Prospecto Definitivo de Distribuição Pública da 4ª Emissão de Debêntures de Emissão da
Ampla Energia e Serviços S.A.
Companhia Aberta de Capital Autorizado - CNPJ/MF nº 33.050.071/0001-58
Praça Leoni Ramos, 1, 24210-200, Niterói - RJ
R$370.000.000,00
ISIN: BRCBEEDBS039
Standard & Poor’s: brA
Prospecto de distribuição pública da 4ª emissão de 37.000 (trinta e sete mil) debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, todas nominativas
escriturais, da espécie sem garantia nem preferência (quirografária), com valor nominal unitário de R$10.000,00 (dez mil reais) no dia 1º de agosto de 2006
(a “Data de Emissão”), totalizando o montante de R$370.000.000,00 (trezentos e setenta milhões de reais) (o “Prospecto”, a “4ª Emissão” e as “Debêntures”).
A distribuição pública foi deliberada pela Assembléia Geral Extraordinária da Companhia, realizada em 28 de agosto de 2006, cuja ata foi arquivada na Junta
Comercial do Estado do Rio de Janeiro (“JUCERJA”) em 05 de setembro de 2006, sob o número 1636470, e publicada na edição de 06 de setembro de 2006
dos jornais Diário Oficial do Estado do Rio de Janeiro, O Fluminense e na edição nacional do jornal Valor Econômico, e pelas Reuniões do Conselho
de Administração da Companhia realizadas em 28 de agosto de 2006 e 21 de setembro de 2006, cujas atas foram arquivadas na JUCERJA em 05 de setembro de 2006
e em 22 de setembro de 2006, sob os números 1636472 e 1640365, respectivamente, e publicadas respectivamente nas edições de 06 de setembro de 2006
e 25 de setembro de 2006 dos jornais Diário Oficial do Estado do Rio de Janeiro, O Fluminense e na edição nacional do jornal Valor Econômico.
As Debêntures serão objeto de distribuição pública pelos Coordenadores, em regime de garantia firme de colocação, nos termos da Instrução da Comissão de Valores
Mobiliários - CVM nº 400, de 29 de dezembro de 2003, conforme alterada. As Debêntures deverão ser registradas: (A) para distribuição no mercado primário:
no Sistema de Distribuição de Títulos (“SDT”), administrado e operacionalizado pela CETIP - Câmara de Custódia e Liquidação (“CETIP”), com base
nas políticas e diretrizes fixadas pela Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro (“ANDIMA”), sendo a distribuição liquidada e as Debêntures
custodiadas na CETIP; e (B) para negociação no mercado secundário: (i) no Sistema Nacional de Debêntures (“SND”), administrado e operacionalizado
pela CETIP, com base nas políticas e diretrizes fixadas pela ANDIMA, sendo a negociação liquidada e as Debêntures custodiadas na CETIP; e (ii) no Sistema
de Negociação BOVESPA FIX (“BOVESPA FIX”), da Bolsa de Valores de São Paulo - BOVESPA (“BOVESPA”), sendo a negociação liquidada e as Debêntures
custodiadas na Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia (“CBLC”).
Apresente distribuição foi registrada na Comissão de Valores Mobiliários sob o nº CVM/SRE/DEB/2006/035, em 27 de setembro de 2006.
“O registro da presente distribuição não implica, por parte da CVM, garantia de veracidade das informações prestadas ou em julgamento sobre a qualidade
da companhia emissora, bem como sobre as Debêntures a serem distribuídas.”
Os investidores devem ler a seção “Fatores de Risco”, nas páginas 40 a 52, para uma avaliação dos riscos que devem ser considerados para o investimento nas Debêntures.
“A presente oferta pública foi elaborada de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para as Ofertas Públicas
de Distribuição e Aquisição de Valores Mobiliários, o qual se encontra registrado no 4º Ofício de Registro de Títulos e Documentos
da Comarca de São Paulo, Estado de São Paulo sob o nº 4890254, atendendo, assim, a presente oferta pública, aos padrões mínimos
de informação contidos no código, não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelas referidas informações, pela qualidade
da emissora e/ou ofertantes, das instituições participantes e dos valores mobiliários objeto da oferta pública.”
Coordenador Líder
Coordenadores
Adata deste Prospecto Definitivo é 29 de setembro de 2006
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ÍNDICE
1. INTRODUÇÃO
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Definições ................................................................................................................................
Resumo das Características da Distribuição Pública................................................................
Informações sobre a Distribuição Pública................................................................................
Identificação dos Coordenadores, Administradores, Consultores e Auditores .......................
Coordenador Líder ................................................................................................................
Coordenadores.......................................................................................................................
Companhia e Administrador .................................................................................................
Consultores Legais ................................................................................................................
Auditores da Companhia .......................................................................................................
Informações Cadastrais da Companhia ...................................................................................
Declarações e Informações Prospectivas .................................................................................
Sumário ...................................................................................................................................
Visão Geral............................................................................................................................
Pontos Fortes .........................................................................................................................
Estratégia...............................................................................................................................
Estrutura Societária ...............................................................................................................
Resultados Financeiros e Operacionais .................................................................................
Fatores de Risco .......................................................................................................................
Riscos Relativos ao Brasil.....................................................................................................
Riscos Relativos ao Setor Elétrico Brasileiro........................................................................
Riscos Relativos à Companhia e suas Operações..................................................................
Riscos Relativos às Debêntures.............................................................................................
Destinação dos Recursos..........................................................................................................
7
13
17
29
29
29
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32
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40
40
43
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51
53
2. INFORMAÇÕES SOBRE A COMPANHIA
• Capitalização ...........................................................................................................................
• Informações Financeiras Selecionadas.....................................................................................
Balanço Patrimonial ..............................................................................................................
Demonstração de Resultados.................................................................................................
• Discussão e Análise da Administração sobre as Demonstrações Financeiras
e os Resultados Operacionais .............................................................................................
Eventos Subseqüentes Relevantes.........................................................................................
Conjuntura Macroeconômica Brasileira................................................................................
Certos Fatores que afetam os Resultados das Operações ......................................................
Principais Práticas Contábeis ................................................................................................
Desverticalização ..................................................................................................................
Reajuste das Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica......................................................
Balanço Patrimonial .............................................................................................................
Demonstração de Resultados.................................................................................................
Informações Operacionais Individuais ..................................................................................
Outros Indicadores Financeiros Individuais ..........................................................................
Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2005 comparado ao exercício social
encerrado em 31 de dezembro de 2004 .............................................................................
Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2004 comparado ao exercício social
encerrado em 31 de dezembro de 2003 .............................................................................
Período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2006 comparado ao período de
seis meses encerrado em 30 de junho de 2005 ...................................................................
Posição da Dívida da Companhia..........................................................................................
Considerações sobre Liquidez e Endividamento...................................................................
Capacidade de Pagamento.....................................................................................................
Operações não Registradas nas Demonstrações Financeiras.................................................
1
57
58
59
61
63
63
63
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65
67
68
71
75
79
79
80
86
92
94
96
96
97
• Setor de Energia Elétrica..........................................................................................................
Histórico................................................................................................................................
Concessões ............................................................................................................................
O Novo Modelo do Setor Elétrico.........................................................................................
Questionamento da Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ............
Estrutura Institucional do Novo Modelo do Setor Elétrico ...................................................
Ambientes Paralelos para Comercialização de Energia Elétrica ...........................................
Regras de Comercialização ...................................................................................................
Restrição das Atividades das Distribuidoras (Desverticalização) ........................................
Eliminação do direito à Auto-Contratação ............................................................................
Contratos celebrados Anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ....................
Leilões de Energia já realizados nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.......
Escassez de Energia e Racionamento....................................................................................
Geração de Energia Elétrica no Brasil...................................................................................
Distribuição de Energia Elétrica no Brasil ............................................................................
Consumo de Energia Elétrica ................................................................................................
Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica...........................................................................
Encargos Tarifários ...............................................................................................................
Tarifas e Encargos de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão .............................
Transmissão de Energia Elétrica no Brasil............................................................................
Comercialização de Energia Elétrica no Brasil .....................................................................
Consumidor Livre .................................................................................................................
• Atividades ................................................................................................................................
Visão Geral............................................................................................................................
Pontos Fortes .........................................................................................................................
Histórico................................................................................................................................
Estrutura Societária ...............................................................................................................
Reorganização Societária ......................................................................................................
Objeto Social .........................................................................................................................
Estratégia...............................................................................................................................
Investimentos e Desinvestimentos Recentes Relevantes.......................................................
Características da Área de Concessão ...................................................................................
Rede de Distribuição .............................................................................................................
Desempenho do Sistema .......................................................................................................
Matéria Prima e Fornecedores...............................................................................................
Consumidores........................................................................................................................
Procedimentos de Cobrança ..................................................................................................
Vendas...................................................................................................................................
Sazonalidade..........................................................................................................................
Atendimento ao Cliente.........................................................................................................
Serviços Relacionados à Energia Elétrica .............................................................................
Concorrência .........................................................................................................................
Programa de Investimento.....................................................................................................
Pesquisa e Desenvolvimento .................................................................................................
Propriedade Intelectual..........................................................................................................
Seguros..................................................................................................................................
Propriedades ..........................................................................................................................
Aspectos Ambientais.............................................................................................................
Prêmios..................................................................................................................................
Empregados...........................................................................................................................
Contratos Relevantes Operacionais.......................................................................................
Contratos Financeiros Relevantes ........................................................................................
Processos Judiciais e Administrativos...................................................................................
2
98
98
100
102
102
103
105
107
108
109
109
109
110
110
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117
120
120
121
122
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123
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125
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127
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133
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135
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139
140
140
141
141
142
142
143
143
144
144
146
148
150
153
158
• Administração ..........................................................................................................................
Conselho de Administração...................................................................................................
Diretoria ................................................................................................................................
Conselho Fiscal .....................................................................................................................
Remuneração.........................................................................................................................
Relação entre os Administradores e a Companhia ................................................................
Títulos e Valores Mobiliários................................................................................................
Plano de Opção de Compra de Ações ...................................................................................
168
168
171
173
174
174
174
174
• Títulos e Valores Mobiliários...................................................................................................
Informações sobre Títulos e Valores Mobiliários .................................................................
• Descrição do Capital Social e Dividendos ...............................................................................
Distribuição do Capital Social...............................................................................................
Ações em Tesouraria .............................................................................................................
Principais Acionistas .............................................................................................................
Assembléias Gerais ...............................................................................................................
Acordo de Acionistas ............................................................................................................
Dividendos ............................................................................................................................
Política de Divulgação de Informações .................................................................................
• Operações com Partes Relacionadas ........................................................................................
• Práticas de Governança Corporativa ........................................................................................
• Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo à Cultura ......................................................
175
175
177
177
177
178
178
178
179
179
180
182
184
3. ANEXOS
• Estatuto Social Consolidado.....................................................................................................
• Ata da Assembléia Geral Extraordinária realizada em 28 de agosto de 2006. .........................
• Atas das Reuniões do Conselho de Administração realizadas em 28 de agosto de 2006
e 21 de setembro de 2006 ......................................................................................................
• Escritura de Emissão ................................................................................................................
• Súmula de Classificação de Risco (Rating) .............................................................................
• Aprovação da ANEEL para a 4ª Emissão ................................................................................
• Informações Trimestrais da Companhia relativas ao trimestre findo em 30 de junho de 2006.......
• Demonstrações Financeiras da Companhia relativas aos exercícios sociais de 31.12.2003,
31.12.2004 e 31.12.2005 e respectivos pareceres dos auditores independentes ....................
• Informações anuais da Companhia relativas ao exercício social findo em
31 de dezembro de 2005 (apenas informações não incluídas neste Prospecto).....................
• Declarações do Item 14 do Anexo II da Instrução CVM nº 400/03 .........................................
3
189
197
203
219
263
269
273
341
531
581
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4
1. INTRODUÇÃO
•
•
•
•
•
•
•
Definições
Resumo das Características da Distribuição Pública
Informações sobre a Distribuição Pública
Identificação dos Coordenadores, Administradores, Consultores e Auditores
Informações Cadastrais da Companhia
Declarações e Informações Prospectivas
Sumário
Visão Geral
Pontos Fortes
Estratégia
Estrutura Societária
Resultados Financeiros e Operacionais
• Fatores de Risco
• Destinação dos Recursos
5
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6
DEFINIÇÕES
Para fins do presente Prospecto, os termos indicados abaixo terão o significado a eles atribuído, salvo no
caso de referência diversa neste Prospecto.
ABN AMRO
Banco ABN AMRO Real S.A.
ABRADEE
Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica.
ACL
Ambiente de Contratação Livre. Segmento de mercado que
compreende a compra de energia elétrica por agentes nãoregulados (como os Consumidores Livres e comercializadores de
energia elétrica).
Acordo Geral do Setor Elétrico
Acordo instituído em razão do racionamento de energia elétrica
pela Medida Provisória nº 14, convertida na Lei nº 10.438, de 26
de abril de 2002.
ACR
Ambiente de Contratação Regulado. Segmento de mercado que
compreende a compra pelas distribuidoras, por meio de
licitações, de toda a energia elétrica necessária para fornecimento
a seus consumidores cativos.
Agente Fiduciário
Oliveira Trust Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários
S.A.
Ampla, Ampla Energia,
Companhia ou Emissora
Ampla Energia e Serviços S.A.
Ampla Geração
Ampla Geração S.A.
Ampla Investimentos
Ampla Investimentos e Serviços S.A.
ANA
Agência Nacional de Águas.
ANBID
Associação Nacional dos Bancos de Investimento.
ANDIMA
Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro.
ANEEL
Agência Nacional de Energia Elétrica.
Anúncio de Encerramento
Anúncio de Encerramento da Distribuição Pública.
Anúncio de Início
Anúncio de Início da Distribuição Pública.
APA
Área de Proteção Ambiental.
Banco Central
Banco Central do Brasil.
Banco Mandatário e
Escriturador
Banco Itaú S.A.
BNDES
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social.
BOVESPA
Bolsa de Valores de São Paulo.
7
BOVESPA FIX
Sistema de Negociação BOVESPA FIX, administrado pela
BOVESPA.
Bradesco
Banco Bradesco S.A.
Brasil ou País
República Federativa do Brasil.
Brasiletros
Fundação CERJ de Seguridade Social.
CBLC
Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia.
CCEAR
Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.
CCEE
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
CDI
Certificado de Depósito Interbancário.
CETIP
Câmara de Custódia e Liquidação.
CERJ Overseas
CERJ Overseas Inc.
Chilectra
Chilectra S.A.
Chilectra Agência
Chilectra S.A. - Agência Ilhas Cayman.
CMN
Conselho Monetário Nacional.
CNPE
Conselho Nacional de Política Energética.
COELCE
Companhia Energética do Ceará.
COFINS
Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social.
Conosur
Companhia Elétrica Cono Sur S.A.
Conselho de Administração
Conselho de Administração da Companhia.
Consumidores Livres
De acordo com a legislação vigente, são considerados
Consumidores Livres (a) aqueles em cuja unidade consumidora a
demanda contratada mínima seja de 3 MW, atendidos em tensão
igual ou superior a 69 kV; (b) os que tenham uma demanda
contratada mínima de 3 MW em qualquer segmento horosazonal,
atendidos em qualquer tensão, porém, que tenham sido ligados
após 08 de julho de 1995.
Contrato de Concessão
Contrato de Concessão nº 005/96 para geração, transmissão e
distribuição de energia elétrica celebrado entre a Companhia e a
União, em 09 de dezembro de 1996, e suas alterações posteriores.
Contrato de Distribuição
Instrumento Particular de Contrato de Coordenação, Colocação e
Distribuição Pública de Debêntures Simples, da Espécie
Quirografária, da 4ª Emissão da Ampla Energia e Serviços S.A.,
celebrado em 05 de setembro de 2006 entre a Companhia e os
Coordenadores.
8
Contratos Iniciais
Contratos de fornecimento de energia elétrica com preços e
quantidades aprovados pela ANEEL, celebrados entre as
geradoras e distribuidoras nos termos da Lei do Setor Elétrico.
Coordenador Líder
Itaú BBA.
Coordenadores
Itaú BBA, Unibanco, Bradesco e ABN AMRO.
CSLL
Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido.
CVA
Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da
Parcela A.
CVM
Comissão de Valores Mobiliários.
Data de Emissão
1º de agosto de 2006.
Debêntures
37.000 debêntures simples, não conversíveis em ações, da
espécie sem garantia nem preferência (quirografária),
nominativas, escriturais, com valor nominal unitário de
R$10.000,00 (dez mil reais), objeto desta Distribuição Pública.
DEC
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora.
Dia Útil
Todos os dias exceto sábados, domingos e feriados nacionais.
Diretoria
Diretoria da Companhia.
Distribuição Pública
Distribuição pública das Debêntures, nos termos da Instrução
CVM n° 400/03.
DNAEE
Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica.
Dólar, US$
A moeda corrente nos Estados Unidos da América.
Edegel
Edegel S.A.
EDP
Eletricidade de Portugal Internacional SGPS S.A.
EI Energia
Endesa Internacional Energia Ltda.
Eletrobrás
Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
4ª Emissão
4ª emissão de debêntures da Companhia, para Distribuição
Pública.
Endesa
Endesa S.A.
Endesa Brasil
Endesa Brasil S.A.
Endesa Cachoeira
Centrais Elétricas Cachoeira Dourada S.A.
Endesa Chile
Endesa Chile S.A.
Endesa CIEN
Companhia de Interconexão Energética S.A.
9
Endesa Fortaleza
Central Geradora Termoelétrica Fortaleza S.A.
Endesa Internacional
Endesa Internacional S.A.
Enersis
Enersis S.A.
Enersis Agência
Enersis S.A. – Agência Ilhas Cayman.
Enersis Internacional
Enersis Internacional.
Enertrade
ENERTRADE – Comercializadora de Energia S.A.
Escritura de Emissão
Instrumento Particular de Escritura da 4ª Emissão de Debêntures
Simples da Ampla Energia e Serviços S.A., celebrado em 30 de
agosto de 2006 entre a Companhia e o Agente Fiduciário,
conforme aditado em 21 de setembro de 2006.
Estatuto Social
Estatuto social da Companhia.
FEC
Freqüência Equivalente
Consumidora.
FGV
Fundação Getúlio Vargas.
Furnas
Furnas Centrais Elétricas S.A.
GCE
Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, instituída por
meio da Medida Provisória n.° 2.198-5/2001.
Governo Federal ou Governo
Governo da República Federativa do Brasil.
Grupo Endesa
Endesa, Endesa Brasil, Endesa Internacional, Enersis, Enersis
Agência, Enersis Internacional, Chilectra, Chilectra Agência,
Conosur, Edegel, Inversud, Luz de Rio, EI Energia, bem como
suas controladas diretas e indiretas, como a Investluz, Ampla
Investimentos, COELCE, Endesa CIEN, Endesa Cachoeira,
Endesa Fortaleza e a Companhia.
IASC
Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor.
IBAMA
Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
Renováveis.
IBGC
Instituto Brasileiro de Governança Corporativa.
IBGE
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística.
IBRACON
Instituto dos Auditores Independentes do Brasil.
ICMS
Imposto sobre Operações relativas à Circulação de Mercadorias e
sobre Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e
Intermunicipal e de Comunicação.
IGP-M
Índice Geral de Preços do Mercado, divulgado pela Fundação
Getúlio Vargas.
10
de
Interrupção
por
Unidade
INPC
Índice Nacional de Preços ao Consumidor, índice de inflação
médio e divulgado pelo IBGE.
INSS
Instituto Nacional da Seguridade Social.
Instrução CVM nº 400/03
Instrução CVM nº 400, de 29 de dezembro de 2003, conforme
alterada.
Inversud
Chilectra Inversud S.A.
Investluz
Investluz S.A.
IPCA
Índice de Preços ao Consumidor Amplo.
Itaipu
Itaipu Binacional.
Itaú BBA
Banco Itaú BBA S.A.
JUCERJA
Junta Comercial do Estado do Rio de Janeiro.
Lei das Sociedades por Ações
Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada.
Lei de Concessões
Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 e alterações posteriores.
Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico
Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, regulamentada pelos
Decretos nº 5.163, de 30 de julho de 2004, nº 5.175, de 9 de
agosto de 2004, e nº 5.184, de 16 de agosto de 2004.
Lei do Setor Elétrico
Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998 e alterações posteriores.
Luz de Rio
Luz de Rio Ltda.
MME
Ministério de Minas e Energia.
ONS
Operador Nacional do Sistema Elétrico.
PCH
Pequena Central Hidrelétrica.
PIB
Produto Interno Bruto.
PIS
Programa de Integração Social.
Poder Concedente
União.
Política Nacional do Meio
Ambiente
Política pública instituída pela Lei nº 6.938, de 31 de agosto de
1981.
Práticas Contábeis Brasileiras
Práticas contábeis emanadas da Lei das Sociedades por Ações,
das normas da ANEEL, do IBRACON e da regulamentação
editada pela CVM.
Prospecto ou Prospecto
Definitivo
Este prospecto definitivo de Distribuição Pública.
Prospecto Preliminar
O prospecto preliminar de Distribuição Pública.
11
Real ou R$
A moeda corrente no Brasil.
Rede Básica
Conjunto de linhas de transmissão, barramentos, transformadores
de potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230
kV, ou instalações em tensão inferior definidas pela ANEEL.
RGR
Reserva Global de Reversão.
RTE
Recomposição Tarifária Extraordinária.
SDT
Sistema de Distribuição de Títulos administrado pela ANDIMA e
operacionalizado pela CETIP.
SELIC
Taxa média dos financiamentos diários, com lastro em títulos
federais, apurados no Sistema Especial de Liquidação e Custódia.
SIN
Sistema Interligado Nacional.
SND
Sistema Nacional de Debêntures administrado pela ANDIMA e
operacionalizado pela CETIP.
STF
Supremo Tribunal Federal.
TAC
Termo de Ajustamento de Conduta.
TJLP
Taxa de Juros de Longo Prazo.
Unibanco
Unibanco – União de Bancos Brasileiros S.A.
Valor Nominal
Valor nominal unitário atribuído às Debêntures, na Data de
Emissão, correspondente a R$10.000,00.
12
RESUMO DAS CARACTERÍSTICAS DA DISTRIBUIÇÃO PÚBLICA
Emissora:
Ampla Energia e Serviços S.A.
Valor Mobiliário:
Debêntures simples, não conversíveis em ações.
Data de Emissão das Debêntures:
1º de agosto de 2006.
Agente Fiduciário:
Oliveira Trust Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários S.A..
Banco Mandatário e Agente
Escriturador:
Banco Itaú S.A..
Coordenador Líder:
Itaú BBA.
Coordenadores:
Itaú BBA, Unibanco, Bradesco e ABN AMRO.
Valor Total da Emissão:
R$ 370.000.000,00 (trezentos e setenta milhões de reais).
Número de Séries:
Série única.
Quantidade de Debêntures:
37.000 (trinta e sete mil).
Debêntures Adicionais:
A quantidade de Debêntures a serem distribuídas poderá, a critério da
Emissora e sem a necessidade de novo pedido à CVM ou modificação
dos termos da Escritura de Emissão, ser aumentada até um montante
que não exceda a 20% (vinte por cento) das Debêntures inicialmente
distribuídas (“Debêntures Adicionais”). Será mantido preço único
para a subscrição das Debêntures Adicionais.
Lote Suplementar:
A Companhia outorgou aos Coordenadores a opção de, após consulta
e concordância prévia da Emissora, aumentar a quantidade de
Debêntures a distribuir junto aos destinatários da 4.ª Emissão, nas
mesmas condições e preço constantes da Escritura de Emissão, até um
montante equivalente a 15% (quinze por cento) das Debêntures
inicialmente distribuídas (“Lote Suplementar”).
Valor Nominal Unitário:
R$ 10.000,00 (dez mil reais), na Data de Emissão.
Espécie:
Sem garantia nem preferência (quirografária).
Forma e Conversibilidade:
Forma nominativa e escritural, simples, não conversíveis em ações de
emissão da Emissora.
Prazo e Data de Vencimento:
Prazo de 6 (seis) anos, contados a partir da Data de Emissão,
vencendo, portanto, em 1º de agosto de 2012 (“Data de Vencimento”).
Preço de Subscrição e Forma de
Integralização:
As Debêntures serão subscritas pelo seu Valor Nominal acrescido da
Remuneração das Debêntures, conforme descrita na seção
“Informações sobre a Distribuição Pública”, sendo a Remuneração das
Debêntures calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão até a
data da efetiva subscrição. As Debêntures serão integralizadas à vista,
no ato da subscrição, em moeda corrente nacional.
13
Distribuição e Negociação:
As Debêntures serão objeto de distribuição pública pelos
Coordenadores, sob regime de garantia firme para a totalidade das
Debêntures, (A) para distribuição no mercado primário: no SDT,
administrado e operacionalizado pela CETIP, com base nas políticas e
diretrizes fixadas pela ANDIMA, sendo a distribuição liquidada e as
Debêntures custodiadas na CETIP; e (B) para negociação no mercado
secundário: (i) no SND, administrado e operacionalizado pela CETIP,
com base nas políticas e diretrizes fixadas pela ANDIMA, sendo a
negociação liquidada e as Debêntures custodiadas na CETIP; e (ii) no
Sistema de Negociação BOVESPA FIX, da BOVESPA, sendo a
negociação liquidada e as Debêntures custodiadas na CBLC.
Juros Remuneratórios:
As Debêntures renderão juros correspondentes às taxas médias diárias
dos Depósitos Interfinanceiros - DI de um dia, Extra-Grupo (“Taxas
DI”), expressas na forma percentual ao ano, base 252 (duzentos e
cinqüenta e dois) dias úteis, calculadas e divulgadas pela CETIP,
acrescidas exponencialmente de “Spread” de 0,85% (oitenta e cinco
centésimos por cento), conforme definido em processo de
bookbuilding, conforme explicitado na seção “Informações sobre a
Distribuição Pública”, incidente sobre o Valor Nominal da Debênture,
pro rata temporis, a partir da Data de Emissão ou da última data do
pagamento da remuneração, conforme o caso, e pagos ao final de cada
Período de Capitalização, conforme definido na seção “Informações
sobre a Distribuição Pública” (“Remuneração das Debêntures”).
Data de Pagamento da
Remuneração
Semestralmente, a partir da Data de Emissão (cada data de pagamento
da remuneração das Debêntures, uma “Data de Pagamento da
Remuneração”), sendo que a última Data de Pagamento da
Remuneração deverá coincidir com a Data de Vencimento das
Debêntures. Desse modo, a primeira data de pagamento da
Remuneração será 1º de fevereiro de 2007, a segunda data de
Pagamento da Remuneração da será 1º de agosto de 2007 e as datas de
Pagamento da Remuneração subseqüentes serão os mesmos dias 1º de
fevereiro e 1º de agosto dos anos subseqüentes, até a Data de
Vencimento.
Repactuação:
Não haverá.
Amortização:
Em duas parcelas iguais, sendo a primeira ao final do 5° (quinto) ano
a partir da Data de Emissão e a segunda na data de Vencimento das
Debêntures.
Resgate Antecipado:
A qualquer momento, a partir do 6° (sexto) mês a contar da Data de
Emissão (“Data de Início de Resgate”), mediante o pagamento do
Valor Nominal, ou do saldo do Valor Nominal, se for o caso,
atualizado acrescido de um prêmio, conforme a seguinte fórmula:
P=d/D x 1,5%, onde:
P = prêmio a ser pago em valor percentual sobre o valor do resgate;
d = quantidade de dias corridos a transcorrer entre a data do efetivo
resgate e a Data de Vencimento;
D = quantidade de dias corridos entre a Data de Início de Resgate e a
Data de Vencimento.
14
Caso o resgate não seja exercido para a totalidade das Debêntures, o
resgate dar-se-á por meio de operação de compra e venda definitiva,
no mercado secundário, conforme regulamento de operações do SND,
para as Debêntures registradas nesse sistema, ou conforme o
regulamento de operações do BOVESPA FIX, para as Debêntures
registradas na CBLC, ou ainda, no Banco Mandatário e Escriturador,
no caso do debenturista não estar vinculado à CETIP ou à CBLC.
As Debêntures resgatadas pela Emissora nos termos acima descritos
serão canceladas.
Aquisição Facultativa:
A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir as Debêntures em
Circulação, conforme definido abaixo, por preço não superior ao seu
Valor Nominal, ou ao saldo do Valor Nominal, se for o caso,
acrescido da Remuneração das Debêntures aplicável até a data da
aquisição, calculada pro rata temporis, desde a Data de Emissão ou da
última Data de Pagamento da Remuneração, observado o disposto no
artigo 55, parágrafo 2º da Lei das Sociedades por Ações. As
Debêntures objeto de aquisição facultativa poderão ser canceladas,
permanecer em tesouraria ou ser novamente colocadas no mercado.
Quorum de Deliberação em
Assembléias Gerais de
Debenturistas:
Cada Debênture dará direito a um voto, admitida a constituição de
mandatários, titulares das Debêntures (“Debenturistas”) ou não. As
deliberações serão tomadas pela maioria dos presentes, com exceção
das matérias para as quais estiver previsto quorum qualificado em lei
ou na Escritura de Emissão, conforme mencionado abaixo:
•
•
•
Deliberação, de comum acordo com a Emissora, sobre o
novo parâmetro de remuneração das Debêntures no caso de
extinção, ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI
por mais de 10 (dez) dias consecutivos, ou impossibilidade
de aplicação dessa taxa às Debêntures, ocasião na qual o
quorum será de 75% (setenta e cinco por cento) do total das
Debêntures em Circulação, conforme definido abaixo;
Não declaração do vencimento antecipado das obrigações
decorrentes das Debêntures nas hipóteses das alíneas (d),
(h), (i), (j), (k), (m) e (n) do item 4.11.1 da Escritura de
Emissão, cujo quorum de aprovação será de 75% (setenta e
cinco por cento) das Debêntures em Circulação;
Autorização ao Agente Fiduciário para a não adoção das
medidas contempladas nas alíneas (a), (b) e (c) do item 6.6
da Escritura de Emissão, exceto conforme o disposto no item
4.11.3 e observado o disposto nos itens 4.11.2, 4.11.3.1 e
4.11.4 da Escritura de Emissão, ocasião na qual o quorum
será a totalidade das Debêntures em Circulação. Na hipótese
da alínea (d) do item 6.6 da Escritura de Emissão, será
suficiente a deliberação por Debenturistas representando a
maioria das Debêntures em Circulação;
15
•
•
•
Convocação de Assembléia de Debenturistas, ocasião na
qual o quorum será de 10% (dez por cento) das Debêntures
em Circulação;
Modificação nas condições das Debêntures e disposições da
Escritura de Emissão, aprovação das matérias listadas nas
alíneas (e) e (l) do item 4.11.1 da Escritura de Emissão, com
as ressalvas ali especificadas, ocasião na qual o quorum de
aprovação será de 75% (setenta e cinco por cento) das
Debêntures em Circulação; e
Alteração do quorum previsto no item anterior e alteração de
quaisquer condições ou regras de remuneração, prazo e
amortização das Debêntures, ocasião na qual será necessária
aprovação da totalidade das Debêntures em Circulação,
ressalvados os quoruns especiais acima.
Serão consideradas como Debêntures em Circulação aquelas
Debêntures emitidas pela Emissora que ainda não tiverem sido
resgatadas e/ou liquidadas e que não sejam de titularidade da
Emissora, de coligadas e controladas da Emissora, ou de seus
controladores, ou dos respectivos administradores de tais sociedades,
bem como seus cônjuges e parentes até o segundo grau (“Debêntures
em Circulação”). Para efeitos de quorum de deliberação não serão
computados, ainda, eventuais votos em branco.
Local de Pagamento:
Conforme o caso: (a) os procedimentos adotados pela CETIP, para as
Debêntures registradas no SND; (b) os procedimentos adotados pela
CBLC, para as Debêntures registradas no BOVESPA FIX ou, (c) no
caso de titulares de Debêntures que não estejam vinculados a tais
sistemas, por meio do Banco Mandatário e Escriturador, mediante
depósito em contas-correntes indicadas pelos Debenturistas.
Público Alvo:
Pessoas físicas e jurídicas, fundos de investimentos, fundos de pensão,
entidades administradoras de recursos de terceiros registradas na
CVM, entidades autorizadas a funcionar pelo Banco Central,
seguradoras, entidades de previdência complementar e de
capitalização e investidores institucionais ou qualificados, conforme
regras vigentes no País, levando em conta o perfil de risco dos seus
clientes e a adequação às Debêntures, assegurando que o tratamento
conferido seja justo e eqüitativo.
Inadequação do Investimento:
O investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que (a)
necessitem de liquidez, tendo em vista a possibilidade de serem
pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado
secundário; e/ou (b) não estejam dispostos a correr o risco de crédito
de empresa do setor privado.
Informações Adicionais:
Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Emissora e
a Distribuição Pública poderão ser obtidas junto à Emissora, ao
Coordenador Líder e à CVM.
16
INFORMAÇÕES SOBRE A DISTRIBUIÇÃO PÚBLICA
Encontra-se a seguir um breve sumário do capital social da Companhia e uma descrição dos principais
termos e condições da Distribuição Pública.
Composição do Capital Social da Companhia
Em 30 de junho de 2006, o capital social da Companhia, totalmente subscrito e integralizado, era de
R$1.505.424.306,38, representado por 3.922.515.918.446 (três trilhões, novecentos e vinte e dois bilhões,
quinhentos e quinze milhões, novecentas e dezoito mil, quatrocentas e quarenta e seis) ações ordinárias e
sem valor nominal, sendo 3.919.875.433.696 (três trilhões, novecentos e dezenove bilhões, oitocentos e
setenta e cinco milhões, quatrocentas e trinta e três mil, seiscentas e noventa e seis) ações ordinárias
nominativas e 2.640.484.750 (dois bilhões, seiscentos e quarenta milhões, quatrocentas e oitenta e quatro
mil, setecentas e cinqüenta) ações ordinárias ao portador aguardando substituição por nominativas.
A distribuição do capital social da Companhia, em 30 de junho de 2006, é apresentada a seguir:
Em 30 de junho de 2006
Ações
(%)
1.839.121.933.344
46,89
824.607.526.460
21,02
536.591.907.867
13,68
10,34
405.768.824.339
302.176.533.044
7,70
0,30
11.608.708.642
2.640.484.750
0,07
100,00
3.922.515.918.446
Acionistas
Endesa Brasil S.A.
Chilectra Inversud S.A.
Enersis Internacional
Chilectra S.A. Ag. Ilhas Cayman
Eletricidade de Portugal Internacional SGPS S.A.
Outros
Ações ao Portador
Total
Características e Prazos da Distribuição Pública
A 4ª Emissão foi aprovada pela Assembléia Geral Extraordinária ocorrida em 28 de agosto de 2006
(“AGE”) e pelas Reuniões do Conselho de Administração ocorridas em 28 de agosto de 2006 e 21 de
setembro de 2006 (cada uma, “RCA” e, em conjunto, “RCAs”), com as seguintes características:
Quantidade e Séries. Serão emitidas 37.000 (trinta e sete mil) Debêntures, em série única.
Montante Total. O montante total da 4ª Emissão será de R$ 370.000.000,00 (trezentos e setenta milhões de
reais), na Data de Emissão.
Debêntures Adicionais. A quantidade de Debêntures a serem distribuídas poderá, a critério da Emissora e
sem a necessidade de novo pedido à CVM ou modificação dos termos da Escritura de Emissão, ser
aumentada até um montante que não exceda a 20% (vinte por cento) das Debêntures inicialmente
distribuídas (“Debêntures Adicionais”). Será mantido preço único para a subscrição das Debêntures
Adicionais.
Debêntures do Lote Suplementar. A Companhia outorgou aos Coordenadores a opção de, após consulta e
concordância prévia da Emissora, aumentar a quantidade de Debêntures a distribuir junto aos destinatários
da 4.ª Emissão, nas mesmas condições e preço constantes da Escritura de Emissão, até uma quantidade
equivalente a 15% (quinze por cento) das Debêntures inicialmente distribuídas (“Debêntures do Lote
Suplementar” e “Opção das Debêntures do Lote Suplementar”). A Opção das Debêntures do Lote
Suplementar poderá ser exercida no prazo de 30 (trinta) dias úteis, contados da data de publicação do
Anúncio de Início, devendo o Coordenador Líder comunicar a Emissora, com até 2 (dois) dias úteis de
antecedência, da intenção dos Coordenadores de exercer a Opção das Debêntures do Lote Suplementar. O
Coordenador Líder deverá informar à CVM, até o dia posterior ao do exercício da Opção das Debêntures do
Lote Suplementar, a data do respectivo exercício e a quantidade de Debêntures envolvidas, que deverá ser
considerada para fins de registro da presente Emissão na CVM.
17
Conversibilidade, Espécie e Forma. As Debêntures serão simples, não conversíveis em ações, da espécie
quirografária (sem garantia nem preferência) e terão a forma nominativa e escritural.
Forma de Subscrição e Prazo de Integralização. As Debêntures serão subscritas pelo seu Valor Nominal
acrescido da Remuneração das Debêntures, sendo a Remuneração das Debêntures calculada pro rata
temporis desde a Data de Emissão até a data da efetiva integralização. As Debêntures serão integralizadas à
vista, no ato da subscrição, em moeda corrente nacional.
Prazo e Data de Vencimento. O prazo das Debêntures é de 6 (seis) anos, contados a partir da Data de
Emissão, vencendo, portanto, em 1º de agosto de 2012.
Remuneração das Debêntures. As Debêntures renderão juros correspondentes às taxas médias diárias dos
Depósitos Interfinanceiros - DI de um dia, Extra-Grupo (“Taxas DI”), expressas na forma percentual ao ano,
base 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias úteis, calculadas e divulgadas pela CETIP, acrescidas
exponencialmente de Spread de 0,85% (oitenta e cinco centésimos por cento), conforme definido em
processo de bookbuilding, conforme explicitado no item 4.7.2 da Escritura de Emissão, incidente sobre o
Valor Nominal da Debênture, pro rata temporis, a partir da Data de Emissão ou da última Data de
Pagamento da Remuneração, conforme o caso, e pagos ao final de cada Período de Capitalização, conforme
definidos nos itens 4.7.3 e 4.7.4 da Escritura de Emissão.
Pagamento da Remuneração das Debêntures. A Remuneração das Debêntures será paga semestralmente, a
partir da Data de Emissão, sendo que a última Data de Pagamento da Remuneração deverá coincidir com a
Data de Vencimento das Debêntures. Desse modo, a primeira Data de Pagamento da Remuneração será 1º
de fevereiro de 2007, a segunda Data de Pagamento da Remuneração da será 1º de agosto de 2007 e as Datas
de Pagamento da Remuneração subseqüentes serão os mesmos dias 1º de fevereiro e 1º de agosto dos anos
subseqüentes, até a Data de Vencimento.
Repactuação. Não haverá repactuação das Debêntures.
Amortização. As Debêntures serão amortizadas em duas parcelas iguais, sendo a primeira ao final do 5º
(quinto) ano a partir da Data de Emissão e a segunda na Data de Vencimento das Debêntures.
Resgate Antecipado. As Debêntures poderão ser resgatadas antecipadamente a qualquer momento a partir do
6° (sexto) mês a contar da Data de Emissão, ou seja, na Data de Início de Resgate, mediante o pagamento do
Valor Nominal, ou do saldo do Valor Nominal, se for o caso, atualizado acrescido de um prêmio, conforme a
seguinte fórmula:
P=d/D x 1,5%, onde:
P = prêmio a ser pago em valor percentual sobre o valor do resgate;
d = quantidade de dias corridos a transcorrer entre a data do efetivo resgate e a Data de Vencimento;
D = quantidade de dias corridos entre a Data de Início de Resgate e a Data de Vencimento.
Caso o resgate não seja exercido para a totalidade das Debêntures, o resgate dar-se-á por meio de operação de
compra e venda definitiva, no mercado secundário, conforme regulamento de operações do SND, para as
Debêntures registradas nesse sistema, ou conforme o regulamento de operações do BOVESPA FIX, para as
Debêntures registradas na CBLC, ou ainda, no Banco Mandatário e Escriturador, no caso do debenturista não
estar vinculado à CETIP ou à CBLC.
As Debêntures resgatadas pela Emissora nos termos acima descritos serão canceladas.
Aquisição Facultativa: A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir as Debêntures em Circulação, por
preço não superior ao seu Valor Nominal, ou ao saldo do Valor Nominal, se for o caso, acrescido da
Remuneração aplicável até a data da aquisição, calculada pro rata temporis, desde a Data de Emissão ou da
última Data de Pagamento da Remuneração, observado o disposto no artigo 55, parágrafo 2º da Lei das
Sociedades por Ações. As Debêntures objeto de aquisição facultativa poderão ser canceladas, permanecer em
tesouraria ou ser novamente colocadas no mercado.
18
Vencimento Antecipado. Observado o disposto abaixo, o Agente Fiduciário deverá declarar antecipadamente
vencidas todas as obrigações relativas às Debêntures e exigir o imediato pagamento, pela Emissora, do Valor
Nominal, ou do saldo do Valor Nominal, se for o caso, acrescido da Remuneração das Debêntures, calculada
pro rata temporis, a partir da Data de Emissão ou da última Data de Pagamento da Remuneração, conforme
o caso, até a data do efetivo pagamento, assim como de quaisquer outros valores eventualmente devidos pela
Emissora nos termos da Escritura de Emissão, independentemente de qualquer aviso, interpelação ou
notificação judicial ou extra-judicial à Emissora, na ocorrência de quaisquer dos seguintes eventos, os quais
a Emissora reconhece desde logo serem causa direta para aumento indevido do risco de inadimplemento das
obrigações assumidas pela Emissora relativamente às Debêntures:
(a)
decretação de falência, pedido de falência não elidido no prazo legal ou pedido de auto-falência,
assim como o pedido ou início de processo de recuperação judicial ou extrajudicial ou procedimento da
mesma natureza, da Emissora e/ou de seus controladores diretos ou indiretos;
(b)
protesto de títulos contra a Emissora, cujo valor individual ou agregado devido e não pago
ultrapasse R$30.000.000,00 (trinta milhões de reais), salvo se, (i) no prazo máximo de 15 (quinze) dias úteis
da data de sua ocorrência, for comprovado pela Emissora que o protesto não é legítimo ou que foi
indevidamente efetuado, ou, no prazo legal, o protesto for sustado ou cancelado, ou (ii) tais protestos
referirem-se à ausência de pagamentos de compras de energia e encargos do sistema, formalizados por meio
de contratos bilaterais, que não seja CCEAR, nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, objeto
de discussão legítima junto a órgãos reguladores e/ou na esfera judicial;
(c)
vencimento antecipado ou inadimplemento de qualquer obrigação da Emissora de valor individual
ou agregado igual ou superior a R$ 30.000.000,00 (trinta milhões de reais) ou equivalente em outras
moedas, salvo se tal vencimento antecipado for sanado em até 2 (dois) dias úteis a partir do momento de sua
ocorrência;
(d)
ocorrência de qualquer alteração na composição societária que venha a resultar na alteração do
controle acionário indireto da Emissora, exceto nos casos de alteração de controle acionário indireto na qual
(i) o novo controlador indireto tenha rating corporativo atribuído pela Fitch, Moodys ou Standard & Poors
não inferior a 1 (um) notch em relação ao rating em escala global da Endesa; e (ii) a referida alteração de
controle acionário indireto não resulte em rebaixamento do rating da Emissão para um nível inferior a “A–”
(A menos) na escala nacional da Standard & Poors, ou nível equivalente da Fitch ou Moodys. Para os fins
deste item (d), haverá alteração no controle acionário indireto da Emissora se a Endesa S.A., sociedade com
sede em Madri, na Espanha, deixar de ser sua controladora indireta final;
(e)
fusão envolvendo a Emissora ou a sua cisão (total ou parcial) ou a sua incorporação, exceto se a
operação for previamente aprovada pelos Debenturistas, nos termos previstos no caput do artigo 231 da Lei
das Sociedades por Ações e do item 7.6 da Escritura de Emissão, ou for garantido aos Debenturistas o
resgate das Debêntures de que forem titulares, nos termos dos parágrafos primeiro e segundo do artigo 231
da Lei das Sociedades por Ações e do item 4.19 da Escritura de Emissão;
(f)
perda ou intervenção na concessão de serviço público da qual a Emissora é titular, bem como a
extinção ou qualquer outra forma de limitação da Emissora da totalidade ou de parcela relevante da referida
concessão;
(g)
descumprimento pela Emissora de qualquer obrigação pecuniária relacionada à 4.ª Emissão;
(h)
descumprimento pela Emissora de qualquer obrigação não-pecuniária assumida pela Emissora na
Escritura de Emissão ou no Contrato de Distribuição que não seja sanado no prazo de 10 (dez) dias úteis
contados a partir da data do recebimento pela Emissora de notificação enviada pelo Agente Fiduciário
relativamente a tal descumprimento;
(i)
pagamento aos acionistas da Emissora de dividendos, incluindo dividendos a título de antecipação
e/ou rendimentos sob forma de juros sobre capital próprio, quando a Emissora estiver em mora com relação
às Debêntures, ressalvado, entretanto, o pagamento do dividendo mínimo obrigatório previsto no artigo 27, §
1.º, inciso III do Estatuto Social da Emissora;
19
(j)
redução de capital da Emissora com restituição aos acionistas de parte do valor das ações e/ou
recompra pela Emissora de suas próprias ações, exceto se previamente autorizada pelos Debenturistas, nos
termos do parágrafo terceiro do artigo 174 da Lei das Sociedades por Ações e do item 7.6 da Escritura de
Emissão;
(k)
não-manutenção dos seguintes índices financeiros apurados e revisados trimestralmente por
auditores independentes da Emissora, com base nas demonstrações financeiras da Emissora relativas a 31 de
março, 30 de junho, 30 de setembro e 31 de dezembro e os trimestres então findos, feita a anualização,
quando aplicável, mediante a soma do trimestre em questão com os três trimestres imediatamente anteriores:
(i) O índice obtido da divisão da Dívida Financeira Liquida pelo EBITDA (conforme definidos
abaixo) não deverá ser superior a 2,9.
Onde:
“Dívida Financeira Líquida” significa o saldo de dívidas bancárias, incluindo (i) empréstimos com o
BNDES ou agências multilaterais, (ii) obrigações comprovadas com o fundo de pensão dos
empregados da Emissora (não considerando para fins desta definição o cálculo atuarial), (iii) saldo
líquido de operações de derivativos (passivos menos ativos de operações com derivativos), (iv)
dívida com as Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás, (v) dívida com as Debêntures e
demais debêntures da Emissora em circulação, e (vi) mútuos com partes relacionadas listados no
passivo da Emissora (líquidos dos mútuos com partes relacionadas listados no ativo da Emissora),
menos o numerário disponível em caixa, os saldos líquidos de contas correntes bancárias credoras e
devedoras e os saldos de aplicações financeiras. Excluem-se do conceito de Dívida Financeira
Líquida (i) os empréstimos relativos à RTE – Recomposição Tarifária Extraordinária e (ii) os
empréstimos relativos à CVA – Conta de Compensação de Variação de Custos da parcela “A” e
energia livre; e
“EBITDA” significa o lucro ou prejuízo líquido da Emissora, relativo a um período de doze meses
calculado nos termos deste item (k), antes da contribuição social e imposto de renda, subtraindo-se
as receitas e adicionando-se as despesas geradas pelos resultados não operacionais, equivalência
patrimonial, resultados financeiros, provisão para contingências, provisão para créditos de
liquidação duvidosa, baixas de títulos incobráveis, depreciação e amortização, definição esta na
forma usualmente aceita pelos princípios contábeis brasileiros.
(ii) O índice obtido da divisão do EBITDA (conforme definido acima) pelas Despesas Financeiras
Líquidas (conforme definidos abaixo) não deverá ser inferior a 2,3.
Onde:
“Despesas Financeiras Líquidas” significam as despesas financeiras relativas a um período de doze
meses calculado nos termos deste item (k), efetivamente desembolsadas pela Emissora, líquidas de
receitas de aplicações financeiras obtidas no mesmo período, definidas como (i) juros relativos a
dívidas bancárias (incluindo juros devidos ao BNDES e a agências multilaterais), (ii) juros pagos ao
fundo de pensão dos empregados da Emissora, (iii) parcela com impacto no caixa (“parcela caixa”)
da variação monetária e cambial de juros e principal das modalidades de dívida referidas nos itens
(i) a (vii) da presente definição, (iv) juros pagos às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás,
(v) juros pagos às Debêntures e demais títulos e valores mobiliários emitidos pela Emissora nos
mercados financeiro e de capitais, internacional e nacional, (vi) despesas financeiras relativas a
mútuos com partes relacionadas listados no passivo da Emissora (líquidas de receitas financeiras
recebidas relativamente a mútuos com partes relacionadas listadas no ativo da Emissora), bem como
(vii) o valor efetivamente desembolsado pela Emissora referente a passivos de operações de
derivativos (líquido dos valores efetivamente recebidos pela Emissora referentes a ativos de
operações com derivativos). Excluem-se do conceito de Despesas Financeiras: (i) os juros
efetivamente desembolsados por conta dos empréstimos relativos à RTE - Recomposição Tarifária
Extraordinária, (ii) os juros efetivamente desembolsados por conta dos empréstimos relativos à
CVA - Conta de Compensação de Variação de Custos da parcela “A” e (iii) as despesas oriundas de
provisões (que não tiveram impacto no caixa, mas apenas registro contábil).
20
(iii) O índice obtido da divisão da Dívida Líquida de Curto Prazo (conforme definida abaixo) pelo
EBITDA (conforme definido acima) não deverá ser superior a 1,5.
Onde:
“Dívida Líquida de Curto Prazo” significa (i) o saldo de dívidas bancárias de curto prazo menos o
numerário disponível em caixa, os saldos líquidos de contas correntes bancárias credoras e
devedoras e os saldos de aplicações financeiras, acrescido (ii) da parcela corrente das dívidas de
longo prazo (incluindo parcela corrente das Debêntures, demais debêntures da Emissora em
circulação e parcelas devidas ao BNDES e a agências multilaterais), (iii) da parcela corrente das
obrigações com fundo de pensão dos empregados da Emissora, (não considerando para fins desta
definição o cálculo atuarial), (iv) do saldo líquido de operações de derivativos (passivo menos ativo
de operações de derivativos) registrado no curto prazo, (v) da parcela corrente da dívida com as
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás, (vi) da parcela corrente dos mútuos com partes
relacionadas listados no passivo da Emissora (líquidos da parcela corrente dos mútuos com partes
relacionadas listados no ativo da Emissora). Excluem-se do conceito de Dívida Líquida de Curto
Prazo (i) a parcela corrente dos empréstimos relativos à RTE - Recomposição Tarifária
Extraordinária e (ii) a parcela corrente dos empréstimos relativos à CVA - Conta de Compensação
de Variação de Custos da parcela “A”, conforme definido pela regulamentação da ANEEL e energia
livre.
(l)
transformação, liquidação, dissolução ou extinção da Emissora;
(m)
comprovação de inveracidade, insuficiência, incorreção ou inconsistência de qualquer declaração
feita pela Emissora na Escritura de Emissão e no Contrato de Distribuição, ou de qualquer informação
constante do Prospecto Definitivo que afete adversamente a percepção de risco das Debêntures e/ou da
Emissora; e
(n)
não cumprimento de qualquer ordem de execução por quantia certa oriunda de decisão judicial
transitada em julgado ou arbitral definitiva, de natureza condenatória, contra a Emissora ou qualquer
controlada, direta ou indireta, da Emissora, por valor individual ou agregado que ultrapasse R$
30.000.000,00 (trinta milhões de reais), no prazo estipulado para pagamento.
A ocorrência de quaisquer dos eventos indicados nos itens (a), (b), (c), (e), (f), (g) e (l) acima acarretará o
vencimento antecipado automático das Debêntures.
Na ocorrência de qualquer dos eventos indicados nos demais itens acima, quais sejam, os itens (d), (h), (i),
(j), (k), (m) e (n), o Agente Fiduciário deverá convocar, em até 05 (cinco) dias úteis contados da data em que
tomar conhecimento do evento, uma Assembléia de Debenturistas para deliberar sobre a declaração do
vencimento antecipado das Debêntures.
No que se refere aos itens (d), (h), (i), (j), (k), (m) e (n) acima, após a realização da Assembléia de
Debenturistas ou caso não haja deliberação em Assembléia de Debenturistas, inclusive por não instalação
desta, o Agente Fiduciário deverá declarar antecipadamente vencidas todas as obrigações decorrentes das
Debêntures e exigir o pagamento do que for devido, a menos que, após a realização de tal Assembléia de
Debenturistas, Debenturistas que representem pelo menos 75% (setenta e cinco por cento) das Debêntures
em Circulação, optem por não declarar o vencimento antecipado das obrigações decorrentes das Debêntures,
hipótese na qual não haverá vencimento antecipado das Debêntures.
Uma vez declaradas vencidas as Debêntures, o Agente Fiduciário deverá enviar imediatamente carta
protocolada à sede da Emissora, com aviso de recebimento, no endereço constante deste Prospecto, com
cópia para CETIP, CBLC e para o Banco Mandatário e Escriturador comunicando o fato.
21
Na ocorrência do vencimento antecipado das Debêntures, nos termos acima, a Emissora obriga-se a efetuar o
pagamento do Valor Nominal, ou do saldo do Valor Nominal, se for o caso, acrescido da Remuneração das
Debêntures, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou da última Data de Pagamento da
Remuneração, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento, e de quaisquer outros valores
eventualmente devidos pela Emissora nos termos da Escritura de Emissão, inclusive os encargos moratórios
previstos abaixo, se for o caso, em até 5 (cinco) dias úteis contados de comunicação nesse sentido a ser
enviada pelo Agente Fiduciário à Emissora, conforme descrito acima.
Local de Pagamento. Os pagamentos a que fizerem jus as Debêntures serão efetuados utilizando-se,
conforme o caso: (a) os procedimentos adotados pela CETIP, para as Debêntures registradas no SND; (b) os
procedimentos adotados pela CBLC, para as Debêntures registradas no BOVESPA FIX ou, (c) no caso de
titulares de Debêntures que não estejam vinculados a tais sistemas, por meio do Banco Mandatário, mediante
depósito em contas-correntes indicadas pelos Debenturistas.
Imunidade ou Isenção Tributária. Caso qualquer debenturista tenha imunidade ou isenção tributária, deverá
encaminhar ao Banco Mandatário e Escriturador, no prazo mínimo de dez dias úteis anteriores à data prevista
para recebimento de valores relativos às Debêntures, documentação comprobatória de tal imunidade ou
isenção tributária, sob pena de ter descontado dos seus rendimentos os valores devidos nos termos da
legislação tributária em vigor.
Prorrogação dos Prazos. Considerar-se-ão automaticamente prorrogados os prazos para pagamento de
qualquer obrigação prevista ou decorrente da Escritura de Emissão, até o primeiro dia útil subseqüente, sem
acréscimo de juros ou de qualquer outro encargo moratório aos valores a serem pagos, quando a Data de
Pagamento da Remuneração coincidir com feriado nacional, sábado ou domingo.
Encargos Moratórios. Ocorrendo impontualidade no pagamento, pela Emissora, de qualquer quantia relativa
às Debêntures, os débitos vencidos e não pagos pela Emissora ficarão, desde a data da inadimplência até a
data do efetivo pagamento, independentemente de aviso, notificação ou interpelação judicial ou
extrajudicial, sujeitos a: (a) multa não compensatória de 2% (dois por cento); (b) juros moratórios à razão de
1% (um por cento) ao mês calculados pro rata temporis e linearmente; e (c) incidência da Remuneração das
Debêntures, calculada pro rata temporis, desde a data em que o pagamento era devido até a data do efetivo
pagamento pela Emissora.
Decadência do Direito aos Acréscimos. Sem prejuízo do disposto sobre a prorrogação dos prazos, o nãocomparecimento do Debenturista para receber o valor correspondente a qualquer das obrigações pecuniárias
devidas pela Emissora, nas datas previstas na Escritura de Emissão ou em comunicado publicado pela
Emissora, não lhe dará direito ao recebimento de Remuneração das Debêntures e/ou encargos moratórios no
período relativo ao atraso no recebimento, sendo-lhe todavia, assegurados os direitos adquiridos até a data
do respectivo vencimento.
Publicidade. Os anúncios de início e encerramento de distribuição das Debêntures e todos os demais atos e
decisões que vierem, de qualquer forma, a envolver interesses dos Debenturistas serão veiculados, na forma
de avisos, na edição nacional do jornal Valor Econômico.
Aprovações Necessárias. A 4ª Emissão foi aprovada pela ANEEL em 25 de agosto de 2006, cuja aprovação
se encontra anexa.
Classificação de Risco da 4ª Emissão. A Emissora contratou a agência de classificação de risco Standard &
Poor’s para avaliar as Debêntures, sendo que as mesmas receberam a classificação brA. Para maiores
informações ver a súmula da classificação de risco anexa a este Prospecto. A Companhia se compromete a
submeter anualmente a 4ª Emissão à revisão e avaliação pela agência de classificação de risco, durante todo
o prazo de vigência das Debêntures, bem como divulgar ou permitir que a agência de classificação de risco
divulgue seu relatório com a respectiva súmula de classificação de risco das Debêntures.
Em caso de exercício, pelos Coordenadores, da Opção das Debêntures do Lote Suplementar, o Coordenador
Líder deverá informar a Emissora, especificando o número de Debêntures do Lote Suplementar a serem
emitidas.
A liquidação financeira das Debêntures do Lote Suplementar dar-se-á em até 5 (cinco) dias úteis contados da
data em que o Coordenador Líder informar a Emissora acerca do exercício da Opção das Debêntures do Lote
Suplementar.
