (um) ano, a contar da data de
sua nomeação, permitida a sua renomeação.
8.9.2.2
Os membros dos Comitês não terão suplentes a eles
vinculados, podendo cada membro convidar somente um especialista para
auxiliá-lo na condução dos trabalhos específicos, mediante prévia
concordância dos demais membros. A proposta de participação de
especialistas deverá ser encaminhada através da Secretaria do Conselho,
28
não sendo os especialistas considerados membros permanentes dos
Comitês em questão
8.9.2.3
As Reuniões dos Comitês de Processos de Gestão e de
Partes Relacionadas somente serão instaladas com a presença de seus 3
(três) membros; não havendo quorum para instalação da reunião, deverá
ser feita uma nova convocação com antecedência mínima de 2 (dois) dias.
8.9.2.4
Após ser instalado com a presença de seus 3 (três) membros,
o Comitê de Partes Relacionadas poderá validamente deliberar pelo voto
de somente 2 (dois) de seus membros quando a matéria a ser tratada
estiver relacionada a uma das acionistas VBC, 521 e BONAIRE, sendo
que o membro conflitado (aquele que tenha sido indicado pelo acionista
conflitado) não participará da deliberação.
8.9.3 Na primeira reunião que se realizar após a nomeação dos integrantes dos
Comitês pelo Conselho de Administração, será escolhido para cada comitê 1
(um) Coordenador, por consenso entre todos os seus membros, que deverá ser,
necessariamente, membro titular ou suplente do Conselho de Administração da
Companhia.
8.9.4 O detalhamento das matérias a serem submetidas à análise prévia de cada
um dos Comitês será definida e regulada em regimento interno, devidamente
aprovado pelo Conselho de Administração, ficando todavia, definido que
competirá.”
29
a)
ao Comitê de Processos de Gestão: viabilizar a qualidade das
informações recebidas pelo Conselho de Administração; apresentar
propostas de melhoria nos processos de gestão da COMPANHIA, de
suas Controladas e Coligadas; avaliar as principais áreas críticas e de risco
para os negócios da COMPANHIA, de suas Controladas e Coligadas;
orientar os processos de auditoria interna, elaborando propostas de
aprimoramento e acompanhando sua condução internamente;
b)
ao Comitê de Gestão de Pessoas: definir metas de desempenho
para avaliação da Diretoria Executiva; conduzir a avaliação da Diretoria
Executiva; definir os critérios de remuneração da Diretoria Executiva,
incluindo planos de incentivo de curto e longo prazos; preparar e conduzir
o plano de sucessão da Diretoria Executiva; coordenar o processo de
escolha do Diretor Presidente da COMPANHIA; aprovar os executivos
indicados pelo Presidente da COMPANHIA para comporem a Diretoria
Executiva; monitorar a execução da de políticas e práticas de recursos
humanos da COMPANHIA, elaborando propostas de aprimoramento;
c)
Comitê de Partes Relacionadas: avaliar o processo de seleção de
fornecedores e prestadores de serviços para realização de obras, aquisição
de insumos e de serviços cujo valor de contratação seja igual ou superior
ao valor mínimo de competência do Conselho de Administração,
conforme previsto no Estatuto Social da COMPANHIA, para contratos
que envolvam PARTE(s) RELACIONADA(s), emitindo parecer sobre a
30
melhor proposta; monitorar o fechamento de contratos de venda de
energia cujo valor de contratação seja igual ou superior ao valor mínimo
de competência do Conselho de Administração, conforme previsto no
Estatuto Social da COMPANHIA, para contratos que envolvam
PARTE(s) RELACIONADA (s), garantindo que sejam observadas
condições de mercado; analisar qualquer operação que possa, de alguma
forma, propiciar benefício ou vantagem, de qualquer natureza, a uma
PARTE RELACIONADA.
8.9.5. O membro dos Comitês que tenha, efetiva ou potencialmente, conflitos
de interesse com determinada matéria se retirará da sala e não participará da
reunião durante o período em que a matéria estiver sendo apreciada, mas poderá
ser convidado para prestar informações.
8.9.6. As matérias analisadas por cada um dos Comitês deverão ser objeto de
relatórios e/ou Propostas ao Conselho de Administração. Os Relatórios e/ou
Propostas encaminhadas ao Conselho de Administração não vinculam a
deliberação dos Conselheiros, devendo constar de tais Relatórios e/ou Propostas
eventuais dissidências e seus respectivos fundamentos.
8.9.7. Adicionalmente às atividades desenvolvidas pelos Comitês, o Conselho de
Administração poderá criar, quando necessário, Comissões de Trabalho para
acompanhar o estudo e a condução de questões de grande relevância para
COMPANHIA.
31
8.9.7.1.
As Comissões de Trabalho funcionarão em caráter
temporário, devendo ser estabelecidas para um objetivo específico, sendo
coordenadas necessariamente por um membro do Conselho de
Administração da COMPANHIA. Os demais membros das Comissões de
Trabalho, cujo número será determinado pelo Conselho de Administração
quando da criação de cada Comissão de Trabalho, deverão ser
representantes dos acionistas, podendo cada membro convidar somente
um membro adicional para auxiliar na condução dos trabalhos específicos.
8.10 DIRETORIA EXECUTIVA - A Diretoria Executiva, escolhida para
mandato de 3 (três) anos, será composta por 6 (seis) membros, sendo 1 (um)
Diretor-Presidente, 1 (um) Diretor Vice-Presidente de Estratégia, 1 (um) Diretor
Vice-Presidente
Financeiro
(também
responsável
pelas
Relações
com
Investidores), 1 (um) Diretor Vice-Presidente de Gestão de Energia, 1 (um)
Diretor Vice-Presidente de Distribuição e 1 (um) Diretor Vice-Presidente de
Geração.19 20
8.10.1 O Diretor-Presidente será eleito pelo Conselho de Administração, por
maioria qualificada (subcláusula 7.4 acima), dentre nomes indicados pelo Comitê
de Remuneração. Os demais membros da Diretoria serão eleitos pelo Conselho
de Administração, em votação por maioria simples, dentre nomes apresentados
19
20
Alterada pelo 1º Termo Aditivo.
Informação: Será criado o cargo de Diretor Vice-Presidente Administrativo, na AGO/E a ser realizada em
09/04/2008, passando a Diretoria a ser composta de 7 (sete) membros.
32
pelo Diretor-Presidente, de forma a manter a coesão na administração executiva
da COMPANHIA e das CONTROLADAS.
8.10.2 O
Diretor-Presidente
da
COMPANHIA
também
o
será
das
CONTROLADAS, cabendo-lhe na forma do item 8.10.1, apresentar os nomes
dos profissionais que preencherão os demais cargos de Diretores das
CONTROLADAS. Os Diretores Vice-Presidentes de Gestão de Energia, de
Distribuição e de Geração da COMPANHIA serão, respectivamente, os
Diretores-Superintendentes (e principais executivos) das CONTROLADAS por
intermédio das quais serão exercidas as atividades de gestão, distribuição e
geração de energia.21
8.11 Impasse na Eleição do Diretor-Presidente - Na hipótese de nenhum dos
nomes apresentados pelo Comitê de Remuneração ser aprovado pelo Conselho
de Administração (na forma da subcláusula 7.4), permanecendo o cargo vago
por período superior a 2 (dois) meses, estará caracterizado impasse na escolha do
Diretor-Presidente, cuja solução se dará através do seguinte mecanismo:
a) o Comitê de Remuneração deverá indicar até três firmas de
seleção de executivos, cuja aprovação requererá o voto favorável de ao menos 5
(cinco) dos membros do Comitê. Não havendo aprovação de nenhuma firma no
prazo de até 30 (trinta) dias contados da caracterização do impasse, cada uma das
PARTES, através de um Conselheiro membro do Comitê por ela eleito, pode
indicar uma única empresa de seleção de executivos (que atenda aos requisitos
mínimos previamente definidos pelo Conselho de Administração);
21
Alterada pelo 1º Termo Aditivo
33
b) se a lista de empresas de seleção de executivos for composta por
três nomes, cabe ao segundo maior acionista individual (consideradas apenas as
AÇÕES VINCULADAS) eliminar uma das empresas e ao maior acionista
individual escolher, dentre as duas remanescentes, aquela que selecionará os
candidatos ao cargo de Diretor-Presidente. Na hipótese de haver apenas duas
opções de empresa de seleção de executivos, caberá ao maior acionista individual
escolher, dentre elas, aquela que prestará o serviço de seleção dos candidatos;
c) a firma de seleção de executivos que for escolhida na forma da
letra "b" acima terá o prazo de 2 (dois) meses para apresentar uma lista tríplice
de candidatos ao cargo de Diretor-Presidente, cabendo ao segundo maior
acionista individual (sempre consideradas apenas as AÇÕES VINCULADAS)
eliminar um dos candidatos e ao maior acionista individual escolher, dentre os
dois candidatos restantes, aquele que será o Diretor-Presidente.