22
Quoruns Mínimos Estabelecidos para Assembléia de Debenturistas
Cada Debênture dará direito a um voto, admitida a constituição de mandatários, Debenturistas ou não. As
deliberações serão tomadas pela maioria dos presentes, com exceção das matérias para as quais estiver
previsto quorum qualificado em lei ou na Escritura de Emissão, conforme mencionado abaixo:
•
Deliberação, de comum acordo com a Emissora, sobre o novo parâmetro de remuneração das
Debêntures no caso de extinção, ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI por mais de 10 (dez)
dias consecutivos, ou impossibilidade de aplicação dessa taxa às Debêntures, ocasião na qual o quorum
será de 75% (setenta e cinco por cento) do total das Debêntures em Circulação;
Não declaração do vencimento antecipado das obrigações decorrentes das Debêntures nas hipóteses das
alíneas (h), (i), (j), (k), (m) e (n) do item 4.11.1 da Escritura de Emissão, cujo quorum de aprovação será
de 75% (setenta e cinco por cento) das Debêntures em Circulação;
Autorização ao Agente Fiduciário para a não adoção das medidas contempladas nas alíneas (a), (b) e (c)
do item 6.6 da Escritura de Emissão, exceto conforme o disposto no item 4.11.3 e observado o disposto
nos itens 4.11.2, 4.11.3.1 e 4.11.4 da Escritura de Emissão, ocasião na qual o quorum será a totalidade
das Debêntures em Circulação. Na hipótese da alínea (d) do item 6.6 da Escritura de Emissão, será
suficiente a deliberação por Debenturistas representando a maioria das Debêntures em Circulação;
Convocação de Assembléia de Debenturistas, ocasião na qual o quorum será de 10% (dez por cento)
das Debêntures em Circulação;
Modificação nas condições das Debêntures e disposições da Escritura de Emissão, aprovação das
matérias listadas nas alíneas (e) e (l) do item 4.11.1 da Escritura de Emissão, com as ressalvas ali
especificadas, ocasião na qual o quorum de aprovação será de 75% (setenta e cinco por cento) das
Debêntures em Circulação; e
Alteração do quorum previsto no item anterior e alteração de quaisquer condições ou regras de
remuneração, prazo e amortização das Debêntures, ocasião na qual será necessária aprovação da
totalidade das Debêntures em Circulação, ressalvados os quoruns especiais acima;
•
•
•
•
•
Serão consideradas como Debêntures em Circulação aquelas Debêntures emitidas pela Emissora que ainda
não tiverem sido resgatadas e/ou liquidadas e que não sejam de titularidade da Emissora, de coligadas e
controladas da Emissora, ou de seus controladores, ou dos respectivos administradores de tais sociedades,
bem como seus cônjuges e parentes até o segundo grau. Para efeitos de quorum de deliberação não serão
computados, ainda, eventuais votos em branco.
Cronograma Estimado das Etapas da Distribuição Pública
Encontra-se abaixo um cronograma estimado das etapas da Distribuição Pública:
Ordem dos
eventos
1
2
3
4
5
6
7
8
(1)
Data de Ocorrência / Data
Prevista (1)
Evento
Publicação do Aviso ao Mercado
Disponibilização do Prospecto Preliminar
Início do Roadshow
Finalização do Processo de bookbuilding
22/08/2006
23/08/2006
12/09/2006
Realização de Reunião do Conselho de Administração para deliberar sobre o preço
Registro da Distribuição Pública na CVM
Publicação do Anúncio de Início
Disponibilização do Prospecto Definitivo
Início do período para o exercício das Debêntures do Lote Suplementar
Data de Liquidação das Debêntures
Publicação do Anúncio de Encerramento
21/09/2006
27/09/2006
29/09/2006
29/09/2006
02/10/2006
As datas previstas para os eventos futuros são meramente indicativas e estão sujeitas a alterações, antecipações e atrasos.
A Emissora e o os Coordenadores realizaram apresentações sobre a Distribuição Pública a investidores nas
cidades de São Paulo e Rio de Janeiro.
23
Identificação do Público Investidor Alvo
As Debêntures têm como público alvo pessoas físicas e jurídicas, fundos de investimento, fundos de pensão,
entidades administradoras de recursos de terceiros registradas na CVM, entidades autorizadas a funcionar
pelo Banco Central, seguradoras, entidades de previdência complementar e de capitalização e investidores
institucionais ou qualificados, conforme regras vigentes no País, levando em conta o perfil de risco dos
clientes dos Coordenadores e a adequação às Debêntures, assegurando também que o tratamento conferido
seja justo e eqüitativo.
O investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que (a) necessitem de liquidez, tendo em vista
a possibilidade de serem pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado secundário;
e/ou (b) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de empresa do setor privado.
Registro e Negociação em Sistema de Liquidação e Custódia
As Debêntures da presente Emissão deverão ser registradas: (A) para distribuição no mercado primário: no
SDT, administrado e operacionalizado pela CETIP, com base nas políticas e diretrizes fixadas pela
ANDIMA, sendo a distribuição liquidada e as Debêntures custodiadas na CETIP; e (B) para negociação no
mercado secundário: (i) no SND, administrado e operacionalizado pela CETIP, com base nas políticas e
diretrizes fixadas pela ANDIMA, sendo a negociação liquidada e as Debêntures custodiadas na CETIP; e (ii)
no Sistema de Negociação BOVESPA FIX, da BOVESPA, sendo a negociação liquidada e as Debêntures
custodiadas na CBLC.
Suspensão e Cancelamento da Distribuição Pública
A Distribuição Pública poderá ser suspensa ou cancelada pela CVM, a qualquer tempo, nos seguintes casos:
(a) se estiver sendo processada em condições diversas das constantes da Instrução CVM nº 400/03 ou do
registro da Distribuição Pública; ou
(b) se for considerada ilegal, contrária à regulamentação da CVM ou fraudulenta, ainda que após obtido o
respectivo registro.
A Distribuição Pública deverá ser suspensa quando a CVM verificar ilegalidade ou violação de
regulamentos sanáveis. O prazo de suspensão da Distribuição Pública não poderá ser superior a 30 (trinta)
dias, durante o qual a irregularidade apontada deverá ser sanada. Findo esse prazo de 30 (trinta) dias sem
que tenham sido sanados os vícios que determinaram a suspensão, a CVM deverá ordenar a retirada da
Distribuição Pública e cancelar o respectivo registro.
A rescisão do Contrato de Distribuição importará no cancelamento do registro da Distribuição Pública.
A eventual suspensão ou cancelamento da Distribuição Pública, bem como quaisquer outras informações ou
avisos a ela relativos serão divulgados ao mercado e aos investidores que tenham aceitado a Distribuição
Pública imediatamente após a sua ocorrência, nos mesmos jornais de grande circulação habitualmente
utilizados pela Companhia.
É facultado aos investidores, na hipótese de suspensão, a possibilidade de revogar a aquisição das
Debêntures até o 5º (quinto) dia útil posterior ao recebimento da comunicação da suspensão.
Todos os investidores que tenham adquirido as Debêntures, na hipótese do cancelamento da Distribuição
Pública e os investidores que tenham revogado sua aquisição, na hipótese de suspensão, terão direito à
restituição integral dos valores dados em contrapartida às Debêntures, sem reembolso da quantia relativa à
Contribuição Provisória sobre Movimentação ou Transmissão de Valores e de Crédito e Direitos da
Natureza Financeira – CPMF (“CPMF”), os quais serão creditados na conta dos investidores, no prazo
máximo de 5 (cinco) dias úteis, a contar da comunicação da revogação aos investidores ou do recebimento
da comunicação de revogação do investidor, no caso de suspensão.
24
Modificação ou Revogação da Distribuição Pública
Havendo, a juízo da CVM, alteração substancial, posterior e imprevisível nas circunstâncias de fato
existentes quando da apresentação do pedido de registro de Distribuição Pública, ou que o fundamentem,
acarretando aumento relevante dos riscos assumidos pela Companhia e inerentes à própria Distribuição
Pública, a CVM poderá acolher pleito de modificação ou revogação da Distribuição Pública. Se for deferida
a modificação, a Distribuição Pública poderá, por iniciativa da própria CVM, ou a requerimento da
Companhia, ser prorrogada por até 90 (noventa) dias. É sempre permitida a modificação da distribuição
pública para melhorá-la em favor dos Debenturistas.
A revogação torna ineficazes a Distribuição Pública e os atos de aceitação anteriores ou posteriores, devendo
ser restituídos integralmente aos aceitantes os valores dados em contrapartida às Debêntures, sem reembolso
da quantia relativa à CPMF. Em caso de revogação da Distribuição Pública, os boletins de subscrição
eventualmente firmados ficarão automaticamente cancelados.
A modificação da Distribuição Pública será imediatamente divulgada ao mercado, através dos mesmos
meios utilizados para a publicação do Anúncio de Início. O Coordenador Líder tomará as providências
cabíveis para se assegurar de que os investidores, ao formalizarem sua adesão à Distribuição Pública, com a
assinatura do boletim de subscrição, estão cientes de que foi alterada a Distribuição Pública e de que têm
conhecimento dos novos termos e condições. Caso tenham assinado o boletim de subscrição anteriormente à
modificação da Distribuição Pública, os investidores serão informados imediatamente pelo Coordenador
Líder a respeito da modificação ocorrida e deverão, no prazo máximo de 5 (cinco) dias úteis, a contar do
recebimento da comunicação, confirmar seu interesse na aquisição das Debêntures. Caso não haja
manifestação do investidor até o final do prazo 5 (cinco) dias úteis, será presumida a intenção do investidor
na aquisição das Debêntures.
Contrato de Distribuição
Antes da obtenção do registro da Distribuição Pública, a Companhia e os Coordenadores celebraram o
Contrato de Distribuição, que estará disponível para consulta junto à Companhia, aos Coordenadores e à
CVM, nos endereços indicados neste Prospecto.
Procedimento de Distribuição e Forma de Colocação
As Debêntures serão objeto de Distribuição Pública pelos Coordenadores, sob regime de garantia firme para
a totalidade das Debêntures, para colocação, no mercado primário, por meio do SDT, administrado e
operacionalizado pela CETIP, com base nas políticas e diretrizes fixadas pela ANDIMA, sendo a
distribuição liquidada e as Debêntures custodiadas na CETIP. As Debêntures Adicionais e as Debêntures do
Lote Suplementar, caso sejam objeto de Distribuição Pública, serão distribuídas sob o regime de melhores
esforços. Não existirão reservas antecipadas, nem fixação de lotes mínimos ou máximos, sendo que os
Coordenadores, com expressa anuência da Emissora, organizarão plano de distribuição.
A Distribuição Pública das Debêntures somente terá início após a concessão do registro da 4ª Emissão pela
CVM, a publicação do Anúncio de Início e a disponibilização do Prospecto Definitivo aos investidores, nos
termos da Instrução CVM n.º 400/03. A Distribuição Pública das Debêntures deverá ser efetuada até o
período máximo de 6 (seis) meses, a contar da data da publicação do Anúncio de Início.
A Emissora não poderá efetuar nova emissão de debêntures antes de terem sido colocadas todas as
Debêntures objeto da 4ª Emissão.
25
Regime de Garantia Firme
Observadas as condições previstas no Contrato de Distribuição, os Coordenadores foram contratados para
realizar a coordenação, colocação e distribuição pública das Debêntures em regime de garantia firme de
colocação, exceto conforme disposto abaixo, sem qualquer solidariedade entre os Coordenadores e na
proporção descrita a seguir, a ser exercida na taxa inicial do bookbuilding, que não será superior à variação
das Taxas DI, acrescida de 0,85% (oitenta e cinco centésimos por cento)ao ano, conforme especificado
abaixo:
Instituição Financeira
Montante de Garantia
Firme na Data de Emissão
R$150.000.000,00
R$90.000.000,00
R$70.000.000,00
R$60.000.000,00
R$370.000.000,00
Itaú BBA
Unibanco
Bradesco
ABN AMRO
Total
As Debêntures Adicionais ou as Debêntures do Lote Suplementar, conforme disposto nos itens 2.1.1 e 2.1.2
do Contrato de Distribuição, se for o caso, serão colocadas pelos Coordenadores sob o regime de melhores
esforços.
A colocação das Debêntures será feita em até 5 (cinco) dias úteis, contados da data de publicação do
Anúncio de Início (“Prazo de Colocação”).
Se, ao final do prazo mencionado acima, as Debêntures não tiverem sido totalmente colocadas, cada
Coordenador deverá subscrever, até o limite da garantia firme prestada à Emissora, conforme especificado
na tabela supra, a totalidade das Debêntures que porventura não tenham sido colocadas junto a investidores.
Os Coordenadores poderão revender, até a data de publicação do Anúncio de Encerramento, as Debêntures
adquiridas em virtude do exercício da garantia firme de colocação por preço não superior ao Preço de
Subscrição acrescido da Remuneração das Debêntures entre a Data de Emissão e a data de revenda. A
revenda das Debêntures pelos Coordenadores, após a publicação do Anúncio de Encerramento, poderá ser
feita pelo preço a ser apurado de acordo com as condições de mercado verificadas à época. A revenda das
Debêntures, conforme aqui mencionada, deverá ser efetuada respeitada a regulamentação aplicável.
Relações da Companhia com os Coordenadores
A Companhia mantém relacionamento comercial com os Coordenadores de acordo com as práticas usuais
do mercado financeiro.
A seguir são destacadas as principais operações realizadas pela Companhia com os Coordenadores.
Itaú BBA
Em 30 de junho de 2006, as operações entre a Companhia e o Itaú BBA consistiam em: (i) operações de
capital de giro, no montante de aproximadamente R$130,0 milhões; (ii) fianças; e (iii) serviços bancários em
geral, incluindo a arrecadação de faturas de energia elétrica.
Unibanco
Em 30 de junho de 2006, as operações entre a Companhia e o Unibanco consistiam em: (i) cartas de fiança
para garantia de contingências fiscais e trabalhistas; (ii) operações de crédito, tais como capital de giro no
montante de aproximadamente R$130,0 milhões, e aproximadamente R$45,0 milhões em debêntures da 3ª
emissão de debêntures, (iii) garantia de risco comercial para um empréstimo de importação de equipamentos
feito com a Caixa Geral de Depósitos, (iv) operações de repasses de BNDES no montante aproximado de
R$60,0 milhões e (v) serviços bancários em geral, inclusive a arrecadação de faturas de energia elétrica.
26
Bradesco
Em 30 de junho de 2006, as operações entre a Companhia e o Bradesco consistiam em: (i) operações de
crédito, tais como capital de giro no montante de aproximadamente R$41,0 milhões e contrato de abertura
de crédito para financiamento mediante repasse contratado com o BNDES e agentes financeiros, incluindo o
Unibanco e o Banco Alfa, cabendo ao Bradesco repassar o correspondente a 30% do valor total, o que
corresponde a R$ 50,0 milhões; (ii) fianças; e (iii) serviços bancários em geral, incluindo a arrecadação de
faturas de energia elétrica.
ABN AMRO
Em 30 de junho de 2006, as operações entre a Companhia e o ABN AMRO consistiam em: (i) operações de
crédito nos moldes da Resolução 2770 do CMN no montante de aproximadamente R$60,0 milhões; (ii)
operações de swap; e; (iii) serviços bancários em geral, incluindo arrecadação de faturas de energia elétrica,
cobranças, pagamento a fornecedores e folha de pagamento.
Demonstrativo do Custo da Distribuição Pública.
Custo da Distribuição Pública
Comissões e Taxa (1)
Montante – R$
% em Relação ao Valor
Total da Distribuição
Pública
740.000
555.000
740.000
3.700
82.870
0,20
0,15
0,20
0,001
0,022
13.200
178.250
250.000
172.118
0,00
0,05
0,07
0,05
40.000
2.775.138
0,01
0,75
Comissão de Coordenação e
Estruturação ..........................................
Comissão de Colocação ........................
Prêmio de Garantia Firme .....................
Taxa ANBID .........................................
Taxa de Registro na CVM.....................
Despesas
Agência de Classificação de Risco....
Consultores legais .............................
Auditores Independentes ...................
Publicidade/Impressão ......................
Outras Despesas (2) ............................
Total de Comissões e Despesas ...
(1)
Será devida remuneração de sucesso nos termos da Cláusula 6.1(d) do Contrato de Distribuição.
Inclui despesas estimadas com apresentações para investidores (road shows) e despesas gerais, incluindo
ligações, fotocópias e outras despesas out of pocket.
(2)
Custo da Distribuição Pública por Debênture
Por Debênture
Valor
Nominal
R$
10.000,00
Custo da
Distribuição
(1)
R$
75,00
%
0,75
Montante Líquido para a
Companhia
R$
9.925,00
(1)
Custo da Distribuição = R$2.775.138 = R$75,00 por Debênture
Nº de Debêntures 37.000
Os custos incorridos pela Emissora com a Distribuição Pública representam 0,09% da receita operacional
bruta em 2005 da Emissora, a qual corresponde a R$3.086,7 milhões. Dessa forma, não haverá qualquer
impacto relevante na condição financeira ou nos resultados da Companhia em decorrência dos custos
incorridos com a Distribuição Pública.
27
Fundo de Manutenção de Liquidez
Não será constituído fundo de manutenção de liquidez.
Declaração
A Companhia e o Coordenador Líder declaram que o Prospecto contém todas as informações relevantes
necessárias ao conhecimento pelos investidores da Distribuição Pública, das Debêntures, da Companhia,
suas atividades, situação econômico-financeira, os riscos inerentes à sua atividade e quaisquer outras
informações relevantes, bem como que o Prospecto foi elaborado de acordo com as normas pertinentes.
A Companhia é responsável pela veracidade, consistência, qualidade e suficiência das informações prestadas
por ocasião do registro e fornecidas ao mercado durante a Distribuição Pública.
Diretor estatuário responsável: Abel Alves Rochinha (Diretor Vice-Presidente Administrativo e Financeiro e
de Relações com Investidores).
O Coordenador Líder desenvolveu esforços no sentido de verificar a suficiência e a qualidade das
informações constantes deste Prospecto, com base no que julga necessário para uma adequada tomada de
decisão por parte dos investidores.
A declaração prestada pelo Coordenador Líder foi firmada pelos Srs. Fábio de Souza Q. Fennaz e Fernando
Fontes Iunes, ambos diretores estatutários do Itaú BBA.
Leia o Prospecto antes de aceitar a Oferta.
28
IDENTIFICAÇÃO DOS COORDENADORES, ADMINISTRADORES,
CONSULTORES E AUDITORES
Encontram-se a seguir os dados e descrição dos Coordenadores, além dos dados da Companhia, administradores,
consultores e auditores:
Coordenador Líder
Itaú BBA
Av. Brigadeiro Faria Lima, 3400 – 4º andar, parte
04538-132 - São Paulo – SP
At.: Gustavo T. Bellon
Tel.: (0xx11) 3708-8717
Fax: (0xx11) 3708-8107
E-mail: [email protected]
Internet: www.itaubba.com.br
O Itaú BBA é o maior banco de atacado do Brasil, com ativos de R$40,4 bilhões em dezembro de 2005.
O banco faz parte do grupo Itaú, que possui 95,75% do total de ações e 50% das ações ordinárias de emissão
do Itaú BBA, sendo o restante detido por executivos do próprio banco. O Itaú BBA se caracteriza pelo foco
no atendimento aos clientes corporativos, com ênfase em crédito e operações estruturadas, atuando, assim,
como banco corporativo e banco de investimento.
De acordo com o ranking ANBID de distribuição de renda fixa de operações no mercado doméstico, o Itaú
BBA mantém a liderança há mais de dois anos consecutivos, ocupando o primeiro lugar em 2004, 2005 e
2006 (até o mês de junho), com uma participação de mercado de 26,0%, 20,5%, 26,4%, respectivamente.
Em 2005, entre as operações coordenadas pelo Itaú BBA destacam-se as debêntures de Cia. Itauleasing de
Arrendamento Mercantil, no valor de R$1,35 bilhão; Localiza Rent a Car S.A., no valor de R$350,0 milhões;
Vicunha Siderurgia S.A., no valor de R$1,2 bilhão; Telesp Celular Participações S.A., no valor de R$1,0
bilhão; Elektro Eletricidade e Serviços S.A., no valor de R$750,0 milhões; e o FIDC CESP II, no valor de
R$650,0 milhões.
Em 2006, entre as operações coordenadas pelo Itaú BBA destacam-se as debêntures da Telemar Norte Leste
S.A., no valor R$2,1 bilhões; Itauseg Participações S.A., no valor de R$1,5 bilhão; Vivax S.A., no valor de
R$220,0 milhões; e Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga, no valor de R$350,0 milhões.
Coordenadores
Unibanco
Av. Eusébio Matoso, 891, 20º andar
05423-901 – São Paulo – SP
At.: Rogério Assaf Gonçalves Freire
Tel.: (0xx11) 3097-4032
Fax: (0xx11) 3097-4823
E-mail: [email protected]
Internet: www.unibanco.com.br
O Unibanco está entre os cinco maiores bancos privados brasileiros. Oferece uma ampla gama de produtos e
serviços financeiros para uma diversificada base de clientes pessoas física e jurídica, de todos os segmentos de
renda. Os negócios do Unibanco compreendem os segmentos de varejo, atacado, seguros e previdência e gestão
de patrimônios. O Unibanco possui uma sólida posição de mercado em praticamente todas as áreas em que atua.
Valendo-se de estratégia de cobertura regional, a área de atacado do Unibanco tem cerca de 2.850 empresasclientes, divididas entre médias e grandes, e 400 investidores institucionais no Brasil e no exterior.
O Unibanco tem, consistentemente, ocupado posições de destaque em fusões e aquisições, project finance e
nos mercados de renda fixa e renda variável. De acordo com o ranking ANBID de originação e distribuição
de renda fixa de operações no mercado doméstico, base janeiro a novembro de 2005, o Unibanco ocupa o
segundo lugar, com uma participação de mercado de aproximadamente 20,0%, e o primeiro lugar em número
de operações realizadas com 18 emissões neste período.
29
Com larga experiência em emissões de títulos no mercado de capitais brasileiro, o Unibanco coordenou
operações de destaque nos últimos anos. Durante o ano de 2005, o Unibanco participou como coordenador
das seguintes emissões: (i) 8ª emissão de debêntures simples da Caixa de Administração da Dívida Pública
Estadual S/A. – CADIP, no valor de R$120,0 milhões; (ii) 3ª emissão de debêntures da Companhia de
Eletricidade do Rio de Janeiro – CERJ, no valor de R$400,0 milhões; (iii) 7ª emissão de debêntures da
Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo – SABESP, no valor de R$300,0 milhões; (iv) 4ª
emissão de debêntures da Companhia de Eletricidade do Paraná – COPEL, no valor de R$400,0 milhões; (v)
1ª emissão de debêntures da Tractebel Energia S/A., no valor de R$200,0 milhões; (vi) 5ª emissão de
debêntures da Companhia Elétrica da Bahia S/A., no valor de R$540,0 milhões; (vii) 2ª emissão de
debêntures da Vicunha Siderurgia, no valor de R$1,2 bilhão; (viii) 6ª emissão de debêntures da Telemar
Participações, no valor de R$150,0 milhões; (ix) do Fundo de Direitos Creditórios da Cataguazes Leopoldina,
no valor de R$210,0 milhões; (x) do Fundo de Direitos Creditórios da Chemical II, no valor de R$400,0
milhões; (xi) 1ª emissão de debêntures da CELPE – Companhia Energética de Pernambuco, no valor de
R$430,0 milhões; (xii) 5ª emissão de debêntures da Net – Serviços de Comunicação S/A., no valor de
R$650,0 milhões; (xiii) 8ª emissão de debêntures da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo
S/A., no valor de R$800,0 milhões; (xiv) 2ª emissão de debêntures da Elektro Eletricidade e Serviços S/A.,
no valor de R$750,0 milhões; (xv) 5ª emissão de debêntures da ALL – América Latina Logística S/A., no
valor de R$200,0 milhões; (xvi) 1ª emissão de debêntures da Localiza Rent a Car S/A., no valor de R$350,0
milhões; (xvii) 2ª emissão de debêntures da AES – Energia Paulista Participações S/A., no valor de R$190,0
milhões; e (xviii) 4ª emissão de debêntures da Votorantim Finanças, no valor de R$1,250 bilhão. Ainda em
2005, foi coordenador líder das seguintes emissões: (i) 8ª emissão de debêntures da Companhia de
Saneamento Básico do Estado de São Paulo – SABESP, no valor de R$700,0 milhões; (ii) 1ª emissão de
debêntures da Companhia de Saneamento do Paraná – SANEPAR, no valor de R$50,0 milhões; (iii) do
programa de valores mobiliários da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A., no valor de
R$1,5 bilhão; (iv) 7ª emissão de debêntures da Aços Villares S/A., no valor de R$285,0 milhões; (v) 6ª
emissão de debêntures da Unibanco Leasing S/A. Arrendamento Mercantil, no valor de R$2,4 bilhões; e (vi)
7ª emissão de debêntures da Unibanco Leasing S/A. Arrendamento Mercantil, no valor de R$2,4 bilhões.
Em 2006, até a data deste Prospecto, o Unibanco participou (i) como coordenador líder da 1ª emissão de
debêntures da Diagnósticos da América S.A., no valor de R$ 202,5 milhões e (ii) como coordenador líder da
4ª emissão de debêntures simples da Dibens Leasing S.A. – Arrendamento Mercantil, no valor de R$ 5,7
bilhões.
Bradesco
Av. Paulista, 1450, 3º andar
01310-917 – São Paulo – SP
At.: João Carlos Zani
Tel: (0xx11) 2178-4800
Fax: (0xx11) 2178-4880
E-mail: [email protected]
Internet: www.shopinvest.com.br
O Bradesco é atualmente o maior banco múltiplo privado do País e está presente em praticamente todos os
municípios do Brasil. A atuação do Bradesco é sustentada por uma rede de atendimento com 16.151 pontos
convencionais, entre eles, 2.999 agências e 5.502 unidades do Banco Postal. Encerrou o primeiro trimestre de
2006 com R$20,4 bilhões de patrimônio líquido e R$216,4 bilhões em ativos totais.
Atua no mercado de capitais brasileiro desde 1966, destacando-se como uma das mais importantes
instituições intermediárias na coordenação, estruturação e distribuição de operações de underwriting e
operações estruturadas, além de contar com equipes especializadas em fusões e aquisições e project finance.
No período de janeiro a março de 2006, o Bradesco coordenou importantes operações de ações e debêntures.
Encerrou esse período com uma participação de mercado de 9,38% de acordo com o ranking de originação
da ANBID, com um montante de operações que totalizaram R$647,0 milhões.
30
Entre as operações das quais o Bradesco participou em 2006, podemos destacar as ofertas públicas de ações
da Rossi Residencial S.A., no montante de R$ 862,5 milhões e as ofertas públicas de debêntures (i) do
Panamericano Arrendamento Mercantil S.A., no montante de R$ 250,0 milhões; (ii) da Petroflex Indústria e
Comércio S.A., no montante de R$160,0 milhões; (iii) da Companhia de Piratininga de Força e Luz, no
montante de R$ 400,0 milhões; (iv) da Telemar Norte Leste S.A., no montante de R$2,2 bilhões; e (v) da
Bandeirante Energia S.A., no montante de R$250,0 milhões.
A área de fusões e aquisições é responsável pela prestação de serviços de assessoria financeira em operações
de fusões e aquisições, formação de joint ventures, reestruturações societárias e privatizações, tendo
registrado 20 operações conforme o ranking de fusões e aquisições da ANBID nos últimos três anos.
O Bradesco possui um sólido track record desempenhando o papel de assessor e estruturador financeiro para
diversos projetos greenfield nas modalidades project e corporate finance. O time de especialistas possui
estreito relacionamento com o BNDES e diversos organismos de fomento. A instituição vem ocupando a
liderança como maior agente de repasse do BNDES nos últimos três anos.
Na área de operações estruturadas, o Bradesco desenvolve estruturas para segregação de riscos por meio da
aquisição ou securitização de créditos, Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FIDCs) e
Certificados de Recebíveis Imobiliários (CRIs), bem como operações taylor made visando a menor
utilização de capital de giro, aumento da liquidez, otimização dos custos financeiro e tributário, adequação a
limites técnicos legais/covenants financeiros, desmobilização e financiamentos das empresas clientes.
ABN AMRO
Av. Paulista, 1374, 15º andar
01310-916 – São Paulo – SP
At.: Ciro Mauro Giannini
Tel: (0xx11) 3174-6830
Fax: (0xx11) 3174-6809
E-mail: [email protected]
Internet: www.bancoreal.com.br
O ABN AMRO é um banco pertencente ao grupo holandês ABN AMRO, que possui instituições financeiras
presentes em 60 países ao redor do mundo, incluindo o maior banco da Holanda (ABN AMRO Bank N.V.),
um dos maiores da Europa e o segundo maior banco estrangeiro em atuação nos Estados Unidos. O ABN
AMRO atua no Brasil há mais de 89 anos. Em 2003, o ABN AMRO adquiriu o Banco Sudameris S.A., o
nono maior banco privado do País, passando a ampliar sua presença na região Sudeste e a aumentar sua
participação nos segmentos de clientes de alta renda.
O ABN AMRO encerrou o exercício de 2005 com ativos de R$74,6 bilhões e patrimônio líquido de R$9,2
bilhões, sendo o terceiro maior banco privado do Brasil por volume de empréstimos e por depósitos e o
quinto em volume de ativos. Sua rede de atendimento possui mais de 6,2 mil pontos de venda para atender
seus 12,1 milhões de clientes.
O ABN AMRO possui grande experiência em estruturação e distribuição de títulos no mercado de capitais
brasileiro, onde coordenou a emissão de debêntures de várias companhias, entre elas (i) a décima e a décima
primeira emissões de debêntures da Braskem S.A. no valor total de R$625,0 milhões e R$1,2 bilhão,
respectivamente; (ii) a terceira emissão da Petrobras, no valor total de R$775,0 milhões; (iii) a terceira,
quarta, quinta, sexta, sétima e oitava emissões de debêntures da Companhia de Saneamento Básico do Estado
de São Paulo – Sabesp, nos valores totais de R$448,3 milhões, R$300,0 milhões, R$400,0 milhões, R$600,0
milhões, R$300,0 milhões e R$700,0 milhões, respectivamente; (iv) a primeira e a segunda emissões de
NovaMarlim Petróleo S.A., nos valores de R$235,5 milhões e R$1,8 bilhão, respectivamente; (v) a quarta
emissão da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – Coelba, no valor de R$450,0 milhões; (vi) a
quarta emissão da Brasil Telecom no valor de R$500,0 milhões; (vii) a primeira emissão da
Telecomunicações de São Paulo S.A. – Telesp, no valor de R$1,5 bilhão; (viii) a quarta emissão da ABN
AMRO Arrendamento Mercantil S.A., no valor de R$1,5 bilhão; (ix) a primeira emissão da Tractebel
Energia S.A. no valor de R$200,0 milhões; (x) a quarta emissão da Petroflex Indústria e Comércio S.A. no
valor de R$160,0 milhões; (xi) a primeira Emissão da Telemar Norte Leste S.A. no valor de R$2,1 bilhões;
(xii) a quinta emissão da Brasil Telecom S.A., no valor de R$1,8 bilhão; (xiii) a primeira emissão da BV
Leasing Arrendamento Mercantil S.A., no valor de R$3,35 bilhões, entre outras.
31
Nos primeiros seis meses de 2006, o ABN AMRO participou de diversas emissões de debêntures, com um
volume total de aproximadamente R$9,0 bilhões. De acordo com o ranking ANBID de originação e
distribuição de renda fixa de operações no mercado doméstico, com base em junho de 2006, o ABN AMRO
ocupa o 3º lugar.
Companhia e Administrador
Quaisquer informações sobre a Distribuição Pública poderão ser obtidas junto ao Departamento de Relações
com Investidores da Companhia:
Abel Alves Rochinha
Diretor Vice-Presidente Administrativo e Financeiro e de Relações com Investidores
Praça Leoni Ramos, nº 1
24210-200 – Niterói – RJ
Tel.: (0xx21) 2613-7031
Fax: (0xx21) 2613-7199
E-mail: [email protected]
Internet: www.ampla.com
Consultores Legais
Consultor Legal da Companhia
Machado, Meyer, Sendacz e Opice Advogados
Avenida Brigadeiro Faria Lima, 3144 – 11º andar
01451-000 – São Paulo – SP
At.: Carlos José Rolim de Mello
Tel.: (0xx11) 3150-7000
Fax: (0xx11) 3150-7071
E-mail: [email protected]
Internet: www.mmso.com.br
Consultor Legal dos Coordenadores
Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados
Alameda Joaquim Eugênio de Lima, 447
01403-001 – São Paulo – SP
At.: Eduardo Soares
Tel.: (0xx11) 3147-7600
Fax: (0xx11) 3147-7770
E-mail: [email protected]
Internet: www.mattosfilho.com.br
Auditores da Companhia
Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes
Av. Presidente Wilson, 231 –22º andar
20030-021 – Rio de Janeiro – RJ
At.: José Carlos Monteiro
Tel.: (0xx21) 3981-0500
Fax: (0xx21) 3981-0600
E-mail: [email protected]
Internet: www.deloitte.com.br
32
INFORMAÇÕES CADASTRAIS DA COMPANHIA
Identificação
Ampla Energia e Serviços S.A., sociedade por
ações inscrita no CNPJ/MF sob o nº
33.050.071/0001-58, com seus atos constitutivos
arquivados na JUCERJA sob o NIRE nº
33300054944.
Sede
A sede da Companhia está localizada na Cidade de
Niterói, Estado do Rio de Janeiro, na Praça Leoni
Ramos, 1.
Diretoria de Relações com Investidores
A Diretoria de Relações com Investidores da
Companhia fica localizada na sede da Companhia.
O responsável por esta Diretoria é o Sr. Abel Alves
Rochinha. O telefone do departamento de
acionistas da Companhia é (0xx21) 2613-7031, o
fax é (0xx21) 2613-7122 e o endereço de correio
eletrônico é [email protected].
Auditores Independentes da Companhia
Deloitte
Touche
Tohmatsu
Auditores
Independentes, com endereço na Av. Presidente
Wilson, 231, 22º andar, cidade do Rio de Janeiro,
estado do Rio de Janeiro, telefone (0xx21) 39810500 e fax (0xx21) 3981-0600.
Jornais nos quais divulga informações
As informações referentes à Companhia são
divulgadas no Diário Oficial do Estado do Rio de
Janeiro, no jornal O Fluminense e na edição
nacional do jornal Valor Econômico. Os anúncios
referentes à 4ª Emissão serão divulgados na edição
nacional do jornal Valor Econômico.
Informações Adicionais
Quaisquer outras informações complementares
sobre a Companhia e a Distribuição Pública
poderão ser obtidas junto (i) à Companhia, em sua
sede social e em seu site na Internet
www.ampla.com; (ii) ao Itaú BBA, na Av. Brig.
Faria Lima, 3400, 4º andar, parte, São Paulo, SP;
(iii) ao Unibanco, na Av. Eusébio Matoso, 891, 20º
andar, São Paulo, SP; (iv) ao ABN AMRO, na Av.
Paulista, 1374, 3º andar, São Paulo, SP; (v) ao
Bradesco, na Av. Paulista, 1450, 3º andar, São
Paulo, SP; e (vi) à CVM, na cidade do Rio de
Janeiro, Estado do Rio de Janeiro, na Rua 7 de
Setembro, 111, 5º andar, ou na cidade de São
Paulo, Estado de São Paulo, na Rua Cincinato
Braga, 340, 2º andar.
33
DECLARAÇÕES E INFORMAÇÕES PROSPECTIVAS
Este Prospecto contém declarações prospectivas sujeitas a riscos e incertezas pois foram baseadas em crenças e
premissas da administração da Companhia e em informações disponíveis.
Os investidores devem estar cientes de que os fatores mencionados abaixo, além de outros discutidos neste
Prospecto, podem afetar os resultados futuros da Companhia e podem levar a resultados diferentes daqueles
expressos nas declarações prospectivas elaboradas pela Companhia.
Declarações prospectivas incluem afirmações a respeito das intenções, crenças ou expectativas atuais da
Companhia ou da sua administração, em relação a uma série de assuntos, entre os quais se destacam:
• as condições econômicas, políticas, demográficas e comerciais gerais do País, do Estado do Rio de Janeiro e
da América Latina;
• intervenções governamentais, resultando em alterações nos tributos, tarifas ou ambiente regulatório no País e
no Estado do Rio de Janeiro;
• variação das taxas de juros e inflação;
• o nível de endividamento da Companhia;
• a capacidade da Companhia de implementar os programas de investimentos, inclusive a capacidade da
Companhia de obter financiamentos quando necessários e em condições adequadas;
• aumento da concorrência no setor elétrico;
• possível suspensão ou interrupção dos serviços da Companhia;
• escassez de energia elétrica;
• a impossibilidade da Companhia de distribuir energia devido à escassez de água, interrupção de transmissão,
problemas operacionais, técnicos ou danos físicos às suas instalações;
• término antecipado das concessões da Companhia por parte da autoridade concedente; e
• os fatores de risco discutidos na seção “Fatores de Risco”.
Declarações prospectivas também incluem informações sobre os resultados futuros possíveis ou
presumidos das operações da Companhia. Essas informações são apresentadas nas seções: “Sumário”;
“Fatores de Risco”; “Discussão e Análise da Administração sobre as Demonstrações Financeiras e os
Resultados Operacionais”; “Setor de Energia Elétrica”; e “Atividades”.
As palavras “acredita”, “pode”, “planeja”, “estima”, “continua”, “antecipa”, “pretende”, “espera” e outras
de significados similares têm por objetivo identificar estimativas. Tais estimativas referem-se apenas à data
em que foram expressas. Nenhuma dessas estimativas consiste em garantia de um desempenho futuro e
envolve riscos e incertezas. Em vista dos riscos e incertezas envolvidos, as estimativas e declarações
futuras constantes deste Prospecto podem não vir a ocorrer e, ainda, os resultados futuros e o desempenho
da Companhia podem diferir substancialmente daqueles previstos nas estimativas em razão dos fatores
mencionados acima.
Os investidores são alertados para não depositar confiança indevida em declarações prospectivas.
34
SUMÁRIO
Este sumário apresenta uma visão geral da Companhia. Ele não pretende ser completo e tampouco substitui
o restante deste Prospecto. Este sumário não contém todas as informações que o investidor deve levar em
conta antes de investir nas Debêntures e deve ser lido juntamente com as informações contidas nas Seções
“Fatores de Risco”, “Discussão e Análise da Administração sobre as Demonstrações Financeiras e os
Resultados Operacionais” e nas demonstrações financeiras e respectivas notas explicativas.
As demonstrações contábeis para o exercício findo em 31 de dezembro de 2004 foram reclassificadas,
quando aplicável, para permitir melhores condições de comparabilidade com o padrão de apresentação
adotado nas demonstrações financeiras relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2005.
Tendo em vista (i) a venda da participação da Companhia na CERJ Overseas para a Enersis Internacional em
1º de novembro de 2004; e (ii) a cisão parcial do patrimônio da Companhia ocorrida em 29 de dezembro de
2005, mediante a transferência de ativos e passivos referentes às atividades não relacionadas à concessão de
distribuição, inclusive da participação societária da Companhia na Investluz, as informações constantes nas
Seções “Informações Financeiras Selecionadas” e “Discussão e Análise da Administração sobre as
Demonstrações Financeiras e os Resultados Operacionais” deste Prospecto não consideram as informações
financeiras da CERJ Overseas e da Investluz, salvo se de outra forma estiver expressamente disposto nas
referidas Seções. Tais informações relativas aos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2003, 2004
e 2005 e ao período de seis meses findo em 30 de junho de 2005 e 2006 foram extraídas das demonstrações
financeiras da Companhia auditadas ou revisadas, conforme o caso, pela Deloitte Touche Tohmatsu
Auditores Independentes e arquivadas na CVM e são referidas neste Prospecto como “Demonstrações
Financeiras Individuais (Controladora)”.
Visão Geral
A Companhia é uma concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica e 99% de sua
receita é gerada pela prestação de serviços de distribuição de energia elétrica. Para informações adicionais
sobre outros serviços prestados pela Companhia, ver seção “Atividades – Serviços Relacionados à Energia
Elétrica”.
A área de concessão da Companhia engloba 32.188km2, o que corresponde a aproximadamente 73% do
território do Estado do Rio de Janeiro, com uma população de cerca de 6,0 milhões de pessoas. A
Companhia também atende a Bocaina de Minas, uma pequena região do Estado de Minas Gerais. Em 30
junho de 2006, o número de clientes da Companhia totalizou aproximadamente 2,3 milhões, distribuídos por
66 municípios, que demandaram 3.760 GWh de energia faturada.
A tabela a seguir apresenta certas informações financeiras e operacionais da Companhia nos períodos
indicados:
Receita líquida total (em milhões de R$)
Energia elétrica distribuída (em GWh)
Receita por empregado (em milhões de R$)
Clientes por empregado (em milhares)
Energia faturada por empregado (em MWh)
Exercício findo em 31 de dezembro de
2004
2005
2003
1.538,3
1.760,6
2.146,4
7.101
7.292
7.128
1,0
1,3
1,6
1,3
1,5
1,6
4.681,3
5.179,1
5.375,2
Período de seis meses
findo em 30 de junho de
2005
2006
1.086,6
1.118,1
3.649
3.760
0,7
0,8
1,5
1,6
2.506,5
2.716,9
No ano de 2004, a Companhia colocou em prática um plano de transformação que dividiu a empresa em
cinco eixos interligados:
• recuperação de clientes, com priorização na redução de perdas com energia e na melhora da
cobrabilidade;
• otimização operativa, destacando o aumento na agilidade do atendimento de emergência e otimização dos
processos de corte e religação;
35
• plano regulatório, visando a otimização dos resultados regulatórios da Companhia;
• gestão de pessoas, com o objetivo de melhorar o clima laboral e desenvolver os profissionais para uma
ação mais eficiente; e
• melhora na imagem corporativa.
Como parte de seu plano de transformação, foi adotada uma nova marca para definir a Companhia dentro do
seu processo de melhoria de índices de qualidade, mudança de postura e conceitos. A adoção da marca
Ampla foi resultado de uma série de pesquisas com empregados para conhecer e entender o público interno e
externo da Companhia e para a escolha da sua nova marca.
O ano de 2005 foi marcado pela consolidação do plano de transformação, que obteve resultados positivos,
internos e externos. Para maiores informações ver seção “Atividades - Estratégia”.
Visando atender ao disposto na Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, isto é, separar as atividades de
geração e transmissão, em 19 de setembro de 2005, a Companhia constituiu uma nova sociedade denominada
Ampla Geração, transferindo posteriormente para esta seus ativos de geração, mediante aumento de capital
aprovado na Reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em 04 de novembro de 2005,
com o intuito de alienar as ações dessa sociedade para um terceiro sem vínculo societário com o Grupo
Endesa. Em 26 de dezembro de 2005, a Companhia celebrou o contrato de compra e venda das ações de
emissão da Ampla Geração com terceiro. Em 05 de dezembro de 2005, o comprador fez um adiantamento de
parte da primeira parcela do preço de compra no montante de R$2,5 milhões. A transferência das ações de
emissão da Ampla Geração e o pagamento do preço de compra estavam sujeitos, no entanto, à aprovação do
novo controlador da Ampla Geração pela ANEEL, nos termos da Lei de Concessões. Referida aprovação foi
dada em 16 de maio de 2006, por meio da Resolução Autorizativa ANEEL nº. 566, e o restante da primeira
parcela do preço de compra no valor de R$87,5 milhões foi paga em 07 de julho de 2006. O valor total do
negócio é de aproximadamente R$105,0 milhões, sendo que os ativos de geração estavam contabilizados por
aproximadamente R$43,0 milhões. O resultado de 2006 será afetado positivamente pela alienação da Ampla
Geração, o que não se repetirá nos exercícios seguintes por se tratar de um evento não recorrente.
Pontos Fortes
A Companhia acredita que seus principais pontos fortes e vantagens competitivas, sobre os quais pretende
basear seus objetivos estratégicos são os seguintes:
Programa inovador para redução de perdas de energia. A Companhia projetou, desenvolveu e implementou
um programa de redução de perdas de energia, conhecido como “Rede Ampla”. Esse programa, que consiste
na instalação de linhas de transmissão e medidores fora do alcance de clientes e terceiros, resultou em uma
redução das perdas comerciais totais na Companhia de 13,3% em dezembro de 2004 para 12,4% em
dezembro de 2005 e para 11,3% em junho de 2006. A Companhia pretende estender esse programa a outras
regiões dentro das áreas de atendimento da Companhia e acredita que uma redução efetiva das perdas de
energia tenha um efeito positivo sobre suas receitas e fluxos de caixa.
Até o final de 2005, o programa Rede Ampla já havia alcançado 250 mil clientes, o que fez com que o índice
médio de perdas nas regiões que antes de serem servidas pela Rede Ampla tinham grande incidência de furto
de energia caísse de aproximadamente 50% para cerca de 2%. Os investimentos na nova rede e no combate
operacional ao furto de energia foram de aproximadamente R$183,0 milhões em 2005.
A Companhia foi a primeira distribuidora de energia elétrica do Brasil a utilizar a tecnologia de medição
eletrônica para clientes residenciais, a qual foi previamente aprovada pela ANEEL. Esta tecnologia, além de
permitir de forma remota as ações de leitura, corte e religação, quando associada à Rede Ampla, proporciona
a substancial redução das perdas comerciais e se mostra uma ferramenta eficaz no combate ao furto de
energia. Além da Rede Ampla, outro projeto de tecnologia inovadora foi a implantação de equipamentos
antifurto instalados em clientes supridos em média tensão pela Companhia. O projeto, iniciado em 2005, já
contava com 599 equipamentos instalados no final do ano de 2005, compreendendo 10% do total de clientes
de média tensão da Companhia. A recuperação de energia proporcionada por esses equipamentos atingiu a
expressiva soma de 9,5 GWh em 2005 e a expectativa é chegar a 3.000 clientes medidos por esses
equipamentos até o final de 2006.
36
Forte base de distribuição e baixo custo operacional. A Companhia opera em áreas que possuem considerável
potencial de crescimento. A Companhia tinha aproximadamente 2,3 milhões de clientes em 30 de junho de
2006, dos quais 90% são clientes residenciais. Segundo o Plano Decenal de Expansão do Setor de Energia
Elétrica, criado pelo MME, um aumento anual de 5% na demanda por energia elétrica é previsto entre 2005 e
2010 nas regiões Sudeste, na qual a Companhia opera, e Centro-Oeste do Brasil, em razão do crescimento do
setor de exploração de óleo e gás, que causou um aumento na atividade econômica e gerou o crescimento da
população do Estado do Rio de Janeiro. Esse aumento, entre 2000 e 2005 foi de 1,5%. A Companhia espera
se beneficiar do aumento da demanda por energia elétrica na região Sudeste. Além disso, a eficiência
operacional da Companhia aumentou nos últimos anos, inclusive seus níveis de produtividade (aferida pelo
número de clientes por empregado) e custo operacional por cliente. O custo operacional por cliente registrou
em 2005 a relação de R$144,0 por cliente e, no ano de 2006, até 30 de junho, alcançou a relação de R$75,0
por cliente (para informações adicionais, ver seção “Atividades – Estratégia – Otimização Operativa – Níveis
de Eficiência”). O índice de produtividade da Companhia atingiu 1.599 clientes por empregado em 2005,
sendo que a média do setor foi de 856 clientes por empregado no Brasil, segundo mostra a ABRADEE, para
o ano de 2004 (últimos dados disponíveis). O índice de produtividade é calculado pela Companhia por meio
da divisão do número de clientes pelo número de empregados que a mesma possui, desconsiderando os
eventuais terceirizados. Em 30 de junho de 2006, esse índice alcançou a relação de 1.638 clientes por
empregado.
Acionista controlador comprometido e experiente. A Companhia é controlada pelo Grupo Endesa, um grupo
prestador de serviços públicos na Espanha, com ampla experiência nas áreas de distribuição, geração,
transmissão e comercialização de energia na América Latina e Europa. Além de ser um dos maiores grupos
europeus no setor elétrico, o Grupo Endesa possui longo histórico de administração, melhoria e construção de
ativos de distribuição no Brasil, onde está presente há quase nove anos, e em outros países da América
Latina, incluindo Chile, Peru, Argentina e Colômbia.
Estratégia
No início de 2004, a Companhia implementou um plano estratégico, chamado “Plano de Transformação”,
visando ser uma das melhores empresas distribuidoras de energia elétrica do País. Com a integração de cinco
áreas prioritárias de atuação da Companhia, que internamente são chamadas de eixos, o Plano visa melhorar
a sua operação no curto prazo. Para maiores informações, ver seção “Atividades – Imagem Corporativa”.
Os eixos escolhidos foram: recuperação de clientes, otimização operativa, imagem corporativa, gestão de
pessoas e plano regulatório.
Para apoiar o Plano de Transformação e a mudança cultural da Companhia, foram disseminados os seguintes
valores, que os colaboradores da Companhia deveriam compreender, compartilhar e respeitar:
• foco no cliente;
• espírito de equipe;
• orientação ao negócio;
• conduta ética;
• foco em pessoas; e
• criatividade e inovação.
Para maiores informações sobre a estratégia da Companhia ver seção “Atividades – Estratégia”.
37
Estrutura Societária
Em 30 de junho de 2006, a Companhia possuía a seguinte estrutura societária:
ENDESA
BRASIL
46,9%
CHILECTRA
INVERSUD
21,0%
ENERSIS
INTERNACIONAL
CHILECTRA AG.
ILHAS CAYMAN
13,7%
10,3%
EDP
OUTROS
7,7%
0,3%
AMPLA
O controle da Companhia é exercido pela Endesa Brasil e outras empresas do Grupo Endesa e pela EDP. A
Endesa Brasil, por sua vez, é controlada, direta e indiretamente, pela Endesa, uma companhia espanhola.
Neste Prospecto, referências à Endesa e suas afiliadas, incluindo a Companhia e as subsidiárias desta, são
feitas como Grupo Endesa. O Grupo Endesa começou a investir em distribuição de energia elétrica no Brasil
com a aquisição, em 1996, de uma participação na Companhia e em 1998 através de participação na
COELCE. O Grupo Endesa também investe em geração de energia elétrica por meio da Endesa Cachoeira,
da Endesa Fortaleza e da Endesa CIEN.
Desde junho de 2005, o Grupo Endesa vem implementando uma reorganização societária destinada, entre
outros objetivos, a:
•
simplificar a estrutura societária dos investimentos do Grupo Endesa no Brasil, mediante a
transferência para a Endesa Brasil da titularidade direta da maior parte de suas participações em
distribuidoras, geradoras e comercializadoras brasileiras de energia elétrica;
•
reestruturar suas operações em observância ao disposto na Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico;
•
usufruir e maximizar potenciais sinergias operacionais; e
•
aumentar sua capacidade de captação de recursos financeiros para aproveitamento de novas
oportunidades de negócios.
Ainda no contexto da reorganização societária iniciada em 2005, em 02 de fevereiro de 2006, a Endesa Brasil
emitiu três bônus de subscrição, sendo um dos bônus subscrito pela Chilectra Agência, um pela Enersis
Internacional e um pela Inversud, as quais, em conjunto, detêm aproximadamente 45% do capital social da
Companhia. Em caso de exercício dos bônus de subscrição, o qual poderá ocorrer a partir de 06 de outubro de
2008, pelo prazo de 4 (quatro) anos contados de tal data, a Chilectra Agência, a Enersis Internacional e a
Inversud deverão transferir à Endesa Brasil as ações de emissão da Companhia das quais são detentoras, em
contraprestação à subscrição das ações de emissão da Endesa Brasil nos termos dos referidos bônus. Como
resultado de tais transferências, caso ocorra tal exercício, o percentual de participação detido pela Chilectra
Agência, Enersis Internacional e Inversud no capital da Companhia será transferido para a Endesa Brasil.
38
Em 05 de setembro de 2005, a Gas Natural, companhia espanhola do setor de energia elétrica, lançou oferta
pública hostil para aquisição de 100% das ações da Endesa e, em 21 de fevereiro de 2006, a E.ON, companhia
alemã do mesmo setor, lançou uma oferta hostil concorrente à oferta da Gas Natural. A Endesa está
contestando ambas as ofertas públicas nos âmbitos administrativo e judicial, sendo que, no presente momento,
a oferta pública da Gas Natural está suspensa cautelarmente e a oferta pública da E.ON está condicionada ao
cumprimento de certas condições estabelecidas pela Comissión Nacional de la Energía.
Resultados Financeiros e Operacionais
As tabelas a seguir contêm alguns dos principais indicadores financeiros e operacionais da Companhia
(informações individuais - Controladora) para os períodos indicados:
Receita bruta de vendas e serviços........
Receita líquida de vendas .....................
Prejuízo / Lucro líquido do exercício....
EBITDA (1) ...........................................
Período de seis meses
Exercício Social
findo em 30 de
findo em 31 de dezembro de
junho de
2003
2004
2005
2005
2006
(em milhares de R$)
2.271.566
2.580.760
3.086.738
1.574.205
1.650.168
1.538.346
1.760.586
2.146.399
1.086.582
1.118.134
(75.376)
33.183
126.164
39.009
133.040
173.066
362.007
486.822
229.226
267.973
(1)
EBITDA representa o lucro (prejuízo) líquido mais despesa financeira, líquida, contribuição social e imposto de renda, depreciação e amortização e o
resultado não operacional. O EBITDA não deve ser considerado como uma como alternativa para o lucro (prejuízo) líquido como indicador de nosso
desempenho operacional ou fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA fornece uma medida útil
do desempenho da Companhia que é vastamente adotado pelos investidores e analistas para avaliar o desempenho da Companhia e compará-lo com outras
companhias. Ao fazer tais comparações, no entanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida segundo as Práticas Contábeis
Brasileiras e que pode ser definido e calculado de forma diversa por companhias diferentes.
Energia Faturada (em GWH) ................
Número de clientes (em milhares) ........
Perdas (1) ...............................................
DEC (em horas) (1) ................................
FEC (em vezes) (1) .................................
(1)
Exercício Social
findo em 31 de dezembro de
2003
2004
2005
7.101
7.292
7.128
1.905
2.115
2.120
23,6%
22,8%
22,1%
22,2
19,5
18,4
17,0
14,2
12,9
Considerados os doze últimos meses.
39
Período de seis meses
findo em 30 de
junho de
2005
2006
3.649
3.760
2.163
2.267
22,8%
21,1%
19,9
17,8
13,4
12,4
FATORES DE RISCO
Antes de tomar uma decisão acerca da aquisição das Debêntures, os investidores devem considerar
cuidadosamente todas as informações contidas na Escritura de Emissão e neste Prospecto, e, em especial, os
riscos e incertezas mencionados abaixo. Os negócios, a situação financeira e os resultados operacionais da
Companhia podem ser adversa e significativamente afetados por quaisquer desses riscos ou outros fatores.
Os riscos descritos abaixo são aqueles de conhecimento da Companhia na data deste Prospecto. Riscos
adicionais, atualmente desconhecidos ou irrelevantes, também podem ter um efeito adverso nos negócios da
Companhia.
Riscos Relativos ao Brasil
O Governo Federal exerceu e continua a exercer influência significativa sobre a economia brasileira.
Condições políticas e econômicas adversas podem acarretar um efeito adverso para a Companhia.
O Governo Federal intervém freqüentemente na economia brasileira e, ocasionalmente, impõe mudanças
drásticas na política monetária, de crédito, fiscal, dentre outras. As ações do Governo Federal para controlar
a inflação e implementar outras políticas já incluíram, dentre outras medidas, controle sobre preços e
salários, desvalorização da moeda, controle de remessa de capital, limites nas importações e o congelamento
de contas correntes.
A Companhia não tem controle sobre as medidas e políticas que o Governo Federal pode vir a adotar no
futuro, e tampouco pode prevê-las. Os negócios, condições financeiras e resultados operacionais da
Companhia poderão ser adversamente afetados por tais intervenções, bem como por outros fatores
econômicos, tais como:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
aumentos na taxa de inflação;
políticas cambiais;
crescimento econômico nacional;
instabilidade social;
diminuição de liquidez dos mercados domésticos de capital e de empréstimo;
ambiente regulatório pertinente às atividades da Companhia;
políticas monetárias;
taxas de juros;
controles sobre importação e exportação;
políticas fiscais e alterações na legislação tributária;
alterações nas normas trabalhistas; e
outras questões políticas, diplomáticas, sociais e econômicas no Brasil ou que afetem o Brasil.
Medidas do Governo para manter a estabilidade econômica, bem como a especulação sobre eventuais atos futuros
do Governo, podem gerar incertezas sobre a economia brasileira e uma maior volatilidade no mercado de capitais
doméstico, afetando adversamente os negócios, a condição financeira e os resultados da Companhia.
A instabilidade política pode prejudicar os resultados operacionais e o preço dos valores mobiliários de
emissão da Companhia.
O desempenho da economia brasileira tem sido historicamente influenciado pelo cenário político nacional.
No passado, as crises políticas afetaram a confiança dos investidores e do público em geral, resultando na
desaceleração da economia, o que prejudicou o preço dos valores mobiliários de Companhias listadas para
negociação em bolsa de valores.
Nos últimos meses, políticos brasileiros têm sido acusados de condutas antiéticas ou ilegais. Essas
acusações, atualmente investigadas pelo Congresso Nacional, incluem financiamento de campanhas e
violações nas práticas eleitorais, influência de autoridades do Governo em troca de apoio político e outras
supostas acusações de corrupção. Diversos membros do partido do atual presidente do Brasil e do Governo
Federal, incluindo o presidente do partido do presidente do País, renunciaram. Não podemos prever quais
serão os efeitos dessas acusações e investigações nas condições políticas e econômicas brasileiras ou no
mercado de valores mobiliários brasileiros.
40
A eleição presidencial acontecerá em outubro de 2006. Durante as últimas eleições presidenciais, os preços
de mercado dos valores mobiliários das companhias brasileiras apresentaram-se voláteis. As incertezas
sobre o resultado das eleições desse ano e a especulação sobre as medidas do futuro Governo Federal podem
influenciar a percepção dos investidores com relação ao risco no Brasil e poderão ter um efeito
significativamente adverso sobre os negócios, resultados operacionais das companhias brasileiras ou sobre o
preço dos valores mobiliários brasileiros.
A instabilidade da taxa de câmbio pode prejudicar a situação financeira, os resultados operacionais e os
valores mobiliários de emissão da Companhia.
Nas últimas quatro décadas, a moeda brasileira tem se desvalorizado periodicamente. Ao longo desse
período, o Governo Federal implementou diversos planos econômicos e uma série de políticas cambiais,
inclusive controles de câmbio, desvalorizações súbitas, mini desvalorizações (durante as quais a freqüência
dos ajustes oscilou entre diária e mensal) e sistemas de câmbio flutuante.
Nos últimos anos, houve uma volatilidade significativa do Real em relação ao Dólar e outras moedas. Por
exemplo, a desvalorização do Real frente ao Dólar foi de 18,7% e 52,3% em 2001 e 2002, respectivamente.
Por outro lado, a valorização do Real frente ao Dólar foi de 18,2% em 2003, 8,1% em 2004 e 11,8% em
2005. A Companhia não pode garantir que o Real não sofrerá uma desvalorização ou valorização frente ao
Dólar no futuro. Em 30 de junho de 2006, a taxa cambial Real/Dólar era de R$2,1643 por US$1,00.
Em 30 de junho de 2006, o endividamento total em aberto da Companhia era de R$1,2 bilhões, dos quais
4,6% eram denominados em moeda estrangeira: 4,2% em Dólares e 0,4% em euros. Uma desvalorização
significativa do Real frente ao Dólar ou à outras moedas pode reduzir a capacidade da Companhia de
cumprir com as exigências de suas obrigações em moeda estrangeira.