8.12 Durante o período de escolha de novo Diretor-Presidente assumirá
interinamente a função o Presidente do Conselho de Administração, ou, na
ausência, impedimento ou impossibilidade deste, o Diretor Vice-Presidente
Financeiro.22
8.13 Impasse na Escolha de Outros Diretores - Na hipótese de, após 3 (três)
meses da escolha do Diretor-Presidente, remanescer vago qualquer dos cargos
de Diretor (da COMPANHIA ou de CONTROLADA) em razão de não haver
nenhum dos candidatos apresentados pelo Diretor-Presidente obtido aprovação
22
Alterada pelo 1º Termo Aditivo
34
do Conselho de Administração, por maioria simples, estará caracterizado o
impasse, cuja solução se dará pelo seguinte mecanismo:
O Diretor-Presidente indicará ao menos dois candidatos para cada cargo
em aberto (podendo incluir nome anteriormente não eleito), devendo o
Conselho de Administração eleger o candidato que for escolhido em votação,
por maioria simples, das PARTES em REUNIÃO PRÉVIA.
8.14 Os membros da Diretoria serão avaliados anualmente pelo Comitê de
Remuneração, que apresentará ao Conselho de Administração seu parecer sobre
o desempenho dos Diretores.
8.15 A destituição do Diretor-Presidente ou de qualquer outro membro da
Diretoria, por desempenho insatisfatório, requer decisão do Conselho de
Administração por maioria qualificada (subcláusula 7.4).
8.16 O Diretor-Presidente pode afastar qualquer membro da Diretoria,
devendo informar sua decisão, e os motivos que a fundamentam, ao Comitê de
Remuneração, e para os efeitos legais, a formalização da demissão ocorrerá na
próxima Reunião do Conselho de Administração, devendo o substituto ser
escolhido e eleito na forma das subcláusulas 8.10.1 e 8.13. As funções do
Diretor afastado serão, até a nomeação do substituto, desempenhadas pelo
Diretor designado pelo Diretor-Presidente.
8.17 As regras de que tratam as subcláusulas 8.13 a 8.16 são aplicáveis aos
Diretores de CONTROLADAS.
35
CLÁUSULA
NONA
–
ÓRGÃOS
DE
ADMINISTRAÇÃO
DAS
CONTROLADAS E COLIGADAS
9.1.
A
composição,
funcionamento
e
deliberação
do
Conselho
de
Administração e Diretoria das CONTROLADAS obedecerá ao disposto neste
ACORDO, devendo ser eleitos para integrar os Conselhos de Administração das
CONTROLADAS os diretores estatutários da COMPANHIA.23
9.1.1. No que se refere, especificamente, aos Conselhos de Administração da
Companhia Paulista de Força e Luz, da Companhia Piratininga de Força e Luz,
da CPFL Geração de Energia S.A. e da Rio Grande Energia S.A., enquanto estas,
nos termos do art. 138 §2º, da Lei 6.404/76 mantiverem-se como companhias
abertas, os mesmos serão compostos por 3 (três) membros, cabendo:
a)
à COMPANHIA, indicar 2 (dois) membros, os quais deverão ser
diretores estatutários da COMPANHIA; e
b)
aos empregados da Companhia Paulista de Força e Luz, da
Companhia Piratininga de Força e Luz, da CPFL Geração de Energia S.A.
e da Rio Grande Energia S.A., indicar 1 (um) membro, de acordo com as
disposições estatutárias aplicáveis.
23
Cláusula e Subcláusulas alteradas pelo 3º Termo Aditivo
36
9.2
As Diretorias das CONTROLADAS serão compostas pelo número de
membros que melhor atenda às suas necessidades, conforme deliberado pelas
PARTES, tendo em conta proposta do Diretor-Presidente da COMPANHIA.
9.3
No que couber, as mesmas regras serão
aplicadas em relação às
COLIGADAS em que a COMPANHIA eleja Conselheiros.
9.4.
É condição prévia à sua eleição como representante da COMPANHIA no
Conselho de Administração de CONTROLADAS e COLIGADAS que a pessoa
indicada assine termo de adesão ao presente ACORDO, no qual (i) declare ter
pleno conhecimento de seu teor e se obrigue a cumpri-lo, especialmente quanto
à obrigação de voto uniforme e em bloco conforme decidido nas REUNIÕES
PRÉVIAS.24
CLÁUSULA DÉCIMA – CONSELHO FISCAL
10.1 A COMPANHIA terá um Conselho Fiscal que funcionará em caráter
permanente, e será composto de 03 (três) ou 05 (cinco) membros efetivos e
respectivos suplentes, com mandato até a Assembléia Geral ordinária seguinte à
de sua eleição, podendo ser reeleitos.
10.2 A composição, competência e funcionamento do Conselho Fiscal
obedecerão aos termos do ESTATUTO e da lei.
24
Incluída pelo 3º Termo Aditivo
37
10.3. O número de membros do Conselho Fiscal que cada PARTE tem direito
a indicar deverá observar a participação das PARTES no BLOCO DE
CONTROLE, cabendo:25
a) à VBC, indicar 2 (dois) membros;
b) à 521, indicar 2 (dois) membros;
c) à BONAIRE, indicar 1 (um) membro.
10.3.1 O número de membros do Conselho Fiscal que cada PARTE tem, na
forma da subcláusula 10.3 acima, direito de indicar leva em conta a atual
participação das PARTES no BLOCO DE CONTROLE. Na hipótese de haver
alteração na participação de qualquer das PARTES no total das AÇÕES
VINCULADAS, o número de conselheiros fiscais que a PARTE em questão
terá direito de indicar será adaptado para refletir essa modificação,
permanecendo, contudo, inalterado o número de conselheiros fiscais que tem
direito de indicar a PARTE cuja participação relativa no total das AÇÕES
VINCULADAS não for alterado.
10.3.2 Caso os acionistas minoritários, exercendo os direitos que lhes são
conferidos pelo art. 161, § 4º (a) da Lei 6.404/76:
a) elejam um membro para o Conselho Fiscal, VBC, 521 e BONAIRE, indicarão
cada uma um membro e VBC e 521, de comum acordo, indicarão o outro
membro;
25
Cláusula e Subcláusulas incluídas pelo 3º Termo Aditivo
38
b) elejam dois membros para o Conselho Fiscal, VBC e 521 indicarão cada uma
um membro e VBC, 521 e Bonaire, de comum acordo, indicarão o outro
membro.
CLÁUSULA
DÉCIMA
PRIMEIRA
–
LIMITAÇÕES
À
TRANSFERÊNCIA DE AÇÕES
11.1 As PARTES outorgam-se mutuamente direito de preferência para, em
igualdade de condições com terceiros e observado o procedimento previsto na
subcláusula 11.3, adquirir as AÇÕES VINCULADAS que uma delas pretenda
alienar.
11.2 A PARTE OFERTANTE se obriga a não
alienar suas AÇÕES
VINCULADAS a não ser através de uma das seguintes modalidades de negócio
jurídico:
I - compra e venda, hipótese em que a oferta às demais PARTES deverá ser nas
mesmas condições de preço e pagamento da oferta a terceiro;
II - dação em pagamento, hipótese em que a oferta às outras PARTES será de
venda por preço igual ao valor da dívida a ser paga com dação das AÇÕES
VINCULADAS.
11.2.1 A alienação de AÇÕES VINCULADAS da PARTE OFERTANTE
poderá se dar por modalidade de negócio jurídico diversa das indicadas na
subcláusula 11.2 acima desde que com ela concordem as demais PARTES, a seu
exclusivo critério.