Adicionalmente, a desvalorização do Real frente ao Dólar aumenta os custos de compra de energia elétrica
da usina de Itaipu, uma das maiores fornecedoras da Companhia e que reajusta os preços de energia elétrica
com base nos custos em Dólar. A desvalorização do Real frente ao Dólar também pode criar pressões
inflacionárias adicionais no Brasil que podem afetar negativamente a Companhia. A desvalorização
normalmente dificulta o acesso aos mercados financeiros e de capitais internacionais e pode resultar na
imediata intervenção do Governo Federal, incluindo políticas governamentais restritivas. A desvalorização
aumenta as despesas financeiras decorrentes do endividamento em Dólar, o qual não é protegido contra
variações cambiais. Por outro lado, a valorização do Real frente ao Dólar pode resultar na deterioração das
reservas do Brasil e de sua balança de pagamentos, bem como diminuir o crescimento das exportações.
Qualquer uma dessas circunstâncias poderá afetar adversamente os negócios, resultados operacionais e
valores mobiliários de emissão da Companhia.
A Companhia pode ser adversamente afetada pela política monetária do Governo Federal e/ou pelo
aumento nas taxas de juros.
Em 30 de junho de 2006, o endividamento total em aberto da Companhia era de R$1,2 bilhões, dos quais
95,4% eram denominados em Reais a taxas de juros indexadas, principalmente, ao CDI e à TJLP.
Adicionalmente, em 30 de junho de 2006, a Companhia realizou operações com derivativos no valor de
R$49,6 milhões, consistentes em swaps de obrigações denominadas em moeda estrangeira por obrigações
denominadas em Real indexadas ao CDI e responsáveis por 4,2% do endividamento em moeda estrangeira
da Companhia.
Como resultado destas operações, os pagamentos das dívidas e os resultados relativos a tais endividamentos
estão sujeitos à variação do CDI, ao invés de riscos cambiais. Caso o Governo Federal aumente as taxas de
juros ou adote outras medidas com relação à política monetária que resultem em um aumento significativo
das taxas de juros, as despesas financeiras poderão aumentar significativamente, afetando adversamente a
liquidez, a situação financeira e os resultados operacionais da Companhia.
41
A inflação e as medidas do Governo Federal para combatê-la podem afetar adversamente a economia
brasileira e o mercado de valores mobiliários brasileiro, bem como a condução dos negócios da
Companhia.
Ao longo de sua história, o Brasil registrou taxas de inflação extremamente altas. Determinadas medidas do
Governo Federal para combatê-la tiveram um impacto significativamente negativo sobre a economia
brasileira. No passado, as medidas adotadas para combater a inflação, bem como a especulação sobre tais
medidas, geraram um clima de incerteza econômica no Brasil e aumentaram a volatilidade do mercado de
valores mobiliários brasileiro. Os índices de inflação anuais apurados pelo IGP-M foram de 8,7%, 12,4% e
1,2% em 2003, 2004 e 2005, respectivamente, e, de acordo com o IPCA, os índices foram de 9,3%, 7,6% e
5,7% em 2003, 2004 e 2005, respectivamente. No semestre encerrado em 30 de junho de 2006, o IGP-M
apurado foi de 1,4% e o IPCA, apurado no mesmo período, foi de 1,5%.
Medidas futuras tomadas pelo Governo Federal, inclusive intervenção no mercado de câmbio e atos para
ajustar ou fixar o valor do Real podem causar o aumento da inflação e produzir efeitos prejudiciais
relevantes nos negócios da Companhia, incluindo um aumento nos custos de financiamento em moeda
estrangeira.
Não é possível prever se a Companhia será capaz de repassar o aumento dos custos decorrentes da inflação
para o preço das tarifas cobradas de seus clientes em valores suficientes e prazo hábil para cobrir os
crescentes custos operacionais da Companhia, o que, não ocorrendo, poderá ter um efeito adverso na
Companhia. Pressões inflacionárias podem levar à intervenção do Governo Federal sobre a economia,
incluindo a implementação de políticas governamentais, que poderão ter um efeito adverso na Companhia.
Eventos políticos, econômicos e sociais e a percepção de riscos em outros países, sobretudo de economias
emergentes, podem afetar adversamente a economia brasileira e a Companhia.
O mercado brasileiro de valores mobiliários é influenciado pelas condições econômicas e de mercado no
Brasil e, em graus variados, pelas condições de mercado em outros países da América Latina e de outras
economias emergentes. Ainda que as condições econômicas sejam diferentes em cada país, a reação dos
investidores aos acontecimentos em um país pode levar o mercado de capitais de outros países a sofrer
flutuações.
No passado recente, eventos políticos, econômicos e sociais em países de economia emergente, incluindo os
da América Latina, afetaram adversamente a disponibilidade de crédito para empresas brasileiras no
mercado externo, resultando em saída significativa de recursos do País e na diminuição na quantidade de
moeda estrangeira investida no País.
Caso ocorram eventos políticos, econômicos e sociais em outros países de economia emergente que afetem
relativamente o País, pelas razões indicadas acima, isso poderá ter um efeito adverso na Companhia.
Alterações nas leis tributárias brasileiras podem ter um impacto adverso nos resultados operacionais da
Companhia.
O Governo Federal regularmente implementa mudanças nas leis tributárias. Estas mudanças incluem ajustes
na alíquota aplicável e, ocasionalmente, imposição de tributos temporários cujos recursos são alocados para
certos fins determinados pelo Governo Federal. Essas medidas podem aumentar as obrigações fiscais da
Companhia, o que, por sua vez, afetaria adversamente seus resultados operacionais.
Caso a Companhia não consiga repassar esses tributos adicionais aos consumidores, seus resultados
operacionais e sua condição financeira podem ser adversamente afetados.
42
Riscos Relativos ao Setor Elétrico Brasileiro
A Companhia está sujeita a uma abrangente legislação e regulamentação impostas pelo Governo
Federal, e não tem como prever o efeito de eventuais alterações na regulamentação ora em vigor sobre
seus negócios e resultados operacionais.
A principal atividade da Companhia, a distribuição de energia elétrica, e a de seus concorrentes são
reguladas e supervisionadas pela ANEEL e pelo MME. A ANEEL, o MME e outros órgãos reguladores
exerceram historicamente um importante grau de autoridade sobre os negócios da Companhia. Nos últimos
anos, o Governo Federal implementou novas políticas relacionadas ao setor elétrico brasileiro. A Lei do
Novo Modelo do Setor Elétrico, promulgada em 15 de março de 2004, por exemplo, regula as operações de
companhias do setor elétrico, através da implementação de portarias, resoluções e outras diretrizes
governamentais, devendo-se notar que tais regras poderão ser alteradas se os leilões de energia nova não
garantirem a ampliação da capacidade de distribuição.
Além disso, de acordo com a legislação brasileira, a ANEEL está autorizada a regular diversos aspectos dos
negócios da Companhia, inclusive com relação à necessidade de investimentos, à realização de despesas
adicionais e à determinação das tarifas cobradas, bem como limitar o repasse do preço da energia comprada
às tarifas cobradas pela Companhia. Caso a Companhia seja obrigada a efetuar gastos adicionais não
provisionados e encontre-se impossibilitada de ajustar, tempestivamente, suas tarifas junto aos
consumidores, os seus resultados podem ser adversamente afetados.
Adicionalmente, a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está atualmente sendo
contestada diante do STF. Caso a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, ou uma parte significativa dela,
seja declarada inconstitucional, as diretrizes regulatórias estabelecidas pela referida Lei poderão não ser
eficazes, resultando em incertezas com relação a como e quando o Governo Federal será capaz de introduzir
mudanças no setor elétrico. O efeito das medidas regulatórias implementadas de acordo com a Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico, o resultado dos processos judiciais em trâmite no STF e as futuras alterações
regulatórias no setor elétrico brasileiro são difíceis de se prever e poderão ter um efeito adverso sobre os
negócios e os resultados operacionais da Companhia. Ver seção “Setor de Energia Elétrica –
Questionamento da Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.”
A condição financeira e os resultados operacionais da Companhia podem ser negativamente afetados
caso a ANEEL não aprove os reajustes de suas tarifas de distribuição em termos favoráveis.
As tarifas de distribuição da Companhia são estabelecidas de acordo com seu Contrato de Concessão e estão
sujeitas à aprovação da ANEEL. O Contrato de Concessão estabelece um mecanismo de controle de preços
que permite três tipos de reajustes nas tarifas de distribuição:
•
o reajuste periódico anual, que tem como objetivo compensar os efeitos da inflação e repassar aos
consumidores certas alterações da estrutura de custos da Companhia que estejam fora de seu
controle, tais como o custo da energia elétrica que é adquirida de certas fontes e determinados
impostos;
•
a revisão periódica, realizada a cada cinco anos pela ANEEL, para realinhar as tarifas da Companhia
com os seus custos e para fixar um índice baseado na eficiência operacional da Companhia, o qual
será aplicado contra o índice de inflação dos futuros reajustes periódicos anuais, cujo objetivo é
remunerar a administração eficiente dos custos da Companhia e, ao mesmo tempo, compartilhar
ganhos de produtividade com os consumidores; e
•
a revisão extraordinária, que pode ser pleiteada pela Companhia sempre que houver um desequilíbrio
econômico e financeiro na concessão devido a uma mudança inesperada e significativa nos custos.
A Companhia não pode afirmar que os reajustes e revisões de tarifas de distribuição serão aprovados pela
ANEEL em termos favoráveis. Além disso, caso esses reajustes e/ou revisões não sejam concedidos pela
ANEEL em tempo hábil ou de forma integral, a situação financeira e os resultados operacionais da
Companhia poderão ser afetados adversamente. Ver seção “Setor de Energia Elétrica – Principais
Autoridades - ANEEL.”
43
Ademais, em maio de 2004, o Tribunal de Contas da União (“TCU”) divulgou um relatório técnico
criticando a metodologia utilizada pela ANEEL na revisão das tarifas da Companhia. Nesse relatório, o
TCU ordenou que a ANEEL levasse em consideração os benefícios fiscais resultantes da distribuição de
juros sobre o capital próprio pelas companhias do setor de energia elétrica, ao invés de dividendos, no
processo de revisão tarifária. A ANEEL recorreu desta decisão e a decisão do TCU foi transformada em uma
recomendação formal. A Procuradoria Geral da União recorreu dessa decisão e este segundo recurso ainda
não foi julgado. A ANEEL manteve sua metodologia de cálculo para as revisões tarifárias subseqüentes.
Caso a recomendação seja aceita em última instância e a ANEEL altere sua metodologia de modo a refletir a
recomendação do TCU, as receitas operacionais da Companhia, neste caso, também poderão ser afetadas
negativa e significativamente.
Mesmo com a concessão de reajustes favoráveis sobre as tarifas da Companhia pela ANEEL, tais
reajustes estão sujeitos a contestações por parte de seus consumidores.
Quaisquer revisões e reajustes tarifários por parte da Companhia estão sujeitos à aprovação pela ANEEL,
bem como aos limites estabelecidos no Contrato de Concessão e na legislação brasileira. As decisões da
ANEEL acerca das tarifas da Companhia podem ser objeto de contestações judiciais por parte dos
consumidores e, inclusive, por parte do Ministério Público na defesa dos interesses difusos dos
consumidores da área de concessão da Companhia, dada a natureza de serviço público da atividade da
Companhia. Nesse sentido, eventuais decisões favoráveis aos questionamentos relacionados a revisões e
reajustes tarifários concedidos pela ANEEL podem afetar negativamente as receitas operacionais da
Companhia.
A Companhia pode ser penalizada pela ANEEL pelo não atendimento das obrigações contidas no
Contrato de Concessão, o que pode acarretar multas e outras penalidades e, dependendo da gravidade do
inadimplemento, a caducidade da concessão.
As atividades de distribuição da Companhia são conduzidas em conformidade com o Contrato de Concessão
firmado entre a Companhia e a União Federal por meio da ANEEL, o órgão regulador. O órgão regulador
poderá impor penalidades à Companhia caso ela deixe de cumprir com qualquer disposição contida no
referido contrato. As penalidades aplicáveis dependem da extensão da gravidade da não conformidade e
incluem:
•
advertências;
•
multas por infração, limitadas a 2% do faturamento da concessionária nos doze meses anteriores à
data da lavratura do auto de infração;
•
impedimentos à construção de novas instalações ou à compra de novos equipamentos;
•
restrições sobre a operação das instalações e equipamentos existentes;
•
suspensão temporária de participação em processos licitatórios de novas concessões;
•
intervenção na administração da empresa inadimplente por parte da ANEEL; ou
•
caducidade da concessão.
A ANEEL, além das penalidades descritas acima, também poderá intervir na concessão para assegurar a
observância às leis e regulamentações aplicáveis.
Ainda, o Governo Federal tem autoridade para extinguir o Contrato de Concessão antes de seu término: (i)
no caso de falência ou dissolução da Companhia; (ii) no caso de inexecução, total ou parcial, do Contrato de
Concessão; ou (iii) caso a Companhia não atenda aos termos e às condições estabelecidas no Contrato de
Concessão, bem como às obrigações legais e regulatórias aplicáveis.
44
O término antecipado ou a não-renovação do Contrato de Concessão, a imposição de multas ou penalidades
severas por parte da ANEEL, ou a intervenção da ANEEL na concessão, poderão ter um efeito adverso sobre
os negócios, os resultados operacionais e a situação financeira da Companhia, sem mencionar os efeitos
sobre o valor de mercado de seus valores mobiliários.
A concessão, através da qual a Companhia está autorizada a realizar atividades de distribuição, está
sujeita à extinção sob certas circunstâncias, e a Companhia pode não ser capaz de recuperar o valor
integral investido caso ela seja extinta.
A Companhia executa suas atividades de distribuição de acordo com o Contrato de Concessão. O prazo da
concessão é de 30 anos e este poderá ser renovado caso certas condições sejam atendidas. Contudo, nos
termos da Lei de Concessões, o Governo Federal tem autoridade para extinguir a concessão antes do seu
término, em caso de falência ou dissolução da Companhia. A legislação brasileira também estabelece que as
concessões poderão ser extintas antes de seu término por meio de uma ação de encampação, justificada pelo
interesse público. De acordo com a legislação brasileira, uma encampação exigiria o pagamento antecipado
de indenização por parte do Governo Federal, a título de reparação pelos prejuízos sofridos pela companhia.
A caducidade da concessão poderá ser declarada caso a Companhia não atenda aos termos e às condições
estabelecidas no Contrato de Concessão, bem como às obrigações legais e regulatórias aplicáveis. Caso o
Governo Federal declare a extinção da concessão da Companhia antes do seu término, a indenização a que
esta tem direito pela parte não-amortizada de seu investimento poderá não ser suficiente para a recuperação
do valor integral do investimento feito. Em todos os casos descritos, a extinção antecipada da concessão da
Companhia terá um efeito adverso relevante sobre os seus negócios, resultados e situação financeira, sem
mencionar os efeitos sobre o valor de seus valores mobiliários.
Estimativas incorretas da demanda de energia para as áreas de concessão de distribuição da Companhia
poderão afetar adversamente os seus resultados operacionais. A Companhia pode não conseguir repassar
integralmente, através de suas tarifas, os custos de compras de energia devido à necessidade de aquisição
de energia elétrica por meio de contratos de curto prazo.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que as distribuidoras de energia elétrica devem contratar
antecipadamente, por meio de leilões públicos, toda a demanda de energia prevista para suas áreas de
concessão de distribuição para os cinco anos subseqüentes. Caso a demanda prevista esteja incorreta e a
Companhia adquira energia elétrica em quantidade maior ou menor do que a necessária, a Companhia pode
ser impedida de repassar integralmente os custos da compra de energia aos consumidores e ficar sujeita a
multas impostas pela ANEEL.
Por exemplo, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece, entre outras restrições, que caso as
previsões estejam muito aquém da real demanda de energia, há a obrigação de compensar a defasagem com
contratos de compra de energia com prazos menores (que normalmente são negociados com preços maiores),
o que impossibilitaria a Companhia de repassar aos consumidores os custos adicionais resultantes dessas
compras. Além disso, caso a demanda prevista exceda a real demanda de energia em mais de 3,0%, a
Companhia também estaria impossibilitada de repassar esses custos adicionais aos consumidores.
A Companhia não pode garantir que sua previsão para a demanda de energia será correta. Caso haja
variações significativas entre as previsões de demanda de energia e o volume de energia adquirida, os
resultados de suas operações poderão ser afetados adversamente.
Além disso, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico limita a capacidade de repassar o custo da energia
adquirida pela Companhia aos consumidores, caso esses custos excedam o Valor de Referência Anual
estabelecido pela ANEEL, conforme definido na seção “Setor de Energia Elétrica – Regras de
Comercialização.”
45
Um novo racionamento de energia, em função da falta de investimentos em expansão da capacidade de
geração de energia e/ou condições hidrológicas adversas podem afetar negativamente o faturamento e a
geração de caixa da Companhia.
A energia hidrelétrica é a principal fonte de eletricidade do Brasil, representando aproximadamente 92% das
fontes de energia elétrica do Brasil em 2006. A baixa média pluviométrica nos anos anteriores a 2001 acarretou
redução dos níveis dos reservatórios e baixa capacidade hidrelétrica nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste.
O programa de racionamento determinou uma redução no consumo de energia elétrica de consumidores
industriais, comerciais e residenciais da ordem de 15% a 25% entre junho de 2001 e fevereiro de 2002.
O faturamento da Companhia entre junho de 2001 e fevereiro de 2002 (período do racionamento) foi 10%
inferior a igual período iniciado em junho de 2000, e 33% inferior a igual período iniciado em junho de
2002. A geração de caixa da Companhia também foi afetada negativamente durante o racionamento.
A falta de investimentos em expansão da capacidade de geração de energia, somada à diminuição do nível de
água dos reservatórios brasileiros, podem levar o Governo Federal a tomar novas medidas para redução do
consumo de energia que poderão ter um impacto negativo na economia brasileira e no faturamento e na
geração de caixa da Companhia.
A Companhia pode não recuperar integralmente os prejuízos resultantes da escassez de energia elétrica e
do correspondente racionamento de energia elétrica ocorrido em 2001 e 2002.
Durante o Programa de Racionamento, ocorrido nos anos 2001 e 2002, o consumo de energia elétrica nas
áreas de concessão da Companhia foi reduzido, tendo havido uma redução de aproximadamente 16% no
volume de energia elétrica vendida pela Companhia. O faturamento da Companhia entre junho de 2001 e
fevereiro de 2002 (período do racionamento) foi 10% inferior a igual período iniciado em junho de 2000 e
33% inferior a igual período iniciado em junho de 2002. Além disso, houve um aumento das perdas
comerciais da Companhia durante o Programa de Racionamento, uma vez que alguns consumidores tentaram
evitar os limites de consumo obrigatório através de ligações ilegais e fraude. Para compensar as
distribuidoras por esses prejuízos, as tarifas de consumidores residenciais e rurais foram aumentadas em
2,9% e as tarifas de todos os outros consumidores foram aumentadas em 7,9% em 2002. Essa recomposição
tarifária extraordinária (RTE) é válida apenas durante um período limitado e, a menos que o Governo
Federal estenda esse prazo, ela poderá não ser suficiente para compensar integralmente a Companhia pelos
prejuízos incorridos em decorrência do Programa de Racionamento. Adicionalmente, o risco de a
Companhia não recuperar esses prejuízos irá aumentar caso um número significativo de consumidores opte
por se tornar Consumidor Livre de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, uma vez que não se
poderá cobrar o aumento da tarifa do Programa de Racionamento desses Consumidores Livres. Para maiores
informações, ver a seção “Setor de Energia Elétrica – Mecanismo de Realocação de Energia”.
A Companhia tem responsabilidade objetiva por quaisquer prejuízos resultantes da inadequada prestação
de serviços de distribuição de energia elétrica. As apólices de seguros da Companhia poderão não cobrir
inteiramente quaisquer prejuízos resultantes da inadequada prestação de serviços de distribuição de
energia elétrica.
De acordo com a legislação brasileira, a Companhia, na qualidade de prestadora de serviços públicos, tem
responsabilidade objetiva por quaisquer prejuízos diretos e indiretos resultantes da inadequada prestação de serviços
de distribuição de energia elétrica, tais como interrupções abruptas no suprimento ou interferências de voltagem.
A Companhia contrata seguro para perdas resultantes de incêndio, explosões, enchentes, quebra de
maquinário e queda de energia elétrica em diversas de suas subestações, prédios e instalações, bem como
para perdas materiais resultantes de acidentes de trânsito. A Companhia contrata também seguro de
responsabilidade civil para a cobertura de perdas físicas e materiais incorridas por terceiros. As apólices de
seguros da Companhia poderão não ser suficientes para a cobertura integral de todos os passivos que
poderão surgir no decorrer dos negócios da Companhia. Caso as diretrizes de administração de riscos futuros
do Grupo Endesa exijam a diminuição da cobertura dos seguros abaixo dos níveis atuais, ou caso a
Companhia não seja capaz de contratar, no futuro, seguros em termos comparáveis aos atuais no futuro, o
resultado das operações da Companhia poderá ser adversamente afetado caso esta incorra em passivos que
não estejam totalmente cobertos por suas apólices de seguro. Para maiores informações sobre os seguros da
Companhia, ver seção “Atividades - Seguros”.
46
A Companhia está sujeita a diversas leis e regulamentos de saúde, segurança e ambientais que poderão se
tornar mais severos no futuro e que poderão resultar em aumento do passivo e dos desembolsos de capital.
A Companhia está sujeita a severas leis de saúde, segurança e ambientais federais, estaduais e municipais,
inclusive com relação ao controle de lixos tóxicos, responsabilidade civil por acidentes de trabalho e
exigências de licenciamento ambiental para a construção de novas instalações ou a instalação e operação de
novos equipamentos necessários para os negócios da Companhia. As pessoas físicas, organizações nãogovernamentais e o público em geral têm certos direitos para dar início a processos judiciais para a obtenção
de liminares com o objetivo de suspender ou cancelar o processo de licenciamento. A Companhia solicitou a
emissão de licenças ambientais e autorizações de uso de recursos hídricos para o desempenho de novas
atividades e/ou a continuidade de certas atividades existentes. Porém, tais licenças e autorizações ainda não
foram emitidas para a maioria dos empreendimentos. Em caso de violação ou descumprimento de leis,
regulamentos, licenças e autorizações ambientais, de saúde ou segurança, a Companhia pode estar sujeita a
sanções administrativas, tais como multas, suspensão das operações, cancelamento das licenças, revogação
das autorizações e sanções criminais. A Companhia pode também ser obrigada a incorrer em custos
significativos com relação aos processos de danos ambientais ou acidentes de trabalho. As agências
governamentais ou outras autoridades poderão também promulgar novas regras ainda mais severas ou buscar
interpretações mais restritivas das leis e regulamentos existentes, o que pode fazer com que a Companhia
incorra em custos adicionais para o atendimento dessas novas regras.
O atendimento aos regulamentos ambientais, de saúde e segurança poderá obrigar a Companhia a realizar
desembolsos de capital e, conseqüentemente, desviar os recursos correspondentes dos investimentos
planejados. Esse desvio de recursos poderá ter um efeito adverso relevante sobre a situação financeira e os
resultados operacionais da Companhia.
Tendo em vista que uma parte substancial dos ativos da Companhia é dedicada ao fornecimento de um
serviço público essencial, esses ativos não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência, e não
estarão sujeitos a penhora para garantia de juízo.
Parte substancial dos ativos da Companhia é considerada como dedicada ao fornecimento de serviço público
essencial pelos tribunais brasileiros. Deste modo, esses ativos não estarão disponíveis para liquidação em
caso de falência ou penhora para garantia de juízo e, nesses casos, de acordo com os termos da concessão e
da legislação brasileira, serão revertidos para o Governo Federal.
Apesar de o Governo Federal ser obrigado, em determinados casos, a indenizar a Companhia por essas
reversões, a indenização recebida poderá ser menor do que o valor de mercado dos ativos. Essas restrições à
liquidação e penhora poderão diminuir significativamente os valores a que os investidores da Companhia
teriam direito em caso de liquidação, além de poder ter efeito adverso sobre a capacidade da Companhia de
obter financiamentos.
Riscos Relativos à Companhia e suas Operações
A Companhia poderá sofrer uma redução nas suas receitas, caso seus consumidores tornem-se
Consumidores Livres não atendidos pela Companhia, autoprodutores ou deixem de adquirir energia
elétrica da Companhia por qualquer outro motivo.
Certos consumidores localizados na área de concessão da Companhia podem ser classificados como
consumidores potencialmente livres ou autoprodutores. Os consumidores potencialmente livres com
demanda a partir de 3MW atendidos em tensão igual ou superior a 69kV ou em qualquer tensão (desde que o
suprimento tenha se iniciado após 07 de julho de 1995) têm a liberdade de escolher qualquer geradora de
energia elétrica autorizada para o fornecimento de energia elétrica. Além disso, consumidores com demanda
entre 500KW e 3MW por mês poderão adquirir energia elétrica gerada através de fontes alternativas ou
renováveis, tais como pequenas centrais hidroelétricas ou usinas de biomassa.
47
Em 30 de junho de 2006, a Companhia fornecia energia elétrica para um consumidor potencialmente livre,
com uma demanda contratada de mais de 3 MW, representando 0,2% de sua receita total líquida nos
primeiros seis meses de 2006. Nesse mesmo período, a Companhia forneceu energia elétrica para 144
consumidores com uma demanda contratada entre 500 KW e 3 MW, representando 7,7% de sua receita
líquida total naquele período. Caso esse consumidor potencialmente livre opte pela saída do sistema de
distribuição da Companhia após o término de seu contrato (ou através de aviso com um ano de antecedência,
caso seu contrato tenha prazo de validade indeterminado) ou se torne autoprodutor de energia elétrica, o
resultado das operações da Companhia poderá ser afetado significativa e adversamente.
Os resultados da Companhia podem ser afetados em decorrência do aumento nos atrasos e
inadimplência de seus consumidores.
Historicamente, percentual significativo das contas dos consumidores da Companhia não são pagas no
vencimento. Além disso, 0,5% dos consumidores da Companhia são integrantes do Poder Público e a
Companhia pode ter dificuldades em cobrar desses consumidores os valores eventualmente devidos. Em 30
de junho de 2006, os valores em atraso a receber de consumidores totalizaram aproximadamente R$599,2
milhões. Desse total, R$272,4 milhões estavam em atraso há mais de 180 dias. Do total dos valores vencidos
e não pagos em 30 de junho de 2006, 78% referiam-se ao setor privado e 22% ao setor público.
A capacidade da Companhia de receber os pagamentos relativos aos serviços prestados depende da
continuidade da solvência de seus consumidores e de sua capacidade de cobrar os valores devidos pelos
consumidores. A Companhia não pode assegurar que conseguirá implementar todas as medidas necessárias à
redução do inadimplemento, ou tampouco que tais medidas garantiriam a redução da inadimplência. A
manutenção ou o aumento dos índices de inadimplência pode afetar negativamente o resultado das operações
da Companhia, seus negócios e sua condição financeira.
Caso a Companhia não consiga controlar com sucesso as perdas de energia, seu resultado operacional e
sua condição financeira podem ser adversamente afetados.
A Companhia apresenta dois tipos de perda de energia: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas
técnicas acontecem no curso normal da distribuição de eletricidade, já que parte da eletricidade que é
distribuída inevitavelmente se dissipa no curso da distribuição. As perdas comerciais são o resultado de
conexões ilegais, fraudes, erro na medição de consumo e de faturamento. O total de perdas (técnica e
comercial) como porcentagem da energia total distribuída pela Companhia foi de 23,6% em 2003, de 22,8%
em 2004 e de 22,1% em 2005, excedendo a média nacional entre as distribuidoras, que foi de 16,8% em
2003, de 13,2% em 2004 e de 10,9% em 2005, conforme dados divulgados pela ABRADEE. A perda de
energia elétrica fornecida pela Companhia decorre principalmente do alto índice de furto de energia ocorrido
em sua área de concessão. O furto de energia elétrica fornecida pela Companhia gera a necessidade de
aquisição de mais energia, por parte da Companhia, do que a efetivamente fornecida e faturada, aumentando
seu custo de produtos vendidos e diminuindo sua margem operacional. Além disso, a Companhia não pode
repassar aos seus clientes a totalidade dos custos com perdas por meio de aumentos de tarifa. Para maiores
informações sobre perdas, ver seção “Atividades – Desempenho do Sistema”.
Não há como assegurar que as perdas de energia não aumentarão ou não irão prejudicar o cumprimento de
metas de qualidade estabelecidas no Contrato de Concessão e na regulamentação da ANEEL.
Caso a Companhia não consiga controlar de maneira satisfatória o nível de perdas, os resultados da
Companhia poderão ser afetados significativa e adversamente.
48
Alterações na política de desenvolvimento do Governo Federal e/ou dificuldades da Companhia na
obtenção de recursos podem limitar ou impedir o refinanciamento de sua dívida, sua capacidade de
investimentos e a implementação de sua estratégia de desenvolvimento.
Em 30 de junho de 2006, o endividamento total em aberto da Companhia era de R$1,2 bilhões, dos quais
R$323,2 milhões de curto prazo e R$855,0 milhões de longo prazo. A estratégia de desenvolvimento e
investimento da Companhia depende, em parte, de um montante substancial de recursos para a potencial
expansão do sistema Rede Ampla, objetivando a redução das perdas de energia elétrica. Não é possível
assegurar que a Companhia irá obter recursos suficientes para a implementação de sua estratégia de
desenvolvimento ou para o refinanciamento de seu endividamento, quando de seu vencimento, ou que esse
refinanciamento será disponibilizado em condições aceitáveis ou de qualquer forma.
A incapacidade de obter recursos para o financiamento de sua estratégia de desenvolvimento ou para o
refinanciamento de seu endividamento, em condições aceitáveis, caso a Companhia obtenha tal
refinanciamento, poderá afetar adversamente os resultados da Companhia.
Adicionalmente, 21,2% do endividamento total da Companhia foi contratado junto a bancos de
desenvolvimento controlados pelo Governo Federal, inclusive o BNDES, ou controlados por governos
estaduais. Os bancos de desenvolvimento oferecem financiamento de longo prazo ao setor privado a taxas de
juros mais atraentes e em condições mais vantajosas do que aquelas oferecidas pelos bancos do setor
privado. Qualquer alteração nas políticas de investimento e desenvolvimento do Governo Federal ou de
qualquer Estado brasileiro poderá prejudicar a capacidade da Companhia de obter financiamento de longo
prazo em condições favoráveis, ou de obter qualquer tipo de financiamento.
A Companhia está sujeita a riscos relacionados a disputas judiciais e administrativas, as quais podem
afetar de forma adversa os seus resultados.
Em 30 de junho de 2006, a Companhia era parte em aproximadamente 22.823 processos judiciais e
administrativos relacionados a matérias cíveis, fiscais, trabalhistas e regulatórias. Em 30 de junho de 2006, o
valor de aproximadamente R$727,0 milhões estava provisionado no balanço da Companhia.
Decisões ou acordos desfavoráveis com relação a esses processos ou disputas judiciais poderão resultar em
desembolsos de caixa relevantes para a Companhia, o que poderá afetar a sua condição financeira de forma
negativa. Adicionalmente, decisões ou acordos desfavoráveis em montante superior ao provisionado pela
Companhia poderão ter um efeito adverso nos resultados da Companhia.
A terceirização de parte substancial das atividades da Companhia pode trazer conseqüências adversas
para a Companhia.
Em 30 de junho de 2006, a Companhia tinha em vigor contratos com 31 empresas terceirizadas, prestadoras
de serviços vinculados à parte operacional da Companhia, envolvendo cerca de 6.500 colaboradores de tais
empresas, prestando diversos serviços para a Companhia, incluindo corte e religamento de energia elétrica, e
que representam atualmente um custo médio mensal para a Companhia de R$23,0 milhões.
Na hipótese de uma ou mais empresas terceirizadas não cumprir com suas obrigações trabalhistas e fiscais, a
Companhia poderá ser considerada subsidiariamente responsável e ser obrigada a pagar tais valores aos
empregados das empresas terceirizadas.
Além disso, não há como evitar que empregados de empresas terceirizadas tentem reconhecer vínculo
empregatício com a Companhia. Neste sentido, há duas ações civis públicas propostas contra a Companhia
para impedir a terceirização de tais serviços. Tais ações civis públicas poderão resultar em impacto adverso
nos resultados da Companhia na medida em que podem acarretar limitação à possibilidade de terceirização,
gerando significativo aumento do custo operacional. Ver seção “Atividades – Processos Judiciais e
Administrativos”.
49
Adicionalmente, como parte substancial das atividades da Companhia é terceirizada, a descontinuidade da
prestação de serviços por diversas empresas poderá afetar a qualidade e continuidade dos serviços prestados
pela Companhia.
Caso qualquer dessas hipóteses ocorra, o resultado da Companhia poderá ser impactado adversamente.
A Companhia é obrigada a realizar desembolsos de capital significativos para o atendimento do programa
de universalização e do programa Luz para Todos, criados pelo Governo Federal. O descumprimento das
metas impostas por tais programas ou a ausência de financiamento em montante e condições favoráveis
podem afetá-la adversamente.
Em 2002, o Governo Federal deu início à implementação do programa de universalização que visava a
disponibilização de energia elétrica aos consumidores que não têm acesso a energia elétrica. Tal programa
impôs, em parte, à Companhia e, em parte, ao setor público, por meio de certos subsídios públicos, os custos
de conexão de tais consumidores ainda não atendidos pela rede de energia elétrica. Esses subsídios deverão
expirar em dezembro de 2006. Após o término desses subsídios, a Companhia será responsável por todos os
custos relacionados à universalização do acesso à rede de energia elétrica e será obrigada a atender qualquer
pedido de nova ligação para os clientes universalizáveis.
O programa de universalização demandou desembolsos de capital significativos por parte da Companhia. No
decorrer de 2005 e no período de seis meses findo em 30 de junho de 2006, a Companhia incorreu em
aproximadamente R$108,0 milhões em custos relacionados ao cumprimento das metas estabelecidas no
programa de universalização. Desses montantes, aproximadamente 85,0% durante 2005 e 15,0% no período
de seis meses findo em 30 de junho de 2006, foram assumidos através de seu próprio fluxo de caixa
operacional ou através de empréstimos tomados para tal fim. Os fundos remanescentes foram obtidos através
de subsídios do setor público. A Companhia estima incorrer em R$56,0 milhões em custos adicionais
associados ao cumprimento do programa de universalização e, após o cumprimento das metas de tal
programa, à ligação de clientes universalizáveis à rede de energia elétrica até o fim de 2006.
A Companhia já cumpriu quase a totalidade das metas estabelecidas pela ANEEL com relação ao programa
de universalização e passou a ser obrigada a atender qualquer pedido de nova ligação para os clientes
universalizáveis.
No que se refere ao Programa de Universalização do Acesso e Uso de Energia Elétrica – “Luz para Todos”,
a Companhia e a Eletrobrás celebraram um contrato de financiamento para cobertura financeira dos custos
diretos das obras do programa de eletrificação rural, que integra o Luz para Todos, no montante aproximado
de R$9,8 milhões. Em 30 de junho de 2006, o montante devido no âmbito deste programa era de
aproximadamente R$2,9 milhões. A Companhia pode solicitar financiamento para fins desses desembolsos
de capital e tal financiamento poderá não ser disponibilizado em termos aceitáveis, ou sequer ser
disponibilizado.
Caso a Companhia não atenda às exigências do programa de universalização e/ou do programa Luz para
Todos, quer devido a não-obtenção de financiamento em termos aceitáveis ou, por qualquer outro motivo,
sem prejuízo das penalidades aplicáveis, os resultados operacionais da Companhia e sua situação financeira
poderão ser adversamente afetados. Ver seção “Setor de Energia Elétrica – Universalização dos Serviços de
Distribuição de Energia Elétrica” e “Atividades – Contratos Financeiros Relevantes”.
Os contratos de empréstimos da Companhia incluem cláusulas restritivas e qualquer inadimplência
resultante do não-cumprimento dessas cláusulas poderá afetar adversamente sua situação financeira e
sua capacidade de conduzir os negócios.
A Companhia é parte em diversos contratos de empréstimo, muitos dos quais exigem a manutenção de
determinados índices financeiros específicos ou o cumprimento de diversas cláusulas restritivas
operacionais, entre outras. O descumprimento de quaisquer dessas cláusulas poderia implicar o pagamento
imediato do valor remanescente de cada dívida, além de determinar o vencimento antecipado de outros
contratos. Os ativos e fluxo de caixa da Companhia podem não ser suficientes para amortizar integralmente
o valor da dívida dos contratos de empréstimo, em caso de vencimento antecipado devido a inadimplência
contratual.
50
Os recursos alocados pela Companhia para atender às suas obrigações previdenciárias podem ser
inferiores ao valor estimado de tais obrigações e, dessa forma, a Companhia talvez precise fazer
contribuições adicionais aos planos de previdência complementar de seus empregados.
Os passivos relativos aos planos de previdência complementar dos empregados da Companhia alcançaram
R$169,1 milhões em 30 de junho de 2006. Contudo, se as estimativas atuariais da Companhia estiverem
incorretas, ou no caso de reduções a longo prazo nas taxas de juros, reduções nos valores de mercado dos
valores mobiliários mantidos pelos planos ou no caso de outras mudanças adversas, a posição de seus planos
pode ser significativamente prejudicada, afetando, portanto, a periodicidade e o nível crescente das
contribuições a serem feitas pela Companhia aos planos de previdência de seus empregados.
Riscos Relacionados às Debêntures
A Companhia é uma concessionária e, portanto, nem todos os seus bens e ativos poderão ser objeto de
execução para satisfazer as obrigações relativas às Debêntures.
Os bens vinculados à prestação de serviços públicos e vinculados à concessão detida pela Companhia (bens
e instalações utilizados na distribuição de energia elétrica), cujo valor residual em 30 de junho de 2006 era
de aproximadamente R$1.796,0 milhões, correspondente a 41,5% do ativo total da Companhia, não podem
ser utilizados para satisfazer as obrigações relativas às Debêntures, devendo ser revertidos ao Poder
Concedente ao final do prazo da concessão. Além disso, parte dos bens da Companhia está caucionada em
favor de terceiros, os quais têm prioridade no recebimento dos montantes oriundos de eventual venda de tais
bens, até o limite da dívida garantida.
Assim, na hipótese de inadimplemento das obrigações relativas às Debêntures pela Companhia, nem todos
os seus bens e ativos poderão ser objeto de execução para satisfação dessas obrigações e os bens e ativos
objeto de garantia de outras obrigações poderão ser utilizados apenas após a satisfação das dívidas por eles
garantidas.
As obrigações da Companhia, constantes da Escritura de Emissão, estão sujeitas a hipóteses de
vencimento antecipado.
A Escritura de Emissão estabelece diversas hipóteses que ensejam o vencimento antecipado das obrigações
da Companhia com relação à 4ª Emissão, tais como decretação ou pedido de falência, pedido de autofalência, pedido ou início do processo de recuperação judicial ou extrajudicial ou procedimento da mesma
natureza, da Companhia e/ou de seus controladores diretos ou indiretos, não cumprimento de obrigações
previstas na Escritura de Emissão e descumprimento de índices financeiros. Não há garantias de que a
Companhia disporá de recursos suficientes em caixa para fazer face ao pagamento das Debêntures na
hipótese de ocorrência de eventual vencimento antecipado de suas obrigações, o que poderá acarretar em um
impacto negativo relevante aos debenturistas. Ver a Escritura de Emissão constante como anexo deste
Prospecto.
O vencimento antecipado das Debêntures pode, ainda: (a) ser declarado em caso de descumprimento ou
vencimento antecipado de outras obrigações da Companhia; ou (b) dar causa a vencimento antecipado de
outros contratos de financiamento celebrados pela Companhia, o que resultaria em pagamentos
concomitantes pela Companhia. Nesta hipótese, a Companhia provavelmente não terá recursos suficientes
para pagar todas as suas dívidas vencidas antecipadamente.
A Endesa poderá deixar de ser a controladora indireta final da Companhia.
Em 05 de setembro de 2005, a Gas Natural, companhia espanhola do setor de energia elétrica, lançou oferta
pública hostil para aquisição de 100% das ações da Endesa e, em 21 de fevereiro de 2006, a E.ON,
companhia alemã do mesmo setor, lançou uma oferta hostil concorrente à oferta da Gas Natural. A Endesa
está contestando ambas as ofertas públicas nos âmbitos administrativo e judicial, sendo que, no presente
momento, a oferta pública da Gas Natural está suspensa cautelarmente e a oferta pública da E.ON está
condicionada ao cumprimento de certas condições estabelecidas pela Comissión Nacional de la Energía.
51
Caso a Gas Natural ou a E.ON tenha sucesso na aquisição das ações no âmbito das ofertas públicas lançadas,
a Endesa poderá deixar de ser a controladora indireta final da Companhia. Neste caso, as Debêntures poderão
vencer antecipadamente, observado o disposto na cláusula 4.11.1 (d) da Escritura de Emissão e caso assim
deliberado em Assembléia Geral de Debenturistas, e os Debenturistas poderão ser obrigados a se desfazer do
investimento nas Debêntures anteriormente à Data de Vencimento. Para maiores informações, ver seção
“Informações e Características da Distribuição Pública”.
Em razão da baixa liquidez do mercado secundário brasileiro de debêntures, os investidores poderão não
conseguir alienar as Debêntures por eles adquiridas.
O mercado secundário existente no Brasil apresenta historicamente baixa liquidez. Não há nenhuma garantia
de que existirá no futuro um mercado ativo e líquido para negociação das Debêntures que permita aos
subscritores sua pronta alienação, caso estes decidam pelo desinvestimento.
Eventual rebaixamento na classificação de risco das Debêntures poderá acarretar redução de liquidez.
Para se realizar uma classificação de risco, certos fatores relativos à Companhia são levados em
consideração, tais como sua condição financeira, administração e desempenho de suas atividades. São
analisadas, também, características das emissões e dos valores mobiliários, assim como as obrigações
assumidas pela Companhia e os fatores político-econômicos que podem afetar sua condição financeira.
Dessa forma, as avaliações representam uma opinião quanto às condições da Companhia de honrar seus
compromissos financeiros, tais como pagamento do principal e juros no prazo estipulado. Um eventual
rebaixamento na classificação de risco das Debêntures poderá afetar negativamente o preço desses valores
mobiliários para negociação no mercado secundário.
Adicionalmente, alguns dos principais investidores que adquirem valores mobiliários por meio de ofertas
públicas no Brasil (tais como entidades de previdência complementar) estão sujeitos a regulamentações
específicas que condicionam seus investimentos em valores mobiliários a determinadas classificações de
risco. Assim, o rebaixamento da classificação de risco das Debêntures pode obrigar esses investidores a
alienar as Debêntures que detenham no mercado secundário.
Eventual questionamento sobre a validade da Estipulação da Taxa DI, divulgada pela CETIP, pode
afetar adversamente os detentores das Debêntures.
A Súmula nº 176 editada pelo Superior Tribunal de Justiça enuncia que é nula a cláusula que sujeita o
devedor ao pagamento de juros de acordo com a taxa divulgada pela CETIP. Apesar da referida súmula não
vincular as decisões do poder judiciário, existe a possibilidade de, numa eventual disputa judicial, a validade
da estipulação da Taxa DI ser questionada.
52
DESTINAÇÃO DOS RECURSOS
Os recursos líquidos obtidos por meio da 4ª Emissão serão utilizados com o objetivo de alongar prazos e
reduzir custos da dívida da Companhia, por meio da liquidação de operações de empréstimos contratadas
com instituições financeiras, com as seguintes características:
•
contratos de financiamento em Dólar (conforme Resolução do CMN nº. 2.770, de 30 de agosto de
2000), vinculados à contratação de swap com vencimentos em novembro de 2007 e junho de 2010,
e taxas de CDI mais 3,25% ao ano e IGP-M mais 11,40% ao ano, representando aproximadamente
19,0% (dezenove por cento) do total de recursos arrecadados com a 4ª Emissão;
•
contratos de financiamento em Reais, com vencimentos em abril de 2010 e taxas entre IGP-M mais
11,70% e IGP-M mais 11,75% ao ano, representando aproximadamente 27,0% (vinte e sete por
cento) do total de recursos arrecadados com a 4ª Emissão; e
•
contratos de financiamento em Reais, com vencimentos entre outubro de 2006 e julho de 2009 e
taxas entre CDI mais 0,98% ao ano e CDI mais 1,85% ao ano, representando aproximadamente 54%
(cinquenta e quatro por cento) do total de recursos arrecadados com a 4ª Emissão.
As operações contratadas pela Companhia no ano de 2005 e nos anos anteriores tiveram seus recursos
utilizados para refinanciar dívidas mais antigas e/ou financiar os investimentos da Companhia.
Para maiores informações sobre o impacto da destinação dos recursos na situação patrimonial da Companhia
ver seção “Capitalização”.
53
(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)
54
2.
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INFORMAÇÕES SOBRE A COMPANHIA
Capitalização
Informações Financeiras Selecionadas
Discussão e Análise da Administração sobre as Demonstrações Financeiras e os Resultados Operacionais
Setor de Energia Elétrica
Atividades
Administração
Títulos e Valores Mobiliários
Descrição do Capital Social e Dividendos
Operações com Partes Relacionadas
Práticas de Governança Corporativa
Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural
55
(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)
56
CAPITALIZAÇÃO
A tabela abaixo apresenta o endividamento e a capitalização total da Companhia no período de seis meses
encerrado em 30 de junho de 2006. Adicionalmente, foi inserida uma coluna para refletir o efeito pro forma
da emissão e colocação da totalidade das Debêntures. Essas informações foram extraídas das demonstrações
financeiras da Companhia.
A tabela seguinte deve ser analisada em conjunto com as demonstrações financeiras e respectivas notas
explicativas contidas em outras seções deste Prospecto. Não houve qualquer alteração relevante na
capitalização da Companhia desde 30 de junho de 2006.
Ativos Financeiros(2) ......................................
Período de seis meses findo em
30 de junho de 2006
30 de junho de 2006
Real
Ajustado (1)
(em milhares de Reais)
(242.710)
(242.710 )
Total de Empréstimos e Financiamentos(2) .....
Curto Prazo. ....................................................
Longo Prazo ....................................................
1.177.912
323.163
854.750
1.180.915
164.662
1.016.253
Endividamento Líquido ................................
935.202
938.205
Patrimônio Líquido .........................................
1.426.927
1.426.927
Capitalização Total .......................................
2.362.128
2.365.131
(1)
Ajustado para refletir a aplicação dos recursos obtidos com a colocação da totalidade das Debêntures.
(2)
Inclui as contas a receber e a pagar de Empréstimos de Mútuos e Operações de Derivativos.
57
INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS
As informações financeiras apresentadas abaixo foram elaboradas em conformidade com as Práticas
Contábeis Brasileiras, disposições da Lei das Sociedades por Ações, conjugadas com as normas específicas
emanadas pela ANEEL e instruções da CVM, bem como, pelos boletins técnicos preparados pelo
IBRACON.
As demonstrações contábeis para o exercício findo em 31 de dezembro de 2004 foram reclassificadas,
quando aplicável, para permitir melhores condições de comparabilidade com o padrão de apresentação
adotado nas demonstrações financeiras relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2005.
Tendo em vista (i) a venda da participação da Companhia na CERJ Overseas para a Enersis Internacional em
1º de novembro de 2004; e (ii) a cisão parcial do patrimônio da Companhia ocorrida em 29 de dezembro de
2005, mediante a transferência de ativos e passivos referentes às atividades não relacionadas à concessão de
distribuição, inclusive da participação societária da Companhia na Investluz, as informações constantes nas
Seções “Informações Financeiras Selecionadas” e “Discussão e Análise da Administração sobre as
Demonstrações Financeiras e os Resultados Operacionais” deste Prospecto não consideram as informações
financeiras da CERJ Overseas e da Investluz, salvo se de outra forma estiver expressamente disposto nas
referidas Seções. Tais informações relativas aos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2003, 2004
e 2005 e ao período de seis meses findo em 30 de junho de 2005 e 2006 foram extraídas das demonstrações
financeiras da Companhia auditadas ou revisadas, conforme o caso, pela Deloitte Touche Tohmatsu
Auditores Independentes e arquivadas na CVM e são referidas neste Prospecto como “Demonstrações
Financeiras Individuais (Controladora)”.
As informações abaixo devem ser lidas e analisadas em conjunto com as demonstrações financeiras e
respectivas notas explicativas, incluídas neste Prospecto, e com a seção “Discussão e Análise da
Administração sobre as Demonstrações Financeiras e os Resultados Operacionais”.
58
Balanço Patrimonial Individual (Controladora)
Período
findo em 30
Exercício findo em 31 de dezembro de de junho de
2003
2004
2005
2006
Em milhares de Reais, exceto percentuais ou quando
indicado de forma diversa
ATIVO
Circulante:
736.874
886.627
1.052.900
Numerário disponível
14.265
39.477
103.754
58.301
Aplicações financeiras
4.898
28.924
19.603
40.380
Consumidores, concessionários e permissionários
1.221.673
759.502
808.879
872.258
872.449
(253.038)
(279.128)
(320.213)
(271.164)
Encargo de Capacidade Emergencial
14.067
15.639
14.333
12.978
Consumidores de Baixa renda
13.552
17.707
21.240
-
Rendas a receber
40.955
28.655
79.354
146.610
Devedores diversos
8.342
7.384
18.482
31.380
Programa Emergencial de Redução do Consumo
de Energia Elétrica
18.568
18.417
18.052
17.904
Estoques
1.328
4.417
3.709
4.324
Provisão para créditos de liquidação duvidosa – clientes
Partes Relacionadas
1.250
1.950
4.491
667
Despesas antecipadas - Parcela A/CVA/CDE
35.747
138.778
77.122
136.042
Imposto de renda e contribuição social diferidos
-
-
57.383
58.968
Tributos a compensar
75.039
52.681
78.897
108.669
Despesas antecipadas, seguros e outros
2.399
2.847
4.435
4.165
1.646.429
1.439.080
1.016.609
901.970
Realizável a Longo Prazo:
Partes Relacionadas
687.802
511.804
149.053
146.284
Consumidores, concessionários e permissionários
253.614
167.346
114.496
121.179
Tributos a compensar
15.662
21.940
40.814
46.341
Programa emergencial de redução do consumo de energia
elétrica
4.109
2.860
2.768
2.858
Despesas antecipadas - Parcela A/CVA/CDE
126.698
152.575
239.926
91.883
Depósitos vinculados a litígios
126.629
150.357
103.255
112.180
Imposto de renda e contribuição social diferidos
425.214
426.253
366.297
381.245
6.701
5.945
-
-
Permanente:
1.744.715
2.178.364
2.073.389
2.203.231
Investimentos
339.364
339.956
911
911
1.405.351
1.833.396
2.069.165
2.199.770
-
5.012
3.313
2.550
4.128.018
4.504.071
4.142.898
4.326.874
Outros
Imobilizado
Diferido
TOTAL DO ATIVO
59
PASSIVO
Circulante:
1.051.994
1.029.043
905.440
973.931
Fornecedores
254.274
173.782
239.890
212.143
Folha de pagamento
14.290
9.251
10.640
8.746
Encargos de dívidas
21.662
10.389
26.680
31.569
Empréstimos e financiamentos
285.460
285.721
91.305
238.790
19.720
Debêntures
-
78.679
28.478
Contas a pagar de operações com derivativos
94.074
6.144
11.008
16.428
Tributos e contribuições sociais
86.575
70.882
79.349
82.541
Provisão para contingências
-
3.912
75
1.287
Programa emergencial de redução do consumo de energia
elétrica
47.167
47.122
51.248
51.246
Parcelamento - lei nº. 10.684
4.776
3.792
4.986
5.160
Encargo de capacidade emergencial
14.783
17.549
15.594
13.556
Conta de compensação da parcela A/CVA/CDE
2.762
3.882
102.208
45.900
-
74.836
78.253
52.264
191.110
149.786
46.401
44.019
984
5.062
4.038
1.167
Obrigações estimadas
12.640
28.940
77.833
94.142
Taxas regulamentares
-
-
-
16.469
21.437
59.314
37.454
38.784
2.723.554
2.177.074
1.946.198
1.926.016
Obrigações com benefícios pós-emprego
Partes relacionadas
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Outras obrigações
Exigível a Longo Prazo:
Fornecedores
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
Parcelamento especial – lei nº. 10.684
Obrigações com benefícios pós-emprego
84
80.443
63.792
59.991
195.275
279.788
536.711
451.855
-
220.501
400.567
402.080
45.213
35.403
32.826
31.387
116.834
277.897
164.963
121.310
1.307.335
590.624
3.735
3.453
Imposto de renda e contribuição social diferidos
48.387
139.040
134.131
124.074
Provisão para contingências
687.136
664.934
653.081
736.342
Outras obrigações
162.227
1.378
45
-
Patrimônio Líquido:
352.470
1.297.954
1.291.260
1.426.927
Capital social realizado
915.424
1.625.424
1.505.424
1.505.424
Reservas de capital
23.254
23.488
23.254
23.254
Reserva de reavaliação
90.984
286.069
269.776
237.887
Prejuízos acumulados
(677.192)
(637.027)
(507.194)
(339.638)
TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO
4.128.018
4.504.071
4.142.898
4.326.874
Partes Relacionadas
60
Demonstração de Resultados Individual (Controladora)
Exercício findo em 31 de
dezembro de
2003
2004
2005
Período findo em 30
de junho de
2005
2006
Em milhares de Reais, exceto percentuais ou quando
indicado de forma diversa
Receita Operacional:
2.271.566 2.580.760 3.086.738 1.574.205 1.650.168
Fornecimento de energia elétrica:
Consumidores, concessionários e permissionários
Fornecimento não faturado
2.235.998 2.483.988 2.811.805 1.404.071 1.461.551
21.178
453
Devolução de tarifa a maior
Baixa Renda
15.400
(3.252)
7.430
-
(33.947)
29.505
15.349
13.407
46.579
98.134
123.163
59.991
64.971
(90.612)
(80.670)
(94.809)
-
-
Suprimento de energia elétrica
33.221
32.700
24.016
15.772
10.644
Receita de uso da rede elétrica
4.335
52.382
146.036
65.865
74.815
Outras receitas
20.847
27.720
31.622
16.409
17.350
Ativo Regulatório
Deduções à receita operacional:
(733.220)
(820.174) (940.339) (487.623) (532.034)
ICMS
(561.311)
(617.440) (730.928) (375.695) (394.476)
PIS
(21.543)
(12.017)
(23.993)
(12.282)
(22.229)
COFINS
(70.542)
(84.117)
(101.980)
(51.839)
(96.602)
-
(1.271)
(1.861)
(1.131)
(1.105)
ISS
Quota para reserva global de reversão
(25.217)
(32.917)
(35.623)
(17.936)
(17.068)
Encargos de capacidade emergencial
(54.607)
(72.412)
(45.954)
(28.740)
(554)
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
1.538.346 1.760.586 2.146.399 1.086.582 1.118.134
Custo do Serviço de Energia Elétrica:
CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA:
(966.703) (1.058.522) (556.987) (502.843)
Energia elétrica comprada para revenda
(935.110)
Encargos de uso da rede de transmissão
(7.640)
(9.721)
(12.141)
(5.938)
(6.397)
Pessoal
(21.193)
(22.784)
(25.266)
(12.244)
(26.276)
Entidade de previdência privada
(2.848)
(3.189)
(1.644)
(1.646)
(1.378)
CUSTO DE OPERAÇÃO:
Material
(645)
(666)
(1.192)
(432)
(746)
Serviços de terceiros
(69.304)
(57.292)
(68.525)
(35.526)
(39.021)
Depreciação e amortização
(103.056)
(99.013)
(117.621)
(58.037)
(66.133)
Outras
(4.872)
(70.506)
(14.190)
(2.897)
(2.434)
Custos dos serviços prestados a terceiros
(4.140)
(7.458)
(1.892)
117
(437)
Lucro Operacional Bruto
389.538
523.254
845.406
412.992
472.469
61
Despesas Operacionais:
(405.512)
(277.613) (504.141) (258.910) (273.984)
Despesas com vendas
(34.109)
(51.325)
(76.561)
(34.447)
(23.840)
Despesas gerais e administrativas
(289.822)
(21.759)
(131.765)
(81.374)
(96.058)
Conta consumo de combustível
(48.588)
(51.883)
(93.604)
(47.108)
(52.489)
-
(33.141)
(88.281)
(44.861)
(45.247)
Conta de Desenvolvimento Energético
Encargo de serviços do sistema
-
1.153
(30.401)
(15.136)
(19.470)
(2.536)
(3.055)
(4.494)
(2.247)
(2.488)
Depreciação e amortização
(7.628)
(6.754)
(6.827)
(3.424)
(3.355)
Provisão para créditos de liquidação duvidosa
(17.500)
(1.435)
(41.085)
(28.660)
49.049
-
(104.972)
(25.573)
1.128
(67.433)
Outras
(5.329)
(4.492)
(5.550)
(2.781)
(12.653)
RESULTADO ANTES DOS EFEITOS FINANCEIROS
E DAS PARTICIPAÇÕES EM OUTRAS SOCIEDADES
(15.974)
245.641
341.265
154.082
198.485
Receitas (Despesas) Financeiras:
(266.210)
Taxa de fiscalização ANEEL
Perda com títulos incobráveis
(207.157) (182.446) (106.457)
(84.935)
Renda de aplicações financeiras
2.287
1.767
12.148
7.110
2.154
Acréscimo moratório em conta de energia
37.746
34.660
35.237
16.844
17.478
(89.534)
(101.026)
Encargos de dívidas
Variações monetárias e cambiais com empresas
relacionadas
(163.357)
(129.824) (163.695)
150.005
(3.191)
20.472
4.790
(3.987)
Variações monetárias diversas
30.759
(45.351)
(11.001)
(9.551)
(5.887)
Atualização do ativo regulatório
62.298
26.833
24.500
22.445
49.553
-
(25.387)
(93.956)
(48.886)
(33.253)
Perda líquida em operações com derivativos
(298.702)
(13.553)
(18.789)
(15.269)
(5.866)
Encargos financeiros de obrigações com empresas
relacionadas
(78.643)
(40.387)
(8.615)
(40.052)
308
Outras receitas (despesas) financeiras, líquidas
(8.603)
(12.724)
21.253
45.646
(4.409)
Resultado de Participação em Outras Sociedades:
78.356
10.599
21.109
13.683
-
Equivalência patrimonial
17.474
10.599
21.109
13.683
-
Reversão de provisão para passivo a descoberto de
controlada
60.882
-
-
-
-
(203.828)
49.083
179.928
61.308
113.550
Encargos sobre debêntures
RESULTADO OPERACIONAL
Receitas Não Operacionais
24.270
9.897
9.351
1.622
67.608
Despesas Não Operacionais
(9.296)
(15.410)
(23.837)
(8.745)
(12.577)
Lucro antes da Contribuição Social, Imposto de Renda,
Participações e Reversão dos Juros Sobre Capital Próprio
(188.854)
43.570
165.442
54.185
168.581
-
(4.470)
(13.507)
(17.445)
(38.176)
Contribuição social
Imposto de renda
-
(11.535)
(26.620)
(6.451)
(13.604)
Imposto de renda e contribuição social diferidos
113.478
5.618
849
8.720
16.239
LUCRO (PREJUÍZO) LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
(75.376)
33.183
126.164
39.009
133.040
62
DISCUSSÃO E ANÁLISE DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES
FINANCEIRAS E OS RESULTADOS OPERACIONAIS
Esta seção é baseada na discussão e análise da administração da Companhia e deve ser lida em conjunto com
as demonstrações financeiras da Companhia auditadas ou revisadas, conforme o caso, e respectivas notas
explicativas e demais informações financeiras incluídas neste Prospecto. As demonstrações financeiras
constantes deste Prospecto foram elaboradas em conformidade com as Práticas Contábeis Brasileiras e
foram auditadas pela Deloitte Touche Tohmatsu, em conformidade com as normas do IBRACON. Esta
seção contém estimativas e declarações futuras que estão sujeitas a riscos e incertezas.
Os resultados reais da Companhia podem diferir daqueles indicados em tais estimativas e declarações
futuras em função de uma série de fatores, incluindo, sem limitação, aqueles indicados na seção “Fatores de
Risco” deste Prospecto e as demais informações incluídas neste Prospecto em geral.
As demonstrações contábeis para o exercício findo em 31 de dezembro de 2004 foram reclassificadas,
quando aplicável, para permitir melhores condições de comparabilidade com o padrão de apresentação
adotado nas demonstrações financeiras relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2005.
Tendo em vista (i) a venda da participação da Companhia na CERJ Overseas para a Enersis Internacional em
1º de novembro de 2004; e (ii) a cisão parcial do patrimônio da Companhia ocorrida em 29 de dezembro de
2005, mediante a transferência de ativos e passivos referentes às atividades não relacionadas à concessão de
distribuição, inclusive da participação societária da Companhia na Investluz, as informações constantes nas
Seções “Informações Financeiras Selecionadas” e “Discussão e Análise da Administração sobre as
Demonstrações Financeiras e os Resultados Operacionais” deste Prospecto não consideram as informações
financeiras da CERJ Overseas e da Investluz, salvo se de outra forma estiver expressamente disposto nas
referidas Seções. Tais informações relativas aos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2003, 2004
e 2005 e ao período de seis meses findo em 30 de junho de 2005 e 2006 foram extraídas das demonstrações
financeiras da Companhia auditadas ou revisadas, conforme o caso, pela Deloitte Touche Tohmatsu
Auditores Independentes e arquivadas na CVM e são referidas neste Prospecto como “Demonstrações
Financeiras Individuais (Controladora)”.
Eventos Subseqüentes Relevantes
Não ocorreu qualquer evento subseqüente relevante após 30 de junho de 2006 que pudesse causar impacto
significante nas operações da Companhia e, conseqüentemente, em suas demonstrações financeiras desta
data.
Conjuntura Macroeconômica Brasileira
Desde a posse do atual Governo Federal, a economia brasileira vem apresentando um maior grau de
estabilidade e, de maneira geral, o Governo Federal vem dando continuidade à política macroeconômica do
governo anterior, priorizando a responsabilidade fiscal.
Em 2003, o Real valorizou-se 18,2% em comparação ao Dólar. A inflação anual nesse ano, medida pelo
IPCA, foi de 9,3%. A economia brasileira mostrou sinais de recuperação no último trimestre de 2003, tendo o
PIB crescido, em termos reais, aproximadamente 1,5%, se comparado ao terceiro trimestre do mesmo ano.
No ano, o crescimento real do PIB foi de 0,5%. O Banco Central reduziu a taxa de juros sete vezes ao longo
do ano de 2003.
Em 2004, a economia brasileira mostrou importantes melhorias em seus principais indicadores. O PIB
cresceu 4,9% e a taxa média de desemprego caiu de 12,4% para 11,5% de acordo com as estimativas de
desemprego publicadas pelo IBGE. O Brasil registrou um superávit primário nas contas públicas (antes do
pagamento de suas dívidas) de 4,6%, o que foi acima da meta de 4,2% do PIB estabelecida pelo Fundo
Monetário Internacional como parte de seu acordo de empréstimo então em vigor com o Brasil naquele
período. Durante 2004, o Brasil teve um superávit comercial de US$34 bilhões, seu mais alto superávit
comercial até então. A inflação, medida pelo IPCA, foi de 7,6% em 2004.
63
Em 2004, o Real valorizou-se em 8,1% em comparação ao Dólar. Entretanto, o aumento das atividades
econômicas causou alguma preocupação com relação à inflação, o que resultou na manutenção da taxa de
juros pelo Governo em níveis elevados. Adicionalmente, a carga tributária aumentou de 35,5% para 36,8%
do PIB brasileiro, segundo estudo divulgado pelo IBPT (Instituto Brasileiro de Planejamento Tributário).
O ano de 2005 foi marcado pelo esforço do Banco Central em atingir a meta de inflação anual em patamar
inferior a 5,1%, o que resultou na manutenção em níveis elevados da taxa de juros. Porém, com o
desaquecimento da economia, a partir de novembro, o Governo começou a reduzir a taxa básica de juros de
modo a incentivar a retomada do crescimento econômico. Em 31 de dezembro de 2005, a taxa básica de juros
era de 18,0% ao ano.
Em 2005, o Real valorizou-se em 11,8% em comparação ao Dólar. Apesar dessa valorização, o Brasil teve
um superávit comercial de US$44,8 bilhões, seu mais alto superávit comercial de todos os tempos. O PIB
cresceu 2,3%, a taxa média de desemprego caiu de 11,5% em 2004 para 10% em 2005, de acordo com as
estimativas de desemprego publicadas pelo IBGE. A inflação, medida pelo IPCA, foi de 5,7% em 2005.
No semestre encerrado em 30 de junho de 2006, o Real valorizou-se em 7,5% em comparação ao Dólar. O
superávit comercial brasileiro totalizou US$19,54 bilhões e a taxa de inflação medida pelo IPCA foi de 1,5%
sendo que para 2006, a meta de inflação estipulada foi de 4,5% (com tolerância de 2,5%). Ao longo do
primeiro semestre de 2006, a taxa de juros básica voltou a sofrer variações por decisão do Comitê de Política
Monetária, sendo que, em reunião realizada em 31 de maio de 2006, a taxa básica de juros foi fixada em
15,25% ao ano.
A tabela a seguir apresenta o crescimento real do PIB, a inflação, as taxas de juros e a valorização do Real
frente ao Dólar, bem como a taxa de câmbio do Dólar nos períodos indicados.
Exercício findo em 31 de dezembro de
Crescimento real do PIB
Inflação (IGP-M)(1)
Inflação (IPCA)(2)
CDI(3)
Valorização do Real face ao Dólar
Taxa de câmbio do fim do período US$
1.00
Taxa de câmbio média — US$1.00
2003
0,5%
8,7%
9,3%
23,2%
18,2%
2004
4,9%
12,4%
7,6%
16,2%
8,1%
2005
2,3%
1,2%
5,7%
19,0%
11,8%
R$2,8892
R$3,0715
R$2,6544
R$2,9257
R$2,3407
R$2,4341
Período de seis meses
findo em 30 de junho de
2005
2006
3,4%
2,2%
1,7%
1,4%
3,2%
1,5%
19,0%
16,4%
11,5%
7,5%
R$2,3504
R$2,5727
R$2,1643
R$2,1927
Fontes: FGV, Banco Central e Bloomberg.
(1)
A Inflação (IGP-M) é o índice geral de preço do mercado medido pela FGV.
(2)
A Inflação (IPCA) é o índice de preços ao consumidor medido pelo IBGE.
(3)
A taxa CDI é a média das taxas dos depósitos interfinanceiros praticadas durante o dia no Brasil (acumulada para o mês do
fim do período, anualizada).
Certos Fatores que Afetam os Resultados das Operações da Companhia
Taxas de Juros
Devido principalmente à apreciação do Real em relação ao Dólar em 2003, o Banco Central começou a
reduzir significativamente as taxas de juros durante o segundo semestre de 2003. No final de 2003, a SELIC
havia baixado para 16,5% ao ano. Durante o ano de 2004, o Banco Central aumentou a SELIC e, no final do
ano, a taxa havia atingido o nível de 17,75% ao ano. A despeito desse aumento, as taxas de juros médias em
2004 permaneceram mais baixas do que as taxas médias em 2003. No ano de 2005, devido ao esforço em
atingir a meta de inflação, o Banco Central manteve a taxa de juros em níveis elevados, o que contribuiu para
o desaquecimento da economia. A partir de novembro, com a finalidade de incentivar a retomada do
crescimento econômico, o Banco Central começou a reduzir a taxa básica de juros, terminando o ano com
uma taxa de 18,0% ao ano. Durante o ano de 2006, o Banco Central manteve a redução em ritmo acelerado e
em 30 de junho de 2006 a taxa básica de juros era de 15,25% ao ano.
64
As nossas despesas financeiras são significativamente afetadas pelas elevadas taxas de juros praticadas no
Brasil. As principais taxas de juros às quais a Companhia está sujeitas são a SELIC, a TJLP, aplicáveis a seus
contratos de longo prazo e o CDI, o qual se aplica principalmente a seus contratos de curto prazo e à 1ª série
da 3ª emissão de debêntures da Companhia, dentre os quais incluem-se os contratos de financiamento de
capital de giro.
Em 30 de junho de 2006, o endividamento total em aberto da Companhia era de R$1,2 bilhões, dos quais
51,9% eram denominados em CDI, 11,9% em SELIC e 8,4% em TJLP. Uma elevação significativa das taxas
de juros pode reduzir a capacidade da Companhia de cumprir com as exigências de tais obrigações.
Taxas de Câmbio
Em decorrência de pressões inflacionárias, o Real sofreu desvalorizações freqüentes nas últimas décadas.
Durante todo esse período, o Governo Federal implementou diversos planos econômicos e fez uso de
diferentes políticas cambiais, incluindo desvalorizações repentinas, pequenas desvalorizações periódicas
(durante as quais a freqüência dos ajustes variou de diária a mensal), sistemas de câmbio flutuante, controles
cambiais e dois mercados de câmbio. As desvalorizações cambiais em períodos de tempo mais recentes
resultaram em flutuações significativas nas taxas de câmbio do Real frente ao Dólar em outras moedas. Em
2002, o Real sofreu desvalorização de 34,3% frente ao Dólar, causada em parte por incertezas políticas
envolvendo a eleição presidencial no Brasil e a recessão econômica global.
O fato de o Real ter valorizado 18,2%, 8,1% e 11,8% frente ao Dólar em 2003, 2004 e 2005,
respectivamente, não determina seu comportamento no futuro, pois não há nenhuma garantia de que o Real
valorizará ou desvalorizará frente ao Dólar no futuro. A taxa de câmbio Real/Dólar reportada pelo Banco
Central em 30 de junho de 2006 foi de R$2,1643 por Dólar.
Embora a Companhia administre uma parcela do risco cambial por meio de instrumentos derivativos em
moeda estrangeira, a desvalorização do Real em relação ao Dólar aumenta os custos de suas obrigações em
moeda estrangeira. Adicionalmente, a desvalorização do Real frente ao Dólar aumenta os custos de compra
de energia elétrica da usina de Itaipu, um dos maiores fornecedores da Companhia, custos esses repassados à
tarifa de energia elétrica.
Em 30 de junho de 2006, o endividamento total em aberto da Companhia era de R$1,2 bilhão, dos quais
4,6% eram denominados em moeda estrangeira: 4,2% em Dólares e 0,4% em euros. Uma desvalorização
significativa do Real frente ao Dólar ou a outras moedas pode reduzir a capacidade da Companhia de cumprir
com as exigências de suas obrigações em moeda estrangeira.
Principais Práticas Contábeis
As principais práticas contábeis adotadas na elaboração das demonstrações financeiras da Companhia são as
seguintes:
Aplicações financeiras. Os fundos de investimento e os Certificados de Depósito Bancário – CDBs possuem
liquidez diária e têm seus ativos valorizados a seus respectivos valores de mercados, conforme instrução do
Banco Central do Brasil.
Consumidores, concessionários e permissionários. Incluem os créditos faturados a consumidores finais e
concessionários revendedores, bem como a receita referente à energia consumida e não faturada, os valores a
receber relativos à energia comercializada na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica- CCEE até as
datas dos balanços, contabilizados pelo regime de competência e os saldos a receber relativos à
Recomposição de Receita e à Energia Livre.
Provisão para créditos de liquidação duvidosa – clientes. Calculada com base nos critérios determinados
pela ANEEL, em valor considerado pela administração da Companhia como suficiente para cobrir as perdas
prováveis na realização das contas a receber de consumidores e títulos a receber, cuja recuperação é
considerada improvável. A provisão para devedores duvidosos é constituída com base nos valores a receber
dos clientes da classe residencial vencidos há mais de 90 dias, da classe comercial vencidos há mais de 180
dias e para os saldos dos clientes das demais classes vencidos há mais de 360 dias (tais como entidades do
setor público), conforme determinado no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico.
65
Estoques. Os materiais em estoques, de operação e manutenção, classificados no ativo circulante e aqueles
destinados a projetos, contabilizados no ativo imobilizado, estão avaliados ao custo médio de aquisição,
deduzidos por provisões para perdas, quando aplicável.
Despesas antecipadas. São compostas por valores efetivamente desembolsados e ainda não incorridos e
incluem a CVA e respectivos encargos, que serão apropriados ao resultado à medida em que a receita
correspondente for faturada aos consumidores.
Investimentos. A participação societária permanente em sociedade controlada em conjunto encontra-se
avaliada pelo método de equivalência patrimonial (até 30 de setembro de 2005). Os demais investimentos
estão registrados ao custo, ajustado ao preço de mercado através de provisão para perdas em investimentos,
quando aplicável.
Imobilizado. Está composto pelo custo de aquisição e/ou construção, deduzido da depreciação acumulada e
ajustado por reavaliação periódica nos termos da Deliberação da CVM nº 288, de 03 de dezembro de 1998,
com base em laudos emitidos por peritos avaliadores independentes. A depreciação é calculada pelo método
linear em conformidade com as taxas de depreciação determinadas pela ANEEL. Os juros e demais encargos
financeiros relativamente aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no imobilizado em
curso, foram registrados nesse subgrupo como custo, até 30 de junho de 2003. Adicionalmente, os gastos de
administração geral são apropriados, mensalmente, às imobilizações e demais ordens em curso, em até 10%
dos dispêndios diretos com pessoal, mais serviços de terceiros a estas atribuíveis.
Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido. São calculados e registrados com base nas
alíquotas vigentes na data de elaboração das demonstrações financeiras de acordo com o regime de
competência. Os impostos diferidos atribuíveis a diferenças temporárias, prejuízos fiscais e base negativa de
contribuição social são registrados no ativo e ajustados a seu valor provável de recuperação com base nas
projeções de resultados fiscais suficientes para a utilização daqueles ativos.
Obrigações com benefícios pós-emprego. Consistem no passivo atuarial relativo a plano de previdência
complementar e plano médico dos empregados, registrado em regime de competência, com base em
avaliação efetuada por atuário independente, em conformidade com a Deliberação CVM nº 273, de 20 de
agosto de 1998, e a Instrução CVM nº 371, de 27 de junho de 2002, que estabeleceu as normas para a
contabilização de benefícios pós-emprego concedidos a empregados.
Obrigações vinculadas à concessão. Referem-se aos recursos de participação financeira dos consumidores e
da União e de doações e subvenções para investimentos, aplicados na expansão do serviço público de
energia elétrica. Estas obrigações são apresentadas nas demonstrações financeiras como redução do ativo
imobilizado.
Atualizações monetárias de direitos e obrigações. Os direitos e obrigações sujeitos a variação monetária e
cambial, por força contratual ou dispositivo legal, estão atualizados até as datas dos balanços. Os passivos
em moeda estrangeira são convertidos para Reais em função da taxa de câmbio divulgada pelo Banco
Central do Brasil, em cada data-base apresentada.
Estimativas. A preparação de demonstrações financeiras, de acordo com as Práticas Contábeis Brasileiras,
requer que a administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro de certas transações que
afetam os ativos e passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados de suas
demonstrações financeiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva
realização em períodos subseqüentes, podem diferir dessas estimativas. As principais estimativas
relacionadas às demonstrações financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de: (a) Provisão
para créditos de liquidação duvidosa - clientes; (b) Provisão para contingências e Planos de aposentadoria e
pensão; (c) Recuperação do imposto de renda e contribuição social diferidos; (d) Comercialização de energia
no âmbito da CCEE; e (e) Ativo regulatório – reposicionamento tarifário.
66
Apuração do resultado. O resultado das operações é apurado em conformidade com o regime contábil de
competência de cada exercício apresentado. As receitas de todos os serviços prestados são reconhecidas
quando auferidas. O faturamento de energia elétrica para todos os consumidores é efetuado mensalmente de
acordo com o calendário de leitura do consumo. A receita não faturada, correspondente ao período decorrido
entre a data da última leitura e o encerramento do mês, é estimada e reconhecida como receita no mês em
que a energia foi consumida.
Desverticalização
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabeleceu a obrigatoriedade de segregação das atividades de
distribuição daquelas de geração e transmissão, dando um prazo até setembro de 2005 para a implementação
da chamada “desverticalização” das distribuidoras de energia elétrica, mediante a separação societária dessas
atividades. Esta lei proíbe, ainda, a participação em outras sociedades e a execução de atividades estranhas ao
objeto da concessão que não estejam previstas nos contratos de concessão. A Companhia submeteu à
ANEEL a solicitação de autorização para implementação do modelo de desverticalização que consiste em:
I - criar a holding Endesa Brasil para incorporação das ações da Companhia, da COELCE, da Endesa
Cachoeira, da Endesa CIEN, da Endesa Fortaleza e da Investluz;
II - segregar as atividades, proceder à versão patrimonial dos ativos de geração e transferir essa concessão
para uma nova sociedade, com controle acionário da Companhia (Ampla Geração), conforme aprovado na
Reunião do Conselho de Administração realizada em 04 de novembro de 2005;
III - desverticalizar a participação acionária da Companhia na Investluz, mediante a redução de capital,
conforme aprovado na Assembléia Geral Extraordinária realizada em 29 de dezembro de 2005;
Em 12 de setembro de 2005, a ANEEL aprovou o modelo proposto para a implementação do processo de
desverticalização da Companhia e estabeleceu o prazo de até 90 (noventa) dias para a implementação dos
atos a que se referem os itens acima.
A Endesa Brasil foi criada como uma holding de energia, concentrando todos os ativos elétricos do Grupo
Endesa no Brasil. A sociedade participa no capital das seguintes companhias: COELCE, Endesa CIEN,
Endesa Fortaleza, , Endesa Cachoeira, Ampla Investimentos, Investluz e da Companhia.
Em 29 de dezembro de 2005, a Companhia cindiu parcialmente seu patrimônio líquido mediante a versão da
parcela cindida na Ampla Investimentos, com a transferência de ativos e passivos relacionados às atividades
não vinculadas à concessão do serviço, no valor de R$120,1 milhões, na data base 30 de setembro de 2005,
conforme Laudo de Avaliação Patrimonial a Valor Contábil, emitido pela Hirashima & Associados Ltda., em
06 de dezembro de 2005.
A composição dos ativos e passivos cindidos, em 30 de setembro de 2005, é a seguinte:
ATIVO
PASSIVO
REALIZÁVEL A LONGO PRAZO
CIRCULANTE
Parcela do ativo financeiro
com a Enersis Internacional S.A.
Total do Realizável a Longo Prazo
318.751
318.751
Empréstimo com a Endesa Internacional S.A.
Empréstimo com a Luz de Rio Ltda.
Total do Passivo Circulante
359.175
359.175
EXIGÍVEL A LONGO PRAZO
Títulos emitidos no exterior em 1998 (Fixed Rate
Notes)
Total do Exigível a Longo Prazo
522.930
522.930
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital Social
120.000
TOTAL DO PASSIVO
677.926
ATIVO PERMANENTE
Investimento na Investluz
Total do Permanente
TOTAL DO ATIVO
677.926
67
7.672
27.324
34.996
Como forma de segregar e posteriormente alienar seus ativos de geração, em 19 de setembro de 2005, foi constituída
a Ampla Geração, controlada pela Companhia. Em 26 de dezembro de 2005, a Companhia verteu para a Ampla
Geração, por meio de aumento de capital, seus ativos de geração, no valor de R$41,7 milhões, na data base de 30 de
novembro, conforme Laudo de Avaliação Patrimonial a Valor Contábil, emitido pela Hirashima & Associados Ltda.,
em 16 de dezembro de 2005. A composição do saldo integralizado na nova sociedade é como segue:
Descrição
Valor contábil
do custo reavaliado
Intangíveis
Terrenos
Reservas, barragens e adutores
Edifícios, obras civis e benfeitorias
Máquinas e equipamentos
Móveis e utensílios
Total
Depreciação
acumulada Valor residual
50
4.328
70.209
1.964
35.833
8
(8)
(49.824)
(1.447)
(19.402)
(5)
42
4.328
20.385
517
16.431
3
112.392
(70.686)
41.706
A Assembléia Geral Extraordinária, realizada em 29 de dezembro de 2005, aprovou: (i) o Laudo de
Avaliação Patrimonial da parcela cindida do patrimônio da Companhia, e (ii) o Laudo de Avaliação
Patrimonial a Valor Contábil, emitido pelos mesmos peritos, no valor de R$ 41,7 milhões (na data base de 30
de novembro de 2005); e (iii) a redução do capital social da Companhia no montante de R$120,1 milhões,
nos termos do artigo 173 da Lei das Sociedades por Ações, passando o mesmo de R$1.625.424 para
R$1.505.424 (Vide nota explicativa 30 às Demonstrações Financeiras).
Reajuste das Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica
Os valores das tarifas de energia elétrica (uso da rede e fornecimento) são reajustadas anualmente pela
ANEEL (“Reajuste Periódico Anual”), revistas periodicamente (“Revisão Periódica”) a cada 4 (quatro) ou 5
(cinco) anos, dependendo do contrato de concessão e, por fim, podem ser revistos em caráter extraordinário
(“Revisão Extraordinária”).
A ANEEL divide a receita das concessionárias de distribuição em duas parcelas correspondentes aos
seguintes custos: (i) custos não-gerenciáveis pela distribuidora, chamados custos da Parcela A; e (ii) custos
gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela B.
Os custos da Parcela A incluem, os seguintes itens:
• custos de aquisição de energia elétrica obtidos dos leilões públicos promovidos pela ANEEL;
• custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu;
• custos de aquisição de energia elétrica, conforme contratos bilaterais negociados livremente entre as partes;
• custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição; e
• encargos setoriais: CCC, CDE, RGR, TFSEE, PROINFA.
O repasse do custo de aquisição de energia elétrica sob contratos de fornecimento celebrados antes da
vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico às tarifas está sujeito a um limite máximo baseado no
Valor Normativo estabelecido pela ANEEL para cada fonte de energia (tais como energia hidrelétrica, energia
termelétrica ou fontes alternativas de energia). O Valor Normativo é reajustado anualmente para refletir
aumentos nos custos incorridos pelas geradoras. Este reajuste leva em consideração: (i) a inflação; (ii) os
custos incorridos em moeda estrangeira; e (iii) os custos de combustível (tal como gás natural). Os custos
incorridos em moeda estrangeira não podem ultrapassar 25% dos custos das geradoras.
68
A Parcela B compreende os custos que estão sob o controle das concessionárias, principalmente os custos
operacionais. A cada reajuste, a Parcela B é obtida como resultado da subtração da Parcela A da Receita total
auferida no período de Referência, que é definido como o período transcorrido entre o último reajuste e o que
está em processamento, ou seja, a Parcela B é obtida residualmente.
O Reajuste Anual das tarifas baseia-se em uma fórmula paramétrica, definida no Contrato de Concessão.
Nele, os custos da Parcela A são em geral integralmente repassados às tarifas. Os custos da parcela B, por sua
vez, são corrigidos de acordo com a variação do IGP-M, ajustado por um chamado Fator X (componente que
busca induzir as distribuidoras na busca da eficiência operacional). O resultado é o índice de Reajuste
Tarifário Anual (IRT).
A Revisão Tarifária Periódica ocorre a cada 4 ou 5 anos (cada contrato tem um período distinto). Essas
revisões são realizadas pela ANEEL tendo como princípios: as alterações na estrutura de custos e de mercado
da concessionária, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional,
os estímulos à eficiência e a modicidade das tarifas.
Desta forma, nos processos de Revisão Tarifária Periódica implementados pela ANEEL, todos os custos da
Parcela B são recalculados com vistas a assegurar que a Parcela B seja suficiente para: (i) a cobertura dos
custos operacionais eficientes; (ii) a remuneração adequada dos investimentos prudentes considerados
essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora; e (iii) determinar o fator X.
O fator X, podendo ser negativo ou positivo, é utilizado para ajustar o IGP-M empregado nos reajustes anuais
subseqüentes. É definido com base em três componentes: (a) ganhos previstos de produtividade proveniente
de aumento de escala; (b) avaliações por parte de consumidores (verificadas pela ANEEL); e (c) custos de
mão-de-obra. Por conseguinte, quando da conclusão de cada reajuste tarifário, a aplicação do fator X faz com
que as distribuidoras compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais.
Ademais, as concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a Revisão Tarifária Extraordinária,
caso a caso, de maneira a assegurar o equilíbrio financeiro de seus contratos de concessão e a compensação
por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos.
A tabela abaixo demonstra o Reajuste Periódico Anual concedido para a Companhia nos três últimos
exercícios sociais e a sua composição:
Parcela A
Encargos
Compras de Energia
Encargos de Transmissão
Exercício findo em 31 de dezembro de
2004
2005
2003
Em milhares de Reais, exceto percentuais
905.943
1.027.498
1.215.918
78.777
117.822
172.076
692.971
770.776
825.551
134.194
138.899
218.291
Parcela B
Fator X
588.598
NA
775.049
3,06%
774.605
3,06%
1.207.319
1.494.541
23,79%
1.583.821
1.802.547
13,81%
1.764.215
1.960.523
11,13%
4,77%
28,56%
0,06%
13,87%
5,33%
16,46%
Receita do Ano Anterior
Receita Requerida (parcelas A + B)
IRT
Recuperação de CVA
IRT Final
69
A tabela a seguir indica os valores do número índice do IGP-M nos últimos 3 (três) anos e nos seis primeiros
meses de 2006:
Janeiro
Fevereiro
Março
Abril
Maio
Junho
Julho
Agosto
Setembro
Outubro
Novembro
Dezembro
2003
277,173
283,506
287,855
290,512
289,747
286,843
285,649
286,735
290,127
291,229
292,657
294,455
2004
297,039
299,097
302,484
306,151
310,152
314,419
318,532
322,412
324,651
325,925
328,588
331,005
70
2005
332,298
333,288
336,123
339,030
338,299
336,801
335,663
333,474
331,690
333,694
335,033
335,006
2006
338,083
338,128
337,339
335,921
337,185
339,712
-
Balanço Patrimonial Individual (Controladora)
Exercício findo em 31 de dezembro de
Variação
% do
% do
% do
Ativo
Ativo
Ativo
2004
2005
2003
Total
Total
Total 2003/2004 2004/2005
Em milhares de Reais, exceto percentuais ou quando indicado de forma diversa
ATIVO
CIRCULANTE:
Numerário disponível
Aplicações financeiras
Consumidores, concessionários e
permissionários
Provisão para créditos de liquidação
duvidosa – clientes
Encargo de Capacidade Emergencial
Consumidores de Baixa renda
Rendas a receber
Devedores diversos
Programa Emergencial de Redução do
Consumo de Energia Elétrica
Estoques
Partes Relacionadas
Despesas antecipadas - Parcela
A/CVA/CDE
Imposto de renda e contribuição social
diferidos
Tributos a compensar
Despesas antecipadas, seguros e outros
14.265
4.898
0,3%
0,1%
39.477
28.924
0,9%
0,6%
103.754
19.603
2,5%
0,5%
176,7%
490,5%
162,8%
(32,2%)
759.502
18,4%
808.879
18%
872.258
21,1%
6,5%
7,8%
(253.038) (6,1%) (279.128) (6,2%) (320.213) (7,7%)
10,3%
14,7%
14.067
13.552
40.955
8.342
0,3%
0,3%
1%
0,2%
15.639
17.707
28.655
7.384
0,3%
0,4%
0,6%
0,2%
14.333
21.240
79.354
18.482
0,3%
0,5%
1,9%
0,4%
11,2%
30,7%
(30%)
(11,5%)
(8,4%)
20%
176,9%
150,3%
18.568
1.328
1.250
0,4%
0%
0%
18.417
4.417
1.950
0,4%
0,1%
0%
18.052
3.709
4.491
0,4%
0,1%
0,1%
(0,8%)
232,6%
56%
(2%)
(16%)
130,3%
35.747
0,9%
138.778
3,1%
77.122
1,9%
288,2%
(44,4%)
75.039
2.399
736.874
57.383
1,4%
1,8%
52.681 1,2%
78.897
1,9%
0,1%
2.847
0,1%
4.435
0,1%
17,9% 886.627 19,7% 1.052.900 25,4%
(29,8%)
18,7%
20,3%
100%
49,8%
55,8%
18,8%
REALIZÁVEL A LONGO PRAZO:
Partes Relacionadas
687.802
16,7%
511.804 11,4%
149.053
3,6%
(25,6%)
(70,9%)
Consumidores, concessionários e
permissionários
Tributos a compensar
253.614
15.662
6,1%
0,4%
167.346
21.940
3,7%
0,5%
114.496
40.814
2,8%
1%
(34%)
40,1%
(31,6%)
86%
4.109
0,1%
2.860
0,1%
2.768
0,1%
(30,4%)
(3,2%)
Despesas antecipadas - Parcela
A/CVA/CDE
126.698
3,1%
152.575
3,4%
239.926
5,8%
20,4%
57,3%
Depósitos vinculados a litígios
126.629
3,1%
150.357
3,3%
103.255
2,5%
18,7%
(31,3%)
425.214 10,3% 426.253 9,5% 366.297 8,8%
6.701
0,2%
5.945
0,1%
1.646.429 39,9% 1.439.080 32% 1.016.609 24,5%
0,2%
(11,3%)
(12,6%)
(14,1%)
(100%)
(29,4%)
339.364
8,2% 339.956 7,5%
911
0%
1.405.351 34% 1.833.396 40,7% 2.069.165 49,9%
5.012
0,1%
3.313
0,1%
1.744.715 42,3% 2.178.364 48,4% 2.073.389 50%
0,2%
30,5%
100%
24,9%
(99,7%)
12,9%
(33,9%)
(4,8%)
4.128.018 100,0% 4.504.071 100,0% 4.142.898 100,0%
9,1%
(8%)
Programa emergencial de redução do
consumo de energia elétrica
Imposto de renda e contribuição social
diferidos
Outros
PERMANENTE:
Investimentos
Imobilizado
Diferido
TOTAL DO ATIVO
71
2003
Exercício findo em 31 de dezembro de
Variação
% do
% do
% do
Passivo
Passivo
Passivo
2004
2005
Total
Total
Total 2003/2004 2004/2005
Em milhares de Reais, exceto percentuais ou quando indicado de forma diversa
PASSIVO
CIRCULANTE:
Fornecedores
Folha de pagamento
Encargos de dívidas
254.274
14.290
21.662
285.460
-
6,2%
0,3%
0,5%
6,9%
173.782
9.251
10.389
285.721
78.679
3,9%
0,2%
0,2%
6,3%
1,7%
239.890
10.640
26.680
91.305
28.478
5,8%
0,3%
0,6%
2,2%
0,7%
(31,7%)
(35,3%)
(52%)
0,1%
100%
38%
15%
156,8%
(68%)
(63,8%)
94.074
2,3%
6.144
0,1%
11.008
0,3%
(93,5%)
79,2%
86.575
-
2,1%
-
70.882
3.912
1,6%
0,1%
79.349
75
1,9%
0,0%
(18,1%)
100%
11,9%
(98,1%)
Parcelamento - lei nº. 10.684
Encargo de Capacidade Emergencial
47.167
4.776
14.783
1,1%
0,1%
0,4%
47.122
3.792
17.549
1%
0,1%
0,4%
51.248
4.986
15.594
1,2%
0,1%
0,4%
(0,1%)
(20,6%)
18,7%
8,8%
31,5%
(11,1%)
Conta de compensação da parcela
A/CVA/CDE
Obrigações com benefícios pós-emprego
Partes Relacionadas
2.762
191.110
0,1%
4,6%
3.882
74.836
149.786
0,1%
1,7%
3,3%
102.208
78.253
46.401
2,5%
1,9%
1,1%
40,6%
100%
(21,6%)
2.523,9%
4,6%
(69%)
984
0%
5.062
0,1%
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
Contas a pagar de operações com
derivativos
Tributos e contribuições sociais
Provisão para contingências
Programa emergencial de redução do
consumo de energia elétrica
Imposto de renda e contribuição social
diferidos
Obrigações estimadas
Outras obrigações
EXIGÍVEL A LONGO PRAZO:
Fornecedores
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
Parcelamento especial – lei nº. 10.684
Obrigações com benefícios pós-emprego
Partes Relacionadas
Imposto de renda e contribuição social
diferidos
Provisão para contingências
Outras obrigações
PATRIMÔNIO LÍQUIDO:
Capital social realizado
Reservas de capital
Reserva de reavaliação
Lucros (prejuízos) acumulados
TOTAL DO PASSIVO E
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
4.038
0,1%
414,4%
(20,2%)
12.640
0,3%
28.940
0,6%
21.437
0,5%
59.314
1,3%
1.051.994 25,5% 1.029.043 22,8%
77.833
37.454
905.440
1,9%
0,9%
21,9%
129%
176,7%
(2,2%)
168,9%
(36,9%)
(12%)
84
195.275
45.213
277.897
1.307.335
1,1%
6,7%
31,7%
63.792
536.711
400.567
32.826
121.310
3.735
1,5% 95.665,5% (20,7%)
13,0%
43,3%
91,8%
9,7%
100%
81,7%
0,8%
(21,7%)
(7,3%)
2,9%
(40,6%)
(26,5%)
0,1%
(54,8%)
(99,4%)
48.387
687.136
162.227
2.723.554
1,2% 139.040 3,1% 134.131 3,2%
16,6% 664.934 14,8% 653.081 15,8%
3,9%
1.378
0%
45
0,0%
66% 2.177.074 48,3% 1.946.198 47,0%
187,3%
(3,2%)
(99,2%)
(20,1%)
(3,5%)
(1,8%)
(96,7%)
(10,6%)
915.424 22,2% 1.625.424 36,1% 1.505.424 36,3%
23.254
0,6%
23.488
0,5%
23.254
0,6%
90.984
2,2% 286.069 6,4% 269.776 6,5%
(677.192) (16,4%) (637.027) (14,1%) (507.194) 12,2%
352.470
8,5% 1.297.954 28,8% 1.291.260 31,2%
77,6%
1%
214,4%
(5,9%)
268,2%
(7,4%)
(1%)
(5,7%)
(20,4%)
(0,5%)
4.128.018 100,0% 4.504.071 100% 4.142.898 100,0%
9,1%
(8%)
0%
4,7%
72
80.443
279.788
220.501
35.403
164.963
590.624
1,8%
6,2%
4,9%
0,8%
3,7%
13,1%
31 de dezembro % do Ativo 30 de junho de % do Ativo Variação
de 2005
Total
2006
Total
2005/2006
Em milhares de Reais, exceto percentuais ou quando indicado de
forma diversa
ATIVO
CIRCULANTE:
Numerário disponível
Aplicações financeiras
Consumidores, concessionários e
permissionários
Provisão para créditos de liquidação duvidosa
– clientes
103.754
19.603
2,5%
0,5%
58.301
40.380
1,3%
0,9%
(43,8%)
106%
872.258
21,1%
872.449
20,2%
0%
(320.213)
(7,7%)
(271.164)
(6,3%)
(15,3%)
Encargo de Capacidade Emergencial
Consumidores de Baixa renda
Rendas a receber
14.333
21.240
79.354
0,3%
0,5%
1,9%
12.978
146.610
0,3%
3,4%
(9,5%)
(100%)
84,8%
Devedores diversos
Programa Emergencial de Redução do
Consumo de Energia Elétrica
Estoques
Partes Relacionadas
Despesas antecipadas - Parcela A/CVA/CDE
Imposto de renda e contribuição social
diferidos
Tributos a compensar
Despesas antecipadas, seguros e outros
18.482
0,4%
31.380
0,7%
69,8%
18.052
3.709
4.491
77.122
0,4%
0,1%
0,1%
1,9%
17.904
4.324
667
136.042
0,4%
0,1%
0%
3,1%
(0,8%)
16,6%
(85,1%)
76,4%
57.383
78.897
4.435
1.052.900
1,4%
1,9%
0,1%
25,4%
58.968
108.669
4.165
1.221.673
1,4%
2,5%
0,1%
28,2%
2,8%
37,7%
(6,1%)
16%
149.053
3,6%
146.284
3,4%
(1,9%)
114.496
40.814
2,8%
1%
121.179
46.341
2,8%
1,1%
5,8%
13,5%
2.768
0,1%
2.858
0,1%
3,3%
239.926
103.255
5,8%
2,5%
91.883
112.180
2,1%
2,6%
(61,7%)
8,6%
366.297
8,8%
381.245
8,8%
4,1%
1.016.609
24,5%
901.970
20,8%
(11,3%)
911
0%
911
0%
0%
Imobilizado
Diferido
2.069.165
3.313
2.073.389
49,9%
0,1%
50%
2.199.770
2.550
2.203.231
50,8%
0,1%
50,9%
6,3%
(23%)
6,3%
TOTAL DO ATIVO
4.142.898
100,0%
4.326.874
100%
4,4%
REALIZÁVEL A LONGO PRAZO:
Partes Relacionadas
Consumidores, concessionários e
permissionários
Tributos a compensar
Programa emergencial de redução do consumo
de energia elétrica
Despesas antecipadas - Parcela A/CVA/CDE
Depósitos vinculados a litígios
Imposto de renda e contribuição social
diferidos
PERMANENTE:
Investimentos
73
% do
% do
Variação
31 de dezembro Passivo 30 de junho de Passivo
2006
2005/2006
de 2005
Total
Total
Em milhares de Reais, exceto percentuais ou quando indicado de forma
diversa
PASSIVO
CIRCULANTE:
Fornecedores
Folha de pagamento
Encargos de dívidas
239.890
10.640
26.680
91.305
5,8%
0,3%
0,6%
2,2%
212.143
8.746
31.569
238.790
4,9%
0,2%
0,7%
5,5%
(11,6%)
(17,8%)
18,3%
161,5%
Debêntures
Contas a pagar de operações com derivativos
Tributos e contribuições sociais
Provisão para contingências
Programa emergencial de redução do consumo
de energia elétrica
28.478
11.008
79.349
75
0,7%
0,3%
1,9%
0,0%
19.720
16.428
82.541
1.287
0,5%
0,4%
1,9%
0%
(30,8%)
49,2%
4%
1616%
51.248
1,2%
51.246
1,2%
0%
Parcelamento - lei nº. 10.684
4.986
0,1%
5.160
0,1%
3,5%
Encargo de Capacidade Emergencial
Conta de compensação da parcela
A/CVA/CDE
15.594
0,4%
13.556
0,3%
(13,1%)
102.208
2,5%
45.900
1,1%
(55,1%)
78.253
46.401
1,9%
1,1%
52.264
44.019
1,2%
1%
(33,2%)
(5,1%)
4.038
77.833
37.454
905.440
0,1%
1,9%
0,9%
21,9%
1.167
94.142
16.469
38.784
973.931
0%
2,2%
0,4%
0,9%
22,5%
(71,1%)
20,9%
100,0%
3,6%
7,6%
63.792
536.711
400.567
32.826
121.310
3.735
1,5%
13,0%
9,7%
0,8%
2,9%
0,1%
59.991
1,4%
(6%)
451.855
402.080
31.387
116.834
3.453
10,4%
9,3%
0,7%
2,7%
0,1%
(15,8%)
0,4%
(4,4%)
(3,7%)
(7,6%)
134.131
653.081
45
1.946.198
3,2%
15,8%
0,0%
47,0%
124.074
736.342
1.926.016
2,9%
17%
44,5%
(7,5%)
12,7%
(100%)
(1%)
1.505.424
23.254
269.776
(507.194)
1.291.260
36,3%
0,6%
6,5%
-12,2%
31,2%
1.505.424
23.254
237.887
(339.638)
34,8%
0,5%
5,5%
(7,8%)
0%
0%
(11,8%)
(33%)
1.426.927
33%
10,5%
4.142.898
100,0%
4.326.874
100%
4,4%
Empréstimos e financiamentos
Obrigações com benefícios pós-emprego
Partes Relacionadas
Imposto de renda e contribuição social
diferidos
Obrigações estimadas
Taxas regulamentares
Outras obrigações
EXIGÍVEL A LONGO PRAZO:
Fornecedores
Empréstimos e financiamentos
Debêntures
Parcelamento especial – lei nº. 10.684
Obrigações com benefícios pós-emprego
Partes Relacionadas
Imposto de renda e contribuição social
diferidos
Provisão para contingências
Outras obrigações
PATRIMÔNIO LÍQUIDO:
Capital social realizado
Reservas de capital
Reserva de reavaliação
Lucros (prejuízos) acumulados
TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO
LÍQUIDO
74
Demonstração de Resultados Individual (Controladora)
Exercício findo em 31 de dezembro de
% da
% da
Receita
Receita
2004
2005
Líquida
Líquida
2003
Variação
% da
Receita
Líquida
2003/2004 2004/2005
Em milhares de Reais, exceto percentuais ou quando indicado de forma diversa
RECEITA OPERACIONAL:
Fornecimento de energia elétrica:
Consumidores, concessionários e
permissionários
Fornecimento não faturado
Devolução de tarifa a maior
Baixa Renda
Ativo Regulatório
Suprimento de energia elétrica
Receita de uso da rede elétrica
Outras receitas
2.235.998
21.178
46.579
(90.612)
33.221
4.335
20.847
2.271.566
145,4%
1,4%
3%
(5,9%)
2,2%
0,3%
1,4%
147,7%
2.483.988
453
(33.947)
98.134
(80.670)
32.700
52.382
27.720
2.580.760
141,1%
0%
(1,9%)
5,6%
(4,6%)
1,9%
3%
1,6%
146,6%
2.811.805
15.400
29.505
123.163
(94.809)
24.016
146.036
31.622
3.086.738
131,0%
0,7%
1,4%
5,7%
(4,4%)
1,1%
6,8%
1,5%
143,8%
11,1%
(97,9%)
100%
110,7%
(11%)
(1,6%)
1.108,4%
33%
13,6%
13,2%
3.299,6%
(186,9%)
25,5%
17,5%
(26,6%)
178,8%
14,1%
19,6%
(561.311)
(21.543)
(36,5%)
(1,4%)
(617.440)
(12.017)
(35,1%)
(0,7%)
(730.928)
(23.993)
(34,1%)
(1,1%)
10%
(44,2%)
18,4%
99,7%
COFINS
(70.542)
ISS
Quota para reserva global de reversão (25.217)
Encargos de capacidade emergencial (54.607)
(733.220)
RECEITA OPERACIONAL
1.538.346
LÍQUIDA
CUSTO DO SERVIÇO DE
ENERGIA ELÉTRICA
CUSTO COM ENERGIA
ELÉTRICA:
Energia elétrica comprada para
(935.110)
revenda
Encargos de uso da rede de
transmissão
(7.640)
CUSTO DE OPERAÇÃO:
Pessoal
(21.193)
Entidade de previdência privada
(2.848)
Material
(645)
Serviços de terceiros
(69.304)
Depreciação e amortização
(103.056)
Outras
(4.872)
Custos dos serviços prestados a
terceiros
(4.140)
LUCRO OPERACIONAL BRUTO
389.538
DESPESAS OPERACIONAIS:
(4,6%)
(1,6%)
(3,5%)
(47,7%)
(84.117)
(1.271)
(32.917)
(72.412)
(820.174)
(4,8%)
(0,1%)
(1,9%)
(4,1%)
(46,6%)
(101.980)
(1.861)
(35.623)
(45.954)
(940.339)
(4,8%)
(0,1%)
(1,7%)
(2,1%)
(43,8%)
19,2%
100%
30,5%
32,6%
11,9%
21,2%
46,4%
8,2%
(36,5%)
14,7%
100%
1.760.586
100%
2.146.399
100,0%
14,4%
21,9%
(60,8%)
(966.703)
(54,9%)
3,4%
9,5%
(0,5%)
(9.721)
0,6%
(12.141)
(0,6%)
27,2%
24,9%
(1,4%)
(0,2%)
0%
(4,5%)
(6,7%)
(0,3%)
(22.784)
(3.189)
(666)
(57.292)
(99.013)
(70.506)
(1,3%)
(0,2%)
0%
(3,3%)
(5,6%)
(4%)
(25.266)
(1.644)
(1.192)
(68.525)
(117.621)
(14.190)
(1,2%)
(0,1%)
(0,1%)
(3,2%)
(5,5%)
(0,7%)
7,5%
12%
3,3%
(17,3%)
(3,9%)
1.347,2%
10,9%
(48,4%)
79%
19,6%
18,8%
79,9%
(0,3%)
25,3%
(7.458)
523.254
(0,4%)
(29,7%)
(1.892)
845.406
(0,1%)
39,4%
80,1%
34,3%
(74,6%)
61,6%
Deduções à receita operacional:
ICMS
PIS
(1.058.522) (49,3%)
Despesas com vendas
(34.109)
(2,2%)
(51.325)
(2,9%)
(76.561)
(3,6%)
50,5%
49,2%
Despesas gerais e administrativas
(289.822)
(18,8%)
(21.759)
(1,2%)
(131.765)
(6,1%)
92,5%
505,6%
Conta consumo de combustível
Conta de Desenvolvimento
Energético
(48.588)
(3,2%)
(51.883)
(2,9%)
(93.604)
(4,4%)
6,7%
80,4%
-
-
(33.141)
(1,9%)
(88.281)
(4,1%)
100%
166,4%
Encargo de serviços do sistema
Taxa de fiscalização ANEEL
Depreciação e amortização
Provisão para créditos de liquidação
duvidosa
Perda com títulos incobráveis
(2.536)
(7.628)
(0,2%)
(0,5%)
1.153
(3.055)
(6.754)
0,1%
(0,2%)
(0,4%)
(30.401)
(4.494)
(6.827)
(1,4%)
(0,2%)
(0,3%)
100%
20,5%
(11,5%)
(2.736,7%)
47,1%
1,1%
(17.500)
-
(1,1%)
-
(1.435)
(104.972)
(0,1%)
(6%)
(41.085)
(25.573)
(1,9%)
(1,2%)
(91,8%)
100%
2.763,1%
(75,6%)
Outras
(5.329)
(0,3%)
(4.492)
(0,3%)
(5.550)
(0,3%)
(15,7%)
23,6%
(405.512)
(26,4%)
(277.613)
(15,8%)
(504.141)
(23,5%)
(31,5%)
81,6%
75
RESULTADO ANTES DOS
EFEITOS FINANCEIROS E DAS
PARTICIPAÇÕES EM OUTRAS
SOCIEDADES
RECEITAS (DESPESAS)
FINANCEIRAS:
Renda de aplicações financeiras
Acréscimo moratório em conta de
energia
(15.974)
(1%)
245.641
14%
341.265
15,9%
(1.637,8%)
38,9%
2.287
0,1%
1.767
0,1%
12.148
0,6%
(22,7%)
587,5%
37.746
2,5%
34.660
2%
35.237
1,6%
(8,2%)
1,7%
(163.357)
(10,6%)
(129.824)
(7,4%)
(163.695)
(7,6%)
(20,5%)
26,1%
Variações monetárias e cambiais com
empresas relacionadas
150.005
9,8%
(3.191)
(0,2%)
20.472
1,0%
(102,1%)
(741,6%)
Variações monetárias diversas
30.759
2%
(45.351)
(2,6%)
(11.001)
(0,5%)
(247,4%)
(75,7%)
Atualização do ativo regulatório
62.298
4%
26.833
1,5%
24.500
1,1%
(56,9%)
(8,7%)
Encargos sobre debêntures
Perda líquida em operações com
derivativos
-
-
(25.387)
(1,4%)
(93.956)
(4,4%)
100%
270,1%
(298.702)
(19,4%)
(13.553)
(0,8%)
(18.789)
(0,9%)
(95,5%)
38,6%
(78.643)
(5,1%)
(40.387)
(2,3%)
(8.615)
(0,4%)
(48,6%)
(78,7%)
Encargos de dívidas
Encargos financeiros de obrigações
com empresas relacionadas
Outras receitas (despesas)
financeiras, líquidas
(8.603)
(0,6%)
(12.724)
(0,7%)
21.253
1,0%
47,9%
(267%)
(266.210)
(17,3%)
(207.157)
(11,8%)
(182.446)
(8,5%)
(22,2%)
(11,9%)
17.474
1,1%
10.599
0,6%
21.109
1,0%
(39,3%)
99,2%
RESULTADO DE PARTICIPAÇÃO
EM OUTRAS SOCIEDADES
Equivalência patrimonial
Reversão de provisão para passivo a
descoberto de controlada
RESULTADO OPERACIONAL
RECEITAS NÃO OPERACIONAIS
60.882
4%
-
-
-
-
100%
-
78.356
5,1%
10.599
0,6%
21.109
1,0%
(86,5%)
99,2%
(203.828)
(13,2%)
49.083
2,8%
179.928
8,4%
(124,1%)
266,6%
24.270
DESPESAS NÃO OPERACIONAIS (9.296)
LUCRO ANTES DA
CONTRIBUIÇÃO SOCIAL, DO
IMPOSTO DE RENDA, DAS
PARTICIPAÇÕES E DA
REVERSÃO DOS JUROS SOBRE
CAPITAL PRÓPRIO
(188.854)
1,6%
9.897
0,6%
9.351
0,4%
(59,2%)
(5,5%)
(0,6%)
(15.410)
(0,9%)
(23.837)
(1,1%)
65,8%
54,7%
(12,3%)
43.570
2,5%
165.442
7,7%
(123,1%)
279,7%
Contribuição social
-
-
(4.470)
(0,3%)
(13.507)
(0,6%)
100%
202,2%
Imposto de renda
-
-
(11.535)
(0,7%)
(26.620)
(1,2%)
100%
130,8%
Imposto de renda e contribuição
social diferidos
113.478
7,4%
5.618
0,3%
849
0,0%
(95%)
(84,9%)
LUCRO (PREJUÍZO) LÍQUIDO
DO EXERCÍCIO
(75.376)
(4,9%)
33.183
1,9%
126.164
5,9%
(144%)
280,2%
76
Período de seis meses findo em 30 de junho de
% da
% da
Receita
Receita Variação
2005
2006
Líquida
Líquida 2005/2006
Em milhares de Reais, exceto percentuais ou quando
indicado de forma diversa
RECEITA OPERACIONAL:
Fornecimento de energia elétrica:
Consumidores, concessionários e permissionários
Fornecimento não faturado
Devolução de tarifa a maior
Baixa Renda
Suprimento de energia elétrica
1.404.071
(3.252)
15.349
59.991
15.772
65.865
16.409
1.574.205
129,2%
(0,3%)
1,4%
5,5%
1,5%
6,1%
1,5%
144,9%
1.461.551
7.430
13.407
64.971
10.644
74.815
17.350
1.650.168
130,7%
0,7%
1,2%
5,8%
1%
6,7%
1,6%
147,6%
4,1%
(328,5%)
(12,7%)
8,3%
(32,5%)
13,6%
5,7%
4,8%
(375.695)
(12.282)
(51.839)
(1.131)
(17.936)
(28.740)
(487.623)
1.086.582
(34,6%)
(1,1%)
(4,8%)
(0,1%)
(1,7%)
(2,6%)
(44,9%)
100,0%
(394.476)
(22.229)
(96.602)
(1.105)
(17.068)
(554)
(532.034)
1.118.134
(35,3%)
(2%)
(8,6%)
(0,1%)
(1,5%)
(0%)
(47,6%)
100%
5%
81%
86,4%
(2,3%)
(4,8%)
(98,1%)
9,1%
2,9%
Energia elétrica comprada para revenda
Encargos de uso da rede de transmissão
CUSTO DE OPERAÇÃO:
Pessoal
Entidade de previdência privada
Material
(556.987)
(5.938)
(51,3%)
(0,5%)
(502.843)
(6.397)
(45%)
(0,6%)
(9,7%)
7,7%
(12.244)
(1.646)
(432)
(1,1%)
(0,2%)
0,0%
(26.276)
(1.378)
(746)
(2,3%)
(0,1%)
(0,1%)
114,6%
(16,3%)
72,7%
Serviços de terceiros
Depreciação e amortização
Outras
Custos dos serviços prestados a terceiros
(35.526)
(58.037)
(2.897)
117
(673.590)
412.992
(3,3%)
(5,3%)
(0,3%)
0,0%
(62,0%)
38,0%
(39.021)
(66.133)
(2.434)
(437)
(645.665)
472.469
(3,5%)
(5,9%)
(0,2%)
(0%)
(57,7%)
42,3%
9,8%
13,9%
(16%)
(473,5%)
(4,1%)
14,4%
(34.447)
(81.374)
(47.108)
(44.861)
(15.136)
(2.247)
(3.424)
(3,2%)
(7,5%)
(4,3%)
(4,1%)
(1,4%)
(0,2%)
(0,3%)
(23.840)
(96.058)
(52.489)
(45.247)
(19.470)
(2.488)
(3.355)
(2,1%)
(8,6%)
(4,7%)
(4%)
(1,7%)
(0,2%)
(0,3%)
(30,8%)
18%
11,4%
0,9%
28,6%
10,7%
(2%)
Provisão para créditos de liquidação duvidosa
Perda com títulos incobráveis
(28.660)
1.128
(2,6%)
0,1%
49.049
(67.433)
4,4%
(6%)
(271,1%)
(6.078,1%)
Outras
(2.781)
(258.910)
(0,3%)
(23,8%)
(12.653)
(273.984)
(1,1%)
(24,5%)
355%
5,8%
Receita de uso da rede elétrica
Outras receitas
Deduções à receita operacional:
ICMS
PIS
COFINS
ISS
Quota para reserva global de reversão
Encargos de capacidade emergencial
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA
CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA:
LUCRO OPERACIONAL BRUTO
DESPESAS OPERACIONAIS:
Despesas com vendas
Despesas gerais e administrativas
Conta consumo de combustível
Conta de Desenvolvimento Energético
Encargo de serviços do sistema
Taxa de fiscalização ANEEL
Depreciação e amortização
77
RESULTADO ANTES DOS EFEITOS FINANCEIROS E
DAS PARTICIPAÇÕES EM OUTRAS SOCIEDADES
154.082
14,2%
198.485
17,8%
28,8%
7.110
16.844
(89.534)
4.790
(9.551)
22.445
(48.886)
(15.269)
0,7%
1,6%
(8,2%)
0,4%
0,9%
2,1%
(4,5%)
(1,4%)
2.154
17.478
(101.026)
(3.987)
(5.887)
49.553
(33.253)
(5.866)
0,2%
1,6%
(9%)
(0,3%)
(0,5%)
4,4%
(3%)
(0,5%)
(69,7%)
3,8%
12,8%
(16,7%)
(38,4%)
120,8%
(32%)
(61,6%)
(40.052)
45.646
(106.457)
(3,7%)
4,2%
(9,8%)
308
(4.409)
(84.935)
0%
(0,4%)
(7,6%)
(100,8%)
(90,3%)
(20,2%)
13.683
13.683
1,3%
1,3%
-
-
(100%)
(100%)
RESULTADO OPERACIONAL
61.308
5,6%
113.550
10,2%
85,2%
RECEITAS (DESPESAS) NÃO OPERACIONAIS
LUCRO ANTES DA CONTRIBUIÇÃO SOCIAL, DO
IMPOSTO DE RENDA, DAS PARTICIPAÇÕES E DA
REVERSÃO DOS JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO
Imposto de Renda e Contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
(7.123)
(0,7%)
55.031
4,9%
872,6%
54.185
(23.896)
8.720
5,0%
(2,2%)
0,8%
168.581
(51.780)
16.239
15,1%
(4,6%)
1,5%
211,1%
116,7%
86,2%
39.009
3,6%
133.040
11,9%
241%
RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS:
Renda de aplicações financeiras
Acréscimo moratório em conta de energia
Encargos de dívidas
Variações monetárias e cambiais com empresas relacionadas
Variações monetárias diversas
Atualização do ativo regulatório
Encargos sobre debêntures
Perda Líquida em operações com derivativos
Encargos financeiros de obrigações com empresas
relacionadas
Outras receitas (despesas) financeiras, líquidas
RESULTADO DE PARTICIPAÇÃO EM OUTRAS
SOCIEDADES
Equivalência patrimonial
LUCRO LÍQUIDO DO PERÍODO
78
Informações Operacionais Individuais (Controladora)
Variação
Exercício findo em 31 de dezembro de
2004
2005
2003/2004 2004/2005
2003
Energia faturada em (MWh):
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder Público
Iluminação pública
Serviços públicos
Suprimento
Total de energia faturada (milhões de R$) (1)
Total de clientes
(1)
7.101.482
2.579.271
1.759.989
1.398.529
209.388
369.346
238.675
264.270
282.014
1.538.346
1.905.202
7.292.124
2.796.431
1.512.329
1.506.043
216.086
457.223
217.327
284.736
301.949
1.760.586
2.115.403
7.127.558
3.141.624
984.807
1.541.809
199.571
414.686
274.985
275.681
294.395
2.146.399
2.120.251
-2%
12%
-35%
2%
-8%
-9%
27%
-3%
-3%
22%
0%
Vendas líquidas conforme CVM (abatimento dos impostos e encargos).
Período de seis meses findo em
30 de junho de
2006
2005
Energia faturada em (MWh):
Residencial
Industrial
Comércio, serviços e outras
Rural
Poder Público
Iluminação pública
Serviços públicos
Suprimento de Energia Elétrica
Total de energia faturada (milhões de R$) (1)
Total de clientes
(2)
3%
8%
-14%
8%
3%
24%
-9%
8%
7%
14%
11%
Variação
2005/2006
3.649.452
1.627.147
3.760.174
1.706.077
3%
5%
504.899
451.123
-11%
784.314
838.812
7%
99.230
106.023
7%
189.017
192.004
2%
153.070
179.822
17%
148.012
138.650
-6%
143.763
1.086.582
2.163.016
147.663
1.118.134
2.266.717
3%
3%
5%
Vendas líquidas conforme CVM (abatimento dos impostos e encargos).