39
11.3 A PARTE OFERTANTE deverá oferecer às outras PARTES a alienação
das AÇÕES VINCULADAS ofertadas, nas mesmas condições da proposta do
terceiro interessado, observadas as seguintes normas:
I - a oferta às outras PARTES será feita por escrito, mediante carta entregue ao
Presidente do Conselho de Administração da COMPANHIA, acompanhada de
cópia de proposta incondicional do terceiro interessado, com prazo de validade
não inferior a 45 (quarenta e cinco) dias;
II - o Presidente do Conselho de Administração da COMPANHIA, nos 5
(cinco) dias subseqüentes de seu recebimento, enviará às outras PARTES cópia
da oferta;
III - dentro de 30 (trinta) dias a contar do recebimento da cópia da oferta, as
outras PARTES terão o direito de preferência para adquirir as AÇÕES
VINCULADAS ofertadas nas mesmas condições da proposta do terceiro
interessado, sem qualquer modificação ou aditamento, e a preferência deverá ser
exercida sobre todas as AÇÕES VINCULADAS objeto da oferta. Se mais de
uma PARTE aceitar a oferta, as AÇÕES VINCULADAS ofertadas serão
rateadas na proporção das AÇÕES VINCULADAS possuídas por cada uma,
desconsiderando-se no rateio as AÇÕES VINCULADAS da PARTE
OFERTANTE;
IV - o exercício do direito de preferência deverá (a) abranger todas as AÇÕES
VINCULADAS ofertadas e (b) ser comunicado por escrito ao Presidente do
Conselho de Administração da COMPANHIA dentro do prazo previsto no
inciso anterior, findo o qual o direito de preferência decairá;
40
V - exercido o direito de preferência e observado o disposto no inciso VI, o
Presidente do Conselho de Administração da COMPANHIA comunicará de
imediato à PARTE OFERTANTE se a(s) outra(s) PARTE(s) exerceu (ram)
aquele direito, e a alienação das ações objeto da oferta será efetivada dentro de
60 (sessenta) dias do término do prazo do exercício de preferência previsto no
item III;
VI - se a(s) PARTE(s) recebedora(s) da oferta não exercer(erem) seu direito de
preferência, ou se decair (decaírem) desse direito, a PARTE OFERTANTE
poderá alienar as AÇÕES VINCULADAS ao terceiro proponente nos exatos
termos da proposta, desde que essa alienação se complete dentro de 90 (noventa)
dias do término do prazo previsto no inciso III desta subcláusula;
VII - qualquer modificação nas condições de alienação indicadas na proposta do
terceiro proponente, ou o decurso do prazo referido no inciso VI sem que tenha
sido completada a alienação ao terceiro, configurará nova e distinta alienação,
que somente poderá ser contratada após nova oferta à(s) outra(s) PARTE(s), nos
termos desta subcláusula, para que estes possam exercer seu direito de
preferência.
11.4 Qualquer das PARTES que receber a oferta nos termos da subcláusula
11.3 poderá optar por alienar, juntamente com a PARTE OFERTANTE, suas
AÇÕES VINCULADAS ao terceiro proponente, ficando ajustado que:
I - se a oferta do terceiro não for extensível a todas as AÇÕES VINCULADAS,
cingindo-se apenas a determinada quantidade de AÇÕES, as PARTES que
resolverem não exercer seu direito de preferência e optarem por vender em
41
conjunto suas ações, terão direito de alienar ao terceiro, em conjunto com a
PARTE OFERTANTE, parcela de suas ações proporcional à participação de
cada uma no total de AÇÕES VINCULADAS (desconsideradas as AÇÕES da
PARTE que não desejar vendê-las);
II - nada obstante o disposto no item I acima, na hipótese de a compra de
AÇÕES VINCULADAS por terceiro (que não seja PARTE deste ACORDO)
resultar em que este terceiro se torne o maior acionista individual do bloco de
controle, as demais PARTES poderão optar por vender a totalidade de suas
AÇÕES ao terceiro, hipótese em que a oferta do terceiro deverá
obrigatoriamente prever esta possibilidade e compreender a obrigação de
adquirir as AÇÕES das demais PARTES;
III - as demais PARTES que receberem a oferta nos termos desta subcláusula
11.4 deverão manifestar, no prazo do exercício do direito de preferência
(subcláusula 11.3, inciso III), a opção de alienar, conforme o caso, (itens I e II
acima), parte ou todas suas AÇÕES VINCULADAS, sob pena de decaírem
desse direito, liberando assim o terceiro proponente da obrigação de adquirí-las;
mas, se exercida a opção de alienação, as AÇÕES VINCULADAS das PARTES
que aderirem à oferta e as das PARTES OFERTANTES serão transferidas ao
terceiro proponente pelo mesmo instrumento.
IV - no caso de que trata o item II acima, a oferta do terceiro proponente não
terá validade e eficácia, para os fins e efeitos da subcláusula 11.3, se não contiver
a obrigação de aquisição de todas as ações das demais PARTES.
42
11.4.1 O disposto na subcláusula 11.4 não se aplica à alienação de AÇÕES
VINCULADAS pela BONAIRE enquanto esta detiver menos de 20% (vinte
por cento) de participação no BLOCO DE CONTROLE.
11.5 O direito de preferência mutuamente outorgado na subcláusula 11.1. não
se aplicará ao caso de transferência de AÇÕES VINCULADAS para
AFILIADA, desde que:
I - a AFILIADA declare previamente e por escrito à(s) outra(s) PARTE(s) e à
Diretoria da COMPANHIA sua adesão irrestrita ao ACORDO;
II - sendo a AFILIADA controlada pela PARTE alienante, esta se obrigue
previamente e por escrito para com a(s) outra(s) PARTE(s) a não transferir, a
qualquer título ou sob qualquer forma, inclusive em razão de operação societária
de fusão, incorporação ou cisão, o controle da AFILIADA, salvo se previamente
readquirir as AÇÕES VINCULADAS que tenha transferido à AFILIDA nos
termos desta subcláusula;
III - sendo a AFILIADA controladora da PARTE ou sociedade sob controle
comum, o acionista controlador final da AFILIADA se obrigue previamente e
por escrito para com a(s) outra(s) PARTE(s) a não transferir, a qualquer título ou
sob qualquer forma, inclusive em razão de operação societária de fusão,
incorporação ou cisão, o controle da AFILIADA, salvo se prévia e formalmente
(a) adquirir da AFILIADA todas as AÇÕES que ela possuir e (b) aderir de forma
irrestrita ao ACORDO mediante carta à(s) outra(s) PARTE(s) e à Diretoria da
COMPANHIA.
43
11.6 A exclusão do direito de preferência previsto na subcláusula 11.5 não
abrange a transferência, a qualquer título, de AÇÕES VINCULADAS para
AFILIADA de cujo capital social participe, direta ou indiretamente, mais de uma
das PARTES, hipóteses em que serão aplicáveis as disposições das subcláusulas
11.1 a 11.3.
11.7 A PARTE que transferir AÇÕES VINCULADAS para AFILIADA ficará
de pleno direito, independentemente de qualquer formalidade adicional,
responsável solidariamente com a AFILIADA pelo cumprimento de suas
obrigações previstas no ACORDO ou resultantes de sua execução.
11.8 As disposições das subcláusulas 11.1 a 11.3 aplicam-se ao direito de
preferência das PARTES à subscrição de AÇÕES em aumento do capital social
da COMPANHIA, os quais terão preferência para subscrição de tal aumento de
capital na proporção do número de AÇÕES que possuírem.
11.9 Na hipótese de AÇÕES VINCULADAS de qualquer das PARTES virem
a ser objeto de arresto, seqüestro ou penhora judicial, tal fato importará oferta
irrevogável da PARTE titular das AÇÕES LITIGIOSAS à(s) outra(s) PARTE(s)
para a venda das AÇÕES LITIGIOSAS, observadas as seguintes disposições:
I - o preço de venda das AÇÕES LITIGIOSAS será igual ao seu VALOR
ECONÔMICO determinado (no que couber) nos termos das subcláusulas 12.4
e 12.5;
44
II - efetuado o arresto, seqüestro ou penhora judicial, mediante sua intimação à
COMPANHIA, considerar-se-á efetuada a oferta de venda de que trata esta
subcláusula, aplicando-se, em conseqüência, as seguintes regras:
a) dentro de 10 (dez) dias da intimação do arresto, seqüestro ou
penhora judicial, será iniciada a determinação do VALOR ECONÔMICO das
AÇÕES LITIGIOSAS (correndo o custo dessa avaliação por conta da PARTE
que delas for proprietária), o qual, uma vez determinado, será comunicado pela
COMPANHIA às demais PARTES;
b) nos 15 (quinze) dias subseqüentes à comunicação do VALOR
ECONÔMICO das AÇÕES LITIGIOSAS, a(s) outra(s) PARTE(s) deverá(ão)
comunicar à PARTE titular das AÇÕES LITIGIOSAS e à COMPANHIA o
exercício do direito de preferência, que somente será validamente exercido se
envolver o total das AÇÕES LITIGIOSAS. Se mais de uma PARTE exercer
seu direito de preferência, as AÇÕES LITIGIOSAS serão rateadas na proporção
das AÇÕES possuídas por cada uma;
c) exercido o direito à aquisição das AÇÕES LITIGIOSAS, o
pagamento do preço será efetuado na forma e no local determinados pelo juiz
que ordenou a constrição judicial das AÇÕES LITIGIOSAS, observado o
seguinte procedimento:
(i) se o crédito garantido pela constrição das AÇÕES
LITIGIOSAS, incluindo custas e honorários judiciais, for inferior ao
VALOR ECONÔMICO das AÇÕES LITIGIOSAS, o excedente do
45
preço de compra das AÇÕES LITIGIOSAS será pago diretamente à
PARTE alienante;
(ii) se o crédito garantido pela constrição das AÇÕES
LITIGIOSAS, incluindo custas e honorários judiciais, for superior ao
VALOR ECONÔMICO das AÇÕES LITIGIOSAS, a PARTE titular
das AÇÕES LITIGIOSAS deverá complementar o numerário suficiente
para garantia do Juízo, sob pena de não o fazendo, tal complemento ser
feito pela(s) PARTE(s) que exercer(em)o direito de preferência. Nesta
hipótese a PARTE titular das AÇÕES LITIGIOSAS ficará obrigada a
restituir a quantia paga a título de complemento acrescida de multa
compensatória irredutível de 20% sobre o valor corrigido pela variação
do IGP-M e juros moratório de 1% ao mês ou fração.