Outros indicadores financeiros individuais (Controladora)
Exercício findo em 31 de dezembro de
Variação
2003
2004
2005
2003/2004 2004/2005
Em milhares de Reais, exceto percentuais ou quando indicado de forma
diversa
EBITDA
Lucro (prejuízo) líquido segundo as Práticas
Contábeis Adotadas no Brasil
Mais:
Despesa financeira, líquida
Imposto de renda e contribuição social
Depreciação e amortização
Resultado não operacional
EBITDA(1)
(1)
(75.376)
33.183
126.164
(144,2%)
280,2%
266.210
(113.478)
110.684
(14.974)
173.066
207.157
10.387
105.767
5.513
362.007
182.446
39.278
124.448
14.486
486.822
(22,2%)
(109,2%)
(4,4%)
(136,8%)
109,2%
(11,9%)
278,1%
17,7%
162,8%
34,5%
EBITDA representa o lucro (prejuízo) líquido mais despesa financeira, líquida, contribuição social e imposto de renda,
depreciação e amortização e o resultado não operacional. O EBITDA não deve ser considerado como uma como alternativa
para o lucro (prejuízo) líquido como indicador de nosso desempenho operacional ou fluxo de caixa como indicador de
liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA fornece uma medida útil do desempenho da Companhia que
é vastamente adotado pelos investidores e analistas para avaliar o desempenho da Companhia e compará-lo com outras
companhias. Ao fazer tais comparações, no entanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida
segundo as Práticas Contábeis Brasileiras e que pode ser definido e calculado de forma diversa por companhias diferentes.
79
Período de seis meses findo em 30 de junho de
Variação
2005/2006
2006
2005
Em milhares de Reais, exceto percentuais ou quando indicado
de forma diversa
EBITDA
Lucro (prejuízo) líquido segundo os Princípios
Contábeis adotados no Brasil
Mais:
Despesa financeira, líquida
Imposto de renda e contribuição social
Depreciação e amortização
Resultado não operacional
EBITDA (1)
(1)
39.009
133.040
241,0%
106.457
15.176
61.461
7.123
229.226
84.935
35.541
69.488
(55.031)
267.973
(20,2%)
134,2%
13,1%
(872,6%)
16,9%
EBITDA representa o lucro (prejuízo) líquido mais despesa financeira, líquida, contribuição social e imposto de renda,
depreciação e amortização e o resultado não operacional. O EBITDA não deve ser considerado como uma como alternativa
para o lucro (prejuízo) líquido como indicador de nosso desempenho operacional ou fluxo de caixa como indicador de
liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA fornece uma medida útil do desempenho da Companhia que
é vastamente adotado pelos investidores e analistas para avaliar o desempenho da Companhia e compará-lo com outras
companhias. Ao fazer tais comparações, no entanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida
segundo as Práticas Contábeis Brasileiras e que pode ser definido e calculado de forma diversa por companhias diferentes.
Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2005, comparado ao exercício social encerrado em 31
de dezembro de 2004 (Controladora)
Análise do Balanço Patrimonial
No exercício social encerrado em 2005, o Ativo apresentou um decréscimo de R$361,2 milhões, equivalente
a uma variação de 8%, passando de R$4.504,1 milhões em 2004 para R$4.142,9 milhões em 2005.
Nas contas do Ativo, as principais variações ocorreram nas seguintes contas:
Numerário disponível
Esta linha sofreu um aumento de R$64,2 milhões, equivalente a uma variação de 162,5%, passando de
R$39,5 milhões em 2004 para R$103,7 milhões em 2005, basicamente, pela destinação ao caixa da
Companhia de R$50,0 milhões, para reforço de capital de giro, conforme previsto na destinação dos recursos
obtidos por meio da 3ª Emissão de Debêntures.
Rendas a receber
Foi observado um acréscimo de 177,2%, ou R$50,7 milhões, nesta rubrica em 2005, se comparada a 2004,
passando de R$28,6 milhões em 2004 para R$79,4 milhões em 2005. Este aumento foi causado, basicamente,
pelo registro nesta conta de ativo de curto prazo, fruto de transferência do ativo imobilizado, do valor
residual contábil das 9 usinas de geração de energia elétrica da Companhia, no montante de R$41,7 milhões,
posteriormente vendidas em junho de 2006.
Despesas antecipadas – Parcela A/CVA/CDE (curto e longo prazo)
As despesas antecipadas – Parcela A/CVA/CDE de curto prazo (classificadas no ativo circulante)
apresentaram uma redução de 44,4%, ou R$61,7 milhões, no exercício de 2005, comparativamente a 2004,
ou seja, seu saldo passou de R$138,8 milhões em 2004 para R$77,1 milhões em 2005, por conta da mudança
em 2005 na data do reajuste tarifário anual da Companhia, de dezembro de 2005 para março de 2006. Neste
caso, no fim do exercício de 2004, encontravam-se registradas sob esta rubrica de curto prazo todas as
parcelas cuja recuperabilidade ocorreria no próximo ano, ao contrário do ano de 2005 que, com a mudança da
data do reajuste tarifário para março, não tinha ainda registrado como ativo de curto prazo uma parcela
significativa de seus valores a recuperar.
80
Conseqüentemente ao descrito acima, as despesas antecipadas – parcela A/CVA/CDE de longo prazo
(classificadas no ativo realizável a longo prazo) sofreram um aumento de 57,3%, ou R$87,3 milhões,
passando de R$152,6 milhões em 2004 para R$239,9 milhões em 2005.
Outro aspecto que contribuiu para a redução do saldo deste ativo regulatório de curto prazo foi a redução da
atualização deste ativo em 2005, fruto da diminuição do índice de atualização (taxa SELIC) em
aproximadamente 7%, assim como a própria redução do ativo a recuperar, base para o cálculo desta
atualização.
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Na comparação entre os saldos em 31 de dezembro de 2004 e de 2005, o saldo ativo de imposto de renda e
contribuição social diferidos de curto prazo passou para R$57,4 milhões, contra um saldo zero em 31 de
dezembro de 2004. Este valor mencionado refere-se à parcela de imposto diferido ativo constituído em anos
anteriores como sendo de recuperação (realização do benefício fiscal) de longo prazo. Contudo em nova
avaliação desta realização do citado montante efetuada pela Companhia em 2005, apurou-se como sendo de
recuperação no curto prazo (em até 1 ano), sendo tal parcela então transferida para o ativo circulante.
Partes Relacionadas (longo prazo)
Este componente, classificado no ativo realizável a longo prazo, sofreu um decréscimo de 70,9%, ou
R$362,7 milhões, passando de R$511,8 milhões em 2004 para R$149,1 milhões, causado basicamente pela
transferência de empréstimos ativos com seu controlador, Enersis Internacional, em montante total de
R$318,7 milhões para a Ampla Investimentos, empresa do Grupo Endesa constituída em 2005. Esta
transferência ocorreu por conta do processo de desverticalização da Companhia, descrito detalhadamente no
item “Desverticalização” acima.
Consumidores, concessionários e permissionários (curto e longo prazo)
O saldo desta conta no ativo realizável a longo prazo, que registra exclusivamente o ativo regulatório e
energia livre da Companhia, sofreu uma redução de 31,6%, ou R$52,8 milhões, passando de R$167,3
milhões em 2004 para R$114,5 milhões em 2005.
Em contrapartida, o saldo desta conta no ativo circulante sofreu um aumento de 7,3%, ou R$63,3 milhões,
passando de R$808,9 milhões em 2004 para R$872,2 milhões em 2005, pois registrou basicamente as
transferências do mencionado ativo de longo prazo de energia livre e ativo regulatório, registrados até 2004
no ativo realizável a longo prazo.
Tributos a compensar (longo prazo)
Na comparação do saldo de 31 de dezembro de 2005 com o de mesma data-base do ano anterior, ocorreu um
aumento de 86,3%, ou R$18,9 milhões, passando de R$21,9 milhões em 2004 para R$40,8 milhões em 2005.
Este incremento no saldo da conta foi causado basicamente pelo registro em 2005 de créditos de ICMS
relevantes referentes ao grande volume de compras de ativo imobilizado em 2005, principalmente
equipamentos para a Rede Ampla (novo sistema de medição eletrônica para mitigação de perdas por furto de
energia elétrica).
Investimentos
O saldo de investimentos sofreu redução em 2005, se comparado com 2004, passando de R$339,9 milhões
em 2004 para R$0,9 milhão em 2005, o que representou um decréscimo de 99,7%, ou R$339,0 milhões,
causado basicamente pela transferência de todo o investimento societário que a Companhia detinha até 30 de
setembro de 2005, em percentual de 36,4% no capital da Investluz (holding que possui 63,6% do capital da
COELCE) em montante aproximado de R$359,2 milhões para a Ampla Investimentos, empresa do Grupo
Endesa constituída em 2005. Esta transferência ocorreu por conta do processo de desverticalização da
Companhia, descrito detalhadamente no item “Desverticalização” acima.
81
Imobilizado
O ativo imobilizado da Companhia apresentou um aumento de 12,9%, ou R$235,8 milhão, na comparação
entre os saldos de 2005 e 2004, passando de R$1.833,4 milhões em 2004 para R$2.069,2 milhões em 2005.
Este aumento foi causado em grande parte pelo elevado volume de gastos com aquisições de novos
equipamentos para implementação da Rede Ampla, descrita acima no tópico “Tributos a Compensar”. Em
2005, a Companhia gastou aproximadamente R$137,0 milhões com compras de equipamentos para este fim.
O restante do aumento no saldo deve-se a aquisições de equipamentos e instalações variadas para as
operações recorrentes da Companhia.
No exercício social encerrado em 2005, o passivo e patrimônio líquido somados apresentaram um
decréscimo de R$361,2 milhões, equivalente a uma variação de 8%, passando de R$4.504,1 milhões em
2004 para R$ 4.142,9 milhões em 2005.
Nas contas do Passivo, as principais variações ocorreram nas seguintes contas:
Fornecedores
Na comparação entre os saldos de 31 de dezembro de 2005 e 2004, ocorreu um aumento de 38%, ou R$66,1
milhões, no saldo de fornecedores, passando de R$173,8 milhões em 2004 para R$239,9 milhões em 2005.
Este aumento foi causado principalmente pela conjunção dos seguintes fatores:
a)
maior volume de compras de energia elétrica no mercado, atendendo à Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico, que estabeleceu que a Companhia, como uma distribuidora de energia elétrica,
passará a contratar antecipadamente 100% de suas necessidades de energia, ao invés de 95%
estabelecidos na legislação anterior. Esta mudança ocasionou a um aumento de R$21,2 milhões no
saldo de fornecedores em 31 de dezembro de 2005;
b) redução de R$65,9 milhões nos volumes de energia elétrica comprados de Furnas em 2005, o que
ocasionou uma diminuição dos saldos das obrigações originárias destas compras no mencionado
valor;
c)
aumento das contratações de serviços de terceiros em montante de R$64,8 milhões principalmente
terceirização de mão-de-obra, causando incremento nos saldos de fornecedores de serviços por este
montante.
Empréstimos e financiamentos (curto prazo)
A parcela de curto prazo do endividamento da Companhia diminuiu de R$285,7 milhões, no ano de 2004,
para R$91,3 milhões, no ano de 2005. Esta variação de R$194,4 milhões, ou 68,0%, foi originada,
basicamente, pela liquidação antecipada de dividas de curto prazo, utilizando recursos captados com a 3ª
emissão de debêntures da Companhia, conforme previsto na destinação dos recursos da citada emissão desta
modalidade de título para captação de recursos ocorrida em março de 2005.
Debêntures (curto prazo)
Esta conta diminuiu de R$78,7 milhões, no ano de 2004, para R$28,5 milhões, no ano de 2005. Esta variação
de 63,8%, ou R$50,2 milhões, foi originada, basicamente, pela liquidação antecipada da 2ª emissão de
debêntures da Companhia, conforme previsto na destinação dos recursos obtidos por meio da 3ª Emissão de
debêntures da Companhia.
82
Conta de compensação da parcela A/CVA/CDE
Em uma comparação entre os saldos de dezembro de 2005 e 2004, ocorreu aumento nesta conta de 2.523,9%,
ou R$98,3 milhões, passando de R$3,9 milhões em 2004 para R$102,2 milhões em 2005.
Este incremento ocorreu pelos seguintes aspectos:
a)
registro em 2005 de obrigações no montante de R$10,7 milhões referentes à variação cambial
passiva auferida nas compras de energia elétrica de Itaipu, denominadas como CVA – Variação
cambial de Itaipu, a serem compensadas no próximo reajuste tarifário da Companhia;
b) incremento no passivo regulatório denominado CVA – Uso de Rede Básica, em R$14,6 milhões;
c)
registro em 2005 de R$68,2 milhões de passivo regulatório denominado CVA – CCEAR (Contratos
de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado), referente a novos contratos de compra de
energia elétrica atendendo à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que estabeleceu que a
Companhia, como uma distribuidora de energia elétrica, passará a contratar antecipadamente 100%
de suas necessidades de energia, ao invés de 95% estabelecidos na legislação anterior. Estes
contratos de compra de energia foram pactuados em Leilões de Energia realizados em abril de 2005.
Partes relacionadas (curto prazo)
No exercício de 2005, em comparação com o ano anterior (saldos em 31 de dezembro), houve uma redução
nessa conta de 69,0%, ou R$103,4 milhões, passando de R$149,8 milhões em 2004 para R$46,4 milhões em
2005. Esta redução foi causada principalmente pela transferência, em 2005, para a Ampla Investimento, de
um empréstimo passivo com sua parte relacionada Endesa Internacional, em montante de R$7,7 milhões,
além de outro com sua coligada Luz de Rio no valor de R$27,3 milhões e também pela amortização total, em
2005, de dois contratos de mútuo passivos com sua coligada Investluz (controladora da COELCE) no
montante total de R$71,8 milhões. Esta transferência ocorreu por conta do processo de desverticalização da
Companhia, descrita detalhadamente no item “Desverticalização” acima.
Obrigações estimadas
Em 2005, o saldo deste passivo sofreu um aumento de 168,9%, ou R$48,9 milhões, se comparado com 2004,
passando de R$28,9 milhões em 2004 para R$77,8 milhões em 2005, basicamente pelo aumento do passivo
de imposto de renda e contribuição social a pagar em virtude da relevante melhora do resultado da
Companhia referente ao exercício de 2005, em relação ao de 2004, e também pelo registro, em 2005, de um
passivo de R$27,8 milhões em atendimento a Resolução Normativa ANEEL 176, de novembro de 2005, que
obriga a Companhia a registrar os valores devidos e ainda não aplicados no Programa de Eficiência
Energética – PEE.
Obrigações com benefícios pós-emprego (longo prazo)
O saldo desta conta de passivo atuarial oriundo do plano de pensão dos empregados da Companhia,
apresentou uma redução de 26,5%, ou R$43,6 milhões, em 2005 se comparado com o saldo no ano anterior,
ou seja, seu saldo passou de R$164,9 milhões em 2004 para R$121,3 milhões em 2005.
Esta redução ocorreu por conta da amortização, em 2005, de passivo da Companhia, como patrocinadora do
plano de pensão – BRASILETROS, de refinanciamento (parcelamento de dívida) de passivos apurados em
períodos anteriores (despesas administrativas do plano de pensão de 1994 a 1996) no montante aproximado
de R$36,0 milhões.
83
Empréstimos e financiamentos (longo prazo)
A parcela de longo prazo do endividamento da Companhia aumentou de R$279,8 milhões em 2004 para
R$536,7 milhões em 2005, apresentando um crescimento de 91,8%, ou R$256,9 milhões. Esta variação
decorreu basicamente da captação de novos empréstimos de longo prazo, para rolagem da dívida vincenda no
curto prazo e contratação de financiamento junto ao BNDES destinado à implantação da Rede Ampla (nova
rede de distribuição de energia elétrica para mitigação de perdas de energia por furto).
Debêntures (longo prazo)
Essa conta foi elevada de R$220,5 milhões, no ano de 2004, para R$400,6 milhões, no ano de 2005. Esta
variação de 81,7%, ou R$180,1 milhões, foi originada pela substituição da parcela de longo prazo da 2ª
Emissão de debêntures da Companhia (conforme previsto na destinação dos recursos obtidos por meio dessa
Emissão), liquidada antecipadamente com os recursos obtidos por meio da 3ª Emissão de debêntures da
Companhia, pela parcela de longo prazo da 3ª emissão de debêntures da Companhia.
Partes relacionadas (longo prazo)
No exercício de 2005, em comparação com o ano anterior (saldos em 31 de dezembro), houve uma redução
de 99,4%, ou R$586,9 milhões, passando de R$590,6 milhões em 2004 para R$3,7 milhões em 2005. Esta
redução foi causada basicamente pela transferência de um empréstimo passivo de longo prazo representado
por títulos de dívida emitidos no exterior (Fixed Rate Notes), em montante de R$522,9 milhões, para a
Ampla Investimentos, empresa do Grupo Endesa constituída em 2005. Esta transferência ocorreu por conta
do processo de desverticalização da Companhia, descrita detalhadamente no item “Desverticalização” acima.
Análise da Demonstração do Resultado
Receita Operacional
No exercício de 2005, comparativamente ao exercício de 2004, a receita operacional bruta apresentou um
aumento de 19,6%, ou R$506,0 milhões, passando de R$2.580,8 milhões em 2004 para R$3.086,7 milhões
em 2005. Dentre as principais razões que contribuíram para este aumento, destacam-se:
a)
reajuste tarifário médio de 14,8%;
b) aumento do consumo de energia (vendas diretas) de clientes cativos de 7,2%;
c)
aumento da receita pelo uso de rede de energia elétrica por clientes livres (tarifa-fio) em R$94
milhões, mesmo com uma redução de aproximadamente 2,7% no volume vendido para tal
modalidade de clientes.
A tabela abaixo apresenta a variação da receita líquida da Companhia no exercício de 2005 em relação ao
exercício de 2004, destacando o montante da variação decorrente do aumento das tarifas e do consumo nos
principais segmentos consumidores da Companhia:
Em R$
milhões
Total
Consumo
Tarifa/Outros
Total
385
132
253
Residencial
141
109
32
Industrial
(32)
(95)
63
Comercial
67
10
57
84
Rural
3
(2)
5
Governo
55
1
54
Suprimento
(6)
(1)
(6)
TUSD
68
20
47
Outras
Receitas
67
-
Encargos
(RGE/ECE)
23
-
Deduções à receita operacional
As deduções à receita operacional, no exercício de 2005, aumentaram 14,7%, ou R$120,2 milhões, passando
de R$820,2 milhões em 2004 para R$940,3 milhões no exercício de 2005. Tais deduções são compostas por
despesas com impostos e contribuições que incidem sobre a receita e encargos do setor de energia elétrica.
Este aumento dos impostos e contribuições, no montante de R$144,0 milhões, decorre do aumento do
faturamento de 19,6%, compensado parcialmente pela redução de aproximadamente R$24,0 milhões nos
encargos do setor de atuação da Companhia, oriunda da redução dos encargos de capacidade emergencial
definidos pela ANEEL.
Custo com energia elétrica
Na comparação entre os exercícios de 2005 e 2004, a rubrica de Custo com Energia Elétrica, que engloba os
custos com a energia elétrica comprada para revenda e os encargos de uso da rede de transmissão, apresentou
um aumento de 9,7%, ou R$94,2 milhões, passando de R$976,4 milhões em 2004 para R$1.070,7 milhões
em 2005, em virtude do aumento do custo médio da energia comprada em percentual de 8,4% e também ao
crescimento do volume de energia elétrica adquirida em 1,1%.
Custo de operação
Os custos de operação aumentaram 17,9%, ou R$34,8 milhões, no comparativo entre os exercícios de 2004 e
2005, ou seja, passaram de R$195,5 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2004 para R$230,3
milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2005. Este aumento foi causado principalmente pelo
aumento da despesa de depreciação em R$19,0 milhões, pelo aumento dos serviços de terceiros em R$11,0
milhões ocorridas, respectivamente pelo crescimento do ativo imobilizado da Companhia e pelo aumento de
serviços contratados externamente para atendimento ao Programa de Universalização de Energia Elétrica do
Governo Federal.
Despesas Operacionais
Na comparação entre os exercícios de 2005 e 2004, as despesas operacionais apresentaram um aumento de
81,6%, passando de R$277,6 milhões em 2004 para R$504,1 milhões em 2005.
Este aumento ocorreu em sua maioria pelos seguintes fatores:
a)
aumento das despesas com vendas em aproximadamente R$25,0 milhões, em decorrência da entrada
de novos clientes em 2005, campanhas e prêmios concedidos aos consumidores adimplentes em
2005;
b) crescimento das despesas gerais e administrativas em montante aproximado de R$110,0 milhões,
ocasionado principalmente pela reversão de aproximadamente R$105,0 milhões de provisões para
contingências de PIS e COFINS em 2004, o que reduziu esta modalidade de despesa neste ano,
causando este crescimento em 2005;
c)
aumento das despesas, em 2005, com a Conta de Consumo de Combustível – CCC, Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE e Encargo de Serviços do Sistema – ESS, em valor aproximado
de R$129,0 milhões, oriundos do aumento do valor definido pela ANEEL e também pela maior
recuperação de CVA (Custos Não Gerenciáveis – Parcela A) no exercício de 2005, quando
comparado com o exercício anterior;
d) incremento na provisão para créditos de liquidação duvidosa no exercício de 2005, em montante
aproximado de R$41,1 milhões para adequar esta provisão ao volume de créditos julgados de difícil
cobrança em aberto por prazo superior a 360 dias. Esse aumento foi compensado pela redução da
perda com títulos incobráveis em aproximadamente R$79,0 milhões, resultante do registro em 2004
de R$65,0 milhões de baixa de créditos de consumidores (clientes da Companhia), considerados
incobráveis, anteriores a 2003, aliado à redução da baixa de créditos incobráveis no ano em R$14,0
milhões.
85
Receitas (Despesas) Financeiras
As receitas (despesas) financeiras tiveram uma redução de 11,9%, ou R$24,7 milhões em 2005 se comparado
a R$182,4 milhões em 2004 para R$207,2 milhões, devido principalmente à diminuição dos encargos com
dívidas bancárias (empréstimos e financiamentos pactuados pela Companhia com instituições financeiras),
oriunda da troca dessas dívidas por debêntures emitidas com prazos de vencimento mais longos e com menor
custo financeiro. Da mesma forma, ocorreu em 2005 a redução dos encargos de dívidas em moeda
estrangeira com o Grupo Endesa, pela transferência de dívidas bancárias no montante de R$239 milhões da
dívida líquida em Dólares norte-americanos para a Ampla Investimentos, conforme descrito no item
“Desverticalização” acima.
Imposto de Renda e Contribuição Social
A despesa com imposto de renda e contribuição social (corrente e diferida) sofreu aumento de 278,1% no
exercício de 2005, se comparada com a despesa no exercício de 2004. A despesa de 2005 montou a R$39,3
milhões, enquanto que a de 2004 foi de R$10,4 milhões. Este aumento foi ocasionado basicamente pelo
relevante aumento do lucro da Companhia em 2005, se comparado com o exercício anterior.
Ilustrativamente, o resultado (lucro) antes do imposto de renda e da contribuição social sofreu um aumento
em 2005, se comparado a 2004, de 279,7%, ou R$121,9 milhões, passando de R$43,6 milhões em 2004 para
R$165,4 milhões em 2005.
Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2004 comparado ao exercício social encerrado em 31
de dezembro de 2003 (Controladora)
Análise do Balanço Patrimonial
No exercício social encerrado em 2004, o Ativo apresentou aumento de R$376,1 milhões, equivalente a uma
variação de 9,1%, passando de R$4.128,0 milhões em 2003 para R$4.504,1 milhões em 2004.
Nas contas do Ativo, as principais variações ocorreram nas seguintes contas:
Despesas antecipadas – Parcela A/CVA/CDE (circulante)
Esta linha do ativo circulante sofreu aumento em seu saldo em 31 de dezembro de 2004, quando comparado
com a mesma data-base do ano anterior de 288,2%, ou R$103,0 milhões, passando de R$35,7 milhões em
2003 para R$138,8 milhões em 2004, devido, em sua maioria pela transferência de valores referentes a ativo
regulatório de longo prazo para esta conta por se tratarem de montantes a serem recuperados em até um ano,
segundo levantamento efetuado pela Companhia em 2004.
Partes relacionadas (longo prazo)
Em comparação com 2003, o saldo de Partes relacionadas de 2004 sofreu uma redução de 25,6%, ou
R$176,0 milhões, passando de R$687,8 milhões em 2003 para R$511,8 milhões em 2004. Este decréscimo
ocorreu por conta dos seguintes aspectos:
a)
valorização de 8,1% do Real frente ao Dólar em 2004, ocasionando uma redução do saldo do
empréstimo da Companhia com seu controlador, Enersis Internacional, cujo saldo em 31 de
dezembro de 2004 era R$510,2 milhões;
b) recebimento antecipado, em 2004, de contas a receber classificadas no realizável a longo prazo com
sua coligada Endesa CIEN, no montante de R$32,2 milhões.
Consumidores, concessionários e permissionários (longo prazo)
O saldo de Consumidores, concessionários e permissionários sofreu uma redução de 34,0%, ou R$86,3
milhões, em 2004, quando comparado a 2003, passando de R$253,6 milhões em 2003 para R$167,3 milhões
em 2004, por conta, em sua maioria, das transferências de montantes de energia livre e ativo regulatório a
receber, cujas realizações passaram a ser de curto prazo (recebimento em até 1 ano). Desta forma, tais
montantes foram automaticamente transferidos desta conta de longo prazo para o ativo circulante.
86
Despesas antecipadas – Parcela A/CVA/CDE (longo prazo)
Esta linha do ativo circulante teve um aumento em seu saldo em 31 de dezembro de 2004, quando comparado
com a mesma data-base do ano anterior de 20,4%, ou R$25,9 milhões,passando de R$126,7 milhões em 2003
para R$152,6 milhões em 2004 em sua maioria pela combinação dos seguintes fatores:
a)
registro em 2004 nesta conta de despesas antecipadas de CVA – PIS/COFINS, em montante de
R$38,8 milhões, devido ao aumento na alíquota de PIS de 0,65% para 1,65% desde dezembro de
2002 e da COFINS de 3,0% para 7,6% ocorrida em fevereiro de 2004, em consonância com os
Ofícios Circulares da ANEEL nº. 1.573 e 190;
b) contabilização em 2004 de um ativo de Parcela A – Cota de Consumo de Combustível de longo
prazo, no montante de R$25,7 milhões;
c)
redução por baixa desta conta de longo prazo de um ativo oriundo de Parcela A – Variação Cambial
de Itaipu, em montante de R$45,9 milhões, efetuada por conta da desvalorização do Dólar em 8,1%
em 2004, o que reduziu os custos com compra da energia elétrica de Itaipu indexados ao Dólar.
Imobilizado
No exercício de 2004 (saldos de fim de ano), em comparação com o exercício de 2003, o imobilizado teve
aumento de 30,5%, ou R$428,0 milhões, passando de R$1.405,4 milhões em 2003 para R$1.833,4 milhões
em 2004. Este aumento em 2004 ocorreu principalmente pelo somatório dos fatos descritos abaixo:
a)
registro contábil, em 2004, de adições referentes a reavaliação de seu acervo imobilizado,
substanciado por relatório de peritos independentes que efetuaram um inventário físico e reavaliação
de todos os bens do ativo imobilizado da Companhia, em valor líquido total de R$301,4 milhões;
b) adições ao longo do ano de 2004, em montante total aproximado de R$61,0 milhões, referentes a
gastos com aquisições de novos equipamentos para implementação da Rede Ampla, descrita acima
no item “Tributos a Compensar”.
c)
aumento de aproximadamente R$66,0 milhões decorrente basicamente de aquisições de
equipamentos e instalações para as operações recorrentes da Companhia, líquidas da depreciação
auferida em 2004 e de baixas de ativos efetuadas em 2004.
No exercício social encerrado em 2004, o Passivo e Patrimônio Líquido apresentaram um aumento de
R$376,1 milhões, equivalente a uma variação de 9,1%, passando de R$4.128,0 milhões em 2003 para
R$4.504,1 milhões em 2004.
Nas contas do Passivo, as principais variações ocorreram nas seguintes contas:
Fornecedores (curto e longo prazo)
O saldo de fornecedores em 2004 sofreu uma redução de 31,7%, ou R$80,5 milhões, em relação a 2003,
passando de R$254,3 milhões em 2003 para R$173,8 milhões em 2004, por conta, basicamente, de
transferências para o passivo de longo prazo em 2004 das compras (em sua maioria energia livre) de Furnas,
anteriormente classificadas como de curto prazo, por conta de novo estudo de exigibilidade destas operações
indicar como sendo de longo prazo (mais de 1 ano). O saldo passivo da Companhia com Furnas foi reduzido
de R$86,2 milhões em 2003 para R$26,8 milhões em 2004. Adicionalmente, ocorreu uma redução no volume
de contratações de serviços de terceiros em 2004, no montante de R$13,2 milhões aproximadamente,
contribuindo também para esta redução.
Em contrapartida, o saldo de fornecedores de longo prazo sofreu um relevante aumento de 95.655,5%,
passando de R$0,084 milhão para R$80,4 milhões, por conta da entrada das transferências de curto para
longo prazo mencionadas no parágrafo acima e novos contratos de compra de energia livre pactuados com
Furnas, com prazos de pagamento superiores a 1 ano.
87
Debêntures (curto prazo)
Essa conta não apresentou saldo em 2003. Em 2004, contabilizou R$78,7 milhões, referente a parcela de curto
prazo da 2a emissão de debêntures da Companhia realizada em 2004.
Contas a pagar com derivativos
Em comparação com 2003, o saldo em 2004 desta conta sofreu redução de 93,5%, ou R$87,9 milhões,
passando de R$94,1 milhões para R$6,1 milhões, por conta, principalmente, da capitalização de passivo
denominado em Dólares com sua controladora, Enersis Internacional, no montante de R$710,0 milhões (vide
comentários no item “Partes relacionadas – longo prazo”) sob a forma de aumento de capital na Companhia,
efetivada em março de 2004. Este aumento de capital, utilizando-se de passivo indexado ao Dólar com sua
controladora, levou a administração da Companhia a liquidar todas as operações com derivativos de swap de
Dólar por CDI vinculadas a esta obrigação que totalizavam R$70,6 milhões.
Partes relacionadas (curto prazo)
Esta conta teve uma redução de 21,6%, ou R$41,3 milhões, em 2004, quando comparada com 2003,
passando de R$191,1 milhões em 2003 para R$149,8 milhões em 2004, causada principalmente pela redução
nos contratos de compra de energia elétrica de sua coligada CIEN. Ilustrativamente, o saldo passivo com esta
parte relacionada foi reduzido de R$93,6 milhões em 2003 para R$26,0 milhões em 2004.
Outras obrigações (curto prazo)
A linha de Outras obrigações apresentou um aumento de 176,7%, ou R$37,9 milhões, na comparação entre
2003 e 2004, passando de um saldo de R$21,4 milhões em 2003 para R$59,3 milhões em 2004, basicamente
devido ao registro de um passivo da Companhia com seus clientes, pela cobrança a maior a estes durante o
período em 2004 em que vigorou uma tarifa de energia fruto de reajuste preliminar estabelecido em 2003 pela
ANEEL. Quando da determinação posterior da tarifa definitiva, menor que a provisória mencionada, a
Companhia foi obrigada a provisionar o ressarcimento a seus consumidores do diferencial de tarifas, que
equivaleu a aproximadamente R$34,0 milhões.
Empréstimos e financiamentos (longo prazo)
A parcela de longo prazo do endividamento da Companhia foi elevada de R$195,3 milhões em 2003 para
R$279,8 milhões em 2004, apresentando um crescimento de 43,3%, ou R$84,5 milhões. Esta variação decorre
principalmente da contratação de financiamento junto ao BNDES no âmbito do Programa Emergencial e
Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica e à
captação de novos empréstimos para rolagem da dívida vencida em 2004.
Partes relacionadas (longo prazo)
Esta conta apresentou redução em 2004, quando comparada com 2003, de 54,8%, ou R$716,7 milhões,
passando de R$1.307,3 milhões em 2003 para R$ 590,6 milhões em 2004, por conta da utilização parcial de
empréstimo passivo com seu controlador, Enersis Internacional, para aumento de capital na Companhia, no
montante de R$710,0 milhões, através da conversão deste passivo em ações, integralizando o capital social
da Companhia.
Obrigações com benefícios pós-emprego (curto e longo prazo)
Em comparação com o exercício de 2003, o saldo de curto prazo de 2004 de obrigações com benefícios pósemprego passou de um saldo zero em 2003 para R$74,8 milhões em 2004, por conta principalmente do novo
cálculo atuarial em 2004, efetuado por atuários independentes, ter indicado uma exigibilidade de curto prazo
em 2004 de aproximadamente R$39,0 milhões e também por transferências do longo prazo para o curto
prazo de passivos oriundos de parcelamento de débitos da Companhia com despesas administrativas do plano
de pensão – BRASILETROS de seus empregados, em montante de R$36,0 milhões.
88
Em contrapartida, o passivo de Obrigações com benefícios pós-emprego de longo prazo sofreu uma redução
de 40,6%, ou R$113,0 milhões, passando de R$277,9 milhões em 2003 para R$164,9 milhões em 2004, por
conta das transferências de longo prazo para curto prazo, mencionadas acima, assim como pelo novo cálculo
atuarial efetuado em 2004, que determinou uma redução no passivo de longo prazo da Companhia com o
plano de pensão de seus empregados (BRASILETROS), do qual é a patrocinadora.
Debêntures (longo prazo)
Essa conta não apresentou saldo em 2003. No entanto, em 2004 contabilizou R$220,5 milhões, referente a
parcela de longo prazo da 2a emissão de debêntures da Companhia realizada em 2004.
Outras obrigações (longo prazo)
Esta linha do passivo de longo prazo sofreu uma redução de 99,2%, ou R$160,8 milhões, passando de
R$162,2 milhões em 2003 para R$1,4 milhão em 2004, por conta, basicamente, da baixa do investimento
societário integral que a Companhia detinha na CERJ Overseas, que estava registrada nesta conta, no valor
de R$150,9 milhões. Vale mencionar que este investimento societário da Companhia estava registrado como
um passivo de longo prazo, pelo fato desta investida estar com seu patrimônio líquido negativo (devedor) no
referido montante.
Capital social realizado
Em comparação com 2003, o saldo do capital social da Companhia em 2004 sofreu um aumento de 77,6%,
ou R$710 milhões, passando de R$915,4 milhões para R$ 1.625,4 milhões.
Este aumento no capital social da Companhia foi aportado pelo seu controlador, Enersis Internacional,
através da capitalização de uma dívida de longo prazo neste valor, devidamente comentada no item “Partes
relacionadas (longo prazo)” acima.
Reserva de reavaliação
O saldo da reserva de reavaliação apresentou aumento de 214,4%, ou R$195,1 milhões, em 2004, se
comparado com 2003, passando de R$91,0 milhões em 2003 para R$286,1 milhões em 2004. Este aumento
ocorreu basicamente pelo registro, em 2004, de reavaliação do ativo imobilizado da Companhia (vide
descrição no item “Imobilizado” acima), em montante líquido de R$301,4 milhões, compensado
parcialmente pela realização (baixa parcial) de aproximadamente R$7,0 milhões desta reserva pela
depreciação da parcela reavaliada dos itens que compõem o ativo imobilizado e pela constituição da provisão
de impostos incidentes sobre essa reavaliação no montante aproximado de R$98,0 milhões.
Análise da Demonstração do Resultado
Receita Operacional
No exercício de 2004, comparativamente ao exercício de 2003, a receita operacional apresentou um aumento
de 13,6%, ou R$309,2 milhões, passando de R$2.271,6 milhões em 2003 para R$2.580,8 milhões em 2004.
Dentre as principais razões que contribuíram para este aumento, destacam-se:
a)
crescimento de R$226,8 milhões no faturamento bruto da Companhia a consumidores,
concessionários e permissionários, decorrente do reajuste tarifário médio de 13,9% e, também, ao
aumento de 2,7% no volume de energia elétrica vendida;
b) aumento de R$48,0 milhões nas receitas pelo uso da rede de energia elétrica, ocasionado em sua
maioria pelo aumento do número de consumidores livres que utilizaram a rede de energia elétrica da
Companhia em 2004, comparativamente ao ano anterior;
89
c)
incremento substancial em 2004, se comparado a 2003, da parcela referente ao subsídio concedido
pelo Governo Federal à subclasse denominada como “Residencial de Baixa Renda”, no montante
aproximado de R$52,0 milhões, devido ao grande aumento do número de clientes classificados
como sendo de baixa renda pelo Governo Federal em 2004;
d) redução das perdas de receita em aproximadamente 1% do total do faturamento, decorrente de um
programa de combate a perdas de energia elétrica, com investimentos relevantes como por exemplo
a Rede Ampla, que evita praticamente todo tipo de furto de energia, com aporte de
aproximadamente R$53,0 milhões em equipamentos.
A tabela abaixo apresenta a variação da receita líquida da Companhia no exercício de 2004 em relação ao
exercício de 2003, destacando o montante da variação decorrente do aumento das tarifas e do consumo nos
principais segmentos consumidores da Companhia:
Em R$
milhões
Total
Consumo
Tarifa/Outros
Outras
Total
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Encargos
Governo
Suprimento
TUSD
Receitas
223
140
4
20
5
35
0
38
8
(RGE/ECE)
(27)
92
62
(38)
32
1
14
2
38
-
-
131
77
42
(12)
4
22
(2)
0
-
-
Deduções à receita operacional
As deduções à receita operacional cresceram 11,9%, ou R$87,0 milhões, atingindo R$820,2 milhões em
2004, se comparadas a R$733,2 milhões em 2003.
Este aumento foi causado basicamente pelos seguintes fatores:
a) aumento de aproximadamente R$61,0 milhões nos gastos com impostos e contribuições que incidem
diretamente sobre a receita de vendas, devido ao aumento da carga tributária da COFINS em percentual de
4,6% estabelecida em 2004 pelo Governo Federal e também ao aumento do faturamento bruto da Companhia
neste ano, se comparado com 2003;
b) acréscimo em 2004, comparativamente a 2003 nos seguintes encargos do setor de energia elétrica
brasileiro: quota para reserva global de reversão e encargos de capacidade emergencial, que foram
responsáveis por um acréscimo no desembolso com tais encargos da ordem de R$25,0 milhões em 2004.
Custo de operação
Na comparação entre os exercícios de 2004 e 2003, o custo de operação sofreu um aumento de 26,6%, ou
R$54,8 milhões, passando de R$206,1 milhões em 2003 para R$260,9 milhões em 2004.
Este aumento ocorreu basicamente por conta da redução dos serviços ligados a distribuição de energia
elétrica contratados de terceiros, que mostrou uma redução de aproximadamente R$12,0 milhões no período
e por um aumento na rubrica “outros” por conta do registro de montante aproximado de R$65 milhões
referente a baixa de títulos incobráveis.
90
Despesas Operacionais
As despesas operacionais diminuíram 31,5%, ou R$127,9 milhões, em 2004, quando comparadas com 2003,
passando de R$405,5 milhões em 2003 para R$277,6 milhões em 2004. Esta redução foi causada
principalmente pela conjunção dos seguintes fatores:
a) registro, em 2004, de R$105,0 milhões como perda com títulos incobráveis, referente a créditos com
clientes da Companhia, anteriores a 2002, considerados, após criteriosa análise como incobráveis e que
foram, por isso, baixados definitivamente pela Companhia em 2004;
b) acréscimo das despesas com vendas em aproximadamente R$17,0 milhões em virtude do aumento da
entrada de novos clientes, campanhas e prêmios da Companhia para consumidores adimplentes, como
parte do plano de incremento nas vendas de energia elétrica;
c) redução de 70,3% nas despesas gerais e administrativas em 2004 comparativamente a 2003, fruto do
sucesso nas gestão das ações judiciais da Companhia, o que levou a uma redução de R$203,8 milhões
em relação a 2003. Ilustrativamente, foram revertidos aproximadamente R$105,0 milhões de
contingências fiscais, R$41,0 milhões de cíveis e R$10,0 milhões de trabalhistas.
Receitas (Despesas) Financeiras
As receitas (despesas) financeiras tiveram um decréscimo de 22,2%, ou R$59,1 milhões em 2004 se
comparado ao ano de 2003, passando de R$266,2 milhões em 2003 para R$207,1 milhões em 2004, por
conta principalmente dos seguintes fatores:
a)
capitalização, em fevereiro de 2004, de dívidas da Companhia com o seu acionista controlador,
Enersis Internacional, no montante de R$710,0 milhões (US$244,0 milhões), reduzindo
consequentemente, os passivos indexados ao Dólar sujeitos a variação cambial a partir do citado
mês. Tal capitalização contribuiu significativamente para a redução, em 2004, nos encargos de
dívidas e variação cambial;
b) redução, em 2004, dos contratos de derivativos de swap de índices, anteriormente pactuados para
proteção de seus passivos indexados em Dólares. Tal redução foi responsável pela diminuição nas
perdas auferidas com derivativos em 2004, se comparadas com o ano anterior, em aproximadamente
R$285,0 milhões;
c)
diminuição do montante de atualização do ativo regulatório em 2004, fruto da redução neste ano da
taxa SELIC, utilizada para indexação deste ativo, assim como a redução do próprio saldo do ativo
regulatório, base para tal receita financeira.
Imposto de Renda e Contribuição Social
O imposto de renda e contribuição social (corrente e diferida) registrou redução de 90,8%, ou R$103,1
milhões, em 2004, se comparado a 2003, ou seja, passou de uma receita de imposto de renda e contribuição
social diferidos de R$113,5 milhões em 2003, para uma despesa de R$10,4 milhões em 2004.
Esta variação foi ocasionada pelo aumento das despesas com imposto de renda e contribuição social
correntes em R$16,0 milhões, em função do lucro auferido pela Companhia em 2004 frente ao prejuízo em
2003, assim como pela redução de R$107,0 milhões no ganho com o reconhecimento de imposto de renda e
contribuição social diferidos. No final de 2003, a Companhia registrou, pela primeira vez, R$113,5 milhões
de imposto de renda e contribuição diferidos ativos sobre a base de prejuízos fiscais acumulados em anos
anteriores.
91
Período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2006 comparado ao período de seis meses
encerrado em 30 de junho de 2005 (Controladora)
Análise do Balanço Patrimonial
No período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2006, o Ativo apresentou aumento de R$184,0
milhões equivalente a uma variação de 4,4%, passando de R$4.142,9 milhões em 31 de dezembro de 2005
para R$4.326,9 milhões em 30 de junho de 2006.
Nas contas do Ativo, as principais variações ocorreram nas seguintes contas:
Numerário disponível e Aplicações financeiras
A diminuição de 43,8%, ou R$45,5 milhões, no saldo de Numerário disponível deveu-se, basicamente, à
utilização de R$50,0 milhões obtidos em 2005 por meio da 3ª emissão de debêntures da Companhia, para
reforço dos recursos de aplicações financeiras -capital de giro (conforme previsto na destinação dos recursos
obtidos por meio da 3ª emissão de debêntures da Companhia), assim como para o pagamento de despesas
correntes e gastos com investimentos estruturais e da operação de distribuição de energia elétrica.
Provisão para créditos de liquidação duvidosa – Clientes
A provisão para créditos de liquidação duvidosa apresentou uma redução de 15,3%, ou R$49,0 milhões,
passando de R$320,2 milhões a R$271,2 milhões no período de 31 de dezembro de 2005 a 30 de junho de
2006. Esta redução se deve principalmente ao esforço de baixa de valores considerados irrecuperáveis no
montante de R$67,0 milhões.
Rendas a receber
No período de 31 de dezembro de 2005 a 30 de junho de 2006, a conta Rendas a Receber apresentou um
aumento de 84,8%, ou R$67,3 milhões, passando de R$79,4 milhões para R$146,6 milhões. Desta variação,
R$63,3 milhões deveu-se à venda da Ampla Geração, como parte do processo de desverticalização das
atividades de distribuição e de geração da Companhia. Em 31 de dezembro de 2005, o processo de alienação
dos ativos já estava em curso, o que gerou o provisionamento de R$41,7 milhões, que se referia ao capital da
Ampla Geração. Com a efetivação da venda da Ampla Geração, em junho de 2006, pelo valor de R$105,0
milhões, a diferença entre o valor previamente provisionado e o de venda, de R$63,3 milhões, foi
contabilizada nesta conta.
Parcela A/CVA/CDE (ativo circulante, realizável a longo prazo, passivo circulante)
Ativo Circulante - Despesas antecipadas – parcela A/CVA/CDE
Realizável a Longo Prazo - Despesas antecipadas – parcela
A/CVA/CDE
Passivo Circulante – conta de compensação da parcela
A/CVA/CDE
Valor Líquido
Valores em R$ mil
31/12/05
30/06/06
77.122
136.042
239.926
91.883
(102.208)
(45.900)
214.840
182.025
Estas contas apresentaram em conjunto uma redução de 15,3%, ou R$32,8 milhões, passando de R$214,8
milhões para R$182,0 milhões. Esta redução ocorreu pelos seguintes fatores (em R$ milhões):
a)
b)
c)
d)
Recuperação:
Atualização do ativo regulatório:
CVA formada no período:
Outros (reclassificação):
(57,4)
8,3
10,9
5,4
92
No período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2006, o Passivo e o Patrimônio líquido apresentaram
um aumento de 4,3%, ou R$184,0 milhões, passando de R$4.142,9 milhões em 30 de dezembro de 2005 para
R$4.326,9 milhões em 30 de junho de 2006.
Nas contas do Passivo, as principais variações ocorreram nas seguintes contas:
Empréstimos e financiamentos (curto prazo)
A parcela de curto prazo do endividamento da Companhia aumentou 161,5%, ou R$147,5 milhões, passando
de R$91,3 milhões em 2005 para R$238,8 milhões em junho de 2006.
Esta variação decorre da contratação de empréstimos de curto prazo para cobrir as necessidades de capital de
giro da Companhia, da liberação de novas parcelas de financiamentos contratados junto ao BNDES para o
programa de investimentos, bem como da parcela do longo prazo que migrou para o curto prazo.
Debêntures (curto prazo)
O saldo desta conta diminuiu 30,8%, ou R$8,8 milhões, passando de R$28,5 milhões, no ano de 2005, para
R$19,7 milhões, em junho de 2006. Esta variação foi originada pelo pagamento de juros acumulados.
Empréstimos e financiamentos (longo prazo)
O endividamento de longo prazo da Companhia foi reduzido em 15,8%, ou R$84,9 milhões, passando de
R$536,7 milhões, em 2005, para R$451,8 milhões, em junho de 2006. Essa variação deveu-se,
principalmente, à migração de valores da dívida de longo prazo para a dívida de curto prazo, em função do
prazo de vencimento dos empréstimos.
Análise da Demonstração do Resultado
Receita Operacional Líquida
No período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2006, comparativamente ao mesmo período
encerrado em 2005, a receita operacional líquida apresentou aumento de 2,9%, ou R$31,6 milhões, passando
de R$1.086,6 milhões em 30 de junho de 2005 para R$1.118,1 milhões em 30 de junho de 2006. Dentre as
principais razões que contribuíram para este aumento, destacam-se:
a)
b)
c)
d)
Aumento da energia faturada em MWh em 3%;
Aumento de 2,9% na tarifa em 15 de março de 2006;
Redução nas perdas acumuladas em 0,9pp;
Piora no mix de venda de energia.
Custo com energia elétrica comprada para revenda
O custo com energia elétrica comprada para revenda apresentou uma redução de 9,7%, ou R$54,1 milhões,
na comparação entre os períodos findos em 30 de junho de 2006 e 2005, passando de R$557,0 milhões para
R$502,8 milhões. Esta variação se deveu à redução no custo médio de compra de energia em 17,3%, que
compensou o aumento do volume de compra de energia em 6,3%.
Pessoal
Embora a variação na conta Pessoal incluída no Custo de Operação tenha apresentado uma variação
significativa de 114,6% na comparação entre os períodos findos em 30 de junho de 2006 e 2005, as despesas
totais de pessoal, incluídas no Custo de Operação, Despesas de Vendas e em Despesas Gerais e
Administrativas, apresentaram um aumento de 9,3%, passando de R$51,0 milhões em 30 de junho de 2005
para R$56,0 milhões em 30 de junho de 2006.
93
Despesas Operacionais
Na comparação entre os períodos findos em 30 de junho de 2006 e 2005, as despesas operacionais
apresentaram aumento de 5,8%, ou R$15,1 milhões, passando de R$258,9 milhões em 30 de junho de 2005
para R$274,0 milhões em 30 de junho de 2006. Dentre os diversos impactos negativos e positivos nestes
valores, vale destacar:
a) Despesas com vendas apresentaram uma redução de 30,8%;
b) Encargo de Serviço do Sistema apresentou um aumento de 28,6%;
c) Baixa de provisão para devedores duvidosos gerou uma redução no valor líquido entres as contas
Provisão para crédito de liquidação duvidosa e Perda com títulos incobráveis de R$9,0 milhões.
Receitas (despesas) Financeiras
As despesas financeiras tiveram uma redução de R$21,5 milhões em 30 de junho de 2006 se comparado ao
mesmo período de 2005, o que representou uma redução de 20,2%. Em 30 de junho de 2005, as despesas
financeiras foram de R$106,4 milhões e, em 30 de junho de 2006, de R$84,9 milhões. Parte desta variação
positiva no resultado financeiro se deve à atualização do ativo regulatório no valor de R$32,0 milhões
atendendo instrução e orientação da ANEEL em maio de 2006.
Resultado Operacional
Na comparação entre os períodos findos em 30 de junho de 2006 e 2005, o resultado operacional aumentou
85,2%, ou R$52,2 milhões, passando de R$61,3 milhões em 30 de junho de 2005, para R$113,6 milhões em
30 de junho de 2006. Esse aumento deveu-se à melhora apresentada no lucro operacional da Companhia e na
redução das despesas financeiras no mesmo período.
Resultado Não Operacional
Na comparação entre os períodos findos em 30 de junho de 2006 e 2005, o resultado não operacional teve um
acréscimo de 872,6%, ou R$62,1 milhões, passando de um valor negativo de R$7,1 milhões em 30 de junho
de 2005 para um valor positivo de R$55,0 milhões em 30 de junho de 2006, em virtude no ganho de R$58,9
milhões na alienação dos ativos de geração da Companhia, fruto do processo de desverticalização.
Posição da Dívida da Companhia (Controladora)
O endividamento total da Companhia em 2003 era de R$2,1 bilhões, dos quais R$479,6 milhões com
vencimento no curto prazo, sendo R$401,2 milhões empréstimos e financiamentos com terceiros, R$78,4
milhões com empresas coligadas, e R$1,6 bilhão com vencimento no longo prazo, sendo R$304,7 milhões
empréstimos e financiamentos com terceiros e R$1,3 bilhão com empresas coligadas.
Em 2004, o endividamento total da Companhia era de R$1,7 bilhão, dos quais R$525,1 milhões com
vencimento no curto prazo, sendo R$341,5 milhões decorrentes de empréstimos e financiamentos com
terceiros, R$78,7 milhões de debêntures e R$105,0 milhões de empresas coligadas, e R$1,1 bilhão com
vencimento no longo prazo, sendo R$317,5 milhões decorrentes de empréstimos e financiamentos com
terceiros, R$220,5 milhões de debêntures e R$586,4 milhões de empresas coligadas com vencimento no longo
prazo.
Em 31 de dezembro de 2005, o endividamento total da Companhia era de R$1,1 bilhão, sendo R$200,0
milhões representados por dívidas de curto prazo e R$938,0 milhões representados por dívidas de longo
prazo. A redução do endividamento de curto prazo, no período de 31 de dezembro de 2005, comparado ao
período de 31 de dezembro de 2004, no valor de R$325,0 milhões, decorreu, principalmente, da antecipação
do resgate das debêntures da 2ª emissão de debêntures da Companhia, efetuado em 28 de junho de 2005 com
recursos da 3ª emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, conforme destinação de recursos da
3ª emissão de debêntures da Companhia.
94
Em 30 de junho de 2006, os financiamentos da Companhia aumentaram R$39,0 milhões em relação a 31 de
dezembro de 2005, em função de captação no valor de R$70,0 milhões, realizada em abril de 2006, para
cobrir obrigação, originada por queda de liminar que desobrigava a retenção de IRRF sobre os resultados
obtidos em operações de derivativos, compensada até junho de 2006 com créditos tributários.
Os dados abaixo devem ser examinados juntamente com a seção “Informações Financeiras e Operacionais
Selecionadas” e com esta seção “Discussão e Análise da Administração sobre a Situação Financeira e
Resultados Operacionais” deste Prospecto.
Do montante da dívida bruta no valor de R$1,2 bilhão apresentado em 30 de junho de 2006, R$323,2 milhões
são de curto prazo, equivalentes a 27% da dívida bruta e R$855,0 milhões são de longo prazo, equivalentes a
71,1% da dívida bruta:
R$ Mil
Moeda Nacional
Instituições Financeiras
Debêntures
BNDES (FINEM e FINAME)
BNDES (Ativo Regulatório)
BNDES (CVA)
Brasiletros (Plano de Pensão)
Eletrobrás
Derivativos – Devedor
Moeda Estrangeira
Instituições Financeiras
Dívida Bruta
Curto
307.736
205.992
19.720
4.163
21.888
11.238
16.656
11.651
16.428
15.427
15.427
323.163
Percentual
95,2%
66,9%
6,4%
1,4%
7,1%
3,7%
5,4%
3,8%
5,3%
4,8%
100%
Longo
815.696
201.346
402.080
94.363
106.497
813
10.597
39.054
39.054
854.750
Percentual
95,4%
24,7%
49,3%
11,6%
13,1%
0,1%
1,3%
4,6%
100%
Total
1.123.432
407.338
421.800
98.526
128.385
11.238
17.469
22.248
16.428
54.481
54.481
1.177.912
Percentual
95,4%
36,3%
37,5%
8,8%
11,4%
1,0%
1,6%
2,0%
1,5%
4,6%
100%
Do montante da dívida bruta de R$1,2 bilhão apresentado em 30 de junho de 2006, 100% são dívidas
contratadas junto a terceiros que têm a seguinte disposição de vencimento:
R$ Mil
Empréstimos
2007
34.023
2008
338.821
2009
170.461
2010
298.007
2011
12.038
2012
295
Após 2012
1.105
Segue abaixo gráfico contendo dados sobre alongamento dos prazos de amortizações das dívidas da Companhia:
Curva de Amortização (R$ MM) - jun.06
(i)
339 332
298
197
191
170
185
94
34
15
2007
12
2008
2009
2010
Atual
2011
1
0
2012
1
Após 2012
Após a Emissão
(1) Considera dívidas bancárias, debêntures, BNDES (CVA e RTE), Brasiletros e Eletrobrás verificados em jun.06.
Em reunião do Conselho de Administração realizada em 21 de setembro de 2006, foi aprovada a contratação
de financiamento com o BNDES e, como agentes financeiros, Unibanco, Banco Alfa de Investimentos S.A.,
Bradesco, Itaú BBA e Banco Votorantim S.A., destinado a expansão, modernização e adequação do sistema
de distribuição de energia elétrica nos termos estabelecidos pela ANEEL, no período de 2006 a 2008, em
municípios da área de concessão da Companhia, no valor total de R$301,4 milhões. O prazo para utilização
do crédito pela Companhia será até 30 de dezembro de 2008. O financiamento deverá ser pago em 42 parcelas
95
mensais e sucessivas, vencendo a primeira em 15 de janeiro de 2009. Sobre o principal da dívida incidirão
juros de 5,2% ao ano acima da TJLP, exigíveis trimestralmente, durante o prazo de carência e, mensalmente,
durante o período de amortização. Em garantia ao cumprimento das obrigações, (i) será vinculada parcela da
receita proveniente da prestação de serviços de energia elétrica ou de outros recursos, equivalente a 120% da
parcela mensal da dívida (principal e juros vencíveis em cada período), e (ii) será constituída “conta reserva”
com recursos equivalentes a, no mínimo, 3 parcelas do serviço da dívida.
Considerações sobre Liquidez e Endividamento
A Companhia tem obtido recursos a partir da sua atividade comercial, do mercado financeiro e de empresas
ligadas, destinando-os principalmente ao seu programa de investimentos e à administração de seu caixa para
capital de giro e compromissos financeiros.
Os montantes investidos pela Companhia, líquidos dos juros capitalizados e contribuições do consumidor,
totalizaram R$165,2 milhões, R$233,3 milhões, R$388,5 milhões e R$195,7 milhões em 2003, 2004, 2005 e
no período de seis meses findo em 30 de junho de 2006, respectivamente. Os investimentos foram
direcionados basicamente para a manutenção da rede de distribuição, bem como para a ampliação da rede de
atendimento e redução dos níveis de perda de energia elétrica.
Parte das fontes de recursos para esses investimentos é proveniente dos próprios clientes da Companhia, a
fundo perdido, e dos financiamentos por meio de programas especiais da União Federal (Luz no Campo,
Reluz, Luz para Todos e Universalização) com recursos de longo prazo e juros abaixo do mercado, o que
diminui as necessidades de desembolsos de caixa da Companhia.
Capacidade de Pagamento
A Companhia pretende pagar o montante principal da sua dívida de curto e longo prazo, inclusive as
Debêntures, e os juros incidentes com recursos provenientes da sua geração operacional de caixa e de
captações no mercado financeiro.
A tabela abaixo indica a evolução da dívida líquida sobre o EBITDA nos três últimos exercícios sociais e no período
de seis meses encerrado em 30 de junho de 2006, e a estrutura de capital da Companhia nos mesmos períodos:
2003
EBITDA (acumulado nos últimos 12 meses)
Dívida Total
Caixa e Ativo Intercompany
Dívida Líquida
173
2.087
673
1.414
Dívida Líquida / EBITDA
Passivo Circulante
Passivo Exigível a Longo Prazo
Patrimônio Líquido
Dívida Líquida/(Dívida Líquida + Patrimônio Líquido)
Passivo Total/(Passivo Total + Patrimônio Líquido)
8,20
1.052
2.724
352
0,80
0,91
2004
2005
R$ Milhões
362
487
1.650
1.139
579
271
1.071
867
3,00
1.029
2.177
1.298
0,45
0,71
Jun.06
526
1.178
243
935
1,80
905
1.946
1.291
0,40
0,69
1,80
974
1.926
1.427
0,40
0,67
Segue abaixo descrição da dívida atual da Companhia e o perfil da sua dívida após a Emissão:
Atual
Principal
Juros (1)
Após a 4ª
Emissão
Principal
Juros (1)
Jul. 2006 a
Jun. 2007
256.847
51.289
Jul. a
Dez. 2007
46.390
-
Jul. 2006 a
Jun. 2007
137.429
27.223
2008
339.707
-
Jul. a
Dez. 2007
14.627
-
2009
171.348
-
2008
332.274
-
2009
94.467
-
2010
298.893
2010
191.448
-
2011
12.038
2011
197.038
-
2012
295
2012
185.295
-
Após
2012
1.105
Após
2012
1.105
-
___________________________
(1)
Inclui somente os juros incidentes sobre a dívida de curto prazo contabilizados pela Companhia dado que os juros incidentes sobre a
dívida de longo prazo da Companhia são de difícil estimativa por estarem sujeitos a taxas de juros como CDI, SELIC e TJLP, as quais
estão sujeitas à variações.