d) efetivado o pagamento do preço das AÇÕES LITIGIOSAS, se a
transferência das AÇÕES não for feita por ato do juiz, as PARTES firmarão o
instrumento jurídico de transferência de sua propriedade;
III - se a ordem judicial de arresto, seqüestro ou penhora judicial das AÇÕES
LITIGIOSAS for revogada (inclusive por substituição do bem objeto da
constrição judicial) dentro de 60 (sessenta) dias contados da data da intimação da
COMPANHIA referida no item II acima, será considerada cancelada e sem
efeito a oferta de venda regulada nesta subcláusula, cabendo à PARTE titular das
AÇÕES LITIGIOSAS (a) provar a revogação da medida judicial, mediante
entrega à(s) outra(s) PARTE(s) de cópia autenticada do despacho revogatório,
no ou até o sexagésimo primeiro dia após a data da intimação da COMPANHIA
46
do arresto, seqüestro ou penhora judicial e (b) reembolsar a COMPANHIA ou
as demais PARTES, conforme o caso, pelos custos razoavelmente incorridos, até
então, para a determinação do VALOR ECONÔMICO.
11.10 No caso de qualquer das PARTES transferir, nos termos da subcláusula
11.5, parte de suas AÇÕES VINCULADAS a AFILIADA, observar-se-ão as
seguintes regras: (I) para os efeitos e fins do disposto nas subcláusulas 11.1 a
11.4, inclusive, a PARTE que transferir as AÇÕES VINCULADAS e sua
AFILIADA serão considerados um único acionista da COMPANHIA, e, no
caso de alienação de AÇÕES VINCULADAS por esta PARTE ou por sua
AFILIADA,
a oferta regulada na subcláusula 11.3 será efetivada às outras
PARTES, que serão as titulares do direito de preferência assegurado na
subcláusula 11.1;
(II) a aquisição de ações, na hipótese da oferta de venda
regulada na subcláusula 11.9, será efetuada pela PARTE ou AFILIADA que for
titular da maior quantidade de AÇÕES VINCULADAS na data da intimação da
COMPANHIA do arresto, seqüestro ou penhora judicial.
11.11 Na hipótese de venda, cessão ou transferência, por parte de 521 e de VBC,
das AÇÕES VINCULADAS de sua propriedade, que resultem, após a referida
operação, em percentual de participação inferior a 20% e 30%, respectivamente,
das AÇÕES VINCULADAS e, desde que BONAIRE não tenha exercido seu
direito de preferência na aquisição de tais ações nos termos desta cláusula 11,
ficará resguardado à BONAIRE o direito de, a seu exclusivo critério, vender a
totalidade das AÇÕES VINCULADAS que sejam de sua propriedade em
conjunto com as AÇÕES VINCULADAS de propriedade de 521 ou de VBC
objeto da venda, cessão ou transferência, pelo mesmo preço, prazo e demais
47
condições pactuadas. Para dar efeito ao disposto nesta subcláusula, 521 e VBC
deverão, sempre que objetivarem vender AÇÕES VINCULADAS de sua
propriedade, incluir as AÇÕES VINCULADAS de propriedade da BONAIRE
na respectiva negociação.
11.12 As restrições estipuladas nesta cláusula não se aplicam às transferências de
1(uma) AÇÃO a cada pessoa a ser indicada para membro do Conselho de
Adminstração da COMPANHIA, que não seja seu acionista, desde que o
beneficiário se obrigue a devolver a AÇÃO recebida assim que deixar de ser
administrador da COMPANHIA.
As AÇÕES assim transferidas
serão
computadas no lote de AÇÕES da PARTE alienante, que ficará responsável
perante as outras PARTES pelo cumprimento das obrigações decorrentes deste
ACORDO pelo adquirente da AÇÃO nos termos desta subcláusula.
11.13 É condição prévia de qualquer transferência de AÇÕES VINCULADAS
que o respectivo adquirente adira incondicionalmente ao presente ACORDO,
mantendo as AÇÕES adquiridas vinculadas ao presente ACORDO.
11.14
As PARTES estarão impedidas de vender AÇÕES no mercado,
após o início da distribuição pública de ações ordinárias da COMPANHIA, pelo
prazo definido em conjunto com o Coordenador Global da oferta primária de
ações.
48
CLÁUSULA DÉCIMA
SEGUNDA - MUDANÇA DE CONTROLE
SOCIETÁRIO DE PARTE
12.1 No caso de mudança, direta ou indireta, do controle societário de
qualquer PARTE (a PARTE OFERTANTE), as demais PARTES terão o direito
de adquirir todas as AÇÕES VINCULADAS pertencentes, direta ou
indiretamente, à PARTE OFERTANTE pelo VALOR ECONÔMICO.
12.1.1 Para os fins desta cláusula, configura mudança de controle societário a
aquisição -- por qualquer forma e a qualquer título -- por terceiro (que na data
da assinatura deste ACORDO não faça parte do grupo de controle da PARTE)
de ações, quotas ou direitos de sócio que lhe assegurem a preponderância nas
deliberações sociais da PARTE.
12.2 O disposto na subcláusula 12.1 aplica-se, inclusive, à mudança de controle
societário resultante de:
a) entrada de novo sócio em aumento do capital social da PARTE
OFERTANTE ou de sociedade que detenha, direta ou indiretamente, o seu
controle;
b) fusão, incorporação ou cisão de PARTE OFERTANTE ou de sociedade que
detenha, direta ou indiretamente, o seu controle;
c) alienação de ações do capital social de PARTE OFERTANTE, de sociedade
que detenha, direta ou indiretamente, o seu controle, ou de sociedade controlada
por PARTE OFERTANTE que for proprietária de AÇÕES VINCULADAS.
49
12.3 No caso da 521 e da BONAIRE cujos controles societários são detidos
por Fundos de Investimentos -- a saber, Fundo de Investimento em Ações BB
Carteira Livre I e Fundo de Investimento Financeiro BB Renda Fixa IV (521) e
Mellon Energia São Paulo Fundo de Investimento em Ações (BONAIRE) -- as
disposições desta cláusula são aplicáveis a qualquer mudança que implique em
que terceiro(s) passe(m) a ser titular(es) da maioria absoluta de suas quotas. As
composições acionárias da 521 e da BONAIRE e as composições dos Fundos
de Investimentos que as controlam constituem os anexos 1 e 2 a este
ACORDO.26
12.4 Ocorrendo mudança de controle societário da PARTE OFERTANTE,
inclusive nos termos das subcláusulas 12.2 e 12.3, observar-se-ão as seguintes
normas:
(a)
a PARTE OFERTANTE deverá comunicar por escrito o fato às
demais PARTES e ao Presidente do Conselho de Administração da
COMPANHIA no prazo máximo de 30 (trinta) dias contados da data da
mudança do controle, informando na comunicação (i) a identidade de novo
controlador e (ii) o VALOR ECONÔMICO das AÇÕES, determinado por
empresa especializada de sua escolha (a seguir referido como PRIMEIRA
AVALIAÇÃO); no caso de mudança de controle resultante de operação
societária de fusão, incorporação ou cisão, a comunicação de que trata este item
deverá ser feita pelo sucessor;
26
Alterada pelo 1º Termo Aditivo
50
(b) as demais PARTES deverão, no prazo de 30 (trinta) dias após o
recebimento da comunicação referida na letra (a) acima, notificar por escrito a
PARTE OFERTANTE e o Presidente do Conselho de Administração da
COMPANHIA se aceitam ou não o valor da PRIMEIRA AVALIAÇÃO das
AÇÕES e caso o aceitem, tal aceitação implicará no exercício do direito que lhes
é assegurado nesta Cláusula;
(c)
caso não aceitem o valor da PRIMEIRA AVALIAÇÃO, poderão
requerer a instalação do procedimento de determinação de novo
VALOR
ECONÔMICO das AÇÕES VINCULADAS da PARTE OFERTANTE (esta
nova avaliação doravante referida como SEGUNDA AVALIAÇÃO), conforme
previsto na subcláusula 12.5 abaixo;
(d) exercido o direito de preferência, a compra e venda das AÇÕES
VINCULADAS será contratada nos 15 (quinze) dias seguintes à data do
exercício, e o preço será pago à vista simultaneamente com o ato de transferência
da propriedade das AÇÕES;
(e)
se a PARTE OFERTANTE, ou seu novo controlador, obrigado a
vender suas AÇÕES VINCULADAS em razão da mudança de seu controle, não
efetuar a transferência da propriedade destas AÇÕES, a(s) outra(s) PARTE(S)
que tiver(em) exercido seu direito de preferência nos termos desta Cláusula
poderá(ão) (i) depositar judicialmente o preço das AÇÕES VINCULADAS e (ii)
pedir decisão arbitral ou sentença judicial que produza o mesmo efeito de
contrato de compra e venda.