96
A tabela abaixo indica o perfil da dívida após a 4ª Emissão, considerando inclusive o financiamento com o
BNDES no valor de R$301,4 milhões, cuja contratação foi aprovada pela Companhia em 21 de setembro de
2006:
Após a 4ª
Emissão e
BNDES Capex
Principal
Juros (1)
Jul. 2006 a
Jun. 2007
137.429
27.223
Jul. a
Dez. 2007
14.627
-
2008
332.274
-
2009
180.581
-
2010
277.562
-
2011
283.153
-
2012
228.352
-
Após
2012
1.105
-
___________________________
(1)
Inclui somente os juros incidentes sobre a dívida de curto prazo contabilizados pela Companhia dado que os juros incidentes sobre a
dívida de longo prazo da Companhia são de difícil estimativa por estarem sujeitos a taxas de juros como CDI, SELIC e TJLP, as quais
estão sujeitas à variações.
Operações Não Registradas nas Demonstrações Financeiras
Não há qualquer operação ocorrida até 30 de junho de 2006 que não esteja registrada nas demonstrações
financeiras da Companhia.
97
SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA
Histórico
A Constituição Federal brasileira prevê que a exploração dos serviços e instalações de energia elétrica pode
ser realizada diretamente pelo Governo Federal ou indiretamente por meio da outorga de concessões,
permissões ou autorizações. Historicamente, tais serviços eram explorados principalmente pelo Governo
Federal. Nos últimos anos, o Governo Federal adotou diversas medidas para reformular o setor elétrico
brasileiro. Em geral, essas medidas visavam aumentar o investimento privado e eliminar restrições aos
investimentos estrangeiros, aumentando, dessa forma, a concorrência no setor.
Em particular, o Governo Federal adotou as seguintes medidas:
• Em 15 de agosto de 1995, por meio da Emenda Constitucional nº 6, foi autorizado o investimento
estrangeiro no setor elétrico brasileiro. No período anterior à emenda em questão, basicamente todas as
concessões do setor elétrico eram detidas por pessoa física brasileira ou pessoa jurídica controlada por
pessoa(s) física(s) brasileira(s) ou pelo Governo Federal;
• Em 13 de fevereiro de 1995, o Governo Federal promulgou a Lei de Concessões e, em 7 de julho de
1995, a Lei 9.074/1995, que estabeleceu normas para outorga e prorrogação das concessões de serviços
públicos existentes. Tais leis, em conjunto: (i) exigiram que todas as concessões para prestação de serviços
relacionados à energia elétrica fossem outorgadas por meio de processos licitatórios; (ii) gradualmente
permitiram que determinados consumidores de energia elétrica que apresentassem demanda significativa,
designados Consumidores Livres, adquirissem energia elétrica diretamente de concessionárias,
permissionárias ou autorizatárias; (iii) criaram a figura dos chamados Produtores Independentes de Energia
Elétrica que, por meio de concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender, por sua conta e risco,
a totalidade ou parte de sua energia elétrica a Consumidores Livres, distribuidoras, comercializadoras,
dentre outros; (iv) concederam aos Consumidores Livres e fornecedores de energia elétrica livre acesso aos
sistemas de distribuição e transmissão; e (v) eliminaram a necessidade, por parte das concessionárias, de
obter concessão, por meio de licitações, para construção e operação de usinas hidrelétricas com capacidade
de 1MV a 30MW, as PCHs, as quais passaram a estar sujeitas a simples autorização;
• A partir de 1995, uma parcela das participações representativas do bloco de controle de geradoras e
distribuidoras detidas pela Eletrobrás, pela União e por vários Estados foi vendida a investidores privados;
• A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, instituiu a ANEEL e, em 6 de agosto de 1997, foi criado o
CNPE por meio da Lei nº 9.478. Antes de 1997, o setor elétrico no Brasil era totalmente regulado pelo
MME, que atuava por intermédio do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica - DNAEE. O
DNAEE possuía competência para outorgar concessões de geração, transmissão e distribuição de
eletricidade e desempenhava importante papel no processo de fixação de tarifas. Atualmente, a competência
para fixação de tarifas é atribuída à ANEEL, uma autarquia independente por força da lei que a criou. Já a
outorga de concessões compete ao Governo Federal, como Poder Concedente, que atua por meio do MME.
Entretanto, o exercício de tal competência também foi delegado à ANEEL por meio de Decreto Presidencial
nº 4.932 de 23 de dezembro de 2003;
• Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei do Setor Elétrico, destinada a reformar a estrutura básica
do setor elétrico que dispôs sobre as seguintes matérias:
(i) criação de um órgão auto-regulado responsável pela operação do mercado atacadista de energia
elétrica – MAE (substituído pela CCEE) e pela determinação dos preços de curto prazo;
(ii) exigência de que as distribuidoras e geradoras firmassem os Contratos Iniciais, teoricamente,
compromissos de take-or-pay, com preços e quantidades aprovados pela ANEEL. A principal finalidade
dos Contratos Iniciais foi assegurar que as distribuidoras tivessem acesso ao fornecimento estável de
energia elétrica por preços que garantissem uma taxa de retorno fixa às geradoras de energia elétrica
durante o período de transição (2002-2005) que culminaria no estabelecimento de um mercado de
energia elétrica livre e competitivo;
98
(iii) criação do ONS, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, responsável pela
administração operacional das atividades de geração e transmissão do SIN;
(iv) estabelecimento de processos licitatórios para outorga de concessões para construção e operação de
usinas e instalações de transmissão de energia elétrica;
(v) separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização (desverticalização);
(vi) estabelecimento de restrições de concentração a titularidade de ativos nas áreas de geração e
distribuição; e
(vii) a nomeação do BNDES, como agente financeiro do setor, especialmente para dar suporte a novos
projetos de geração.
• Em 2000, a ANEEL estabeleceu limites à concentração de determinados serviços e atividades dentro do
setor elétrico. Dentro destes limites, nenhuma empresa de energia elétrica (inclusive suas controladoras e
controladas) poderá: (i) deter mais do que 20% da capacidade instalada do Brasil, 25% da capacidade
instalada das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste ou 35% da capacidade instalada das regiões Norte e
Nordeste, salvo no caso de tal porcentagem corresponder à capacidade instalada de uma única usina
geradora; (ii) deter mais do que 20% do mercado de distribuição brasileiro, 25% do mercado de distribuição
das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste ou 35% do mercado de distribuição das regiões Norte e Nordeste,
salvo no caso de aumento da distribuição de energia elétrica que exceda as taxas de crescimento nacionais
ou regionais; ou (iii) deter mais de 20% do mercado de comercialização brasileiro para consumidores finais,
20% do mercado de comercialização brasileiro para consumidores não finais ou 25% da soma aritmética dos
percentuais anteriores;
• Em 2000, o Decreto n° 3.371, de 24 de fevereiro, criou o Programa Prioritário de Termeletricidade –
PPT, com a finalidade de diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência das
usinas hidrelétricas. Os benefícios conferidos às usinas termelétricas nos termos do PPT incluía (i)
fornecimento garantido de gás durante 20 anos, (ii) garantia do repasse de seu custo de aquisição pelas
distribuidoras, até o limite do valor normativo, de acordo com a regulamentação da ANEEL, e (iii) acesso
garantido a programa de financiamento especial do BNDES para o setor elétrico;
• Ainda em 2000, a Lei n° 9.991, de 24 de setembro de 2000, determinou que concessionárias e
autorizatárias do serviço público de distribuição, geração e transmissão de energia elétrica passassem a
aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 0,75% de sua receita operacional líquida, em pesquisa e
desenvolvimento do setor elétrico – P&D. As empresas que geram energia, exclusivamente, a partir de
instalações eólicas, solares, de biomassa e PCHs estão isentas desta obrigação;
• Em 2001, o País enfrentou uma grave crise energética que perdurou até o final do primeiro bimestre de
2002. Como conseqüência dessa crise, o Governo Federal implementou medidas que incluíram:
(i) a instituição do Programa de Racionamento nas regiões mais afetadas pela escassez de energia
elétrica, a saber, as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil; e
(ii) a criação da GCE (por meio da Medida Provisória nº 2.198-5/2001), que aprovou uma série de
medidas de emergência prevendo metas de redução do consumo de energia elétrica para consumidores
residenciais, comerciais e industriais situados nas regiões afetadas pelo racionamento, por meio da
introdução de regimes tarifários especiais que incentivavam a redução do consumo de energia elétrica.
As metas para redução do consumo das classes residenciais e industriais chegavam a 20%;
• em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o Programa de Racionamento, em
razão do aumento da oferta (graças à elevação significativa dos níveis dos reservatórios) e da redução
moderada da demanda. Em 29 de abril de 2002, o Governo Federal, por meio da Lei nº 10.438, conforme
alterada pela Lei nº 10.762, de 11 de novembro de 2003, promulgou novas medidas, tais como:
(a) previsão da RTE, com vistas a ressarcir as distribuidoras das perdas financeiras provenientes do
Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica;
99
(b) criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA, com o
objetivo de criar certos incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como
projetos de energia eólica, PCHs e projetos de biomassa. Nos termos do PROINFA, a Eletrobrás
comprará a energia gerada por essas fontes alternativas durante o período de 20 anos. Em sua fase
inicial, o PROINFA está limitado a uma capacidade contratada total de 3.300MW. Projetos que busquem
se qualificar para os benefícios oferecidos pelo PROINFA deverão estar em operação até 30 de
dezembro de 2008; e
(c) estabelecimento de regras para universalização do serviço público de distribuição de energia elétrica,
que consiste no atendimento a todos os pedidos de fornecimento, inclusive aumento de carga, sem
qualquer ônus para o consumidor solicitante, desde que atendidas as condições regulamentares exigidas.
A ANEEL estabeleceu as condições gerais para elaboração dos planos de universalização de energia
elétrica, prevendo as metas de universalização até 2014 e estipulando multas no caso de descumprimento
destas por parte da concessionária distribuidora. Os recursos provenientes das multas impostas serão
aplicados prioritariamente no desenvolvimento da universalização do serviço público de energia elétrica,
na forma da regulamentação da ANEEL.
• em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em
um esforço para reestruturar o setor, tendo por meta precípua proporcionar, aos consumidores, fornecimento
seguro de energia elétrica com modicidade tarifária. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi
regulamentada por decretos presidenciais dentre os quais o Decreto nº 5.163, o qual dispôs, principalmente,
sobre a comercialização de energia elétrica.
Concessões
As companhias ou consórcios que pretenderem construir ou operar instalações de geração, transmissão ou
distribuição de energia elétrica no Brasil deverão solicitar a outorga de concessão ao Poder Concedente. As
concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica na respectiva área de
concessão durante um período determinado. 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 discricionariamente pelo Poder Concedente, representado pela ANEEL,
mediante solicitação prévia da concessionária, com antecedência mínima de 36 (trinta e seis) meses. A
ANEEL manifestar-se-á sobre o requerimento de prorrogação até o 18º (décimo oitavo) mês anterior ao
término do prazo da concessão.
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 o
regulamento vigente 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. O Poder Concedente pode declarar quais são os bens necessários à execução de serviço ou
obra pública de necessidade ou utilidade pública, nomeando-os de servidão administrativa, em benefício de
uma concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da concessionária.
• Responsabilidade Objetiva. A concessionária é a responsável direta por todos os danos que sejam
resultantes da prestação de seus serviços, independentemente de sua culpa.
• Mudanças no controle societário. O Poder Concedente deverá aprovar qualquer mudança direta ou
indireta no controle societário da concessionária.
100
• Intervenção do Poder Concedente. O Poder Concedente poderá intervir na concessão com o fim de
assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fiel cumprimento das condições contratuais,
obrigações regulamentares e legais pertinentes, caso a concessionária falhe com suas obrigações. No prazo
de 30 dias contado da intervenção, um representante do Poder Concedente deverá iniciar um procedimento
administrativo no qual é assegurado à concessionária o direito de ampla defesa. Durante o prazo do
procedimento administrativo, um interventor indicado por decreto do Poder Concedente ficará responsável
pela prestação dos serviços objeto da concessão. Caso o procedimento administrativo não seja concluído em
180 dias após a entrada em vigor do decreto, cessa a intervenção e a concessão retorna à concessionária. A
administração da concessão também retornará à concessionária caso o interventor decida pela não extinção
da concessão e o seu termo contratual ainda não tenha expirado.
• Extinção antes do Termo Contratual. A extinção do contrato de concessão poderá ser determinada por
meio de encampação e/ou caducidade. Encampação é a retomada do serviço pelo Poder Concedente durante
o prazo da concessão, por razões relativas ao interesse público, as quais deverão ser expressamente
declaradas por lei autorizativa específica. A caducidade deverá ser declarada pelo Poder Concedente após a
ANEEL ou o MME terem expedido um ato normativo indicando: (i) a falha da concessionária em cumprir
adequadamente com suas obrigações estipuladas no contrato de concessão; (ii) que a concessionária não tem
mais a capacidade técnica, financeira ou econômica de prestar o serviço de forma adequada; ou (iii) que a
concessionária não cumpriu as penalidades eventualmente impostas pelo Poder Concedente. 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. Nos casos de caducidade, deverão ser descontados da indenização os valores das multas
contratuais e dos danos por ela causados.
• Termo contratual. Quando do advento do termo contratual, todos os bens, direitos e privilégios
transferidos à concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energia elétrica,
serão revertidos ao Poder Concedente. 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. A regulamentação da ANEEL prevê a aplicação de sanções e penalidades aos agentes do
setor elétrico e classifica as penalidades com base na natureza e na relevância da violação (incluindo
advertências, multas, suspensão temporária do direito de participar em processos de licitação para novas
concessões, licenças, autorizações e caducidade). Para cada violação, as multas podem atingir até 2,0% do
faturamento da concessionária (deduzido o ICMS), no período de 12 meses imediatamente anterior à
notificação de aplicação da sanção. Algumas das infrações que podem resultar em aplicação de multas
referem-se à ausência de requerimento, pelo agente, de aprovação da ANEEL, relativos a: (i) assinatura de
contratos entre partes relacionadas nos casos previstos na regulamentação; (ii) venda ou cessão de bens
relacionados aos serviços prestados, bem como a imposição de quaisquer gravames (incluindo qualquer
espécie de garantia, caução, fiança, penhor ou hipoteca) sobre a receita dos serviços de energia; ou (iii)
alterações no controle do detentor da autorização, permissão ou concessão. No caso de contratos firmados
entre partes relacionadas, a agência pode impor, a qualquer tempo, restrições aos seus termos e condições e,
em circunstâncias extremas, determinar sua rescisão.
• Geração. As geradoras termelétricas são autorizados pela ANEEL a gerar energia elétrica no regime de
produção independente de energia. A autorização é outorgada por um período de 30 anos. Ao final da
vigência da autorização, o investidor poderá remover as instalações utilizadas para a geração de energia
elétrica, não fazendo jus a qualquer indenização por parte do Poder Concedente. A autorização poderá ser
revogada em caso de descumprimento da legislação aplicável ou das obrigações assumidas perante a
ANEEL.
101
O Novo Modelo do Setor Elétrico
O Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes nas normas do setor elétrico com o
objetivo de:
• promover a modicidade tarifária: o principal instrumento para modicidade tarifária é o leilão para
contratação de energia pelas distribuidoras, com o critério de menor tarifa. Adicionalmente, é estabelecida a
restrição de atividades para distribuidoras, de modo a assegurar que as distribuidoras se concentrem
exclusivamente na prestação do serviço público de distribuição, para garantir um serviço mais eficiente e
confiável aos consumidores cativos (desverticalização) e a proibição da chamada auto-contratação (selfdealing), de forma a incentivar as distribuidoras a comprar energia elétrica pelos menores preços
disponíveis ao invés de adquirir energia elétrica de partes relacionadas.
• garantir a segurança do suprimento: todos os agentes de consumo devem contratar 100% de sua carga.
Cada contrato de venda de energia deve ter um lastro físico de geração, de forma que não existam contratos
sem a correspondente capacidade física de suprimento. As distribuidoras são incentivadas a sobrecontratarem em até 103%, resguardado o direito de repassar o excedente às tarifas cobradas dos
consumidores finais.
• garantir a construção eficiente de novos empreendimentos: novos projetos serão viabilizados por meio
das seguintes medidas, as quais reduzem substancialmente os riscos do investidor, possibilitando o
financiamento dos projetos a taxas mais atrativas, com benefícios para o consumidor:
(a) leilões específicos para contratação de novos empreendimentos de geração de energia;
(b) celebração de contratos bilaterais de longo prazo entre as distribuidoras e os vencedores dos leilões,
com garantia de repasse dos custos de aquisição da energia às tarifas dos consumidores finais; e
(c) licença ambiental prévia de empreendimentos hidrelétricos candidatos.
• criar um marco regulatório estável: requer uma clara definição das funções e atribuições dos agentes
institucionais.
Em particular, o modelo esclarece o papel estratégico do MME, enquanto órgão mandatário do Governo
Federal, reforça as funções de regulação, fiscalização e mediação da ANEEL e organiza as funções de
planejamento da expansão, de operação e de comercialização. Também é premissa, do Novo Modelo, o
respeito aos 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.
Questionamento da constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico tem, atualmente, sua constitucionalidade contestada perante o STF.
O Governo Federal recorreu argüindo que as ações diretas de inconstitucionalidade haviam perdido o objeto,
uma vez que a medida provisória que estabelecia o novo modelo do setor elétrico já havia se convertido em
lei. No entanto, o julgamento do STF, realizado em 4 de agosto de 2004, rejeitou o referido argumento do
Governo Federal e confirmou a decisão de dar prosseguimento ao julgamento do mérito das ações. Neste
mesmo julgamento, durante a apreciação de pedido liminar, um Ministro pediu vista dos autos, suspendendo,
por esta razão, o julgamento das referidas ações. A decisão final sobre o mérito da questão depende dos
votos da maioria dos membros do STF, em sessão cujo quorum mínimo seja de 8 (oito) Ministros. Não
existe ainda uma decisão sobre este mérito e, portanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico continua em
vigor.
Se a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo STF, o marco regulatório
introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico poderá perder a sua eficácia, gerando incertezas a
respeito de quando e como o Governo Federal introduzirá novas mudanças no setor elétrico.
102
Estrutura Institucional no Novo Modelo do Setor Elétrico
CNPE
CNPE
Conselho
Conselho Nacional
Nacional de
de Política
Política
Energética
Energética
CMSE
CMSE (novo)
(novo)
Comitê
Comitê de
de
Monitoramento
Monitoramento do
do
Setor
Setor Elétrico
Elétrico
Ministério
Ministério (MME)
(MME)
Poder
Poder Concedente
Concedente
para
para implementar
implementar Políticas
Políticas
EPE
EPE (nova)
(nova)
Empresa
Empresa
Planejamento
Planejamento
Energético
Energético
ANEEL
ANEEL
CCEE
CCEE
Agência
Agência Reguladora
Reguladora ee
Fiscalizadora
Fiscalizadora
(Autarquia
(Autarquia Independente)
Independente)
Câmara
Câmara de
de
Comercialização
Comercialização de
de
Energia
Energia Elétrica
Elétrica
ONS
ONS
Operador
Operador Nacional
Nacional
do
do Sistema
Sistema
Conselho Nacional de Política Energética – CNPE
Em agosto de 1997, foi criado o CNPE para prestar assessoria ao Presidente da República no tocante ao
desenvolvimento e criação da política nacional de energia. O CNPE é presidido pelo Ministro de Minas e
Energia, sendo a maioria de seus membros ministros do Governo Federal. O CNPE foi criado com a
finalidade de otimizar a utilização dos recursos energéticos do Brasil e assegurar o fornecimento de energia
elétrica ao País.
Ministério de Minas e Energia – MME
O MME é o principal órgão do setor energético brasileiro, atuando como Poder Concedente em nome do
Governo Federal e tendo como sua principal atribuição o estabelecimento das políticas, diretrizes e da
regulamentação do setor. Com a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal,
atuando principalmente por intermédio do MME, assumiu certas atribuições anteriormente de
responsabilidade da ANEEL, incluindo a elaboração de diretrizes que regem a outorga de concessões e a
expedição de normas que regem o processo licitatório para concessões de serviços públicos e instalações de
energia elétrica. Entretanto, por meio de Decreto Presidencial, o exercício efetivo de tais atribuições foi
delegado à ANEEL.
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
Respeitada a competência do MME, o setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, autarquia federal
autônoma. Com a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a principal responsabilidade da
ANEEL passou a ser regular e fiscalizar o setor elétrico segundo a política determinada pelo MME e com as
atribuições a ela delegadas pelo Governo Federal, por meio do 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
regulamentação para o setor elétrico; (iii) implementação e regulamentação da exploração das fontes de
energia, incluindo a utilização de energia hidrelétrica; (iv) promoção do processo licitatório para novas
concessões; (v) solução de litígios administrativos entre entidades geradoras e compradoras de energia
elétrica; e (vi) definição dos critérios e metodologia para determinação das tarifas de distribuição e
transmissão.
103
Operador Nacional do Sistema – ONS
O ONS foi criado em 1998. O ONS é uma pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, formada
pelos Consumidores Livres e empresas que se dedicam à geração, transmissão e distribuição de energia
elétrica, além de outros agentes privados, tais como importadores e exportadores. A Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico conferiu ao Governo Federal poderes para indicar três membros da Diretoria do ONS. O
principal papel do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão no SIN, de acordo
com a regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do ONS
incluem: (i) planejamento da operação da geração e transmissão; (ii) a organização e controle da utilização
do SIN e interconexões internacionais; (iii) a garantia de acesso à rede de transmissão de maneira não
discriminatória a todos os agentes do setor; (iv) o fornecimento de subsídios para o planejamento da
expansão do sistema elétrico; (v) a apresentação ao MME de propostas de ampliações da Rede Básica
(propostas estas que serão levadas em consideração no planejamento da expansão do sistema de
transmissão); e (vi) a proposição de normas para operação do sistema de transmissão para posterior
aprovação pela ANEEL, e a elaboração de um programa de despacho otimizado com base na disponibilidade
declarada pelos agentes geradores.
Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE e sua sucessora Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica – CCEE
O MAE foi originalmente instituído como um órgão não-personificado, por meio de um acordo de mercado
elaborado pelos próprios participantes, segundo regras de participação estabelecidas pela ANEEL e sujeito à
homologação desta, sendo responsável pela contabilização e liquidação dos montantes de energia
comercializados no âmbito do mercado atacadista de energia elétrica e pela determinação dos preços de curto
prazo, passando, em 2002, a ser organizado como uma pessoa jurídica de direito privado, sujeita à
autorização, fiscalização e regulamentação da ANEEL.
Em 2004, o MAE foi extinto e suas atividades, ativos e passivos foram absorvidos pela CCEE, criada por
força da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, sob a forma de pessoa jurídica de direito privado e sob a
regulação e fiscalização da ANEEL. A finalidade da CCEE é viabilizar a comercialização de energia elétrica
no SIN, promovendo, desde que delegado pela ANEEL, os leilões de compra e venda de energia elétrica. A
CCEE será responsável: (i) pelo registro de todos os Contratos de Compra de Energia no Ambiente
Regulado - CCEAR e os contratos resultantes dos leilões de ajustes, bem como dos montantes de potência e
energia dos contratos celebrados no Ambiente de Contratação Livre – ACL; e (ii) pela contabilização e
liquidação dos montantes de energia elétrica comercializados no mercado de curto prazo, dentre outras
atribuições. A CCEE será integrada pelos concessionários, permissionários e autorizados de serviços de
energia elétrica e pelos Consumidores Livres e o seu conselho de administração será composto de cinco
membros, sendo quatro indicados pelos referidos agentes e um pelo MME, que ocupará o cargo de
presidente.
Empresa de Pesquisa Energética – EPE
Em 16 de agosto de 2004, o Governo Federal promulgou um decreto que criou a EPE e aprovou o seu
estatuto social. A EPE é uma empresa pública federal, cuja criação foi autorizada por lei, sendo responsável
pela condução de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, incluindo as
indústrias de energia elétrica, petróleo, gás natural e seus derivados (carvão mineral, fontes energéticas
renováveis, dentre outros), bem como na área de eficiência energética. Os estudos e pesquisas desenvolvidos
pela EPE subsidiam a formulação, o planejamento e a implementação de ações do MME no âmbito da
política energética nacional.
104
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE
Em agosto de 2004, o Governo Federal promulgou o decreto que cria o CMSE, que é presidido e coordenado
pelo MME e composto por representantes da ANEEL, da Agência Nacional do Petróleo, da CCEE, da EPE e
do ONS. As principais atribuições do CMSE consistem em: (i) acompanhar as atividades do setor
energético; (ii) avaliar as condições de abastecimento e atendimento ao mercado de energia elétrica; e (iii)
elaborar propostas de ações preventivas ou saneadoras visando a manutenção ou restauração da segurança no
abastecimento e no atendimento eletroenergético, encaminhado-as ao CNPE.
Ambientes Paralelos para Comercialização de Energia Elétrica
CCEE
CCEE
Ambiente de
Contratação
Regulada (ACR)
Ambiente de
Contratação Livre
(ACL)
Geradores
Geradores
Distribuidoras
Distribuidoras
Ajuste
Comercializadores
Comercializadores
Clientes
Clientes
Clientes
Clientes livres
livres
Cativos
Cativos
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétrica
serão realizadas em dois diferentes segmentos de mercado que funcionam no âmbito da CCEE: (i) o
Ambiente de Contratação Regulado (ACR), no qual as distribuidoras adquirem a energia necessária para
atender os seus consumidores cativos, por meio de licitações reguladas pela ANEEL e operacionalizadas
pela CCEE; e (ii) o Ambiente de Contratação Livre (ACL), onde os Consumidores Livres e
comercializadoras de energia elétrica comercializam energia livremente negociada.
Cabe destacar que as geradoras podem participar dos dois ambientes de contratação, enquanto as
comercializadoras só podem vender energia para as distribuidoras em leilões de ajustes por meio de
contratos de curto prazo.
Ambiente de Contratação Regulada – ACR
No ACR, as distribuidoras compram suas necessidades projetadas de energia elétrica para distribuição a seus
consumidores cativos. As distribuidoras deverão contratar a compra de energia elétrica de geradoras por
meio de licitação, coordenada pela ANEEL, diretamente ou por intermédio da CCEE.
105
Adicionalmente, as distribuidoras poderão ter como supridores:
(i) a usina de Itaipu: as distribuidoras com cotas compulsórias estabelecidas pela ANEEL adquirem
integralmente a energia proveniente da Itaipu Binacional (Brasil e Paraguai) que for alocada no Brasil. Esta
energia é comercializada pela Eletrobrás. A tarifa associada à energia gerada em Itaipu é estabelecida em
Dólar e contratada de acordo com um tratado celebrado entre Brasil e Paraguai. Em conseqüência, 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. As alterações no preço de venda da energia elétrica gerada em Itaipu são repassadas integralmente
para as tarifas de fornecimento das distribuidoras quando do reajuste tarifário;
(ii) Contratos Bilaterais firmados antes do novo modelo;
(iii) Geração distribuída – usinas de pequeno porte conectadas à área de concessão de uma distribuidora; e
(iv) Usinas do programa de Incentivo às Fontes Alternativas (PROINFA) – energia esta comercializada pela
Eletrobrás.
Nos termos dos CCEAR, resultante das licitações no ACR, as geradoras hidrelétricas se comprometem a
fornecer certa quantidade de energia elétrica e assumem 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 ou reduzir o fornecimento de energia elétrica, caso em que as unidades geradoras
ficarão obrigadas a comprar energia elétrica de outra fonte para atender seus compromissos de fornecimento.
Nos termos dos CCEARs associados a novos empreendimentos termoelétricos, as receitas das unidades
geradoras estão garantidas e eventuais exposições financeiras no mercado de curto prazo são assumidas
pelos agentes de distribuição, garantido o repasse ao consumidor final, sem prejuízo da aplicação de
penalidades às geradoras termoelétricas pela falha no fornecimento de energia.
Ambiente de Contratação Livre – ACL
O ACL engloba as vendas de energia elétrica livremente negociadas entre concessionárias geradoras,
Produtores Independentes de Energia Elétrica, Auto-produtores, comercializadoras de energia elétrica,
importadores de energia elétrica e Consumidores Livres. O ACL também incluirá contratos bilaterais
existentes entre geradoras e distribuidoras, que tenham sido firmados antes da Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico, os quais permanecerão em vigor até o seu respectivo término. Quando de seu término, tais contratos
deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
Os consumidores que puderem escolher seu fornecedor, ou seja, os consumidores denominados
“consumidores potencialmente livres”, cujo contrato com a distribuidora tenha prazo indeterminado,
somente poderão rescindir seus contratos com a distribuidora local por meio de notificação a tal distribuidora
com antecedência mínima de quinze dias da data limite para a declaração feita pela distribuidora, ao MME,
acerca de suas necessidades de energia para o leilão de compra referente ao ano subseqüente. Ver item “O
Novo Modelo do Setor Elétrico”.
A fim de minimizar as perdas resultantes dos consumidores que escolhem se tornar Consumidores Livres, as
distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratado junto a geradoras de acordo com o volume de
energia que não mais distribuirão aos Consumidores Livres. Caso o consumidor opte pelo ACL, somente
poderá voltar ao sistema regulado uma vez que tenha entregue à distribuidora de sua região aviso com cinco
anos de antecedência, ficando estipulado que a distribuidora poderá reduzir esse prazo a seu critério. As
geradoras estatais, tais como as geradoras privadas, poderão vender energia elétrica aos Consumidores
Livres, contudo, estas unidades deverão fazê-lo por meio de processos públicos que garantam a transparência
e igualdade de acesso aos interessados.
Atualmente, clientes de alta tensão que compram energia de distribuidores de forma regulada o fazem a
preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por “subsídio cruzado”, começou a ser gradualmente retirado a
partir de julho de 2003 e será totalmente eliminado até 2007, por meio de um processo licitatório
denominado de realinhamento tarifário.
106
Regras de Comercialização
Dentre as principais regras destaca-se a obrigatoriedade de: (i) todo agente consumidor de energia elétrica
contratar a totalidade de sua carga; e (ii) todo agente vendedor de energia elétrica apresentar o
correspondente lastro físico para a venda de energia (mediante Energia Assegurada por empreendimento de
geração próprio ou de terceiros). Os agentes que descumprirem esta obrigação ficarão sujeitos às penalidades
impostas pela ANEEL.
As regras sobre a comercialização de energia elétrica no ACR estabelecidas pela referida norma dizem
respeito à forma pela qual as distribuidoras devem cumprir a obrigação de atender à totalidade de seu
mercado, principalmente por meio dos leilões de compra de energia. Caberá ao MME a definição do
montante total de energia a ser contratado no ACR e a relação de empreendimentos de geração aptos a
integrar os leilões a cada ano.
Em linhas gerais, a partir de 2005, todo agente de distribuição, gerador, comercializador, autoprodutor ou
Consumidor Livre deve declarar, até 1º de agosto de cada ano, sua previsão de mercado ou carga, para cada
um dos cinco anos subseqüentes. Cada agente de distribuição deve declarar, até sessenta dias antes de cada
leilão de energia proveniente de empreendimentos existentes ou de energia proveniente de novos
empreendimentos, os montantes de energia que deve contratar nos leilões. Além disto, as distribuidoras
devem especificar a parcela de contratação que pretendem dedicar ao atendimento a consumidores
potencialmente livres.
Os leilões de compra, pelas distribuidoras, de energia proveniente de novos empreendimentos de geração
têm ocorrido: (i) cinco anos antes do início da entrega da energia (denominados leilões “A-5”); e (ii) três
anos antes do início da entrega (denominados leilões “A-3”). Haverá, ainda, leilões de compra de energia
provenientes de empreendimentos de geração existentes realizados no ano anterior ao de início da entrega da
energia (leilões “A-1”) e para ajustes de mercado, com início de entrega em até 4 meses posteriores ao
respectivo leilão. Os editais dos leilões são elaborados pela ANEEL, com observância das diretrizes
estabelecidas pelo MME, especialmente no que diz respeito à utilização do critério de menor tarifa no
julgamento.
Os vencedores de cada leilão de energia realizado no ACR devem firmar os CCEAR com cada distribuidora,
em proporção às respectivas declarações de necessidade das distribuidoras. A única exceção a esta regra se
refere ao leilão de ajuste, no qual os contratos são específicos entre agente vendedor e agente de distribuição
interessado. Os CCEAR provenientes dos leilões “A-5” ou “A-3” terão prazo de 15 a 30 anos, enquanto que
os CCEAR provenientes dos leilões “A-1” terão prazo de 5 a 15 anos. Os contratos provenientes do leilão de
ajuste terão prazo máximo de dois anos.
Para os CCEAR decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos existentes, há três
possibilidades de redução das quantidades contratadas, quais sejam: (i) compensação pela saída de
consumidores que se tornarem Consumidores Livres; (ii) redução, a critério da distribuidora, de até 4% ao
ano do montante contratado para adaptar-se aos desvios do mercado face às projeções de demanda, a partir
do segundo ano subseqüente ao da declaração que deu origem à respectiva compra; e (iii) adaptação às
variações de montantes de energia estipuladas nos contratos de geração firmados antes de 17 de março de
2004, desde que previstas anteriormente a tal data ou relativas a ampliações de PCHs.
No que se refere ao repasse dos custos de aquisição de energia elétrica dos leilões às tarifas dos
consumidores finais, foi criado o valor de referência anual (“Valor de Referência Anual”), que é uma média
ponderada dos custos de aquisição de energia elétrica decorrentes dos leilões “A-5” e “A-3”, calculado para
o conjunto de todas as distribuidoras, o qual será o limite máximo para repasse dos custos de aquisição de
energia proveniente de empreendimentos existentes nos leilões de ajuste e para a contratação de geração
distribuída.
107
O Valor de Referência Anual é um estímulo para que as distribuidoras façam a aquisição das suas
necessidades de energia elétrica nos leilões “A-5”, cujo custo de aquisição é, teoricamente, inferior ao da
energia contratada nos leilões “A-3” e o Valor de Referência Anual é aplicado como limite de repasse às
tarifas dos consumidores nos três primeiros anos de vigência dos contratos de energia provenientes de novos
empreendimentos. A partir do quarto ano, os custos individuais de aquisição são repassados integralmente.
Há de se ressaltar a existência das seguintes limitações ao repasse dos custos de aquisição de energia pelas
distribuidoras:
•
impossibilidade de repasse dos custos referentes à contratação de energia elétrica correspondente a mais
de 103% de sua carga anual, com o objetivo de incentivar as distribuidoras a sobre-contratarem e,
admitindo o nível de incerteza na previsão de suas necessidades, o MME estabeleceu que as
distribuidoras terão o direito de repassar integralmente a seus respectivos consumidores os custos
relacionados à energia elétrica por elas adquirida, inclusive a um nível de sobre-contratação de até
103%;
•
quando a contratação ocorrer em um leilão “A-3” e a contratação exceder em 2% a demanda, o direito de
repasse deste excedente estará limitado ao menor dentre os custos de contratação relativos aos leilões “A5” e “A-3”;
•
caso a aquisição de energia proveniente de empreendimento existente seja menor que o limite inferior de
contratação – correspondente a 96% da quantidade de energia elétrica dos contratos que se extinguirem
no ano dos leilões, subtraídas eventuais reduções, o repasse do custo de aquisição de energia proveniente
de novos empreendimentos correspondente a esse valor não contratado será limitado por um redutor;
•
no período compreendido entre 2005 e 2008, a contratação de energia proveniente de empreendimentos
existentes nos leilões “A-1” não poderá exceder a 1% da demanda das distribuidoras, observado que o
repasse do custo referente à parcela que exceder este limite estará limitado a 70% do valor médio do
custo de aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes para entrega a partir de
2005 até 2008. O MME definirá o preço máximo de aquisição de energia elétrica proveniente de
empreendimentos existentes;
•
caso as distribuidoras não atendam a obrigação de contratar a totalidade da sua necessidade no ano civil,
a energia elétrica adquirida no mercado de curto prazo será repassada aos consumidores ao menor valor
entre o PLD (Preço de Liquidação de Diferenças) e o Valor de Referência Anual, sem prejuízo da
aplicação de penalidades.
Outra opção de gerenciar os riscos de desvios de mercado é o Mecanismo de Sobras e Déficits (MCSD) no
qual as distribuidoras podem trocar contratos a preço de custo. Neste mecanismo as distribuidoras
deficitárias poderão absorver: (i) CCEAR de energia existente associados prioritariamente a redução de
CCEAR por distribuidoras que tiverem saída de consumidores para o mercado livre; (ii) redução de CCEAR
por distribuidoras que tiverem novos contratos bilaterais iniciando, desde que firmados antes do Novo
Modelo ou relativos à ampliação de PCHs; e (iii) redução de CCEAR por distribuidoras que apresentaram
variação de mercado acima do previsto. Também está previsto a modalidade de MCSD após o final do ano,
momento em que as distribuidoras deficitárias cederiam contratos, a preço de custo, àquelas que estejam com
déficit, sem causar perdas para as cedentes.
Restrição de Atividades das Distribuidoras (Desverticalização)
As distribuidoras integrantes do SIN não poderão: (i) desenvolver atividades relacionadas 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 relativas a consumidores cativos
no ACR; (iii) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer outra empresa, sociedade
anônima ou limitada; ou (iv) desenvolver atividades que não tenham relação com suas respectivas
concessões, com exceção das permitidas por lei ou no contrato de concessão pertinente. As geradoras não
poderão ser coligadas ou controladas de distribuidoras. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu
período de transição de dezoito meses para as empresas adaptarem-se a essas regras (findo em setembro de
2005), podendo a ANEEL prorrogar tal prazo por igual período, uma única vez, na hipótese de as empresas
não conseguirem atender às exigências dentro do prazo prescrito. Excepcionalmente, as distribuidoras que
estivessem tomando as medidas para atender às regras supracitadas tiveram permissão para celebrar novos
contratos sem atender às referidas restrições até dezembro de 2004.
108
Eliminação do Direito à Auto-Contratação
Tendo em vista que a compra de energia elétrica para distribuição a consumidores cativos é efetuada no
ACR, a autorização para as distribuidoras comprarem até 30% de suas necessidades de energia elétrica
contratando energia elétrica adquirida de partes relacionadas não é mais permitida (self-dealing), exceto no
contexto de contratos devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras podem, no entanto, comprar energia elétrica de partes
relacionadas, quando participarem dos processos licitatórios para compra de energia elétrica no ACR e a
geradora vencedora da licitação for uma parte relacionada da distribuidora.
Contratos celebrados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico expressamente determina que os contratos celebrados pelas
distribuidoras de energia elétrica e aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico não podem ser alterados para refletir qualquer prorrogação de seus prazos,
aumento de preços ou quantidades de energia elétrica já contratadas, com exceção dos Contratos Iniciais,
conforme descrito abaixo.
Durante o período de transição para o mercado de energia elétrica livre e competitivo (1998-2005),
estabelecido pela Lei do Setor Elétrico, as compras e vendas de energia elétrica entre concessionárias
geradoras e distribuidoras ocorreram de acordo com os Contratos Iniciais. O objetivo do período de transição
foi permitir a introdução gradual da concorrência no setor e proteger os agentes do mercado contra exposição
a potencial volatilidade de preços do mercado de curto prazo.
De acordo com a Lei do Setor Elétrico, desde o ano de 2002 até o ano de 2005, a energia elétrica contratada
sob os Contratos Iniciais está sendo reduzida em 25% a cada ano. As geradoras têm permissão para
comercializar sua energia elétrica excedente não contratada no ACR ou no ACL, podendo realizar leilões
públicos para comercializar qualquer quantidade não contratada com Consumidores Livres ou
comercializadoras de energia elétrica. Quando do término dos Contratos Iniciais, em 31 de dezembro de
2005, toda a energia elétrica passaria a ser negociada no ACR ou no ACL. Contudo, a Lei do Novo Modelo
do Setor Elétrico permitiu que geradoras públicas alterassem os Contratos Iniciais que estivessem em pleno
vigor em março de 2004, recontratando suprimento até 31 de dezembro de 2004. As empresas públicas de
geração que aditaram seus Contratos Iniciais não foram obrigadas a reduzir em 25% o montante de energia
comprometido, de acordo com tais contratos.
Leilões de Energia já realizados nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
O Leilão de 2004
Em 07 de dezembro de 2004, a CCEE conduziu o primeiro leilão de energia existente, com base nos
procedimentos previstos pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras e geradoras
entregaram, até o dia 2 de dezembro de 2004, suas estimativas de projeção de demanda de energia elétrica
para os 5 anos subseqüentes e os montantes a serem adquiridos para atendimento de suas demandas em
relação a contratos com início de suprimento nos anos de 2005, 2006 e 2007. Baseado nessas informações, o
MME estabeleceu o montante total de energia a ser negociado no leilão de 2004 e a lista de empresas
geradoras participantes do leilão.
Os Leilões de 2005
Nos dias 02 e 03 de abril de 2005, houve a realização do segundo leilão de energia existente, de acordo com
a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Foi vendido no leilão um total de 1.325MW médios,
correspondente a apenas 23% da energia inicialmente prevista pelo MME para 2008. Tal energia foi vendida
a um preço médio de R$83,13/MWh. A energia que seria vendida para entrega em 2009 foi automaticamente
excluída do leilão, em conformidade com as regras estabelecidas pelo MME, tendo em vista que o preço para
tal produto, durante o leilão, ficou abaixo das expectativas de mercado, resultando na retirada das ofertas por
parte das geradoras.
109
Em 11 de outubro de 2005, foram realizados o terceiro e quarto leilões de energia existente, com preços
médios de R$63,00/MWh para entrega de energia entre 2006 e 2008 e R$95,00/MWh para entrega de
energia entre 2009 e 2016. Os volumes de energia vendidos foram de 102MW médios para entrega entre
2006 e 2008 e de 1.166MW médios para entrega entre 2009 e 2016.
Leilão de Energia Nova
O primeiro leilão de energia nova ocorreu em 16 de dezembro de 2005. Entende-se por energia nova a
energia elétrica produzida por novos empreendimentos de geração ou por empreendimentos existentes, mas
que ainda não dispunham, em 16 de março de 2004, de contrato de compra e venda de energia homologados
pela ANEEL. Como resultado de tal leilão, dos 5.434MW médios disponibilizados à venda, um total de
3.286MW médios foram comercializados por meio de contratos com duração de 30 anos para os
empreendimentos hidrelétricos e de 15 anos para os empreendimentos termelétricos. No primeiro leilão de
energia nova, 64% dos participantes foram empresas do setor público, tendo a Petrobras representado 38% e
a Eletrobrás 20%. Somente 855MW médios negociados referem-se aos novos empreendimentos que não
tinham concessão ou autorização previamente outorgadas pela ANEEL. Desses 855MW médios, somente
29% refere-se a investimentos do setor privado. Um dos fatores que contribuiu para a baixa participação de
investidores privados foi o preço mínimo estipulado pelo Governo Federal para a contratação de energia
hidrelétrica: R$116,00/MWh. Tal valor foi considerado insuficiente para o retorno do investimento em
praticamente todos os empreendimentos, segundo os investidores.
Escassez de Energia e Racionamento
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, em situação na qual o Governo Federal decrete
redução compulsória do consumo de energia elétrica em certa região que afete um comprador de energia
elétrica, todos os CCEAR registrados na CCEE terão suas quantidades ajustadas na mesma proporção da
redução de consumo.
Geração de Energia Elétrica no Brasil
O Brasil possui grandes rios de planalto alimentados por chuvas tropicais abundantes que mantêm uma das
maiores reservas de água doce do mundo. Em função disso, 92% da geração de energia elétrica no País é
oriunda de usinas hidrelétricas, com restante da oferta proveniente principalmente de usinas termelétricas. A
capacidade nominal total atingiu 95,1GW em 2006, com participação significativa da Eletrobrás com mais
de um terço da capacidade instalada.
Durante o ano de 2003, além da incerteza sobre o modelo regulatório, o parque gerador brasileiro conviveu
com capacidade ociosa estimada em 7.500MW. Então, o Governo Federal realizou um leilão com a energia
excedente no então existente MAE, com a participação de 7 geradoras e 23 compradores que, apesar dos
preços satisfatórios, manteve sem solução o problema de energia excedente. Durante todo ano, diversos
projetos em geração foram abandonados e algumas usinas termelétricas permaneceram desligadas em função
das incertezas do setor e abundância de chuvas observados. Em abril de 2005, foi realizado o 2º leilão de
energia, para empreendimentos com início de suprimento em 2008 e 2009. Participaram deste leilão um total
de 50 empresas, sendo 16 geradoras e 34 compradoras de energia. Também em 2005, foram realizados o 3º e
4º leilões de energia existente, com a participação de 50 empresas, sendo 22 compradoras e 28 geradoras de
energia, com uma negociação de 84.452GWh com início de suprimento em 2006. A companhia só participou
do 1º e 2º leilões de energia nova com a compra de 23.135GWh com fornecimento a partir de 2008.
110
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico procurou incentivar a volta dos investimentos no setor. Para o
futuro, a ANEEL prevê um aumento da geração de energia total de 8.694MW a partir de usinas entrando em
operação entre 2004 e 2008. Em 2004, a meta prevista de 2.384MW foi integralmente cumprida, com a
entrada em operação de 31 novas usinas, representando um aumento de 4.228MW na capacidade geradora
do País.
Aumento previsto da capacidade de geração (MW)
2004
2.384
2005
3.063
2006
2.755
2007
423
2008
70
2004 a 2008
8.694
Fonte: ANEEL em 15 de junho de 2004 – Usinas que não possuem restrições para entrada em operação.
Capacidade Geradora
Em dezembro de 2005, o Brasil tinha capacidade instalada de 100,5GW, dos quais aproximadamente 76,1%
correspondiam à geração hidrelétrica, 21,6% à geração termelétrica, e 2,2% à importação de energia elétrica
pelo SIN. A capacidade instalada brasileira inclui metade da capacidade instalada de Itaipu. A tabela abaixo
apresenta a capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil, dividida em capacidade de geração
hidrelétrica e termelétrica, de 1995 até 2004 em MW.
Ano
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005 *
Hidrelétrica
50.582
52.266
53.664
55.519
56.518
59.013
63.279
65.311
67.793
68.999
76.561
Termelétrica
3.490
3.724
3.730
3.903
3.924
6.355
12.478
15.140
16.705
19.727
21.777
Fonte: Grupo Coordenador de Planejamento dos Sistemas GCPS,ANEEL e Plano Decenal 2006-2015.
* Hidrelétrica: Fontes Hidrelétricas, PCH’s e Itaipu (Paraguai) /
Termelétrica: Termelétricas e Nuclear.
Atualmente, aproximadamente 40% da capacidade de geração instalada do Brasil é operada pela Eletrobrás,
empresa detida pelo Governo Federal. A Eletrobrás controla quatro subsidiárias regionais responsáveis pela
geração e transmissão de eletricidade no Norte, Nordeste e Sudeste do Brasil, quais sejam: Eletronorte,
CHESF, Furnas e Eletrosul. Em conseqüência da reestruturação do setor elétrico brasileiro, essas empresas
estatais têm modificado seus papéis, passando de concessionárias de desenvolvimento regional a empresas
de geração e/ou transmissão que atuam num mercado competitivo.
Remuneração das Geradoras
Ao contrário das concessionárias de distribuição de energia elétrica, em geral, as concessionárias de geração
não têm, em seus respectivos contratos de concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste
e revisão destas.
Anteriormente ao Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras comercializavam a sua energia por meio de
Contratos Iniciais, os quais tinham tarifas fixadas pela ANEEL, conforme previsto na Lei do Setor Elétrico
ou por meio de contratos bilaterais cujos preços eram livremente negociados entre as partes.
Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem vender sua
energia para as distribuidoras de grande porte por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e
operacionalizados pela CCEE. No ACL, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente
negociados a comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500GWh/ano e clientes livres.
111
Nos contratos bilaterais firmados e homologados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico, os preços negociados entre as empresas geradoras e distribuidoras eram,
geralmente, influenciados pela limitação de repasse dos custos de aquisição de energia às tarifas cobradas
pelas distribuidoras de seus consumidores finais. O repasse de energia adquirida por meio desses contratos é
limitado por um valor estabelecido pela ANEEL chamado de “Valor Normativo”.
Para os contratos bilaterais celebrados sob a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a limitação
ao repasse de custos pelas distribuidoras é baseada no Valor de Referência Anual, que corresponde à média
apurada dos preços de energia elétrica nos leilões “A-5” e “A-3”, calculados para todas as empresas
distribuidoras. O Valor de Referência Anual cria um incentivo para que as empresas distribuidoras contratem
suas demandas esperadas de energia nos leilões “A-5”, nos quais se esperam preços mais baixos do que nos
leilões “A-3”, e será aplicado nos três primeiros anos dos contratos de compra da energia produzida por
novos projetos de geração. Após o quarto ano, os custos de aquisição da energia produzida por tais projetos
poderão ser integralmente repassados aos consumidores.
Essas limitações ao repasse pelas distribuidoras dos custos de aquisição de energia acabam limitando os
preços de energia cobrados pelas geradoras, uma vez que estes não podem ser superiores ao Valor
Normativo ou ao Valor de Referência Anual para serem competitivos e passíveis de aprovação pela ANEEL.
Algumas geradoras contam, ainda, com o Mecanismo de Realocação de Energia – MRE para ter assegurada
a receita correspondente à sua Energia Assegurada. Ver item “Encargos Tarifários” nesta seção do
Prospecto.
Distribuição de Energia Elétrica no Brasil
O setor de distribuição de energia elétrica no Brasil é bastante fragmentado, operando com 64 distribuidoras
em todo território nacional e destas, as 10 maiores representam 63% da energia vendida no País.
Aproximadamente 7,3% de toda energia vendida no País está sob o controle do Governo Federal e, a maior
distribuidora do País em quantidade de energia vendida, a CEMIG, é controlada pelo Governo do Estado de
Minas Gerais.
O Governo Federal, por meio do seu Programa Nacional de Desestatização (PND), decidiu pela privatização
do setor de distribuição, que ocorreu conforme a tabela abaixo. Antes do PND, empresas privadas de
distribuição de energia eram responsáveis apenas por 3% (três por cento) da energia vendida no País.
1994
Distribuidores
Privatizados
1995
- Escelsa
1996
- Light
- CERJ
1997
- Energipe
- Cosern
- Coelba
- CEEE-CO
- CEEE-N/NE
- CPFL
- ENERSUL
- CEMAT
1998
1999
- Bandeirante
- Coelce
- Eletropaulo
- Celpa
- Elektro
- Borborema
- Cemar
- Celpe
2000
2001
2002
2003
2004
2005
- Saelpa
Atualmente, as distribuidoras só podem oferecer seus serviços a seus clientes cativos dentro de sua área de
concessão, sob condições e tarifas reguladas pela ANEEL. Dessa forma, se a distribuidora decidir por
praticar algum desconto no valor da tarifa regulada, deve ser levado em consideração o princípio da
isonomia.
112
2006
-CTEEP
A distribuição é efetuada por 64 concessionárias, sendo 24 empresas privadas, 21 privatizadas, 4 municipais,
8 estaduais e 7 federais, conforme gráfico abaixo:
Fonte: ANEEL
Consumo de Energia Elétrica
Consumo Nacional
Entre 1996 e 2005, o consumo de energia elétrica das distribuidoras cresceu a uma taxa acumulada média de
1,1% ao ano, totalizando 9% no período, se considerarmos o consumo correspondente aos Consumidores
Livres, que agora não são mais atendidos pelas Distribuidoras. Abaixo segue tabela com a evolução do
consumo das distribuidoras de energia elétrica, sem os Consumidores Livres. Vale ressaltar que a queda no
consumo das distribuidoras observada na tabela abaixo se deve ao período do racionamento (2001 e 2002)
em que, na maior parte do País, os consumidores foram forçados a reduzir consumo per capita em 20%. Para
conseguir atender essa exigência, foi necessário adaptar hábitos cotidianos para atingir o uso mais eficiente
da energia, herança esta que o consumidor incorporou em seu dia a dia, e também pela saída de
consumidores que antes compravam energia das distribuidoras e hoje compram energia livremente
(Consumidores Livres).
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Consumo (GWh) 260.908 277.004 287.392 292.677 307.529 283.257 290.465 290.664 282.265 265.563
Crescimento (%)
PIB (%)
2,7%
6,2%
3,8%
1,8%
5,1%
-7,9%
2,5%
0,1%
-2,9%
-5,9%
3,3%
0,1%
0,8%
4,4%
1,3%
1,9%
0,5%
4,9%
2,3%
Fonte: Abradee e IPEA
Em 2005, o segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil demandou 265.563GWh, dos quais 31,1%
foram para clientes residenciais, 30,0% para clientes industriais, 20,0% para clientes comerciais e 18,9%
para outros tipos de clientes. O número total de clientes residenciais neste ano foi de aproximadamente 48,4
milhões.
113
Vale destacar que se verificarmos os números relativos ao consumo total do País, não somente o atribuído às
distribuidoras, mas também associado aos Consumidores Livres, perdas e auto-produtores, podemos
observar a existência de correlação com a economia do País, retratada pelo PIB:
Tabela Brasil – Economia e Mercado de Energia Elétrica 1980 – 2015 - Principais Indicadores
Discriminação
Produto Interno Bruto
R$ bilhões [2004]
Variação no período (% ao ano)
População Total Residente
mil habitantes 119.844
Variação no período (% ao ano)
PIB per Capita
R$ [2004]/hab/ano
Variação no período (% ao ano)
Consumo de Energia Elétrica(2)
TWh
Variação no período (% ao ano)
Consumo de Energia Elétrica per Capita
kWh/hab/ano
Variação no período (% ao ano)
Intensidade Elétrica do PIB
kWh/R$ [2004]
Elasticidade-renda do Consumo de
Energia Elétrica
* - Valores preliminares
Fonte: EPE
1980
1990
2000
2005*
2010
2015
1.069
-
1.249
1,6
1.624
2,7
1.819
2,3
2.213
4
2.745
4,4
119.844
-
145.130
1,9
170.894
1,6
182.508
1,3
193.027
1,1
202.416
1
8.920
-
8.606
-0,4
9.503
1
9.967
1
11.465
2,8
13.560
3,4
122
-
219
6
333
4,3
374
2,3
484
5,3
618
5
1.018
-
1.509
4
1.949
2,6
2.049
1
2.507
4,1
3.053
4
0,114
0,175
0,205
0,206
0,219
0,225
-
3,84
1,61
1,02
1,32
1,14
Gráfico Brasil – Economia e Mercado de Energia Elétrica 1980 – 2015 - Principais Indicadores
Fonte: EPE
114
Consumo Regional
A Companhia desenvolve suas atividades principalmente na região Sudeste do País.
O Estado do Rio de Janeiro faz fronteira com São Paulo, Minas Gerais e Espírito Santo, formando,
juntamente com estes estados, a região mais desenvolvida do País. O Estado do Rio de Janeiro possui 91
municípios em uma área de cerca de 43.909,7 Km², o que representa 0,5% do território nacional. Sua
população total é de aproximadamente 14,5 milhões de habitantes, abrigando 8,5% da população brasileira.
A densidade populacional é uma das maiores do País, 336 habitantes/km², segundo dados da FIRJAN.
O Estado do Rio de Janeiro possui cerca de 4,5 milhões de residências particulares, ou 10% do total
nacional. Ainda, o Estado é o maior produtor de petróleo e gás natural do País. A participação do Estado do
Rio de Janeiro na produção de gás natural é de cerca de 44% e na produção de petróleo é de 83%. A
população economicamente ativa do Estado é de cerca de 7,1 milhões de habitantes.
As distribuidoras que atendem o Estado do Rio de Janeiro são Ampla, Light e CENF, conforme proporção
abaixo:
Mercado (GWh)
Número Consumidores
7.128
2.120.243
279
82.972
Ampla
Light
Cenf
3.775.340
19.075
fonte: Relatórios da Companhia disponibilizados no site da CVM/05
A Companhia distribui energia para 66 municípios do Estado do Rio de Janeiro, abrangendo 73% do
território estadual, com a cobertura de uma área de 31.784 Km². Atualmente a Ampla presta serviços a
aproximadamente 2 milhões de clientes e, desde a privatização, em 1997, 784 mil novos clientes passaram a
ter energia elétrica, o que significa um aumento de 64%. Este resultado é uma mostra do avanço da
Companhia na universalização de seus serviços. Mais de 99% dos domicílios da área de concessão dispõem
de energia elétrica. A maior parte da energia faturada pela Companhia – 7.128 GWh – é destinada aos
clientes residenciais, que respondem por 44% do total de energia faturada da Companhia,em 2005.
Abaixo segue tabela que apresenta o consumo por região, por classe de consumo e seus respectivos
crescimentos:
Residencial
Industrial *
Comercial
Outros
Total
Em TWh
2005
05/04
2005
05/04
2005
05/04
2005
05/04
2005
05/04
Brasil
Sudeste/
Centro
Oeste
Sul
Nordeste
Norte
Coelce
82,3
49,7
4,8%
4,3%
161,1
97,3
2,7%
2,2%
52,9
32,0
6, 6%
5,9%
49,8
30,1
7,0%
6,4%
346,1
209,1
4,4%
3,8%
14,0
5,1%
27,3
3,0%
9,0
6,7%
8,5
7,2%
11,3
7,3
6,5%
6,0%
22,1
14,3
4,3%
3,8%
7,3
4,7
8,1%
7,6%
6,8
4,4
8,6%
8,1%
2,2
7,8%
1,5
13,2%
1,2
7,1%
1,5
9,1%
58,8
47,4
30,7
6,6
4,7%
6,0%
5,5%
2,0%
115
Fonte: EPE
Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica
A tarifa média de fornecimento no Brasil tende a ter seu valor mais baixo se comparado a outros países, em
razão de haver no Brasil um parque de geração de energia predominantemente hidrelétrica, cabendo destacar
o potencial brasileiro de energia renovável a ser explorado.
O mecanismo de controle tarifário foi, historicamente, uma forma de incentivar a substituição de outras
fontes de energia pela hidrelétrica. No entanto, as altas taxas de juros e o uso das tarifas como instrumento de
controle inflacionário, iniciado na década de 80, reduziram o incentivo a investir em geração, tornando
iminente a possibilidade de um racionamento.
Após a criação da ANEEL, em 1997, a agência passou a regular as tarifas praticadas pelas distribuidoras,
tendo por base seu Contrato de Concessão que estabelece, dentre outros, as tarifas a serem praticadas e os
respectivos critérios de reajuste/revisão destas tarifas. Nesse ambiente regulatório, a tarifa é diferenciada de
acordo com o tipo de consumidor (classe de consumo) e a tensão do fornecimento (grupo/subgrupo).
Reajustes e Revisões Tarifárias
Os valores das tarifas de energia elétrica (uso da rede e fornecimento) são reajustadas anualmente pela
ANEEL (“Reajuste Periódico Anual”), revistas periodicamente (“Revisão Periódica”) a cada 4 (quatro) ou 5
(cinco) anos, dependendo do contrato de concessão e, por fim, podem ser revistos em caráter extraordinário
(“Revisão Extraordinária”).
A ANEEL divide a receita das concessionárias de distribuição em duas parcelas correspondentes aos
seguintes custos: (i) custos não-gerenciáveis pela distribuidora, chamados custos da Parcela A; e (ii) custos
gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela B.
Os custos da Parcela A incluem, os seguintes itens:
• custos de aquisição de energia elétrica obtidos dos leilões públicos promovidos pela ANEEL;
• custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu;
• custos de aquisição de energia elétrica, conforme contratos bilaterais negociados livremente entre as
partes;
• custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição; e
• encargos setoriais: CCC, CDE, RGR, TFSEE, PROINFA.
O repasse do custo de aquisição de energia elétrica sob contratos de fornecimento celebrados antes da
vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico às tarifas está sujeito a um limite máximo baseado no
Valor Normativo estabelecido pela ANEEL para cada fonte de energia (tais como energia hidrelétrica,
energia termelétrica ou fontes alternativas de energia). O Valor Normativo é reajustado anualmente para
refletir aumentos nos custos incorridos pelas geradoras. Este reajuste leva em consideração: (i) a inflação;
(ii) os custos incorridos em moeda estrangeira; e (iii) os custos de combustível (tal como gás natural). Os
custos incorridos em moeda estrangeira não podem ultrapassar 25% dos custos das geradoras.
A Parcela B compreende os custos que estão sob o controle das concessionárias, principalmente os custos
operacionais. A cada reajuste, a Parcela B é obtida como resultado da subtração da Parcela A da Receita total
auferida no período de Referência, que é definido como o período transcorrido entre o último reajuste e o
que está em processamento, ou seja, a Parcela B é obtida residualmente.
O Reajuste Anual das tarifas baseia-se em uma fórmula paramétrica, definida no Contrato de Concessão.
Nele, os custos da Parcela A são em geral integralmente repassados às tarifas. Os custos da parcela B, por
sua vez, são corrigidos de acordo com a variação do IGP-M, ajustado por um chamado Fator X (componente
que busca induzir as distribuidoras na busca da eficiência operacional). O resultado é o índice de Reajuste
Tarifário Anual (IRT).
116
A Revisão Tarifária Periódica ocorre a cada 4 ou 5 anos (cada contrato tem um período distinto). Essas
revisões são realizadas pela ANEEL tendo como princípios: as alterações na estrutura de custos e de
mercado da concessionária, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e
internacional, os estímulos à eficiência e a modicidade das tarifas.
Desta forma, nos processos de Revisão Tarifária Periódica implementados pela ANEEL, todos os custos da
Parcela B são recalculados com vistas a assegurar que a Parcela B seja suficiente para: (i) a cobertura dos
custos operacionais eficientes; (ii) a remuneração adequada dos investimentos prudentes considerados
essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora; e (iii) determinar o fator X.
O fator X, podendo ser negativo ou positivo, é utilizado para ajustar o IGP-M empregado nos reajustes
anuais subseqüentes. É definido com base em três componentes: (a) ganhos previstos de produtividade
proveniente de aumento de escala; (b) avaliações por parte de consumidores (verificadas pela ANEEL); e (c)
custos de mão-de-obra. Por conseguinte, quando da conclusão de cada reajuste tarifário, a aplicação do fator
X faz com que as distribuidoras compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais.
Ademais, as concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a Revisão Tarifária Extraordinária,
caso a caso, de maneira a assegurar o equilíbrio financeiro de seus contratos de concessão e a compensação
por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos.
Abaixo segue o detalhe da alocação dos referidos custos, segundo disposição média do setor, em uma conta
de luz, que chega ao consumidor final, no valor de R$100,00. Destaca-se que a distribuidora é o Agente
arrecadador de todo o sistema.
Fonte: Abradee
Encargos Tarifários
Reserva Global de Reversão - RGR
As companhias distribuidoras de energia elétrica são indenizadas por certos ativos utilizados em razão das
concessões na hipótese de a concessão ser revogada ou deixar de ser renovada. Por meio da Lei n° 5.655, de
20 de maio de 1971, o Congresso Nacional criou a Reserva Global de Reversão - RGR (“Fundo RGR”), um
fundo de reserva destinado a prover recursos especificamente para esta indenização. Em fevereiro de 1999, a
ANEEL revisou a cobrança da quota da RGR, que atualmente exige que companhias de eletricidade do setor
público façam recolhimentos mensais ao Fundo RGR a uma taxa anual equivalente a 2,5% do ativo
imobilizado líquido em operação no exercício, respeitado o limite máximo equivalente a 3% da receita
operacional total deste exercício. Nos últimos anos, o Fundo RGR tem sido usado principalmente para
financiar projetos de geração e distribuição. A Lei nº 10.438/02 previu a expiração do Fundo RGR em 2010,
o que resultará em diminuição da tarifa para os consumidores.
117
Fundo de Uso de Bem Público
O Governo Federal também impôs um encargo aos Produtores Independentes de Energia – PIE que se
utilizam de recursos hídricos (com exceção das PCHs), o chamado Fundo de Uso de Bem Público, muito
similar à RGR, calculado anualmente pela ANEEL com base no uso do bem público por cada Produtor
Independente de Energia e pago mensalmente. Os Produtores Independentes de Energia estão obrigados a
fazer contribuição ao Fundo de Uso de Bem Público, a partir de uma data estipulada até o final do prazo da
concessão. A Eletrobrás recebeu os pagamentos deste fundo até 31 de dezembro de 2002, a partir de quando
os pagamentos passaram a ser feitos para o MME. Todos os pagamentos subseqüentes foram efetuados
diretamente ao Governo Federal.
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC
A Conta Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC, em vigor desde 1993, arrecada recursos junto às
concessionárias de energia elétrica do sistema interligado para cobrir os custos de aquisição de óleo diesel
em usinas térmicas dos sistemas isolados.
Os recursos da CCC são administrados pela Eletrobrás. O papel da ANEEL é o de fixar os valores das cotas
anuais da CCC que são recolhidos nas contas de luz pelas distribuidoras de energia elétrica. As contribuições
anuais são calculadas com base em estimativas do custo de combustível necessário às usinas térmicas para o
ano subseqüente.
O CCC incide, ainda, sobre as parcelas de energia consumida ou comercializada com o consumidor final por
produtor independente que opere na modalidade integrada no sistema em que estiver conectado, bem como
nos sistemas isolados.
Em fevereiro de 1998, o Governo Federal estabeleceu a eliminação gradual da CCC. Os subsídios da CCC
estão sendo progressivamente eliminados no prazo de três anos com início em 2003 para usinas termelétricas
construídas antes de fevereiro de 1998 e, atualmente, pertencentes ao SIN. As usinas termelétricas
construídas após essa data não terão direito a subsídios da CCC. Em abril de 2002, o Governo Federal
estabeleceu que os subsídios da CCC continuariam a ser pagos às usinas térmicas localizadas em sistemas
isolados durante um período de 20 anos com o fim de promover a geração de energia elétrica nessas regiões.
Mecanismo de Realocação de Energia - MRE
A proteção contra riscos hidrológicos para usinas hidrelétricas despachadas de forma centralizada é
proporcionada pelo MRE, que procura mitigar os riscos inerentes à geração de energia hidráulica,
determinando que geradoras hidrelétricas compartilhem os riscos hidrológicos do SIN. De acordo com as
normas brasileiras, a receita proveniente da venda de energia elétrica pelas geradoras não depende da energia
efetivamente gerada e sim da energia assegurada de cada usina, cuja quantidade é fixa e determinada pelo
Poder Concedente, constando do respectivo contrato de concessão. As diferenças entre a energia gerada e a
energia assegurada são então cobertas pelo MRE, cujo principal propósito é mitigar os riscos hidrológicos a
que estão sujeitas as geradoras hidroelétricas, assegurando que todas as usinas participantes do SIN recebam
pelo seu nível de energia assegurada, independentemente da quantidade de energia elétrica efetivamente
gerada. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo o excedente daqueles que geraram
quantidades superiores às suas energias asseguradas àqueles que geraram quantidades de energia
insuficientes para atender à energia assegurada. A geração efetiva é determinada pelo ONS, tendo em vista a
demanda de energia e as condições hidrológicas. A quantidade de energia efetivamente gerada pelas usinas,
seja ela superior ou inferior à energia assegurada, tem o seu preço fixado por uma tarifa chamada “Tarifa de
Energia de Otimização” – TEO, que cobre somente os custos de operação e manutenção da usina. Esta
despesa ou receita adicional será contabilizada mensalmente para cada geradora.
118
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE
Em abril de 2002, o Governo Federal criou a Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, objetivando
promover: (i) a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólicas, PCHs, biomassa, gás natural
e carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelo SIN; e (ii) a universalização do serviço de energia
elétrica. A CDE terá a duração de 25 (vinte e cinco) anos e seus recursos serão movimentados pela
Eletrobrás.
Os recursos da CDE são provenientes dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bens públicos, das
multas aplicadas pela ANEEL a concessionários, permissionários e autorizados e dos encargos pagos por
todos os agentes que comercializem energia com consumidores finais.
Os recursos da CDE poderão ser utilizados, ainda, para subvenção econômica, com a finalidade de contribuir
para a modicidade tarifária de fornecimento de energia aos consumidores da subclasse residencial baixa
renda quando os recursos provenientes do adicional de dividendos devidos à União pela Eletrobrás,
associado às receitas adicionais auferidas pelas concessionárias geradoras de serviço público com a
comercialização de energia elétrica nos leilões públicos não forem suficientes. São considerados
consumidores de baixa renda aqueles atendidos por circuito monofásico, com consumo mensal situado entre
80 e 220 kWh/mês e que comprove sua inscrição no cadastro único do Governo Federal ou sua condição de
beneficiário do programa Bolsa Família do Governo Federal até 27 de fevereiro de 2006.
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE
A ANEEL também cobra uma taxa de fiscalização dos agentes e concessionárias que prestam serviços de
energia elétrica. Essa taxa é denominada Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica, ou TFSEE. A
TFSEE foi criada de acordo com a Lei Federal nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e regulamentada pelo
Decreto n° 2.410/1997, e é equivalente a 0,5% do benefício econômico anual realizado pelo agente ou
concessionária. A determinação do “benefício econômico” tem como base a capacidade instalada de
concessionárias de geração e transmissão autorizadas ou a faturamentos anuais das concessionárias de
distribuição.
Pesquisa e Desenvolvimento
De acordo com a Lei nº 9.991, de 24 de setembro de 2000, as concessionárias e companhias autorizadas a
participar das atividades de distribuição, geração e transmissão de energia são obrigadas a investir
anualmente ao menos 0,75% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor de
energia elétrica, com exceção das companhias que geram energia por meio de fontes eólica, biomassa e
PCHs, sendo que, nos termos da mencionada lei, esse percentual era de 0,5% no período entre a entrada em
vigor da lei e 31 de dezembro de 2005.
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH
Os Estados, o Distrito Federal e os Municípios, bem como os órgãos da administração direta da União,
recebem uma compensação financeira das geradoras pelo aproveitamento de recursos hídricos para fins de
geração de energia elétrica. Os valores da CFURH se baseiam na energia elétrica produzida e são pagos para
os Estados e os Municípios nos quais a planta ou o reservatório se localiza. Ressalte-se que esse encargo não
é aplicável às PCH’s, em virtude da isenção estabelecida na Lei do Setor Elétrico.
Encargo de Capacidade Emergencial – ECE
O ECE foi criado nos termos da Lei nº 10.438/02 e incidiu até dezembro de 2005 proporcionalmente ao
montante de consumo individual final dos consumidores atendidos pelo sistema interligado, sendo
classificado como encargo tarifário específico. A ANEEL determinava como base a ser rateada o custo
referente à contratação de capacidade de geração ou potência previsto pela CBEE para determinado ano.
119
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
e encargos pelo uso e acesso a tais sistemas. As tarifas são a TUSD (tarifa cobrada pelo uso da rede de
distribuição exclusiva de cada distribuidora) e a TUST (a tarifa cobrada pelo uso da Rede Básica e demais
instalações de transmissão). Além disso, as distribuidoras do sistema interligado Sul/Sudeste pagam
encargos pelo transporte da energia de Itaipu e algumas distribuidoras que acessam o sistema de transmissão
de uso compartilhado pagam encargos de conexão. Segue abaixo maior detalhamento desses custos e
receitas.
TUSD. A TUSD é paga por geradoras e Consumidores Livres pelo uso do sistema de distribuição da
concessionária na qual estejam conectados e é reajustada anualmente, levando-se em conta principalmente
dois fatores: a inflação verificada no ano e os investimentos em expansão, manutenção e operação da rede
verificadas no ano anterior. O encargo mensal a ser pago pelo respectivo agente conectado ao sistema de
distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela multiplicação do montante de uso, em KW, pela tarifa
estabelecida pela ANEEL, em R$/kW. A Companhia recebe a TUSD dos Consumidores Livres dentro de sua
área de concessão e de algumas distribuidoras conectadas aos seus sistemas de distribuição.
TUST. A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e Consumidores Livres pela utilização da Rede Básica e
é reajustada anualmente de acordo com a inflação e com as receitas anuais permitidas para as 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 da
transmissão. Os usuários de rede assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o direito de utilizar a
rede de transmissão em troca do pagamento de tarifas publicadas pela ANEEL. Outras partes da rede detidas
por empresas de transmissão, mas que não são consideradas parte integrante da Rede Básica, são
disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxa específica.
Encargo de Conexão. Algumas empresas distribuidoras, especialmente no Estado de São Paulo, não acessam
diretamente a Rede Básica, mas utilizam-se de um sistema de transmissão intermediário entre suas linhas de
distribuição e a Rede Básica. Esse sistema intermediário é chamado Sistema de Conexão. Para se conectar a
essas instalações de conexão, os acessantes deverão assinar Contratos de Conexão ao Sistema de
Transmissão – CCTs, com as concessionárias de transmissão que detêm essas instalações. A remuneração
das transmissoras é definida em função dos ativos disponibilizados, sejam estes de propriedade exclusiva ou
de uso compartilhado entre os agentes. Essa remuneração também é definida e regulada pela ANEEL e
reajustada anualmente de acordo com os índices de inflação e com o custo dos ativos disponibilizados.
Encargo de Transporte de Itaipu. A usina de Itaipu utiliza-se de rede exclusiva de transmissão em corrente
alternada e em corrente contínua. Esse sistema não é considerado parte da Rede Básica e tampouco da Rede
de Conexão e sua utilização é remunerada através de encargo específico denominado Transporte de Itaipu,
pago pelas empresas que detêm quota-parte de Itaipu, rateado entre essas empresas na proporção de suas
quotas-partes.
Transmissão de Energia Elétrica no Brasil
O serviço de transporte de grandes quantidades de energia elétrica por longas distâncias é feito utilizando-se
de uma rede de linhas de transmissão e subestações em tensão igual ou superior a 230kV, que se denomina
Rede Básica.
As linhas de transmissão no Brasil normalmente são extensas, uma vez que as grandes usinas hidrelétricas
estão geralmente situadas a distâncias consideráveis dos centros consumidores de energia. Hoje, o País está
quase totalmente interligado. Apenas o Amazonas, Roraima, Acre, Amapá, Rondônia e parte do Pará ainda
não fazem parte do sistema integrado de eletrificação. Nestes Estados, o abastecimento é feito por pequenas
usinas termelétricas ou por usinas hidrelétricas situadas próximas às suas capitais.
120
O sistema interligado de eletrificação permite que as diferentes regiões permutem energia entre si, quando
uma delas apresenta queda no nível dos reservatórios. Como o regime de chuvas é diferente nas regiões Sul,
Sudeste, Norte e Nordeste, as linhas de transmissão de mais alta tensão (500kV ou 750kV) possibilitam que
os pontos com produção insuficiente de energia sejam abastecidos por centros de geração em situação
favorável.
Qualquer agente do setor elétrico que produza ou consuma energia elétrica tem direito à utilização desta
Rede Básica. Também o Consumidor Livre tem este direito, uma vez atendidas certas exigências técnicas e
legais. Este é o chamado livre acesso, que é assegurado em lei e garantido pela ANEEL.
A operação e administração da Rede Básica é atribuição do ONS, que tem a responsabilidade de gerenciar o
despacho de energia elétrica das usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso dos reservatórios das
hidrelétricas e o combustível das termelétricas do SIN.
No entanto, o ambiente de transição (2002-2005), durante o período de redução gradual das quantias de
energia contratadas sob os Contratos Iniciais, as geradoras passaram a pagar pelo uso do sistema de
transmissão, enquanto as distribuidoras ficaram sujeitas ao pagamento de dois tipos de tarifas de
transmissão: (i) as tarifas nodais, associadas a cada ponto de conexão de onde essas distribuidoras
demandem potência; e (ii) a tarifa de transmissão associada aos Contratos Iniciais, a ser aplicada à parcela de
demanda contratada naquele ambiente. Uma vez que os montantes vinculados aos Contratos Iniciais fossem
reduzidos a zero, as geradoras, distribuidoras, comercializadoras de energia e os Consumidores Livres
passariam a ter contratos livres de uso da transmissão iguais aos contratos dos agentes que surgiram depois
que o livre acesso foi regulado. Nesse ambiente livre, a tarifa nodal de transmissão é calculada com base no
uso efetivo que cada acessante faz da Rede Básica.
Capacidade de Transmissão
Em 2004, a Rede Básica contemplava aproximadamente 80.022 km de linhas de transmissão e 321
subestações. Os recursos empregados na expansão do sistema de transmissão são resultantes de parcerias
estabelecidas entre os setores público e privado desde 1999, quando a ANEEL realizou as primeiras
licitações para construção de 765 km de extensão de três novas linhas de transmissão e dezenas de
subestações. Os empreendedores pioneiros que venceram a disputa aplicaram cerca de R$440 milhões nesses
empreendimentos.
Desde então, foram outorgadas concessões para 13,7 mil km de novas linhas. Esses empreendimentos
melhorarão significativamente a capacidade de transmissão de energia, pois acrescentarão mais de 20% na
extensão das linhas, em relação aos 61,5 mil km existentes em 1995. Em 2004, foi licitado e autorizado um
total de 4.128,7 km de linhas de transmissão, sendo 3.869 km licitados e 259,7 km autorizados.
Comercialização de Energia Elétrica no Brasil
A atividade de comercialização de energia elétrica compreende a compra e venda de energia elétrica no
mercado de livre negociação. Dentre as formas de comercialização, destaca-se a importação de energia
elétrica, como forma alternativa para ampliar a oferta de energia no sistema elétrico brasileiro. A
comercialização de energia como atividade autônoma está sujeita a um regime competitivo, do qual diversos
agentes podem participar, entre os quais as geradoras, atuando no regime de serviço público ou no de
produção independente, e os agentes comercializadores e/ou importadoras de energia. Diferentemente da
prestação dos serviços de distribuição e transmissão, cujos preços são regulados, na comercialização de
energia elétrica os preços são fixados livremente, balizados pelas condições de mercado.
A ANEEL autorizou, até o presente momento, a importação de 2.570MW de potência e respectiva energia
associada, dos países vizinhos.
121
Consumidor Livre
De acordo com o Novo Modelo, o Consumidor Livre continua sendo aquele com demanda igual ou superior
a 3MW, atendido em tensão igual ou superior a 69Kv ou em qualquer tensão, desde que o suprimento tenha
se iniciado após 7 de julho de 1995, podendo optar entre: (i) continuar sendo atendido pelo distribuidor local;
(ii) comprar energia elétrica diretamente de um produtor independente ou de autoprodutores com excedentes;
ou (iii) comprar energia elétrica por meio de um comercializador.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico deixa claro que as concessionárias distribuidoras não podem
vender energia elétrica a um Consumidor Livre diretamente.
A lei estabelece, ainda, que a opção de o Consumidor Livre voltar a ser cativo deverá ser feita com
antecedência mínima de 5 anos. Esse prazo foi estipulado levando-se em consideração a determinação de
que as distribuidoras devem contratar o montante de energia elétrica de acordo com as suas próprias
previsões, feitas com 5 anos de antecedência. O Novo Modelo permite, mas não obriga, ao distribuidor
flexibilizar estes prazos.
A legislação, a princípio, estabeleceu algumas condições e limites mínimos de consumo e tensão para definir
quais os consumidores que poderiam fazer a opção para a categoria de Consumidor Livre. Estes limites
seriam reduzidos ao longo dos anos, de forma a permitir que, cada vez mais, um número maior de
consumidores pudessem fazer a opção desse direito, até chegar o momento em que todos os consumidores,
de todas as classes, pudessem escolher quem será seu fornecedor de energia elétrica. Atualmente, a demanda
necessária para que os consumidores façam essa opção é de 3MW.
A lei assegurou aos fornecedores e respectivos Consumidores Livres, acesso aos sistemas de distribuição e
transmissão de concessionária e permissionária de serviço público, mediante ressarcimento dos encargos de
uso da rede elétrica e dos custos de conexão.
Com estas medidas, busca-se proteger tanto o cliente cativo como a distribuidora, evitando que a saída do
Consumidor Livre possa onerar a tarifa dos consumidores cativos, ao se valer da “envoltória dos mínimos”,
ou seja, do comportamento oportunista que consiste em aproveitar-se da conjuntura de sobras para deixar o
mercado regulado para comprar energia a preços baixos e retornar ao mercado regulado tão logo uma
conjuntura de escassez eleve o preço da energia no mercado.
122
ATIVIDADES
Visão Geral
A Companhia é uma concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica e 99% de sua
receita é gerada pela prestação de serviços de distribuição de energia elétrica. Para informações adicionais
sobre outros serviços prestados pela Companhia, ver “Serviços Relacionados à Energia Elétrica” nesta seção
do Prospecto.
A área de concessão da Companhia engloba 32.188km2, o que corresponde a aproximadamente 73% do
território do Estado do Rio de Janeiro, com uma população de cerca de 6,0 milhões de pessoas. A
Companhia também atende a Bocaina de Minas, uma pequena região do Estado de Minas Gerais. Em 30
junho de 2006, o número de clientes da Companhia totalizou aproximadamente 2,3 milhões, distribuídos por
66 municípios, que demandaram 3.760GWh de energia faturada.
A tabela a seguir apresenta certas informações financeiras e operacionais da Companhia nos períodos indicados:
Receita líquida total (em milhões de R$)
Energia elétrica distribuída (em GWh)
Receita por empregado (em milhões de R$)
Clientes por empregado (em milhares)
Energia faturada por empregado (em MWh)
Exercícios findos
em 31 de dezembro de
2003
2004
2005
1.538,3
1.760,6
2.146,4
7.101
7.292
7.128
1,0
1,3
1,6
1,3
1,5
1,6
4.681,3
5.179,1
5.375,2
Período de seis meses findo
em 30 de junho de
2005
2006
1.086,6
1.118,1
3.649
3.760
0,7
0,8
1,5
1,6
2.506,5
2.716,9
No ano de 2004, a Companhia colocou em prática um plano de transformação que dividiu a empresa em
cinco eixos interligados:
• recuperação de clientes, com priorização na redução de perdas com energia e na melhora da cobrabilidade;
• otimização operativa, destacando o aumento na agilidade do atendimento de emergência e otimização dos
processos de corte e religação;
• plano regulatório, visando a otimização dos resultados regulatórios da Companhia;
• gestão de pessoas, com o objetivo de melhorar o clima laboral e desenvolver os profissionais para uma
ação mais eficiente; e
• melhora na imagem corporativa.
Como parte do plano de transformação da Companhia, foi adotada uma nova marca para definir a
Companhia dentro do seu processo de melhoria de índices de qualidade, mudança de postura e conceitos. A
adoção da marca Ampla foi resultado de uma série de pesquisas com empregados para conhecer e entender o
público interno e externo da Companhia e para a escolha da nova marca da Companhia.
O ano de 2005 foi marcado pela consolidação do plano de transformação, que obteve resultados positivos,
internos e externos. Para maiores informações ver item “Estratégia” nesta seção do Prospecto.
Visando atender ao disposto na Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, isto é, separar as atividades de
geração e transmissão, em 19 de setembro de 2005, a Companhia constituiu uma nova sociedade denominada
Ampla Geração, transferindo posteriormente para esta seus ativos de geração, mediante aumento de capital
aprovado na Reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em 04 de novembro de 2005,
com o intuito de alienar as ações dessa sociedade para um terceiro sem vínculo societário com o Grupo
Endesa. Em 26 de dezembro de 2005, a Companhia celebrou o contrato de compra e venda das ações de
emissão da Ampla Geração com terceiro. A transferência das ações de emissão da Ampla Geração e o
pagamento do preço de compra estavam sujeitos, no entanto, à aprovação do novo controlador da Ampla
Geração pela ANEEL, nos termos da Lei de Concessões. Referida aprovação foi dada em 16 de maio de
2006, por meio da Resolução Autorizativa ANEEL nº. 566, e a primeira parcela do preço de compra no valor
de R$87,5 milhões foi paga em 07 de julho de 2006, sendo que um montante de R$2,5 milhões havia sido
depositado, em 05 de dezembro de 2005, como parte do pagamento da primeira parcela. O valor total do
negócio é de aproximadamente R$105,0 milhões, sendo que os ativos de geração estavam contabilizados por
aproximadamente R$43,0 milhões. O resultado de 2006 será afetado positivamente pela alienação da Ampla
Geração, o que não se repetirá nos exercícios seguintes por se tratar de um evento não recorrente.
123
Pontos Fortes
A Companhia acredita que seus principais pontos fortes e vantagens competitivas, sobre os quais pretende
basear seus objetivos estratégicos são os seguintes:
Programa inovador para redução de perdas de energia. A Companhia projetou, desenvolveu e implementou
um programa de redução de perdas de energia, conhecido como “Rede Ampla”. Esse programa, que consiste
na instalação de linhas de transmissão e medidores fora do alcance de clientes e terceiros, resultou em uma
redução das perdas comerciais totais na Companhia de 13,3% em dezembro de 2004 para 12,4% em
dezembro de 2005 e para 11,3% em junho de 2006. A Companhia pretende estender esse programa a outras
regiões dentro das áreas de atendimento da Companhia e acredita que uma redução efetiva das perdas de
energia gera um efeito positivo sobre suas receitas e fluxos de caixa.
Até o final de 2005, o programa Rede Ampla já havia alcançado 250 mil clientes, o que fez com que o índice
médio de perdas nas regiões com maior incidência de furto de energia que passaram a ser servidas pela Rede
Ampla caísse de aproximadamente 50% para cerca de 2%. Os investimentos na nova rede e no combate
operacional ao furto de energia foram de aproximadamente R$183,0 milhões em 2005.
A Companhia foi a primeira distribuidora de energia elétrica do Brasil a utilizar a tecnologia de medição
eletrônica para clientes residenciais, a qual foi previamente aprovada pela ANEEL. Esta tecnologia, além de
permitir de forma remota as ações de leitura, corte e religação, quando associada à Rede Ampla, proporciona
a substancial redução das perdas comerciais e se mostra uma ferramenta eficaz no combate ao furto de
energia. Além da Rede Ampla, outro projeto de tecnologia inovadora foi a implantação de equipamentos
antifurto instalados em clientes supridos em média tensão pela Companhia. O projeto, iniciado em 2005, já
contava com 599 equipamentos instalados no final do ano de 2005, compreendendo 10% do total de clientes
de média tensão da Companhia. A recuperação de energia proporcionada por esses equipamentos atingiu a
expressiva soma de 9,5 GWh em 2005 e a expectativa é chegar a 3.000 clientes medidos por esses
equipamentos até o final de 2006.
Forte base de distribuição e baixo custo operacional. A Companhia opera em áreas que possuem considerável
potencial de crescimento. A Companhia tinha aproximadamente 2,3 milhões de clientes em 30 de junho de
2006, dos quais 90% são clientes residenciais. Segundo o Plano Decenal de Expansão do Setor de Energia
Elétrica, criado pelo MME, um aumento anual de 5% na demanda por energia elétrica é previsto entre 2005 e
2010 nas regiões Sudeste, na qual a Companhia opera, e Centro-Oeste do Brasil, em razão do crescimento do
setor de exploração de óleo e gás, que causou um aumento na atividade econômica e gerou o crescimento da
população do Estado do Rio de Janeiro. Esse aumento, entre 2000 e 2005 foi de 1,5%. A Companhia espera
se beneficiar do aumento da demanda por energia elétrica na região Sudeste. Além disso, a eficiência
operacional da Companhia aumentou nos últimos anos, inclusive seus níveis de produtividade (aferida pelo
número de clientes por empregado) e custo operacional por cliente. O custo operacional por cliente registrou
em 2005 a relação de R$144,0 por cliente e, no ano de 2006, até 30 de junho, alcançou a relação de R$75,0
por cliente (para informações adicionais, ver seção “Atividades – Estratégia – Otimização Operativa – Níveis
de Eficiência”). O índice de produtividade da Companhia atingiu 1.599 clientes por empregado em 2005,
sendo que a média do setor foi de 856 clientes por empregado no Brasil, segundo mostra a ABRADEE, para
o ano de 2004 (últimos dados disponíveis). O índice de produtividade é calculado pela Companhia por meio
da divisão do número de clientes pelo número de empregados que a mesma possui, desconsiderando os
eventuais terceirizados. Em 30 de junho de 2006, esse índice alcançou a relação de 1.638 clientes por
empregado.
Acionista controlador comprometido e experiente. A Companhia é controlada pelo Grupo Endesa, um grupo
prestador de serviços públicos na Espanha, com ampla experiência nas áreas de distribuição, geração,
transmissão e comercialização de energia na América Latina e Europa. Além de ser um dos maiores grupos
europeus no setor elétrico, o Grupo Endesa possui longo histórico de administração, melhoria e construção de
ativos de distribuição no Brasil, onde está presente há quase nove anos, e em outros países da América
Latina, incluindo Chile, Peru, Argentina e Colômbia.
124
Histórico
A Companhia, sob a denominação de Guinle & Cia, foi constituída em 1909, tornou-se companhia aberta em
1969 e foi controlada pelo Estado do Rio de Janeiro entre 29 de dezembro de 1978 e 21 de novembro de
1996 (sendo que teve sua denominação alterada para CERJ – Companhia de Eletricidade do Estado do Rio de
Janeiro em 1980), quando foi privatizada e passou a ser controlada pelo Grupo Endesa, juntamente com a
EDP e a Sociedad Panamenã de Electricidad S.A. Em 27 de abril de 2005, a Companhia passou a ter sua
atual denominação, Ampla Energia e Serviços S.A.
Em 9 de dezembro de 1996, foi assinado junto ao Poder Concedente o Contrato de Concessão, com prazo de
30 anos, o qual expirará em dezembro de 2026. Para maiores informações sobre o Contrato de Concessão
ver o item “Contratos Relevantes Operacionais” desta seção do Prospecto.
Com a entrada em vigor da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, proibiu-se que distribuidoras de energia
elétrica desenvolvessem atividades de geração e transmissão, bem como que participassem da estrutura
societária de outras sociedades. Por esta razão, a Companhia implementou, durante o exercício de 2005, um
projeto visando a desverticalização de suas atividades, o qual foi homologado pela ANEEL em setembro de
2005 e que consiste na segregação das atividades de geração e distribuição de energia elétrica da
Companhia, bem como na transferência de sua participação na Investluz.
Para atender a este fim, os ativos de geração da Companhia foram aportados na Ampla Geração, e a
Companhia foi cindida parcialmente para a criação da Ampla Investimentos, com a finalidade de transferir a
totalidade de sua participação societária na Investluz, bem como os ativos e passivos não relacionados à
atividade de distribuição de energia elétrica. Para maiores informações sobre tais operações, ver
“Reorganização Societária” nessa seção do Prospecto.
Na data deste Prospecto não havia contratos relevantes celebrados pela Companhia não diretamente
relacionados com suas atividades operacionais.
Estrutura Societária
Em 30 de junho de 2006, a Companhia possuía a seguinte estrutura societária:
ENDESA
BRASIL
46,9%
CHILECTRA
INVERSUD
21,0%
ENERSIS
INTERNACIONAL
CHILECTRA AG.
ILHAS CAYMAN
13,7%
10,3%
EDP
OUTROS
7,7%
0,3%
AMPLA
O controle da Companhia é exercido pela Endesa Brasil e outras empresas do Grupo Endesa e pela EDP. A
Endesa Brasil, por sua vez, é controlada, direta e indiretamente, pela Endesa S.A., uma companhia
espanhola. Neste Prospecto, referências à Endesa S.A. e suas afiliadas, incluindo a Companhia e as
subsidiárias desta, são feitas como Grupo Endesa. O Grupo Endesa começou a investir em distribuição de
energia elétrica no Brasil com a aquisição, em 1996, de uma participação na Companhia e em 1998 através
de participação na COELCE. O Grupo Endesa também investe em geração de energia elétrica por meio da
Endesa Cachoeira, da Endesa Fortaleza e da Endesa CIEN.
125
Desde junho de 2005, o Grupo Endesa vem implementando uma reorganização societária destinada, entre
outros objetivos, a:
•
simplificar a estrutura societária dos investimentos do Grupo Endesa no Brasil, mediante a
transferência para a Endesa Brasil, da titularidade direta da maior parte de suas participações em
distribuidoras, geradoras e comercializadoras brasileiras de energia elétrica;
•
reestruturar suas operações em observância ao disposto na Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico;
•
usufruir e maximizar potenciais sinergias operacionais; e
•
aumentar sua capacidade de captação de recursos financeiros para aproveitamento de novas
oportunidades de negócios.
Ainda no contexto da reorganização societária iniciada em 2005, em 02 de fevereiro de 2006, a Endesa
Brasil emitiu três bônus de subscrição, sendo um dos bônus subscrito pela Chilectra Agência, um pela
Enersis Internacional e um pela Inversud, as quais, em conjunto, detêm aproximadamente 45% do capital
social da Companhia. Em caso de exercício dos bônus de subscrição, o qual poderá ocorrer a partir de 06 de
outubro de 2008, pelo prazo de 4 (quatro) anos contados de tal data, a Chilectra Agência, a Enersis
Internacional e a Inversud deverão transferir à Endesa Brasil as ações de emissão da Companhia das quais
são detentoras, em contraprestação à subscrição das ações de emissão da Endesa Brasil nos termos dos
referidos bônus. Como resultado de tais transferências, caso ocorra tal exercício, o percentual de
participação detido pela Chilectra Agência, Enersis Internacional e Inversud no capital da Companhia será
transferido para a Endesa Brasil.
Em 05 de setembro de 2005, a Gas Natural, companhia espanhola do setor de energia elétrica, lançou oferta
pública hostil para aquisição de 100% das ações da Endesa e, em 21 de fevereiro de 2006, a E.ON,
companhia alemã do mesmo setor, lançou uma oferta hostil concorrente à oferta da Gas Natural. A Endesa
está contestando ambas as ofertas públicas nos âmbitos administrativo e judicial, sendo que, no presente
momento, a oferta pública da Gas Natural está suspensa cautelarmente e a oferta pública da E.ON está
condicionada ao cumprimento de certas condições estabelecidas pela Comissión Nacional de la Energía.
Reorganização Societária
Visando atender ao disposto na Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, isto é, separar as atividades de
geração e transmissão, em 19 de setembro de 2005, a Companhia constituiu uma nova sociedade
denominada Ampla Geração, transferindo posteriormente para esta seus ativos de geração, mediante
aumento de capital aprovado na Reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em 04 de
novembro de 2005, com o intuito de alienar as ações dessa sociedade para um terceiro sem vínculo
societário com o Grupo Endesa. Em 26 de dezembro de 2005, a Companhia celebrou o contrato de compra e
venda das ações de emissão da Ampla Geração com terceiro. Em 05 de dezembro de 2005, o comprador fez
um adiantamento de parte da primeira parcela do preço de compra no montante de R$2,5 milhões. A
transferência das ações de emissão da Ampla Geração e o pagamento do preço de compra estavam sujeitos,
no entanto, à aprovação do novo controlador da Ampla Geração pela ANEEL, nos termos da Lei de
Concessões. Referida aprovação foi dada em 16 de maio de 2006, por meio da Resolução Autorizativa
ANEEL nº. 566, e o restante da primeira parcela do preço de compra no valor de R$87,5 milhões foi paga
em 07 de julho de 2006. O valor total do negócio é de aproximadamente R$105,0 milhões, sendo que os
ativos de geração estavam contabilizados por aproximadamente R$43,0 milhões.
Cisão Parcial
Na Assembléia Geral Extraordinária da Companhia, realizada em 29 de dezembro de 2005, foi aprovada a
cisão parcial da Companhia e a conseqüente versão de parte de seu patrimônio em uma nova sociedade, a
Ampla Investimentos, a qual foi constituída na mesma data.
126
Os seguintes ativos e passivos, com valores expressos na base de 30 de setembro de 2005, foram
transferidos para a Ampla Investimentos:
Ativos:
•
totalidade da participação de 36,4% na Investluz, controladora da COELCE, no valor de R$359,2
milhões; e
•
70% do empréstimo ativo com a Enersis Internacional, no valor de R$318,8 milhões, sendo R$34,3
milhões referentes a juros vencidos e R$284,5 milhões referentes ao principal.
Passivos:
•
totalidade do empréstimo com Endesa Internacional, no valor de R$7,7 milhões;
•
totalidade do empréstimo com Luz de Rio no valor de R$27,3 milhões; e
•
saldo devedor das Fixed Rate Notes, no valor de R$522,9 milhões.
Para maiores informações sobre os ativos e passivos vertidos para a Ampla Investimentos, vide seção
“Operações Com Partes Relacionadas”.
Objeto Social
O objeto social da Companhia, definido no artigo 2o do Estatuto Social, consiste em:
• estudar, planejar, projetar, construir e explorar os sistemas de produção, transmissão, transformação,
distribuição e comércio de energia elétrica, bem como serviços correlatos que lhe tenham sido ou venham a
ser concedidos, por qualquer título de direito, podendo administrar e/ou incorporar outros sistemas de
energia, prestar serviços técnicos de sua especialidade, organizar subsidiária, ou incorporar outras empresas
e praticar os demais atos necessários à consecução de seus objetivos;
• participar de pesquisas vinculadas ao setor energético, notadamente às áreas de geração, transmissão e
formação de pessoal técnico e à preparação de operários qualificados, através de programas de treinamento e
cursos especializados;
• participar de organizações regionais, nacionais e internacionais, voltadas ao planejamento, operação,
intercâmbio técnico e desenvolvimento empresarial, relacionadas com a área de energia elétrica;
A Companhia pode, ainda, participar de outras empresas do setor elétrico como sócia ou acionista, inclusive
no âmbito de programas de privatização, no Brasil e no exterior.
Estratégia
No início de 2004, a Companhia implementou um plano estratégico, chamado “Plano de Transformação”,
visando ser uma das melhores empresas distribuidoras de energia elétrica do País. Com a integração de cinco
áreas prioritárias de atuação da Companhia, que internamente são chamadas de eixos, o Plano visa melhorar
a sua operação no curto prazo. Para maiores informações, ver seção “Atividades – Imagem Corporativa”.
Os eixos escolhidos foram:
• recuperação de clientes;
• otimização operativa;
• imagem corporativa;
• gestão de pessoas; e
• plano regulatório.
127
Para apoiar o Plano de Transformação e a mudança cultural da Companhia, foram disseminados os seguintes
valores, que os colaboradores da Companhia deveriam compreender, compartilhar e respeitar:
•
•
•
•
•
•
foco no cliente;
espírito de equipe;
orientação ao negócio;
conduta ética;
foco em pessoas; e
criatividade e inovação.
A seguir são feitos breves comentários sobre o avanço de cada um dos eixos desde a sua implementação.
Recuperação de Clientes
O objetivo desse eixo é reduzir as perdas de energia, e melhorar a cobrabilidade e a eficiência das operações
comerciais.
Perdas. A Companhia busca aumentar seu faturamento e o valor por ela efetivamente recebido de seus
clientes, mediante a diminuição do nível de perda de energia elétrica por ela distribuída e da redução da
inadimplência de seus clientes.
A perda (comercial e técnica) da energia fornecida pela Companhia representou em 2003, 2004 e 2005
respectivamente 23,6%, 22,8% e 22,1% do faturamento da Companhia naqueles anos, superando a média
nacional que, segundo dados da ABRADEE foi de 16,8%, 13,2% e 10,9%, respectivamente, em tais
períodos.
Para combater as perdas de energia, principalmente perdas comerciais, que superam as técnicas, a
Companhia criou uma Diretoria de Perdas, com o objetivo primordial de entender suas causas e buscar
soluções para diminuí-las, dentre as quais:
• Rede Ampla. Uma importante conquista em 2004 foi o desenvolvimento e a implementação pela
Companhia, da Rede Ampla, que diminuiu consideravelmente os níveis de perdas em São Gonçalo, Itaboraí,
Magé e Duque de Caxias, cidades onde foi implantada. A Rede Ampla é um novo sistema de distribuição
que consiste na elevação da rede secundária (baixa tensão) até o nível da rede primária (média tensão),
dificultando as ligações clandestinas. Em 30 de junho de 2006, a Companhia já tinha instalado a Rede
Ampla para aproximadamente 329 mil clientes, o que consumiu R$276,0 milhões de investimentos desde
2004.
• Medição Eletrônica. O projeto de Medição Eletrônica, também chamado de Ampla Dia-a-Dia, oferece ao
cliente a possibilidade de acompanhar e gerir seu consumo de energia elétrica, antes da chegada da fatura no
final do mês. Este acompanhamento só é possível com a produção diária de informações por meio da leitura
digital dos dados, que são repassados ao cliente por meio de mensagens pelo celular, pelo site da Companhia
ou por aparelhos de telemensagens ou terminais de consulta coletiva instalados em bairros que detêm a
tecnologia. Este projeto permite, ainda, de forma remota, as ações de leitura, corte e religação. A
Companhia, em 30 de junho de 2006, possuía 1.524 clientes faturados por Medição Eletrônica.
• Inspeção e Normalização. Além do projeto da Rede Ampla, a Diretoria de Perdas inspecionou 10.851
grandes clientes, tendo normalizado 2.528 de 2004 a junho de 2006. Outras ações de grande impacto foram:
a normalização de aproximadamente 317 mil clientes comerciais e residenciais e a utilização de medidas
legais (inclusive criminais) no combate ao furto de energia.
• Lançamento de Máquinas Anti-furto. Outro projeto relevante foi o lançamento das máquinas anti-furto
para grandes clientes (supridos em média tensão). Em 30 de junho de 2006, já tinham sido instalados 1.633
aparelhos, o equivalente a aproximadamente 27% do total de clientes classificados como grupo A. A
recuperação de energia proporcionada por eles atingiu a expressiva soma de 9,5GWh em 2005 e a
expectativa é chegar a 2.629 unidades instaladas até o final de 2006.
128
O resultado de todos estes esforços foi a redução das perdas da Companhia, passando de 23,6% em
dezembro de 2003 para 22,1% em dezembro de 2005, uma redução de aproximadamente 6,4% no período.
Em 30 de junho de 2006, o índice de perdas foi de 21,1%.
Cobrabilidade. Em 2003, 2004 e 2005, valores correspondentes a, 2,6%, 2,0% e 0,9% do faturamento da
Companhia naqueles anos não foram por ela recebidos de seus clientes. No período de seis meses findo em
30 de junho de 2005 e 30 de junho de 2006, a inadimplência correspondeu respectivamente a 1,3% e 1,1%
do faturamento da Companhia.
Esforços estão sendo feitos para aumentar o percentual de cobrabilidade dos clientes da Companhia tais
como: o reforço na atividade de cortes e religações de energia elétrica, a segmentação do mercado
inadimplente em função do montante da dívida para adequação do tipo de medida a ser tomada pela
Companhia, a contratação de escritórios especializados em cobrança judicial, a inscrição de clientes
inadimplentes em cadastros como SERASA e no Serviço de Proteção ao Crédito (SPC) e a realização de
campanhas de marketing que premiam o bom cliente.
O resultado obtido com estes esforços foi o aumento do percentual de cobrabilidade, que correspondeu a
97,4% em 31 de dezembro de 2003, 98,0% em 31 de dezembro de 2004, 99,1% em 31 de dezembro de 2005
e 98,9% em 30 de junho de 2006, o que representou durante o período um aumento de aproximadamente
R$388,0 milhões no ingresso de caixa da Companhia. O percentual de cobrabilidade é calculado pela
Companhia com base na relação entre o montante efetivamente arrecadado nos 12 meses anteriores
(incluindo o mês para o qual está sendo calculado o índice) e o montante faturado no mesmo período. Um
percentual acima de 100% indica que dívidas antigas foram pagas no período considerado.
A melhora na imagem da Companhia, que inclui a percepção de uma melhor qualidade dos serviços
prestados e de uma empresa comprometida com o bem-estar de seus clientes, também inibiu o furto de
energia e facilitou a renegociação das dívidas dos consumidores da Companhia.
Otimização Operativa
Para ser reconhecida como empresa referência, a Companhia busca otimizar sua operação através da
melhoria contínua nos níveis de eficiência, da qualidade do serviço por ela prestado, da produtividade e do
relacionamento ético das empresas parceiras, gestão eficaz de suas contingências e otimização e equilíbrio
das condições de seu passivo.
Níveis de Eficiência. Os níveis de eficiência da Companhia são medidos principalmente com base em seu
custo operacional por cliente e no número de clientes por empregado. Em 2003, 2004, 2005 e nos primeiros
seis meses de 2006, o número de clientes por empregado da Companhia era de 1,3 milhões, 1,5 milhões, 1,6
milhões e 1,6 milhões, respectivamente. O gráfico abaixo mostra a evolução do custo por cliente nos
períodos nele indicados:
Custo Objetivo por Cliente
141
128
Dez/03
Dez/04
144
Dez/05
129
75
Jun/06
Visando reduzir seus custos operacionais, a Companhia iniciou a redefinição de grandes processos como o
de corte e religação e de atendimentos de emergência, realizou licitações internacionais para contratar novos
prestadores de serviços terceirizados e aumentou o controle sobre seus gastos e investimentos.
Qualidade de Serviço. Em relação à melhoria contínua da qualidade de serviço, medida pelo DEC e FEC, a
Companhia tem intensificado as inspeções em sua rede, além de realizar manutenções preventivas
constantes, visando evitar interrupções por deterioração da rede ou interrupções causadas pelo contato de sua
rede com árvores.
Em 2005, a Companhia obteve um índice histórico de 12,9 para o FEC. O gráfico abaixo mostra a evolução
de tais índices nos períodos nele indicados:
A melhora na qualidade do fornecimento de energia, verificada no gráfico acima, auxiliou a mudar a
percepção dos clientes da Companhia quanto ao serviço por ela prestado. Esta melhora foi medida em
diversas pesquisas de opinião realizadas pela Companhia.
Outro indicador que apresentou melhora significativa foi o tempo médio de religação, que caiu de 14h14min
em janeiro de 2005 para 5h16min em dezembro de 2005.
Produtividade e Ética dos Parceiros. Além dos 1.384 empregados, em 30 de junho de 2006, a Companhia
contava com a prestação de serviço de mais de 6.476 empregados de 31 empresas terceirizadas. Com o
objetivo de manter o alto nível de eficiência na operação realizada por parceiros, a Companhia implementou
um controle criterioso na seleção e na manutenção da contratação de tais empresas. Ela também treina e
oferece cursos de reciclagem técnica aos empregados de tais empresas.
A melhora operacional verificada através da redução do percentual de erros em corte e a campanha interna
de detecção de furto de energia por empregados e terceirizados tiveram impacto positivo no combate a
perdas de energia da Companhia. Adicionalmente, a redução dos erros em corte, além de reduzir o custo
objetivo da Companhia durante o ano, teve um efeito positivo sobre a imagem corporativa da Companhia
frente a seus clientes.
Gestão de Contingências. Em dezembro de 2003, a Companhia era parte em mais de 37 mil processos
judiciais, envolvendo valores estimados pela Companhia naquela data, superiores a R$670,0 milhões.
Em junho de 2004, foi criada a Diretoria Jurídica, quando foi adotada uma política pró-ativa na detecção das
causas que originavam novas demandas e na forma de saná-las. O trabalho envolveu a contratação de
escritório especializado para gerenciamento das pequenas causas, que representam aproximadamente 75%
do total de processos dos quais a Companhia é parte, formação de um comitê de origens, além de
apresentações junto ao Poder Judiciário sobre medidas preventivas para evitar novas demandas. Em
dezembro de 2005, a Companhia era parte de aproximadamente 23 mil processos judiciais, o que representa
uma redução no número de processos de aproximadamente 20% no período.
130
A redução no número de processos permitiu à Companhia reduzir também as suas provisões de
contingências para pequenas causas, passando de R$37,0 milhões em junho de 2004 para R$30,0 milhões
em junho de 2006, uma redução de aproximadamente 19%.
Otimização e Equilíbrio das Condições de seu Passivo. A partir de março de 2004, a Companhia vem
atuando mais fortemente no alongamento do perfil de sua dívida bancária e na diminuição do custo médio de
sua dívida. Ao final de 2005, o custo médio da dívida bancária da Companhia estava em 93% do CDI e 81%
da dívida total havia sido alongada por contratos de longo prazo. Esta 4ª Emissão é parte desse plano.
Imagem Corporativa
Em março de 2004, a Companhia iniciou a implementação de um plano de melhoria de sua imagem
corporativa. Este plano incluía ações para incrementar a qualidade percebida no atendimento comercial (em
agências, no call center e em campo), diminuir o número de solicitações de clientes fora de prazo, reduzir o
número de abandono no call center e conseqüentemente, melhorar o resultado da Companhia nas pesquisas
IASC e ABRADEE.
• Call center. Buscando melhorar a qualidade percebida no atendimento comercial e diminuir o número de
abandonos no call center, a Companhia, desde 2004, aumentou em 121% o número de pontos de
atendimento no call center. Em 30 de junho de 2006, a Companhia contava com 186 postos de atendimento
funcionando 24 horas por dia.
O aumento do número de pontos de atendimento, em conjunto com outras ações, tornou o call center mais
eficiente, o que se refletiu no seu índice de abandono. Enquanto em dezembro de 2003 o índice de abandono
do call center era de 13,4%, em junho de 2006 este índice foi reduzido para 4,4%.
O atendimento mais eficiente no call center gerou também nas agências uma melhora na qualidade
percebida. Isto ocorre uma vez que a maioria dos clientes dá preferência para o atendimento telefônico e,
tendo seu problema solucionado através do call center, não precisam ir às agências, o que reduz o fluxo de
clientes nas mesmas e possibilita um atendimento mais completo e eficiente nas agências da Companhia.
Além disso, com um call center mais eficiente, a comunicação entre a Companhia e seus clientes teve uma
melhora substancial, o que auxiliou na redução do ingresso de pequenas causas.
Todas estas melhoras operacionais se refletem na melhora no índice IASC, que é resultado de uma pesquisa
feita anualmente pela ANEEL e tem como objetivo avaliar o grau de satisfação dos usuários com as
empresas distribuidoras de energia, bem como na melhora dos resultados na pesquisa ABRADEE, que
também objetiva conhecer o grau de satisfação do cliente, além de comparar o desempenho de todas as
distribuidoras do País.
Foram desenvolvidas diversas atividades sendo que, dentre elas, pode-se destacar: o programa foco no
cliente que, entre outras ações, treinou toda a força de trabalho, tanto própria quanto terceirizada, para a
melhoria no atendimento aos clientes, bem como o “Programa Primeiro Contato” que visa solucionar o
problema do cliente em um único contato.
Estas atividades, em conjunto com a melhora dos processos operacionais da Companhia, apoiados por uma
grande campanha de comunicação, que abordou todos os pontos de melhora alcançados durante este ano,
têm conseguido melhorar o índice IASC da Companhia, apurado em pesquisas simuladas realizadas pela
Companhia bimestralmente. Em dezembro de 2004, o resultado da pesquisa IASC simulada pela Companhia
foi de 59,3, o que representa uma melhora de aproximadamente 8% sobre o índice de dezembro de 2003. Em
dezembro de 2005, o resultado da pesquisa IASC simulada pela Companhia foi de 59,6, representando uma
melhora de aproximadamente 0,3 pontos percentuais sobre o índice de dezembro de 2004.
131
Esta melhora do índice IASC tem um efeito positivo sobre o plano regulatório, uma vez que ele é um dos
indicadores que compõem a fórmula de cálculo da tarifa da Companhia.
Além disso, a Companhia obteve melhoria no índice de satisfação do cliente, segundo a pesquisa da
ABRADEE que, em 2003, foi de 59,7, em 2004, de 66,0 e, em 2005, de 72,5, representando uma melhora
de 21,4% de 2003 a 2005. A melhora nesses resultados é de extrema relevância para a Companhia, já que, a
partir deles, a ABRADEE define parâmetros para que todas as distribuidoras busquem a melhoria dos
serviços.
Gestão de Pessoas
Com o intuito de melhorar a gestão de pessoas, a Companhia traçou dois conjuntos de objetivos estratégicos,
o primeiro focando a otimização e desburocratização da estrutura organizacional e o segundo o clima laboral
da Companhia.
Em dezembro de 2003, a Companhia contava com 282 chefias e 7 níveis hierárquicos que burocratizavam o
sistema de decisão e o funcionamento da Companhia. Em setembro de 2004, após a realização de estudo
específico buscando otimizar sua estrutura organizacional e o início de sua implementação, o número de
chefias passou para 86 e de níveis hierárquicos para 4. Em 30 de junho de 2006, os números comprovam a
manutenção da otimização da estrutura organizacional, contando com 101 chefias e 4 níveis hierárquicos.
Para implantar o conjunto de objetivos estratégicos para melhora do clima laboral, a Companhia optou pelas
seguintes ações: (a) implantação de uma nova política de participação nos resultados; (b) criação do centro
de desenvolvimento de pessoas, responsável pela orientação dos treinamentos de todos os empregados da
Companhia; e (c) implementação de um novo plano de cargos e salários.
Uma pesquisa de clima feita internamente pela Companhia em 2005 com a metodologia desenvolvida pelo
Grupo Endesa mostrou que 84% dos empregados da Companhia estão satisfeitos com o seu trabalho. Este
índice é muito superior ao alcançado na pesquisa realizada com a mesma metodologia, em 2002, na qual
apenas 36% dos empregados estavam satisfeitos com o seu trabalho na Companhia.
Outro indicador utilizado para avaliar a melhora do clima laboral na Companhia foi a pesquisa de ILO,
realizada pela Enersis anualmente com 40 empregados próprios e 4 terceirizados. Nesta pesquisa, os
resultados também obtiveram uma melhora relevante. Em 2003, a pontuação da Companhia foi de 6,5, sendo
que em 2004, sua pontuação foi de 7,8 e em 2005 foi de 8,3.
A melhora do clima laboral e a desburocratização da estrutura organizacional influenciam positivamente
todos os eixos do Plano de Transformação, uma vez que a motivação e a qualidade dos empregados da
Companhia são essenciais para sua implementação.
Plano Regulatório
Este eixo visa otimizar os resultados dos processos regulatórios em que a Companhia está envolvida,
maximizando a margem regulatória com foco na adequação da capacidade de pagamento dos clientes de
baixa renda.
A Companhia tentou adequar a capacidade de pagamento para clientes de baixa renda. Neste sentido, a
Companhia vem auxiliando as prefeituras no cadastro dos clientes com perfil baixa renda. Estes clientes
cadastrados foram incluídos no programa baixa renda da Eletrobrás e recebem auxílio para o pagamento de
suas contas de energia elétrica.
132
O projeto da Companhia de cadastramento de clientes no programa baixa renda foi usado pelo Governo
Federal como exemplo de sucesso, tendo sido apresentado em reunião com o MME e representantes de todas
as distribuidoras do País. Em junho de 2006, a Companhia tinha cadastrado 931 mil clientes no programa de
baixa renda.
O projeto de cadastramento de clientes baixa renda vem auxiliando a reduzir o nível de inadimplência, uma
vez que ajuda os clientes de menor poder aquisitivo a pagar suas contas de energia.
Em 2005, destacam-se projetos aprovados pela ANEEL, como: medição eletrônica para clientes residenciais
e energia pré-paga.
Investimentos e Desinvestimentos Recentes Relevantes
Até 29 de outubro de 2004, a Companhia controlava integralmente a CERJ Overseas, sociedade constituída
sob as leis do Panamá. Em 29 de outubro de 2004, a Companhia integralizou a subscrição de aumento de
capital da CERJ Overseas com parte dos créditos detidos pela Companhia contra a CERJ Overseas. Em 1º
de novembro de 2004, a totalidade da sua participação acionária na CERJ Overseas foi vendida à Enersis
Internacional pelo seu valor patrimonial, ou seja, aproximadamente R$109,7 mil.
Visando atender ao disposto na Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, isto é, separar as atividades de
geração e transmissão, em 19 de setembro de 2005, a Companhia constituiu uma nova sociedade denominada
Ampla Geração, transferindo posteriormente para esta seus ativos de geração, mediante aumento de capital
aprovado na Reunião do Conselho de Administração da Companhia realizada em 04 de novembro de 2005,
com o intuito de alienar as ações dessa sociedade para um terceiro sem vínculo societário com o Grupo
Endesa. Em 26 de dezembro de 2005, a Companhia celebrou o contrato de compra e venda das ações de
emissão da Ampla Geração com terceiro. Em 05 de dezembro de 2005, o comprador fez um adiantamento de
parte da primeira parcela do preço de compra no montante de R$2,5 milhões. A transferência das ações de
emissão da Ampla Geração e o pagamento do preço de compra estavam sujeitos, no entanto, à aprovação do
novo controlador da Ampla Geração pela ANEEL, nos termos da Lei de Concessões. Referida aprovação foi
dada em 16 de maio de 2006, por meio da Resolução Autorizativa ANEEL nº. 566, e o restante da primeira
parcela do preço de compra no montante de R$87,5 milhões foi paga em 07 de julho de 2006. O valor total
do negócio é de aproximadamente R$105,0 milhões, sendo que os ativos de geração estavam contabilizados
por aproximadamente R$43,0 milhões.
Na Assembléia Geral Extraordinária da Companhia, realizada em 29 de dezembro de 2005, foi aprovada a
cisão parcial da Companhia e a conseqüente versão de parte de seu patrimônio em uma nova sociedade, a
Ampla Investimentos, tendo sido transferida a esta a totalidade da participação que a Companhia detinha na
Investluz.
Em 30 de junho de 2006, a Companhia não possuía participação societária em nenhuma sociedade.