51
12.4.1 O atraso superior a 60 (sessenta) dias na comunicação de que trata a letra
"a" da subcláusula 12.4 implicará na cobrança de multa no valor de 0,5% (meio
por cento) do VALOR ECONÔMICO das AÇÕES por cada mês de atraso,
sendo a multa descontada do preço a ser pago pela(s) PARTE(s) que exercer(em)
o direito de preferência.
12.5 O procedimento de determinação do valor da SEGUNDA AVALIAÇÃO
das AÇÕES será realizado da seguinte maneira:
(a) as PARTES interessadas nomearão sociedade especializada em
avaliação de empresas, com reputação nacional, para determinar o valor da
SEGUNDA AVALIAÇÃO, cujo laudo deverá ser entregue no prazo de 60
(sessenta) dias da comunicação de que trata a letra “a” da subcláusula 12.4. O
preço de compra das AÇÕES VINCULADAS será a média dos valores da
PRIMEIRA AVALIAÇÃO e da SEGUNDA AVALIAÇÃO, desde que não haja
entre as duas avaliações uma diferença superior a 20% (vinte por cento). Caso as
duas avaliações apresentem valores discrepantes em mais de 20%, o preço de
compra das AÇÕES VINCULADAS será determinado por uma terceira
empresa especializada de primeira linha, escolhida pelas que elaboraram os
laudos correspondentes à PRIMEIRA AVALIAÇÃO e à SEGUNDA
AVALIAÇÃO, e o valor apurado no laudo desempatador será o preço definitivo
de venda das AÇÕES VINCULADAS. Em caso de impasse na escolha da
empresa que deva elaborar o laudo desempatador, a questão será resolvida por
arbitragem, na forma da cláusula 16ª.
52
(b) cada PARTE interessada arcará com o custo da avaliação que tiver
encomendado; e o custo do laudo desempatador será suportado em partes iguais
pela PARTE OFERTANTE (50%) e pelas demais PARTES interessadas (50%).
(c) uma vez determinado o preço de compra das AÇÕES VINCULADAS
nos termos desta subcláusula, o Presidente do Conselho de Administração da
COMPANHIA notificará as PARTES interessadas para que exerçam o seu
direito de preferência no prazo de 15 (quinze dias).
12.5.1
As PARTES interessadas decairão do direito de preferência
regulado nesta Cláusula se não providenciarem o seu laudo de avaliação do preço
de compra das AÇÕES VINCULADAS no prazo previsto na subcláusula 12.5,
“a”, nem exercerem seu direito de preferência nos prazos e condições definidos
nesta Cláusula.
12.6 As disposições das subcláusulas acima não se aplicam às reestruturações
societárias em que a propriedade de AÇÕES VINCULADAS seja transferida,
por sucessão singular ou universal, para os atuais acionistas ou quotistas de
qualquer das PARTES, desde que os respectivos sucessores declarem por escrito
às outras PARTES e à Diretoria da COMPANHIA sua adesão irrestrita ao
ACORDO nos 30 (trinta) dias seguintes à aquisição das AÇÕES
VINCULADAS, mas sempre antes do exercício de qualquer direito decorrente
deste ACORDO. Ocorrendo a hipótese de que trata esta subcláusula os
sucessores da PARTE serão considerados, para fins do exercício dos direitos e
cumprimento das obrigações estipuladas neste ACORDO, em conjunto como
formando uma única PARTE.
53
12.6.1 Na falta da comunicação prevista na subcláusula anterior, no prazo
definido, as PARTES interessadas em exercer o direito de preferência deverão
notificar o sucessor da PARTE que passou por reorganização societária para
que, no prazo de 15 (quinze) dias após notificado, se manifeste sobre sua adesão
irrestrita ao ACORDO. Decorrido o prazo de que trata esta subcláusula sem
que haja manifestação, por escrito, de adesão, as PARTES interessadas poderão
exercer o direito de preferência a qualquer momento de acordo com o seguinte
procedimento:
(a)
qualquer
das
PARTES
interessadas
notificará
a
PARTE
OFERTANTE (como tal entendido, para os fins desta subcláusula, o sucessor
singular ou universal de PARTE que deixar de aderir ao ACORDO nos termos
da subcláusula 12.6), o Presidente do Conselho de Administração da
COMPANHIA e as demais PARTES de sua intenção de adquirir as AÇÕES
VINCULADAS e pedindo que a COMPANHIA encomende um laudo de
avaliação do VALOR ECONÔMICO que será o preço definitivo de compra das
AÇÕES VINCULADAS;
(b) dentro de 30 dias do recebimento de notificação da COMPANHIA
informando o valor de venda da AÇÕES VINCULADAS, as PARTES
interessadas deverão confirmar ao Presidente do Conselho de Administração da
COMPANHIA e à PARTE OFERTANTE sua decisão de comprar as AÇÕES
OFERTADAS.
(c) exercido o direito de preferência, a compra e venda das AÇÕES
VINCULADAS será efetivada nos 15 (quinze) dias seguintes à data do exercício,
54
e o preço será pago à vista simultaneamente com o ato de transferência da
propriedade das AÇÕES.
CLÁUSULA DÉCIMA TERCEIRA - ONERAÇÃO DAS AÇÕES
VINCULADAS
13.1 As AÇÕES VINCULADAS não poderão ser oneradas a qualquer título,
salvo nas seguintes hipóteses:
(a) se o credor for o BNDES e/ou o BNDESPAR e a dívida garantida
decorrer, direta ou indiretamente, de financiamentos concedidos (i) a
investimentos nas CONTROLADAS ou COLIGADAS ou (ii) à própria
COMPANHIA; ou
(b) se o credor, mediante carta dirigida à Diretoria da COMPANHIA e às
outras PARTES, antes da constituição do ônus real, (i) subordinar seu direito de
excutir a garantia ao direito de preferência das PARTES regulado na Cláusula 11ª
e (ii) comprometer-se a não interferir no direito de voto das ações oneradas,
mesmo na hipótese de inadimplemento da dívida garantida ; ou
(c) se todas as demais PARTES comunicarem à COMPANHIA que
concordam com a oneração pretendida por uma delas.
13.2 No caso de constituição de ônus real, a favor do BNDES/BNDESPAR
efetuado nos termos da letra (a) da subcláusula anterior, as PARTES concordam
em subordinar o direito de voto das AÇÕES VINCULADAS oneradas às
condições ajustadas com o BNDES/BNDESPAR pela PARTE interessada.
55
13.3 Não terá validade, nem produzirá efeito perante a COMPANHIA e as
outras PARTES, a constituição de ônus reais sobre as AÇÕES VINCULADAS
sem a observância do disposto nesta Cláusula.
13.4 A 521 e a BONAIRE têm conhecimento de que:
a) a VBC contraiu dívidas no âmbito do programa federal de
desestatização mediante diferentes emissões de debêntures (3a, 6a e 8a emissões),
que foram subscritas pela BNDESPAR (a seguir referida como "debêntures "),
com o objetivo de participar da privatização de empreendimentos do setor
elétrico;
b) atualmente, ações de emissão da CPFL-D e CPFL-G de
propriedade da VBC estão dadas em garantia do pagamento das "debêntures" ,
e/ou vinculadas ao exercício do direito da BNDESPAR de “transformar” parte
de suas "debêntures" em ações daquelas companhias;
c) para viabilizar a distribuição pública de ações da COMPANHIA
(como referido no Considerando (iv)) é necessária a liberação das ações da
CPFL-D e CPFL-G dos gravames acima aludidos ;
d) para esse fim, a VBC : (i) substituirá as ações CPFL-D e CPFL-G
dadas em garantia ao pagamento das "debêntures", por AÇÕES VINCULADAS
de propriedade da VBC, as quais estarão sujeitas às limitações à transferência de
ações reguladas na cláusula 11ª; e, (ii) substituirá, por ações da COMPANHIA
não vinculadas a este ACORDO, as ações CPFL-D e CPFL-G bloqueadas para
56
atender ao exercício (eventual) do direito da BNDESPAR de transformar parte
de suas "debêntures" em ações daquelas sociedades anônimas.
CLÁUSULA DÉCIMA QUARTA - PRAZO
14.1 O prazo de duração deste ACORDO é de 25 (vinte e cinco) anos,
ficando renovado automaticamente por períodos iguais e sucessivos de 5 (cinco)
anos, caso nenhuma das PARTES o denuncie com a antecedência mínima de 6
(seis) meses antes do término do prazo contratual então em vigor.
CLÁUSULA DÉCIMA-QUINTA - EXECUÇÃO ESPECÍFICA
15.1 As PARTES reconhecem e declaram que o simples pagamento de perdas
e danos não constituirá compensação adequada para o inadimplemento de
obrigação assumida neste ACORDO.
15.2
As PARTES terão o direito de requerer ao Presidente de Assembléia
Geral e os conselheiros eleitos por indicação das PARTES terão direito de
requerer ao Presidente do Conselho de Administração que declare a invalidade
de voto proferido contra ou em desacordo com disposição deste ACORDO.
CLÁUSULA DÉCIMA-SEXTA – DIVERGÊNCIAS E ARBITRAGEM
16.1 Qualquer controvérsia decorrente da execução ou interpretação do
ACORDO que não seja resolvida de forma amigável no prazo de 30 (trinta) dias
após uma das PARTES ter informado, por escrito, às outras PARTES sobre a
existência de tal controvérsia, será submetida ao julgamento da Câmara Arbitral
do Mercado, instituída pela BOVESPA (doravante referida simplesmente como
57
"Tribunal de Arbitragem"). O Tribunal de Arbitragem será composto de tantos
árbitros quanto forem as PARTES divergentes e de mais um árbitro, que atuará
como Presidente do Tribunal de Arbitragem, a ser escolhido pelos outros
árbitros. A escolha dos árbitros será feita pelas PARTES envolvidas na disputa,
cabendo a cada PARTE que sustente uma posição divergente a indicação de um
representante no Tribunal de Arbitragem. O Presidente do Tribunal de
Arbitragem terá, além de seu voto, o de qualidade, em caso de empate.
16.2 O Tribunal de Arbitragem deverá observar as regras procedimentais do
Regulamento da Câmara Arbitral do Mercado instituída pela BOVESPA. O
Tribunal de Arbitragem se reunirá na Cidade de São Paulo, SP, e sua decisão será
definitiva, obrigando as PARTES e seus sucessores a qualquer título. A decisão
arbitral constituirá título executivo extrajudicial, para fins de execução de seu
conteúdo contra a(s) PARTE(s) que recusar(em) cumprir suas determinações.
16.3 A decisão arbitral determinará que os custos da arbitragem ou de qualquer
procedimento judicial relativo a arbitragem ou decorrente da mesma, incluindo
honorários de advogados, perito, árbitros e as custas judiciais serão suportados
pela(s) PARTE(s) perdedora(s).
Em sendo a decisão arbitral parcialmente
favorável a todas as PARTES, o Tribunal de Arbitragem deverá especificar a
forma e proporção como cada PARTE arcará quanto aos custos e despesas.
16.4 Sem prejuízo do disposto nesta Cláusula, as PARTES reconhecem e
declaram reciprocamente seu legítimo interesse em exercer direito de ação
perante o Poder Judiciário, desde que objetivando, exclusivamente, tutela
acautelatória de urgência a fim de, mediante a coercitividade do provimento
58
judicial, garantir a efefividade da instância arbitral sempre que se fizer necessário,
através de medidas impeditivas ou restritivas estritamente cautelares, em caráter
preparatório ou incidental.
CLÁUSULA DÉCIMA- SÉTIMA - DISPOSIÇÕES GERAIS
17.1 Comprometem-se as PARTES, por si e por seus sucessores a qualquer
título, a cumprir o presente ACORDO tal como nele se contém.
17.2 O não exercício, no todo ou em parte, dos direitos atribuídos pelo
presente ACORDO a qualquer das PARTES não implicará renúncia, desistência
ou novação, caracterizando-se como ato de mera liberalidade.
17.3 Qualquer alteração ao presente ACORDO somente será válida se feita
mediante instrumento escrito, firmado por todas as PARTES.
17.4 Caso qualquer dispositivo do presente ACORDO seja considerado
inexigível em virtude de decisão arbitral ou judicial, as PARTES se
comprometem a proceder à substituição de tal dispositivo por outro que
conduza a resultado equivalente, de modo a preservar, na máxima extensão
possível, a integridade dos compromissos reciprocamente assumidos neste
instrumento.
17.5 Os valores monetários expressos neste ACORDO serão atualizados no
dia 1º de janeiro de cada ano, segundo a variação do Índice Geral de Preços do
Mercado - IGP-M, publicado pela Fundação Getúlio Vargas ou, à falta deste, de
outro índice publicado pela mesma Fundação que reflita a perda do poder de
compra da moeda nacional ocorrida no período.
59
17.5.1 Na eventualidade de que os índices aqui referidos deixem de refletir a
evolução dos preços relativos no país, as PARTES deverão proceder à revisão
dos valores monetários expressos no presente instrumento, com o propósito de
adequá-los à evolução real dos preços.
17.6 Todas as comunicações previstas neste ACORDO serão feitas por escrito
e consideradas como devidamente feitas quando transmitidas via telegrama, facsímile ou por transmissão eletrônica de dados (em cada caso sujeitas ao
recebimento de código apropriado de recepção ou qualquer confirmação de
recebimento pela PARTE recipiente), ou quando entregue por portador
mediante protocolo de recebimento ou enviada mediante carta registrada ao
endereço das PARTES, abaixo indicados:27
Se para VBC
VBC Energia S.A.
Avenida Engenheiro Luís Carlos Berrini nº 1297/1307, 14º andar, conj.142
CEP 04571-010, Brooklin - São Paulo, SP
At: Luiz Aníbal de Lima Fernandes (Diretor Superintendente)
Tel: (11) 5102.7050
Fax: (11) 5505.9161
Email: [email protected]
27
Endereços e nomes das Partes alterados pelo 3º Termo Aditivo
60
At: Nelson Koichi Shimada (Diretor Financeiro)
Tel: (11) 5102.7050
Fax: (11) 5505.9161
Email: [email protected]
Se para 521
521 Participações S.A.
Rua Senador Dantas nº 105, 37º andar
20031-204 Rio de Janeiro, RJ
At.: José Ricardo do Carmo
Tel: (21) 3808-3211
Fax: (21) 3808-3193
Email: [email protected]
Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil – PREVI
Diretoria de Participações
Praia de Botafogo nº 501, 4º andar
22250-040 Rio de Janeiro, RJ
Tel: (21) 3870-1006
Fax: (21) 3870-1951
Email: [email protected] e [email protected]
61
Se para a BONAIRE
BONAIRE PARTICIPAÇÕES S.A.
At.: Carlos Eduardo Reich
Av. Presidente Wilson, 231 - 11º andar
CEP 20030-021, Centro - Rio de Janeiro, RJ
Tel: (21) 3974-4540
Fax: (21) 3974-4501
Email: [email protected]
At.: Presidente da Fundação CESP
Sr. Martin Roberto Glogowsky
Alameda Santos, 2477 - 10º andar
CEP 01419-907 - São Paulo, SP
Tel: (11) 3068-3100
Fax: (11) 3068-3049
Email: [email protected]
At.: Presidente da PETROS – Fundação Petrobrás de Seguridade Social
Sr. Wagner Pinheiro de Oliveira
Rua do Ouvidor, 98 - 8º andar
CEP 20040-030, Centro - Rio de Janeiro, RJ
Tel: (21) 2506-0577
Fax: (21) 2506-0570
Email: [email protected]
62
At.: Presidente da Fundação SISTEL
Sr. Wilson Carlos Duarte Delfino
SEPS EQ 702/902 - 1º andar
CEP 70390-025 - Brasília - DF
Tel: (61) 3317-7242
Fax: (61) 3317-7109
Email: [email protected]
17.7 Nos termos do artigo 118 da Lei nº 6.404 de 1976, este ACORDO será
arquivado na sede da COMPANHIA e registrado nos livros da instituição
financeira depositária das ações escriturais da COMPANHIA, que anotará na
conta de depósito relativa a AÇÕES VINCULADAS e no respectivo extrato
fornecido às PARTES o seguinte texto:
"As ações representadas pelo presente certificado ou objeto da
presente conta de depósito, estão sujeitas ao regime do Acordo de
Acionistas celebrado entre VBC Energia S.A., 521 Participações
S.A. e Bonaire Participações S.A. em [dia] de [mês] de [ano], que
regula a alienação e a oneração destas ações e dos direitos de
subscrição delas decorrentes. Este acordo de acionistas encontra-se
arquivado na sede da COMPANHIA para todos os fins e efeitos do
artigo 118 da Lei n.º 6.404/76.”
63
17.7.1 As PARTES se obrigam a não celebrar, salvo em conjunto, qualquer outro
contrato de mesma natureza (acordo de voto) enquanto este ACORDO estiver
vigente.28
17.8 Após o registro para negociação de ações da COMPANHIA em Bolsas de
Valores, se vier a ser posteriormente deliberado o cancelamento de seu registro
de companhia aberta para negociação de ações no mercado,
os acionistas
minoritários terão direito de vender suas ações pelo seu valor econômico
conforme regulado nos arts. 4º e 4º-A da Lei 6.404/76, com a redação dada pela
Lei 10.303/2001.
17.9 A COMPANHIA comparece ao presente ACORDO para tomar
conhecimento dos seus termos, obrigando-se a observá-lo e a arquivá-lo na sua
sede.
17.10 As CONTROLADAS serão, para os fins e efeitos do art. 118 da Lei
6.404/76, notificadas da existência deste ACORDO, sendo-lhes dele enviada
uma cópia autêntica para fins de arquivamento em suas sedes.
17.11 Toda e qualquer questão oriunda da execução deste ACORDO será
decidida no foro da sede da COMPANHIA.
28
Subcláusula incluída pelo 1º Termo Aditivo
64
E, por assim estarem justas e acertadas, as PARTES assinam o presente
ACORDO em 6 (seis) vias de igual teor e para um só efeito, na presença de duas
testemunhas abaixo assinadas.
São Paulo, 22 de março de 2002
VBC ENERGIA S.A.
521 PARTICIPAÇÕES S.A.
BONAIRE PARTICIPAÇÕES S.A.
CPFL ENERGIA S.A.
Testemunhas
Anexo 8.1
Subsidiárias da CPFL Energia S.A.
Jurisdição
Companhia Paulista de Força e Luz
Companhia Piratininga de Força e Luz
Rio Grande Energia S.A. (RGE)
Companhia Luz e Força Santa Cruz (CPFL Santa Cruz)
Companhia Paulista de Energia Elétrica (CPFL Leste Paulista)
Companhia Sul Paulista de Energia (CPFL Sul Paulista)
Companhia Jaguari de Energia (CPFL Jaguari)
Companhia Luz e Força Mococa (CPFL Mococa)
CPFL Geração de Energia S.A.
Paulista Lajeado Energia S.A. ("Paulista Lajeado")
BAESA – Energética Barra Grande S.A.
ENERCAN – Campos Novos Energia S.A.
CERAN – Companhia Energética Rio das Antas
Foz do Chapecó Energia S.A.
Centrais Elétricas da Paraíba S.A. – EPASA
CPFL Energias Renováveis S.A.
CPFL Transmissão Piracicaba S.A.
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Atlântica I Parque Eólico S.A.
Atlântica II Parque Eólico S.A.
Atlântica IV Parque Eólico S.A.
Atlântica V Parque Eólico S.A.
Bitupita I Energia S.A.
Bitupita II Energia S.A.
Bitupita III Energia S.A.
Bons Ventos Geradora de Energia S.A
BVP S.A.
Campo dos Ventos I Energias Renováveis S.A
Campo dos Ventos II Energias Renováveis S.A.
Campo dos Ventos III Energias Renováveis S.A
Campo dos Ventos IV Energias Renováveis S.A
Campo dos Ventos V Energias Renováveis S.A.
Chimay Empreendimentos e Participações Ltda.
CPFL Bio Buriti S.A.
CPFL Bio Formosa S.A.
CPFL Bio Ipê S.A.
CPFL Bio Pedra S.A.
CPFL Bioenergia S.A.
CPFL Sul Centrais Elétricas Ltda.
Curral Velho I Energia S.A.
Curral Velho II Energia S.A.
Curral Velho IV Energia S.A.
Eólica Formosa Geração e Comercialização de Energia S.A.
Eólica Holding S.A.
Eólica Icaraizinho Geração e Comercialização de Energia S.A.
Eólica Paracuru Geração e Comercialização de Energia S.A.
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
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Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Eurus V Energias Renováveis S.A
Eurus VI Energias Renováveis Ltda.
Jayaditya Empreendimentos e Participações Ltda.
Lacenas Participações Ltda.
Mohini Empreendimentos e Participações Ltda.
PCH Holding 2 S.A.
PCH Holding S.A.
PCH Participações S.A.
Pedra Cheirosa I Energia Ltda.
Pedra Cheirosa II Energia Ltda.
Santa Clara I Energias Renováveis Ltda.
Santa Clara II Energias Renováveis Ltda.
Santa Clara III Energias Renováveis Ltda.
Santa Clara IV Energias Renováveis Ltda.
Santa Clara V Energias Renováveis Ltda.
Santa Clara VI Energias Renováveis Ltda.
Santa Luzia Energética S.A.
Santa Mônica Energias Renovaveis S.A.
Santa Ursula Energias Renovaveis S.A.
São Benedito Energias Renovaveis S.A.
São Domingos Energias Renovaveis S.A.
Siff Alpha Ltda.
Siif Cinco Geração e Comercialização de Energia S.A.
Siif Desenvolvimento de Projetos de Energia Eólica Ltda.
Siif Energies do Brasil Ltda.
SPE Aiuruoca Energia S.A.
SPE Alto Irani Energia S.A.
SPE Arvoredo Energia S.A.
SPE Baixa Verde Energia S.A.
SPE Barra da Paciência Energia S.A.
SPE Bio Alvorada S.A.
SPE Bio Coopcana S.A.
SPE Boa Vista 1 Energia S.A.
SPE Boa Vista 2 Energia S.A.
SPE Cachoeira Grande Energia S.A.
SPE Cajueiro Energia S.A.
SPE Cocais Grande Energia S.A.
SPE Corrente Grande Energia S.A.
SPE Costa Branca Energia S.A.
SPE Costa das Dunas Energia S.A.
SPE CPFL Solar 1 Energia S.A.
SPE Farol de Touros Energia S.A.
SPE Figueira Branca Energia S.A.
SPE Gameleira Energia S.A.
SPE Juremas Energia S.A.
SPE Macacos Energia S.A.
SPE Navegantes Energia S.A.
SPE Ninho da Águia Energia S.A.
SPE Paiol Energia S.A.
SPE Pedra Preta Energia S.A.
Brasil
Brasil
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Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
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Brasil
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Brasil
Brasil
Brasil
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Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
2
SPE Penedo Energia S.A.
SPE Plano Alto Energia S.A.
SPE Salto Góes Energia S.A.
SPE Santa Cruz Energia S.A.
SPE São Gonçalo Energia S.A.
SPE Tombo Energia S.A.
SPE Turbina 16 Energia S.A.
SPE Turbina 17 Energia S.A.
SPE Varginha Energia S.A.
SPE Várzea Alegre Energia S.A.
T 15 Energia S.A.
Ventos de Santo Dimas Energias Renovaveis S.A.
Ventos de São Martinho Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
CPFL Comercialização Brasil S.A.
Clion Assessoria e Comercialização de Energia Elétrica Ltda (CPFL Meridional)
CPFL Comercialização Cone Sul S.A.
CPFL Planalto Ltda.
CPFL Atende Centro de Contatos e Atendimentos Ltda.
CPFL Serviços, Equipamentos, Indústria e Comércio S.A.
NECT Serviços Administrativos Ltda.
CPFL Jaguariúna S.A.
Companhia Jaguari de Geração de Energia
Chapecoense Geração S.A. (Chapecoense)
Sul Geradora Participações S.A.
CPFL Total Serviços Administrativos Ltda.
CPFL Telecom S.A
Brasil
Brasil
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Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
3
Apêndice 12.1
CERTIFICADO EM CONFORMIDADE COM AS NORMAS 13a-14(a) e 15d-14(a) do Securities and
Exchange Act, de 1934, e alterações.
Eu, Wilson Ferreira Junior, certifico que:
1. Revisei este relatório anual no Formulário 20-F da CPFL Energia S.A. (a “Sociedade”);
2. Na medida de meu conhecimento, este relatório não contém nenhuma declaração inverídica de um fato
relevante, nem omite fato relevante algum necessário para evitar que as declarações prestadas, à luz das
circunstâncias em que foram preparadas, pudessem induzir a erro com respeito ao período coberto por este
relatório;
3. Na medida de meu conhecimento, as demonstrações financeiras e outras informações financeiras incluídas
neste relatório representam razoavelmente, em todos os aspectos relevantes, a situação financeira, os
resultados das operações, fluxos de caixa, mutação do patrimônio liquido e os resultados abrangentes da
Sociedade em suas respectivas datas e para os períodos apresentados neste relatório;
4. O outro diretor da Sociedade que apresenta o certificado e eu somos responsáveis por estabelecer e manter
os controles e procedimentos de divulgação (conforme o disposto nas Normas da Lei da Bolsa de Valores
13a-15(e) e 15d-15(e)) para a Sociedade, bem como que:
(a) desenhamos ou fizemos desenhar, sob nossa supervisão, tais controles e procedimentos de divulgação para
assegurar que as informações relevantes referentes à Sociedade, inclusive suas subsidiárias consolidadas, nos
fossem transmitidas por outros dentro dessas entidades, particularmente durante o período em que este
relatório estava sendo preparado;
(b) avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação da Sociedade e apresentamos neste
relatório nossas conclusões sobre a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação, no fim do período
coberto por este relatório com base em tal avaliação; e
(c) divulgamos neste relatório qualquer mudança no controle interno da Sociedade sobre as informações
financeiras colhidas durante o período coberto pelo relatório anual que tenham afetado ou sejam
razoavelmente passíveis de afetar de modo substancial o controle interno da Sociedade sobre as informações
financeiras;
5. O outro diretor da Sociedade que apresenta o certificado e eu divulgamos, com base em nossa avaliação
mais recente do controle interno sobre as informações financeiras, aos auditores da Sociedade e ao comitê de
auditoria do conselho de administração da Sociedade (ou pessoas que desempenhem funções equivalentes):
(a) todas as deficiências significativas e pontos fracos substanciais no projeto ou operação do controle interno
sobre as informações financeiras que sejam razoavelmente passíveis de afetar adversamente a capacidade da
Sociedade de registrar, processar, resumir e reportar as informações financeiras; e
(b) qualquer fraude, relevante ou não, que envolva a administração ou outros empregados que tenham um
papel significativo no controle interno da Sociedade sobre as informações financeiras.
Data: 17 de abril de 2013.
/s/ Wilson Ferreira Junior
Wilson Ferreira Junior
Diretor Presidente
Apêndice 12.2
CERTIFICADO EM CONFORMIDADE COM AS NORMAS 13a-14(a) e 15d-14(a) do Securities and
Exchange Act, de 1934, e alterações.
Eu, Gustavo Estrella, certifico que:
1. Revisei este relatório anual no Formulário 20-F da CPFL Energia S.A. (a “Sociedade”);
2. Na medida de meu conhecimento, este relatório não contém nenhuma declaração inverídica de um fato
relevante, nem omite fato relevante algum necessário para evitar que as declarações prestadas, à luz das
circunstâncias em que foram preparadas, pudessem induzir a erro com respeito ao período coberto por este
relatório;
3. Na medida de meu conhecimento, as demonstrações financeiras e outras informações financeiras incluídas
neste relatório representam razoavelmente, em todos os aspectos relevantes, a situação financeira, os
resultados das operações, fluxos de caixa, mutação do patrimônio liquido e os resultados abrangentes da
Sociedade em suas respectivas datas e para os períodos apresentados neste relatório;
4. O outro diretor da Sociedade que apresenta o certificado e eu somos responsáveis por estabelecer e manter
os controles e procedimentos de divulgação (conforme o disposto nas Normas da Lei da Bolsa de Valores
13a-15(e) e 15d-15(e)) para a Sociedade, bem como que:
(a) desenhamos ou fizemos desenhar, sob nossa supervisão, tais controles e procedimentos de divulgação para
assegurar que as informações relevantes referentes à Sociedade, inclusive suas subsidiárias consolidadas, nos
fossem transmitidas por outros dentro dessas entidades, particularmente durante o período em que este
relatório estava sendo preparado;
(b) avaliamos a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação da Sociedade e apresentamos neste
relatório nossas conclusões sobre a eficácia dos controles e procedimentos de divulgação, no fim do período
coberto por este relatório com base em tal avaliação; e
(c) divulgamos neste relatório qualquer mudança no controle interno da Sociedade sobre as informações
financeiras colhidas durante o período coberto pelo relatório anual que tenham afetado ou sejam
razoavelmente passíveis de afetar de modo substancial o controle interno da Sociedade sobre as informações
financeiras;
5. O outro diretor da Sociedade que apresenta o certificado e eu divulgamos, com base em nossa avaliação
mais recente do controle interno sobre as informações financeiras, aos auditores da Sociedade e ao comitê de
auditoria do conselho de administração da Sociedade (ou pessoas que desempenhem funções equivalentes):
(a) todas as deficiências significativas e pontos fracos substanciais no projeto ou operação do controle interno
sobre as informações financeiras que sejam razoavelmente passíveis de afetar adversamente a capacidade da
Sociedade de registrar, processar, resumir e reportar as informações financeiras; e
(b) qualquer fraude, relevante ou não, que envolva a administração ou outros empregados que tenham um
papel significativo no controle interno da Sociedade sobre as informações
financeiras.
Data: 17 de abril de 2013.
/s/ Gustavo Estrella
Gustavo Estrella
Diretor Vice-Presidente Financeiro
e de relações com investidores
Apêndice 13.1
CERTIFICADO EM CONFORMIDADE COM A CLÁUSULA 18 U.S.C. 1350 do Securities and
Exchange Act, de 1934, e alterações.
Em conformidade com a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002 (incisos (a) e (b) da Seção 1350, Capítulo
63 do Título 18, Código dos Estados Unidos), os diretores abaixo assinados da CPFL Energia S.A. (a
“Sociedade”), por meio do presente certificam que, na medida do conhecimento dos diretores: O Relatório
Anual no Formulário 20-F para o exercício financeiro da Sociedade encerrado em 31 de dezembro de 2012
atende inteiramente às exigências da Seção 13(a) ou 15(d) do Securities and Exchange Act de 1934, bem
como que as informações constantes no Formulário 20-F representam razoavelmente, em todos os aspectos
relevantes, a situação financeira e resultados das operações da Sociedade.
Data: 17 de abril de 2013.
/s/ Wilson Ferreira Junior
Wilson Ferreira Junior
Diretor Presidente
O original assinado desta declaração em forma escrita, exigido pela Seção 906, foi entregue à
Companhia e por ela será mantido e disponibilizado à Comissão de Valores e Câmbio ou seu pessoal
mediante solicitação.
Apêndice 13.2
CERTIFICADO EM CONFORMIDADE COM A CLÁUSULA 18 U.S.C. 1350 do Securities and
Exchange Act, de 1934, e alterações.
Em conformidade com a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002 (incisos (a) e (b) da Seção 1350, Capítulo
63 do Título 18, Código dos Estados Unidos), os diretores abaixo assinados da CPFL Energia S.A. (a
“Sociedade”), por meio do presente certificam que, na medida do conhecimento dos diretores: O Relatório
Anual no Formulário 20-F para o exercício financeiro da Sociedade encerrado em 31 de dezembro de 2012
atende inteiramente às exigências da Seção 13(a) ou 15(d) do Securities and Exchange Act de 1934, bem
como que as informações constantes no Formulário 20-F representam razoavelmente, em todos os aspectos
relevantes, a situação financeira e resultados das operações da Sociedade.
Data: 17 de abril de 2013.
/s/ Gustavo Estrella
Gustavo Estrella
Diretor Vice-Presidente Financeiro e
de Relações com Investidores
O original assinado desta declaração em forma escrita, exigido pela Seção 906, foi entregue à
Companhia e por ela será mantido e disponibilizado à Comissão de Valores e Câmbio ou seu pessoal
mediante solicitação.
KPMG Auditores Independentes
Av. Barão de Itapura, 950 - 6º
13020-431 - Campinas, SP - Brasil
Caixa Postal 737
13012-970 - Campinas, SP - Brasil
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Fax
Internet
55 (19) 2129-8700
55 (19) 2129-8728
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Carta do auditor relativa a mudança de auditor
9 de abril de 2013.
SEC - Securities and Exchange Commission
Washington, D.C. 20549
Prezados:
Nós fomos anteriormente o auditor da CPFL Energia S.A. e, em 9 de abril de 2013, nos
reemitimos nosso relatório de auditoria sobre as demonstrações financeiras consolidadas
da CPFL Energia S.A. para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e de 2010.
Nós originalmente emitimos nosso relatório na data de 29 de março de 2012 sobre essas
demonstrações financeiras consolidadas e a efetividade dos controles internos sobre os
relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2011. Em 7 de novembro de 2011, a CPFL
formalmente notificou o regulador / mercado de que de acordo com a Instrução CVM
308/99 o auditor precisou ser alterado a partir do primeiro trimestre de 2012.
Nós lemos as declarações da CPFL Energia S.A. , incluídas no item 16F do Formulário
20F datado de 9 de abril de 2013, e nós estamos de acordo com as mesmas.
Atenciosamente,
/s/ KPMG Auditores Independentes
KPMG Auditores Independentes
São Paulo, Brasil