Características da Área de Concessão
A Companhia atende parte do mercado consumidor do Estado do Rio de Janeiro, atuando em 66 municípios,
ou seja, 32.188km², correspondente a aproximadamente 73,3% do território do Estado do Rio de Janeiro, e
envolvendo uma população estimada de 6,0 milhões de habitantes, dos quais aproximadamente 2,3 milhões
são clientes da Companhia. A Companhia também atende a localidade de Maringá no Distrito de Mirantão,
localizado no Município de Bocaina de Minas, no Estado de Minas Gerais. Segundo dados recentes da ONS,
a Companhia distribuiu aproximadamente 2% do total de energia elétrica distribuída no Brasil.
133
O mapa a seguir ilustra as áreas do Estado do Rio de Janeiro onde a Companhia opera:
A tabela abaixo mostra o número de clientes faturados por área nos períodos ali indicados.
Área
Campos
Centro
Lagos
Macaé
Magé
Noroeste
São Gonçalo
Serrana
Sul
Total
Número de Clientes Faturados
Período de seis meses findo em 30
Exercício findo em 31 de dezembro de
junho de
2004
2005
2005
2006
2003
186.887
252.245
231.400
114.926
198.878
166.971
413.057
197.163
143.675
1.905.202
211.202
274.347
262.332
133.279
220.785
181.231
455.373
215.576
161.278
2.115.403
211.218
269.898
267.612
141.081
222.077
179.822
452.192
213.009
163.342
2.120.251
134
216.025
277.861
271.117
140.468
225.918
183.831
462.595
218.905
166.296
2.163.016
226.096
286.056
287.455
153.531
237.837
192.503
482.332
225.988
174.919
2.266.717
Rede de Distribuição
A distribuição de energia elétrica consiste no transporte da energia da fronteira com a Rede Básica até o
ponto de entrega aos consumidores finais.
A Companhia possui 131 linhas de transmissão. Como a tensão de suas redes de fornecimento é inferior a
138 kV, essa rede classifica-se como de distribuição, e não de transmissão. Essas linhas distribuem energia
elétrica do ponto de ligação à rede básica para as subestações de energia. Todos os clientes que se conectam a
essas linhas de distribuição, sejam Consumidores Livres ou outras concessionárias, devem pagar uma tarifa
pelo uso do sistema.
A Companhia tem uma rede de distribuição que consiste de uma vasta rede em que predominam linhas aéreas
e subestações que têm faixas de tensão sucessivamente menores. Os grandes consumidores industriais e
comerciais recebem energia elétrica em faixas de alta tensão, enquanto os consumidores industriais e
comerciais de menor porte e os residenciais recebam energia elétrica em faixas de tensão menores. Em 30 de
junho de 2006, a Companhia possuía 131 linhas de transmissão, 90.056 transformadores de distribuição e
118 subestações fixas de distribuição, com uma rede de distribuição total de aproximadamente 44.205km de
rede, sendo 28.334km de média tensão e 15.871km de baixa tensão.
Desempenho do sistema
A tabela a seguir apresenta certas informações sobre as perdas de energia da Companhia e a freqüência e
duração das interrupções no fornecimento de energia elétrica por consumidor por ano nos períodos indicados,
considerando os últimos doze meses:
Exercício findo em 31 de
dezembro de
2003
2004
2005
Perdas de energia elétrica
Perdas técnicas
Perdas comerciais
Interrupções de energia
Duração média de interrupções por consumidor (em horas)
Duração média de interrupções por consumidor (em número
de interrupções)
Tempo médio de atendimento (em minutos)
Período de seis meses
findo em 30 de junho de
2005
2006
9,3%
14,3%
23,6%
9,5%
13,3%
22,8%
9,7%
12,4%
22,1%
9,6%
13,2%
22,8%
9,8%
11,3%
21,1%
22,2
19,5
18,4
19,9
17,8
17,0
172
14,2
162
12,9
157
13,4
125
12,4
94
Perdas
A Companhia registra dois tipos de perda de energia elétrica: técnicas e comerciais. As perdas técnicas são
aquelas que ocorrem no curso normal de distribuição de energia elétrica, devido à dissipação de energia
elétrica na rede de transmissão. As perdas técnicas estão, portanto, relacionadas à quantidade de energia
elétrica que a Companhia compra e que não é consumida por seus consumidores. As perdas comerciais
resultam de ligações ilegais, fraude ou erros de cobrança. As perdas de energia afetam os resultados da
Companhia, tendo em vista que a energia elétrica perdida poderia não ser adquirida pela Companhia,
reduzindo o valor do produto vendido e, conseqüentemente aumentando a sua margem operacional ou, ser
distribuída e faturada a consumidores finais ou outras concessionárias reduzindo, assim, a necessidade de
compra de energia elétrica para revenda e aumentando o valor de seu faturamento e conseqüentemente sua
margem operacional.
A maioria das distribuidoras de energia elétrica no Brasil medem suas perdas de eletricidade em termos
financeiros, isto é, as perdas de eletricidade representam a diferença entre o montante efetivamente gasto em
compra de energia dos fornecedores e o montante efetivamente cobrado dos consumidores pelo consumo de
energia. De acordo com este critério, as perdas totais de eletricidade da Companhia em 2005 foram de 20,7%.
A taxa média de perda de eletricidade (comercial e técnica) para a maioria das distribuidoras brasileiras em
2005 foi de 10,9%, de acordo a ABRADEE.
135
Além de a Companhia medir as perdas de energia elétrica em termos financeiros, as perdas de eletricidade
em termos físicos também são medidas, porque o Grupo Endesa contabiliza as perdas segundo esses
parâmetros. As perdas físicas diferem do conceito de perdas financeiras usado pelas distribuidoras brasileiras,
porque as perdas financeiras incluem todos os montantes faturados aos consumidores, os quais incluem a
energia que a Companhia não pode realmente vender e as multas devido ao atraso do pagamento. As perdas
físicas representam a diferença entre o montante efetivamente adquirido de energia elétrica que de fato a
Companhia compra em MWh dos fornecedores e os montantes de energia elétrica que a Companhia vende
aos seus consumidores em MWh. Como a Companhia tem permissão para cobrar dos consumidores o
mínimo de 30 MWh por mês, mesmo se o medidor indicar que não houve consumo no período, suas perdas
financeiras são sempre menores que o total de suas perdas físicas.
A partir de 2005, a Companhia passou a adquirir eletricidade, de acordo com as exigências regulatórias, de
fornecedores localizados a distâncias maiores do que os fornecedores dos quais adquiria energia
anteriormente a 2005. Em razão disso, ou seja, do fato de a energia elétrica percorrer uma distância maior, a
Companhia teve recentemente um aumento em suas perdas técnicas, da ordem de 0,9%, tendo por data-base
30 de junho de 2006. Tal aumento nas perdas técnicas não foi considerado no cálculo dos percentuais de
perdas técnicas suportadas pela Companhia que é parte integrante da tabela contida no item “Desempenho do
Sistema” desta seção do Prospecto. Caso a Companhia continue a adquirir energia elétrica de fornecedores
localizados a distâncias maiores do que seus fornecedores anteriores a 2005, a Companhia acredita que suas
perdas técnicas poderão afetar negativamente seus resultados, se os reajustes e revisões tarifárias não
ocorrerem em termos favoráveis.
A Companhia tem empreendido significativos esforços para reduzir as perdas de energia elétrica. A fim de
reduzir perdas comerciais, esta começou a implementar em 2003 um programa conhecido como “Rede
Ampla”, que consiste na implementação de certas ferramentas de mensuração eletrônica e da elevação da
rede secundária de baixa tensão para a altura da rede primária de média tensão em certas áreas. Este
programa tem sido bem sucedido na redução de perdas comerciais, porque dificultou a realização de
conexões ilegais ao sistema. Além da Rede Ampla, a Companhia aumentou significativamente o número de
inspeções em suas linhas para identificar as áreas onde a energia elétrica é roubada e tem atuado por meio de
ações judiciais contra os consumidores que estão conectados de forma ilegal à sua rede. A Companhia
também tem implementado outras medidas específicas, incluindo a instalação de medidores especiais em
determinadas localizações, a fim de combater o roubo de energia elétrica por consumidores de médio ou
grande porte ou industriais. Em 2005, foram investidos R$136,0 milhões em projetos relacionados à Rede
Ampla e, até 30 de junho de 2006, foi investido um montante adicional de R$86,1 milhões em tais projetos.
Esses esforços resultaram em uma redução no total de perdas comerciais na Companhia de 14,3% em
dezembro de 2003 para 12,4% em dezembro de 2005, que representa uma diminuição de cerca de 1,9% em
termos absolutos. A Rede Ampla atualmente cobre aproximadamente 329.000 clientes da Companhia, e esta
planeja investir mais R$165,0 milhões até o final de 2007 a fim de expandir a Rede Ampla para mais 300.000
clientes, sendo que, uma vez implementada tal expansão, o número de clientes cobertos pela Rede Ampla
representará aproximadamente 25% do total de clientes da Companhia.
Interrupções de Energia Elétrica
O nível de qualidade e eficiência de um sistema de distribuição é geralmente avaliado em termos de: (i)
duração média das interrupções, medidas em horas por consumidor por ano, e (ii) freqüência das
interrupções, medida em quantidade de interrupções por consumidor por ano. A Companhia tem melhorado
progressivamente a qualidade e confiabilidade de abastecimento de energia nos últimos anos, uma vez que a
freqüência e duração das interrupções de energia em suas redes diminuíram. A freqüência das interrupções
por ano durante 2005 atingiu a média de 12,9 interrupções por consumidor, enquanto a média nacional foi de
12,1 interrupções por consumidor em 2004 (últimos dados disponíveis até o momento), segundo a
ABRADEE. A duração média das interrupções em 2005 foi de 18,4 horas por consumidor em relação à
média nacional de 15,8 horas por consumidor em 2004 (últimos dados disponíveis até o momento), segundo
a ABRADEE. A Companhia tem se empenhado para planejar a construção e manutenção de seus
equipamentos de forma a minimizar a interrupção no serviço de distribuição de energia elétrica. Em 2005, a
duração média das interrupções programadas foi de 1,8 horas por consumidor e a freqüência de interrupções
programadas foi de 1,2 interrupções por consumidor. As interrupções não programadas devido a acidentes,
tais como raios, vento ou incêndios, representaram o restante do total das interrupções. De 2001 a 2005,
aproximadamente R$80,0 milhões foram investidos pela Companhia para melhorar a qualidade de seus
sistemas de distribuição.
136
A Companhia melhorou, ainda, seu tempo de resposta para reparar os serviços após as interrupções do
serviço de energia elétrica. Na data-base de 30 de junho de 2006, o tempo de resposta médio a uma
interrupção, a soma do tempo necessário para se preparar para consertar o problema, o transporte para o local
e fazer o conserto, foi de 125 minutos para 94 minutos, uma melhora de 25% sobre os números de 30 de
junho de 2005.
Além disso, o montante de R$94,3 milhões foi destinado ao projeto Gedis, o qual foi criado para
gerenciamento da rede de distribuição da Companhia, realizado através da implantação de um sistema
georeferenciado. Para a formação da base de dados desse sistema, a Companhia efetuou um mapeamento
aerofotogramétrico de toda a sua área de atuação, seguido do levantamento cadastral da sua rede de
distribuição. O projeto Gedis está implantado e em pleno funcionamento, possuindo os módulos de operação
para a gestão das incidências e operação das redes de distribuição e de estudos elétricos para cálculos de
fluxo de potência. A implantação do projeto Gedis propiciou o aumento da eficiência no gerenciamento da
rede de distribuição e, conseqüentemente, na qualidade do serviço prestado aos clientes.
Matéria Prima e Fornecedores
Por ser uma empresa eminentemente distribuidora de energia elétrica, a Companhia depende basicamente da
energia elétrica que lhe é suprida pelas empresas de geração de energia elétrica. Os principais fornecedores
de energia da Companhia são Furnas, Endesa CIEN e Itaipu. A partir de 2005, conforme a Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras de energia elétrica brasileiras passaram a comprar energia elétrica
por meio de contratos de compra e venda de energia elétrica em leilões de energia elétrica no ACR.
A Companhia comprou 9.957 GWh de energia elétrica em 2005. Deste total, 2.950 GWh, ou 30%, foram
obtidos em leilões de energia elétrica realizados em 2005, 2.488 GWh, ou 25%, fornecidos pela Endesa
CIEN, 1.763 GWh, ou 18%, foram fornecidos por Furnas e 2.097 GWh, ou 21%, por Itaipu.
Itaipu se localiza na fronteira do Brasil com o Paraguai e está sujeita ao tratado bilateral entre os dois países,
segundo o qual o Brasil é obrigado a comprar volumes específicos da energia elétrica gerada por Itaipu.
As distribuidoras de energia elétrica possuidoras das concessões do Centro-Oeste, Sul e Sudeste do Brasil
foram, por lei, obrigadas a absorver parte da energia elétrica que o Brasil deve comprar de Itaipu. Os
montantes que tais companhias devem comprar são regulados por contratos de adesão, cujas tarifas são
estabelecidas em US$/kW. A ANEEL determina anualmente o volume de energia a ser vendido por Itaipu. A
Companhia paga pela compra de energia de Itaipu conforme a razão entre o volume estabelecido pela
ANEEL e sua cota estabelecida por lei, independentemente de Itaipu gerar tal volume de energia elétrica. Os
montantes de energia elétrica que as companhias são obrigadas a comprar de Itaipu são estabelecidos
conforme o tratado bilateral para cobrir as despesas operacionais e os pagamentos de principal e juros das
dívidas denominadas em Dólares de Itaipu, bem como o custo de transmissão de energia para as suas áreas de
concessão. Esses montantes são denominados em Dólares e historicamente eram bem maiores do que o custo
médio nacional pelo fornecimento de energia elétrica oriunda de outras fontes geradoras.
Em 2005, a Companhia pagou uma média de R$57,5, R$99,5 e R$79,6 por MWh pelas compras de energia
elétrica dos leilões de energia, Endesa CIEN e Itaipu, respectivamente, seus três maiores fornecedores de
energia elétrica. Durante o primeiro semestre de 2006, a Companhia pagou uma média de R$63,9, R$90,9 e
R$82,13 por MWh pelas compras de energia elétrica de leilões, Endesa CIEN e Itaipu, respectivamente.
137
A tabela abaixo resume o total de energia elétrica que a Companhia comprou de seus fornecedores durante os
períodos indicados (em GWh, exceto percentuais):
Período de seis meses findo em 30
de junho de
Exercício findo em 31 de dezembro de
2003
Leilões de energia
Itaipu.........................
Furnas .......................
Endesa CIEN ............
Enertrade...................
Geração própria ........
Outros .......................
Total .........................
2.064
6.163
1.754
350
246
37
10.615
19%
58%
17%
3%
2%
–
100%
2004
2.064
4.631
2.495
351
304
3
9.848
2005
21%
47%
25%
4%
3%
–
100%
2.950
2.097
1.763
2.488
350
307
1.2
9.957
30%
21%
18%
25%
4%
3%
0%
100%
2005
1.486
1.038
947
1.240
174
18
1
4.904
30%
21%
19%
25%
4%
0,4%
0,02%
100%
2006
2.593
1.034
1.168
174
26
4.995
52%
21%
23%
3%
0,1%
100%
Para maiores informações sobre os contratos de compra e venda de energia, ver item “Contratos Relevantes
Operacionais” desta seção do Prospecto.
Consumidores
Todos os consumidores da Companhia estão localizados dentro de sua área de concessão, sendo
classificados em cinco categorias principais: residencial, industrial, comercial, rural e outros. A maior parte
dos consumidores da Companhia é da classe residencial.
Os consumidores residenciais são unidades residenciais, bem como unidades de uso misto conectado a uma
tensão abaixo de 2,3 kV. Os consumidores residenciais representaram 44,1% do volume total de energia
elétrica vendida em 2005 pela Companhia. No primeiro semestre de 2006, esses consumidores representaram
45,4% do volume total de energia elétrica vendida pela Companhia. Na classe residencial, mais de 914 mil
clientes estão cadastrados como baixa renda, com consumo equivalente a 788,6GWh em 2005.
Os consumidores industriais compreendem aqueles que desenvolvem atividades industriais e de apoio a tais
atividades a tensões acima de 13,8 kV. Os consumidores industriais representaram 18,7% do volume total de
energia elétrica vendida em 2005 pela Companhia. No primeiro semestre de 2006, esses consumidores
representaram 12,0% do volume total de energia elétrica vendida pela Companhia.
Os consumidores comerciais são aqueles cujas principais atividades são de natureza comercial, bem como
aqueles cujo uso de energia se passa em edifícios ou áreas em que as unidades de consumo são
predominantemente não residenciais. Os consumidores comerciais representaram 21,6% do volume total de
energia elétrica vendida em 2005 pela Companhia. No primeiro semestre de 2006, esses consumidores
representaram 22,3% do volume total de energia elétrica vendida pela Companhia.
Os consumidores rurais são aqueles que se localizam em áreas rurais e os que se dedicam a atividades rurais,
inclusive a pecuária e agricultura, bem como projetos rurais especiais, como as unidades do setor rural e
coletivas e serviços públicos de irrigação rural. Os consumidores rurais representaram 2,8% do volume total
de energia elétrica vendida em 2005 pela Companhia. No primeiro semestre de 2006, esses consumidores
também representaram 2,8% do volume total de energia elétrica vendida pela Companhia.
Outros consumidores referem-se às seguintes categorias: administração pública/governo, iluminação pública,
serviços públicos, outros distribuidores e o consumo próprio das distribuidoras. Os outros consumidores
representaram 17,7% do volume total de energia elétrica vendida em 2005 pela Companhia. No primeiro
semestre de 2006, esses consumidores representaram 17,8% do volume total de energia elétrica vendida pela
Companhia.
138
Procedimentos de Cobrança
O procedimento adotado para cobrança e pagamento da energia elétrica fornecida aos consumidores varia
conforme a categoria de consumo. A leitura mensal de medidores ou as estimativas de consumo formam a
base da cobrança da maioria dos consumidores. Os medidores dos consumidores rurais são lidos em
intervalos que variam de um a três meses, conforme autorizado pela devida norma. A Companhia envia uma
notificação padronizada aos consumidores que deixam de pagar suas contas dentro do prazo determinado.
Em seguida, a Companhia aciona uma empresa de cobrança para obter o pagamento dos consumidores que
devem mais de R$100,00. Se a empresa de cobrança não conseguir o pagamento, a Companhia suspende o
fornecimento de energia elétrica após notificar o consumidor de sua intenção.
Na data-base de 30 de junho de 2006, a Companhia tinha créditos a receber de aproximadamente R$452,6
milhões de consumidores por contas vencidas. De tais montantes, aproximadamente R$337,2 milhões
estavam vencidos a mais de 30 dias. As provisões para devedores duvidosos montavam a R$271,2 milhões
em 30 de junho de 2006.
A tabela a seguir mostra a posição de contas a receber da Companhia em 30 de junho de 2006:
Classe de
A Vencer
Consumidor
Residencial ............
77.275
Industrial ................
40.895
Comercial ...............
39.128
Rural.......................
3.337
Poder Público .........
18.583
Iluminação
9.946
Pública....................
Serviço Público ......
7.394
Revenda..................
5.169
Total.......................
201.727
Vencidas até
90 dias
65.366
7.655
20.218
1.636
12.432
4.580
Vencidas há mais
de 90 dias
143.949
32.454
51.364
20.611
67.067
14.264
Total
286.590
81.004
110.710
25.584
98.082
28.790
3.468
115.355
7.525
337.234
18.387
5.169
654.316
A Companhia implementou recentemente programas que buscam reduzir a inadimplência de seus
consumidores. Os programas incluem a rígida execução de medidas de corte de energia elétrica de
consumidores inadimplentes, a contratação de empresas especializadas em cobranças, o registro de
consumidores inadimplentes em órgãos de proteção ao crédito locais e o lançamento de campanhas de
marketing para premiar consumidores adimplentes. Esses esforços aumentaram a adimplência (percentual de
cobrabilidade), de 98,0% em 2004 para 99,01% em 2005. O percentual de cobrabilidade é calculado pela
Companhia com base na relação entre o montante efetivamente arrecadado nos 12 meses anteriores
(incluindo o mês para o qual está sendo calculado o índice) e o montante faturado no mesmo período. Um
percentual acima de 100% indica que dívidas antigas foram pagas no período considerado.
Vendas
A tabela a seguir apresenta certas informações sobre consumidores, vendas de energia elétrica e receitas
brutas das atividades da Companhia nos períodos indicados.
Exercício findo em 31 de dezembro de
2005
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
Total
Consumidores
Percentual de
consumidores
Volume
Percentual
por volume
(milhares)
1.924
5
138
41
12
2.120
91%
0%
7%
2%
1%
100%
GWh
3.142
985
1.542
200
1.259
7.128
44%
14%
22%
3%
18%
100%
Receita
bruta
(milhões
de R$)
1.414
332
704
49
588
3.087
Percentual da
receita bruta
Consumidores
Percentual de
consumidores
46%
11%
23%
2%
19%
100%
(milhares)
1.927
6
136
36
10
2.115
91%
0%
6%
2%
1%
100%
139
2004
Percentual
Volume por volume
GWh
2.796
1.512
1.506
216
1.262
7.292
38%
21%
21%
3%
17%
100%
Receita
bruta
(milhões
de R$)
1.217
375
610
45
334
2.581
Percentual da
receita bruta
47%
15%
24%
2%
13%
100%
Período de seis meses findo em 30 de junho de
2006
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Outros
Total
2005
Consumidores
Percentual de
consumidores
Volume
Percentual
por volume
(milhares)
2.033
6
161
53
13
2.267
90%
0%
7%
2%
1%
100%
GWh
1.706
451
839
106
658
3.760
45%
12%
22%
3%
18%
100%
Receita
bruta
(milhões
de R$)
760
146
395
29
320
1.650
Percentual da
receita bruta
Consumidores
Percentual de
consumidores
Volume
Percentual
por volume
46%
9%
24%
2%
19%
100%
(milhares)
1.940
6
157
48
12
2.163
90%
0%
7%
2%
1%
100%
GWh
1.627
505
784
99
634
3.649
45%
14%
21%
3%
17%
100%
Receita
bruta
(milhões
de R$)
717
162
351
23
321
1.574
Percentual da
receita bruta
Sazonalidade
O consumo e, conseqüentemente, a venda de energia elétrica oscilam em decorrência da variação de
temperatura e da atividade comercial e industrial. Assim, as vendas da Companhia são maiores no terceiro
trimestre devido à proximidade das festas de final de ano, e, conseqüentemente, ao aumento da atividade
industrial e comercial e durante o verão em razão das temperaturas elevadas.
A tabela abaixo indica a evolução do consumo de energia (em GWh) pelos clientes da Companhia nos
trimestres nela indicados:
2.500
2.080
2.000
2.026
1.924
1.733
1.820
1.710
1.951
1.823
1.794
1.500
1.914
1.882
1.779
1.702
1.592
1.751
1.624 1.577
1.550
1.401
1.345
1.000
500
2001
2002
1º Trim
2003
2º Trim
2004
3º Trim
2005
4º Trim
Atendimento ao Cliente
A Companhia se empenha em fornecer serviços de alta qualidade a seus consumidores, operando 186 pontos
de atendimento ao consumidor. Em 2005, foram realizados 1.230.928 atendimentos, contra 1.708.743
realizados em 2004.
Além disso, a Companhia fornece suporte 24 horas ao dia, 7 dias por semana, por meio de seu call center, o
qual conta com 373 atendentes. A tabela abaixo demonstra os principais indicadores do atendimento via call
center:
Total de ligações atendidas pelo Call center
% de reclamações em relação ao total de atendidas pelo
Call center
Tempo médio de espera ate o início do atendimento
2003
2004
2005
3.473.790
4.703.707
7.239.712
2,6
2,2
1,5
00:35
00:29
00:20
A Companhia também tem um centro virtual de atendimento em seu website, que permite que seus clientes
acessem suas contas, vejam a leitura de seus medidores e façam pagamentos de débito automático on-line.
Em 2005, os agentes de atendimento ao consumidor da Ampla registraram 293.000 solicitações de
consumidores através de seus centros virtuais de atendimento.
140
46%
10%
22%
1%
20%
100%
Para os 8.712.860 atendimentos realizados pela Companhia em 2005, o canal mais utilizado foi a central de
relacionamento, seguido das agências e postos de atendimento e da agência virtual, como mostra o gráfico
abaixo:
Serviços relacionados à energia elétrica
A Companhia oferece aos seus clientes certos serviços relacionados à energia elétrica e outros serviços. Esses
serviços pretendem alavancar a base de clientes para aumentar receitas. Por meio desses serviços, a
Companhia espera ajudar os clientes a melhorar a eficiência e confiabilidade dos serviços de energia elétrica
que usam enquanto a Companhia reduz seus custos. Os principais serviços relacionados à energia elétrica
incluem a prestação de serviços de uso mútuo de postes para outras companhias distribuidoras de energia
elétrica, os ajustes de consulta do consumo de energia e o conserto de dispositivos elétricos. Além disso, a
Companhia também vende produtos relativos a seguro para seus clientes. As receitas líquidas da venda
desses serviços relacionados a energia elétrica, bem como da venda dos produtos de seguros montaram a
R$33,0 milhões e R$41,0 milhões e nos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2004 e 2005,
respectivamente, e R$20,0 milhões e R$25,0 milhões nos períodos de seis meses findos em 30 de junho de
2005 e 2006, respectivamente.
Concorrência
A Companhia obteve concessões exclusivas para distribuir energia elétrica em duas áreas nos Estados do
Rio de Janeiro e Minas Gerais, locais em que enfrenta a concorrência de outras geradoras e
comercializadoras para Consumidores Livres. Os fornecedores escolhidos pelos Consumidores Livres
poderão utilizar as redes e instalações auxiliares das companhias de distribuição e transmissão de energia
elétrica, mediante pagamento de uma taxa, denominada Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD).
Em 30 de junho de 2006, a receita da Companhia relativa à cobrança da TUSD era de aproximadamente
R$88,0 milhões.
A rede de distribuição de energia elétrica opera como um monopólio legal no Brasil, e 99,9% dos clientes da
Companhia são cativos das áreas de concessão de distribuição. A Companhia concorre com outras
distribuidoras e comercializadoras em relação aos Consumidores Livres em sua área de concessão de
distribuição. Em 30 de junho de 2006, a Companhia tinha um consumidor potencialmente livre em sua área
de concessão, que representou 0,2% da receita líquida da Companhia em tal período.
Além disso, segundo a legislação vigente, as permissionárias cooperativas estão autorizadas a operar na área
de concessão da Companhia.
141
Programa de Investimentos
A Companhia vem implementando, ao longo dos últimos nove anos, importantes melhorias nos sistemas
técnico e comercial, visando aprimorar os serviços prestados nos 66 municípios da sua área de concessão.
Desde 1997, a Companhia investiu cerca de R$2,0 bilhões para garantir a qualidade do fornecimento de
energia elétrica e a satisfação de seus 2,3 milhões de clientes.
No exercício social de 2005, a Companhia investiu R$405,6 milhões, dos quais R$170,0 milhões foram
aplicados em infra-estrutura técnica. Em sua totalidade, a Companhia investiu, em 2005, 65% a mais do que
no ano de 2004, quando investiu apenas R$246,0 milhões. Esses investimentos foram possíveis porque a
Companhia fez ajustes financeiros internos que melhoraram seu fluxo de caixa.
Os principais projetos desenvolvidos foram a construção de subestações de Imboassica, em Macaé, a
ampliação das subestações de Quissamã e de Augusto Vieira, em Magé, além da modernização de linhas de
transmissão, subestações e redes de distribuição.
Os investimentos em obras e novas tecnologias não foram os únicos feitos pela Companhia. Com o objetivo
de melhorar a qualidade do fornecimento de energia aos seus clientes, a Companhia também reestruturou
seus pólos operacionais, unificou as instalações dos centros de operação e distribuição e automatizou a rede
elétrica, operando remotamente 114 das 117 subestações em 2005.
Até junho de 2006, a Companhia destinou o montante de R$204,0 milhões para investimentos nas áreas de
distribuição/comercialização (99,0%) e administração (1,0%), evidenciando um aumento de 22% no total
investido no mesmo período de 2005.
Pesquisa e desenvolvimento
O Programa de Pesquisa e Desenvolvimento da Companhia (P&D) está pautado na busca de inovações para
fazer frente aos desafios tecnológicos e de mercado das empresas de energia elétrica, objetivando, assim,
alocar eficientemente os recursos disponíveis para gerar inovação tecnológica.
De acordo com a Lei n° 9.991, de 24 de setembro de 2000, a Companhia é obrigada a investir 0,75% de sua
receita operacional líquida anual no P&D, sendo que, nos termos da mencionada lei, esse percentual era de
0,5% no período entre a entrada em vigor da lei e 31 de dezembro de 2005. No exercício social de 2005,
foram geridos 34 projetos, que somaram R$4,3 milhões e procuraram soluções nas áreas de gestão de
recursos humanos, meio ambiente, atendimento comercial, otimização operativa, e, principalmente, no
combate às perdas de energia.
142
Propriedade Intelectual
A principal marca da Companhia é a marca “Ampla”, que já se encontra registrada junto ao Instituto
Nacional de Propriedade Industrial (“INPI”) desde 06 de abril de 2004. A adoção da marca Ampla foi
resultado de uma série de pesquisas junto a empregados e clientes da Companhia, visando encontrar um
nome adequado ao seu público e a seu processo de transformação e melhoria.
A Companhia tem a política de proteger suas principais marcas e patentes, uma vez que são sinais distintivos
e identificadores da Companhia e de seus produtos. Atualmente, a Companhia possui 19 marcas registradas
em diversas classes ou cujos registros estão pendentes, sendo que sete pedidos de registro de marcas mistas
(figurativa e nominativa) em fase de registro no INPI sofreram oposição de terceiros.
A Companhia possui ainda um depósito de patente junto ao INPI desde 15 de agosto de 2004, referente a
uma topologia aplicada a redes de distribuição aérea transversal, ainda sob análise daquele órgão.
Seguros
De uma forma geral, os seguros da Companhia são contratados de acordo com as políticas adotadas no
Programa Mundial do Grupo Endesa.
A Companhia possui seguros com cobertura abrangendo seus principais ativos. A Companhia contratou
seguro de riscos operacionais, para a importância segurada correspondente à aproximadamente US$379,0
milhões e cobertura abrangendo danos materiais. O valor da franquia é de US$500,0 mil para equipamentos,
US$100,0 mil para danos materiais e para terremotos onde será de 5,0% do total segurado por local com
mínimo de US$5,0 milhões por evento. A apólice desse seguro ainda não foi emitida, pois as condições
previstas no Programa Mundial do Grupo Endesa estão em fase de homologação no IRB – Instituto de
Resseguros do Brasil para a devida integralização ou confirmação das condições.
Foi contratada pelo Grupo Endesa modalidade de seguro de lucros cessantes para o ano de 2006 com
margem bruta anual de US$400,0 milhões, sujeita à revisão e confirmação, tendo um limite máximo de
indenização por sinistro de US$30,0 milhões, combinado com danos materiais, para a Companhia.
A Companhia, juntamente com a Companhia de Interconexão Energética - CIEN, COELCE, Endesa
Cachoeira, Endesa Fortaleza, Synapsis Brasil S.A., e CAM Brasil Multiserviços Ltda., possui seguro de
responsabilidade civil geral, para a importância segurada correspondente à 150,0 milhões de euros por
sinistro para o conjunto de empresas, e cobertura abrangendo riscos de geração de energia elétrica,
distribuição e transporte de energia elétrica, produção, transporte, distribuição e venda de gás, fornecimento
e tratamento de águas, exploração de minas de carvão, transporte e venda deste produto, exploração de
portos; telecomunicações, projeto e construção de equipamentos, instalações e fábricas para uso próprio,
projeto e construção de equipamentos, instalações e fábricas para terceiros, e exploração de instalações de
aqüicultura. O valor da franquia para cada evento é de US$99,0 mil.
A Companhia mantém, ainda, seguro de seus 23 veículos da frota dos executivos com cobertura abrangendo
responsabilidade civil facultativa, danos materiais e acidentes pessoais de passageiro e apólice de seguro de
vida para estagiários, empregados e cônjuges, figurando nesta última tão-somente como estipulante.
Em relação às apólices vigentes em 30 de junho de 2006, a Companhia estima pagar um total de R$1,2
milhões em prêmios de seguros, sem considerar as taxas do IRB que encontram-se em fase de homologação.
143
Propriedades
A Companhia possui diversos imóveis próprios, alguns destinados à prestação dos serviços concedidos nos
termos do Contrato de Concessão e outros desvinculados à prestação desses serviços. O valor contábil
líquido dos ativos fixos da Companhia montaram a R$2,2 bilhões em 30 de junho de 2006. Segue abaixo
tabela que sintetiza algumas informações referentes aos seus imóveis em 30 de junho de 2006.
Utilização
Subestação ......................
Linha de Transmissão .....
Distribuição.....................
Comercialização..............
Administração .................
Comunicação ..................
Total ................................
Com título
de propriedade
99
29
15
36
35
02
216
Sem título
de propriedade (1)
29
24
01
03
57
Total por utilização
128
53
16
39
35
02
286
(1)
Os imóveis classificados como “sem título” são os imóveis recebidos pela Companhia por força da concessão, cuja posse
pacífica era mantida pela Companhia antes da privatização. São exemplos destas propriedades, trechos de linhas de
transmissão, pequenas áreas em imóveis de clientes onde equipamentos são instalados para suprir demanda do próprio cliente.
Tais posses têm pequena chance de serem contestadas, tendo em vista o longo prazo de ocupação dos mesmos.
Diversos imóveis de propriedade da Companhia estão penhorados em ações judiciais e execuções fiscais e
trabalhistas. A Companhia não onera imóveis operacionais, como subestações, cuja eventual perda ou
restrição ao uso possa comprometer a realização das atividades da Companhia, uma vez que, segundo a
legislação que rege o setor elétrico, a alienação, oneração ou cessão de bens necessários e vinculados à
prestação do serviço concedido não podem ser feitas sem a prévia autorização da ANEEL. Dessa forma, os
imóveis passíveis de constituição de ônus restringem-se a pequenos lotes de moradia de empregados e
demais prédios administrativos da Companhia.
A Companhia celebra contratos de locação de imóveis, na qualidade de locadora e locatária, sendo o
principal deles o contrato de locação do prédio onde funciona a administração central da Companhia.
Mensalmente, a Companhia recebe aproximadamente o valor de R$62,5 mil referente aos aluguéis pagos por
terceiros e paga aproximadamente o valor de R$387,3 mil referente aos aluguéis devidos a terceiros pela
locação dos imóveis.
Aspectos Ambientais
Responsabilidade Ambiental
As atividades da Companhia estão sujeitas à legislação municipal, estadual e federal, que dispõem
amplamente sobre proteção ao meio ambiente. A Constituição Federal dá autoridade ao Governo Federal e
aos governos estaduais para aprovar a legislação sobre a proteção ambiental e emitir normas segundo tal
legislação. Os governos municipais também podem promulgar leis e normas ambientais dentro no âmbito de
seus interesses locais.
As violações à legislação ambiental podem consistir em crime, atingindo tanto os administradores como a
própria pessoa jurídica da Companhia. Podem, ainda, acarretar penalidades administrativas como multas de
até R$50,0 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo em caso de reincidência) e suspensão temporária
ou definitiva da atividade poluidora. Ressalte-se que tais sanções serão aplicadas independentemente da
obrigação de reparar a degradação imposta ao meio ambiente.
Na esfera civil, os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isso
significa que a obrigação de reparação poderá afetar a todos os direta ou indiretamente envolvidos,
independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como conseqüência, a contratação de terceiros
para proceder a qualquer intervenção nas operações da Companhia, como a disposição final de resíduos, não
exime a responsabilidade da contratante por eventuais danos ambientais causados pela contratada.
144
Licenciamento Ambiental
A Política Nacional do Meio Ambiente determina que o regular funcionamento de atividades consideradas
efetiva ou potencialmente poluidoras, ou que, de qualquer forma, causem degradação do meio ambiente, está
condicionado ao prévio licenciamento ambiental. Este procedimento é necessário tanto para a instalação
inicial do empreendimento quanto para as ampliações nele procedidas. As atividades cujos impactos são
considerados significantes estão sujeitas ao Estudo de Impacto Ambiental (EIA/RIMA) e à implementação
de medidas de compensação ambiental (investimentos em unidades de conservação de, pelo menos, 0,5% do
custo total do empreendimento).
Para os empreendimentos de impacto ambiental regional ou realizados em áreas de interesse ou domínio da
União, a competência para licenciar é atribuída ao IBAMA. Com exceção dos casos em que o licenciamento
ambiental está sujeito à competência do IBAMA, no Estado do Rio de Janeiro, a Comissão Estadual de
Controle Ambiental - CECA e a Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente - FEEMA são
competentes para a análise das atividades e emissão de licenças ambientais, bem como para a imposição de
condições, restrições e medidas de controle pertinentes.
O processo de licenciamento ambiental segue, basicamente, três estágios subseqüentes: licença prévia,
licença de instalação e licença de operação.
Licença prévia. A licença prévia comprova a viabilidade ambiental de uma instalação ou atividade e
estabelece os requisitos básicos e as condições ambientais a serem satisfeitas durante as fases subseqüentes
de implementação. Se a instalação ou atividade for considerada como altamente degradante ao meio
ambiente ou poluidora, um EIA/RIMA deve ser elaborado e encaminhado para exame da agência ambiental
relevante em audiências públicas das comunidades afetadas.
Licença de instalação. A licença de instalação autoriza a construção de uma instalação e estabelece as
medidas de controle e outras condições ambientais a serem atendidas antes do início da fase operacional. A
comprovação da implementação das condições estabelecidas pela licença prévia, bem como a elaboração de
um projeto ambiental básico e programas ambientais relevantes são pré-requisitos para a emissão de uma
licença de instalação.
Licença de operação. A licença de operação autoriza a operação de uma instalação ou atividade pelo período
estabelecido na licença, que pode ser renovada. O solicitante deve comprovar a implementação do projeto
ambiental básico e a conformidade com as condições ambientais da licença de instalação.
A ausência de licença ambiental, independentemente de a atividade estar ou não causando danos efetivos ao
meio ambiente, consiste em crime ambiental, além de sujeitar o infrator a penalidades administrativas tais
como multas de até R$10,0 milhões e interdição de atividades.
Os projetos da Companhia geralmente exigem a renovação de suas licenças operacionais aproximadamente a
cada cinco anos. As renovações devem ser solicitadas dentro de 120 dias a contar do vencimento da licença
anterior.
A Companhia solicitou licenças e autorizações ambientais para o desempenho de novas atividades e/ou a
continuidade de certas atividades existentes. Porém, ainda não recebeu todas essas licenças ambientais.
A situação das redes de distribuição configura exceção ao quadro apresentado. Isto por que a Companhia
apenas requer o licenciamento das mesmas quando o empreendimento vier a ser implantado numa área de
proteção ambiental ou quando notificado pela autoridade ambiental.
Atualmente, todos os requerimentos de ligações ou extensões de redes feitas à Companhia são analisadas
pelo sistema Gedis, onde estão lançados os limites das áreas de proteção ambiental federais e estaduais.
Caso verificado que as ligações ou extensões de rede deverão ser instaladas dentro desses limites, é
solicitada ao requerente da licença ambiental.
145
Esforços de Preservação Ambiental
Seguindo sua Política de Sustentabilidade e cumprindo seu Plano Estratégico de Meio Ambiente e
Desenvolvimento Sustentável, a Companhia criou, no final de 2005, uma Diretoria de Meio Ambiente e
Relações Governamentais e um Comitê Executivo de Meio Ambiente e Sustentabilidade, tendo como meta
principal a implantação de políticas para alcançar a certificação ISO 14.001, tendo investido, até o momento,
o montante de R$0,5 milhão nas adaptações necessárias para a obtenção da referida certificação.
A Companhia busca identificar, avaliar e realizar a gestão dos impactos de suas atividades no meio ambiente,
sendo seu compromisso garantir, ao máximo, a segurança e a qualidade dos serviços e sua contribuição para
o bem-estar da sociedade. Em 30 de março de 2005, a Companhia aderiu ao Pacto Global das Nações Unidas,
que possui os seguintes princípios de proteção ambiental: (i) apoiar uma abordagem preventiva aos desafios
ambientais; (ii) promover a responsabilidade ambiental; e (iii) encorajar tecnologias que não agridam o meio
ambiente.
Com exceção do Pacto Global das Nações Unidas, a Companhia não aderiu, por quaisquer meios, a padrões
internacionais relativos a proteção ambiental.
A Companhia foi a primeira empresa do País a lançar um programa de aquisição de créditos de carbono,
sendo objetivo do Grupo Endesa contratar 15 milhões de toneladas de carbono para o período entre 2008 e
2012.
Desde 1998, a Companhia realiza projetos de eficiência energética utilizando-se de 0,5% da receita
operacional líquida apurada, conforme Resolução ANEEL 185/2001. Estes projetos envolvem as relações da
Companhia com residências, prefeituras e instituições filantrópicas, destacando-se o projeto Ampla Solidária,
onde 154 residências foram atendidas e 35.735 lâmpadas econômicas foram distribuídas, e o Programa do
Reluz, que em 2005 instalou 2.875 pontos de iluminação na cidade de Niterói, além de outros projetos
visando a utilização de energia renovável e a educação ambiental para 13.500 alunos.
Objetivando o convívio harmonioso da rede de distribuição elétrica, foram executados 2.770 km de podas
e/ou cortes de vegetação, gastando-se R$2,9 milhões para desenvolver esta atividade.
Resíduos Perigosos
No passado, a Companhia empregava o ascarel como isolante em seus transformadores e capacitores. A
proibição do uso desse produto fez com que a Companhia substituísse não apenas os equipamentos
contaminados, mas também o óleo isolante utilizado em sua atividade. Todo o material da Companhia que
teve contato com o ascarel foi devidamente incinerado.
Atualmente, os resíduos dos óleos isolantes são os principais rejeitos das atividades da Companhia. O
material inservível é destinado a terceiros para que se proceda à adequada destinação final dos mesmos.
Prêmios
O Plano de Transformação implementado em 2004 trouxe profundas mudanças em todos os setores da
Companhia e seus resultados foram reconhecidos, em 2005, por meio de importantes certificações, prêmios,
selos e publicações nacionais, dentre os quais, destacam-se:
•
Certificados ISO 9001/2000. Esta certificação internacional que atesta a qualidade dos serviços
prestados pela Companhia a seus clientes é concedida pelo BVQI – Bureau Veritas Quality International;
•
Prêmio IASC 2004. A Companhia foi considerada, em 2005, pelo IASC, a terceira melhor
distribuidora de energia elétrica da Região Sudeste;
146
•
Prêmio ABT “Melhor Contribuição em Recursos Humanos – Gestão”. Com o projeto “Orientando –
Cuidando de Você”, que tem como objetivo estabelecer um clima mais agradável entre os atendentes do call
center, a Companhia foi premiada pela Associação Brasileira de Telemarketing (ABT);
•
Prêmio “Melhores Práticas de RH”. Prêmio concedido pela Associação Brasileira de Recursos
Humanos (ABRH) baseado em uma avaliação de todas as práticas de recursos humanos, na estratégia e nos
valores da Companhia;
•
Certificado “Empresa Cidadã”. Também referente à publicação de seu balanço social, a Companhia
recebeu este certificado, concedido pelo Conselho Regional de Contabilidade do Estado do Rio de Janeiro,
pelo Sistema Firjan e pela Fecomércio – Rio de Janeiro;
•
Revista Exame – “Guia Cidadania Corporativa de 2005”. A Companhia teve dois projetos de
responsabilidade social destacados: Selo Empresa Consciente e Dona de Casa Eficiente;
•
Revista Isto É Dinheiro – “As Melhores da Dinheiro”. A Companhia foi indicada como a Melhor
Distribuidora de Energia Elétrica do Brasil, sendo a terceira empresa no ranking geral do setor elétrico. Na
categoria Gestão Social e Meio Ambiente, a Companhia ocupou a primeira posição do setor de energia
elétrica.
•
Prêmio ABRADEE “Qualidade de Gestão 2005”. A Companhia classificou-se entre as oito
finalistas do prêmio em sua primeira participação nessa categoria.
•
Prêmio ABRADEE “Maior Evolução de Desempenho 2005”. A Companhia ficou em segundo lugar
neste prêmio, ao qual concorriam empresas com mais de 400 mil consumidores.
•
Prêmio Consumidor Moderno 2005 – “Excelência em Serviço ao Cliente” – A Companhia
participou pela primeira vez no prêmio, ficando em terceiro lugar. O objetivo deste prêmio é manter o alto
índice de satisfação e fidelidade dos clientes com a empresa, e é considerado o mais importante de relações
de consumo do mercado brasileiro.
•
Jornal do Commercio - Prêmio “Os Notáveis de 2005” – A Companhia foi escolhida por se destacar
entre as melhores distribuidoras de energia do País, apresentando lucro, novos projetos e melhores serviços.
•
Prêmio Balanço Social 2004 – A Companhia ficou entre as quatro finalistas do “4º Prêmio Balanço
Social” na Região Sudeste, o qual é promovido pela Aberje, Apimec, Ethos e Ibase. Foram inscritas 166
empresas no concurso e, destas, a Companhia foi a única do setor elétrico a ser finalista na região. O
objetivo deste concurso foi reconhecer nacionalmente os melhores balanços sociais publicados em 2005,
referentes ao exercício de 2004.
•
M2M Magazine – A Companhia figurou entre os finalistas do Value Chain Awards de 2006, por
adotar processos que combinam múltiplas tecnologias para criar soluções aos consumidores.
147
Empregados
Em 30 de junho de 2006, a Companhia tinha 1.384 empregados e aproximadamente, 6.500 empregados de
empresas terceirizadas, de forma não eventual. Em 31 de dezembro de 2003, 2004 e 2005, respectivamente,
a Companhia possuía 1.517, 1.408 e 1.326 empregados.
A tabela a seguir apresenta o número de empregados da Companhia, nas datas indicadas:
Área de Atuação
Presidência .......................................................
Diretoria Jurídica..............................................
Diretoria de Regulação.....................................
Diretoria Administrativa e Financeira .............
Diretoria Comercial..........................................
Diretoria Técnica..............................................
Diretoria de Recursos Humanos ......................
Diretoria de Relações Institucionais e Novos
Negócios...........................................................
Área de Meio Ambiente e Relações
Governamentais................................................
Área de Recuperação de Mercado ...................
Total.................................................................
Exercício Social findo em 31 de
dezembro de
2003
2004
2005
74
25
20
33
24
25
18
15
96
121
82
294
265
187
702
620
507
59
48
44
7
8
11
Período de seis meses findo em
30 de junho de
2005
2006
30
21
18
18
16
16
86
78
291
184
619
498
40
43
8
14
-
-
-
-
7
260
1.517
270
1.408
436
1.326
348
1.456
505
1.384
Além disso, em 30 de junho de 2006, a Companhia contava com 97 estagiários. Durante o ano de 2005,
ingressaram na Companhia 238 empregados e foram desligados 320. O turnover no período foi de 19,2%.
Treinamento de Empregados e Terceirizados
Todos os empregados da Companhia recebem treinamento para aprimorar sua capacitação profissional. No
exercício findo em 31 de dezembro de 2005, foram oferecidas, aproximadamente 62,2 mil horas de
treinamento para os empregados da Companhia, o que representa uma média de 12 horas de treinamento
para cada empregado. O gráfico abaixo ilustra a quantidade, em horas, de treinamento que foram dadas aos
empregados da Companhia nos anos de 2003, 2004 e 2005.
Em 2004 a Companhia adotou um modelo de gestão de terceiros para controlar e garantir a qualidade dos
serviços prestados pela Companhia por meio dos terceirizados. A Companhia possui um convênio com o
SEBRAE (Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas) para a capacitação dos diretores e
gerentes das empresas parceiras, através do Programa de Capacitação de Fornecedores do Setor de Energia
Elétrica. Possui também convênio com o SENAI (Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial), para
certificação e qualificação dos profissionais terceirizados. A primeira turma, composta por 34 diretores e 17
empresas, foi formada em 2005.
148
Política de Remuneração e Benefícios
A Companhia patrocina, desde 1972, um plano de benefícios de previdência complementar para seus
empregados, administrado pela Brasiletros.
De acordo com o regulamento do plano administrado pela Brasiletros, estão previstos dois tipos de
benefícios que podem ser usufruídos pelos respectivos participantes em conformidade com a respectiva
disposição quanto ao seu custeio, baseado nos seguintes critérios e percentuais:
•
Plano de Complementação de Aposentadorias (PCA). Para o ano de 2005, a quota patronal
correspondeu a 5,0% do custo total bruto da Companhia com a folha de salários, dos quais 3,7% são
destinados à cobertura dos benefícios e 1,3% utilizados para cobertura das despesas administrativas,
sendo que a quota dos empregados subdivide-se entre os participantes ativos e assistidos: (i) os
participantes ativos contribuem com valores que variam de 1,7% a 10,0%, de acordo com a
respectiva faixa salarial; e (ii) os participantes assistidos contribuem com valores definidos
anualmente com base no resultado do plano de custeio.
•
Plano de Aposentadoria de Contribuição Definida (PACD). Em 2005, a Companhia contribuiu com
4,2% da folha de salários dos participantes ativos, além de 0,02% para benefícios de invalidez e
0,5% para cobertura de despesas administrativas. Por outro lado, os participantes ativos que aderiram
a esse plano, contribuem com valores determinados no regulamento do plano com limite mínimo de
2,0% do salário do empregado e observado o salário teto de contribuição ao INSS. O plano original
era do tipo “benefício definido”.
Historicamente, esse plano de benefícios se mostrou deficitário, pois muitos participantes antecipavam sua
aposentadoria junto à Previdência Social e passavam a ter direito ao recebimento do benefício de
complementação de aposentadoria junto à Brasiletros, que não tinha reservas constituídas para cobertura dos
compromissos do plano.
Como uma das medidas para equacionar o déficit, em 1999 o regime de benefício definido foi alterado para
o regime misto de benefício definido e contribuição definida, em que os benefícios e as contribuições são
previamente definidos. Para fazer jus aos benefícios do plano, além de obter a concessão da aposentadoria
pela Previdência Social, o empregado deve ter, no mínimo, 50 anos e ter contribuído com o plano pelo prazo
mínimo de 5 anos.
A Companhia possui 3 contratos com a Brasiletros para consolidação e refinanciamento da dívida da
Companhia com a Brasiletros. Para maiores informações ver item “Contratos Financeiros” desta seção do
Prospecto.
Além disso, a Companhia oferece os seguintes benefícios sociais: assistência médica e odontológica,
assistência social, auxílio creche, auxílio para pais de filhos excepcionais, seguro de vida, assistência
funeral, vale-alimentação, vale-refeição e vale-transporte.
Relação com Sindicatos e Acordos Coletivos
Os empregados da Companhia, conforme a região de atuação e as atividades que desenvolvem, estão
vinculados ao Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias de Energia Elétrica do Norte e Noroeste
Fluminense (STIENNF), ao Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Energia Elétrica de Niterói
(STIENN) ou ao Sindicato dos Engenheiros do Rio de Janeiro (SENGE-RJ). A Companhia negocia a cada 2
anos acordo coletivo com esses sindicatos. Não houve greve nos últimos três anos e nenhuma paralisação
das atividades promovidas pelos empregados.
O último acordo coletivo foi celebrado em 16 de novembro de 2005 com os três sindicatos para o período de
1º de outubro de 2005 a 30 de setembro de 2007, devendo ser revistas em 2006 apenas as cláusulas salariais.
149
Anualmente, na data-base de 1º de outubro, são negociadas as cláusulas de reajuste salarial e benefícios. Em
2005, foi concedido reajuste de 4,99% sobre o salário base dos empregados das bases territoriais do SENGE,
STIENN e STIENNF (aproximadamente 1.295 empregados) em vigor no mês de setembro de 2005.
Dentre os benefícios ou vantagens previstos nesse acordo coletivo, destacamos os seguintes: piso salarial de
R$551,4, ticket refeição, auxílio creche, empréstimo de férias e plano de participação nos resultados.
Plano de Participação nos Resultados
O plano de participação nos resultados da Companhia está condicionado ao desempenho dos indicadores
estabelecidos no programa de participação nos resultados, acordado com os sindicatos (STIENNF, STIENN
e SENGE). Os empregados podem receber anualmente, a título de participação nos resultados, o valor de 1,2
salários-base mais vantagem pessoal do empregado, conforme ranking de desempenho. O programa de
participação nos resultados inclui metas setoriais e individuais, constante de documento integrante do acordo
coletivo 2005-2007. Com relação ao exercício de 2005, houve pagamento de participação nos resultados
para os empregados que atingiram as metas mínimas pré-estabelecidas.
Os diretores e gerentes da Companhia possuem vínculo empregatício com a Companhia. Todavia, eles não
usufruem das vantagens estabelecidas no acordo coletivo, fazendo jus a outros benefícios previstos no
contrato de trabalho, incluindo bônus variável, pago uma vez ao ano, após o fim de cada exercício,
condicionado ao preenchimento de metas do grupo em que está inserida a Companhia, metas da Companhia,
metas individuais e avaliação individual.
Contratos Relevantes Operacionais
Contrato de Concessão
Em 09 de dezembro de 1996, a Companhia e a União Federal celebraram o Contrato de Concessão, cujo
objeto é a exploração do serviço de distribuição de energia elétrica no Estado do Rio de Janeiro, destinado
ao uso da população em geral, prestado em regime público. A concessão tem vigência de 30 anos,
terminando em 09 de dezembro de 2026.
Observadas as regras da legislação econômica vigente, por iniciativa da ANEEL ou da Companhia, as tarifas
poderão ser reajustadas mediante aplicação de fórmulas constantes no Contrato de Concessão a cada
intervalo não inferior a 12 meses, podendo haver revisão de tarifas de acordo com as situações elencadas no
Contrato de Concessão. Especificamente no caso da Companhia, a data prevista para o reajuste anual é 15 de
março de cada ano. Em 28 de dezembro de 2004, a ANEEL publicou a homologação do reajuste tarifário
anual da Companhia, por meio da qual as tarifas da Companhia foram reajustadas em 16,5%, sendo 11,1%
relativo ao reajuste tarifário anual e 5,3% relativo aos componentes financeiros externos ao reajuste tarifário
anual. Já em 15 de março de 2006, a ANEEL definiu um índice médio de aumento de 2,9% para as tarifas,
as quais irão vigorar até março de 2007.
Além do reajuste anual, a Companhia está sujeita à revisão ordinária a cada 5 anos, que pode aumentar ou
diminuir as suas tarifas. A primeira revisão ordinária da Companhia ocorreu em 31 de dezembro de 2003, 7
anos após a assinatura do Contrato de Concessão. A homologação do resultado final dessa revisão ordinária
foi publicada pela ANEEL em 28 de dezembro de 2004, reposicionando as tarifas de fornecimento de
energia elétrica da Companhia em 13,9%.
Para maiores informações sobre as regras aplicáveis ao Contrato de Concessão ver seção “Setor de Energia Concessões - Tarifas”.
O Decreto nº 5.163 determinou algumas alterações no Contrato de Concessão. Este Decreto, entre outras
medidas, prevê: (i) a aplicação do mecanismo da CVA para as variações resultantes dos custos de aquisição
de energia elétrica não considerados no último reajuste tarifário das empresas distribuidoras de energia
elétrica; e (ii) que, nos reajustes tarifários dessas empresas, o cálculo do preço médio de compra de energia,
na data do reajuste, considere o volume contratado para os doze meses seguintes.
150
A Resolução Normativa ANEEL nº 153, de 14 de março de 2005, regulamentou a forma de aplicação da
Conta de Compensação de Variações do Custo de Aquisição de Energia Elétrica (CVAENERG), de maneira
que as diferenças de preços de aquisição de energia em relação ao preço médio considerado no último
reajuste/revisão sejam apuradas e repassadas às tarifas da concessionária de distribuição.
Outras modificações relevantes são: (i) inclusão, como Parcela A, e para efeito de reajustes tarifários, das
despesas com pesquisa e desenvolvimento, eficiência energética, energia adquirida de geração própria e
programa de incentivo a fontes alternativas de energia elétrica (Proinfa); (ii) inclusão do conceito de “Perdas
no Sistema de Distribuição”, a ser utilizado quando das revisões tarifárias, no cálculo da compra de energia;
e (iii) exclusão do PIS e da COFINS das tarifas para efeito do cálculo dos reajustes tarifários.
Em março de 2006, a Companhia assinou o Termo Aditivo necessário para atender às condições de eficácia
constantes no supracitado Decreto.
Contratos de Compra e Venda de Energia e Leilões de Energia
Nos anos de 2004 e 2005, a Companhia gerou aproximadamente 3,0% da energia por ela consumida para
fornecimento à sua área de concessão, e adquiriu de outras geradoras 97,0%. O sistema da Companhia é
abastecido basicamente por Itaipu, Furnas, CCEARs, Endesa CIEN, CENF, CESP e Enertrade. A tabela
abaixo indica a quantidade total de energia comprada pela Companhia nos períodos indicados.
Exercício findo em 31 de dezembro de
Itaipu
Contratos
Bilaterais
Leilão
001/004 –
CCEAR´s –
Prod. 2005
Leilão
001/004 –
CCEAR´s –
Prod. 2006
Outros
2003
Custo
Médio
(R$/MWh)
GWh
2.064
88,84
2.104
103,09
2004
Custo Médio
(R$/MWh)
Período de seis meses findo em 30 de junho de
2005
Custo Médio
(R$/MWh)
2005
2006
GWh
2.064
2.846
88,26
91,87
GWh
2.097
2.838
79,63
98,21
GWh
1.038
1.414
Custo
Médio
(R$/MWh)
81,60
98,27
1.486
57,51
-
-
-
-
2.950
57,51
-
-
-
-
-
-
6.201
63,96
4.634
72,42
1.765
70,68
948
70,67
GWh
1.034
1.342
Custo
Médio
(R$/MWh)
82,13
90,92
1.514
59,65
1.079
69,84
26
65,90
Em 30 de maio de 2005, foi editada a Resolução Homologatória ANEEL nº 115, alterando os montantes de
energia e demanda de potência dos Contratos Iniciais da Companhia com Furnas, CESP e CENF, em razão
da opção de consumidores por contratarem o fornecimento, no todo ou em parte, com outro fornecedor.
A seguir são feitas as descrições dos principais contratos de compra e venda de energia celebrados pela
Companhia:
Itaipu. A Companhia celebrou, em 31 de maio de 1993, com Furnas, o Contrato de Suprimento e Intercâmbio
de Energia Elétrica, Repasse e Transporte da Potência de Itaipu, ou Contrato de Itaipu. A partir da data da
assinatura do Contrato Inicial de compra e venda de energia e de demanda elétrica Furnas, ficaram sem efeito
todas as disposições do Contrato Itaipu e seus respectivos aditivos, exceto aquelas referentes ao Repasse e
Transporte de Potência de Itaipu. Esse contrato, com vigência até 31 de maio de 2013, tem como objeto
regular o repasse da potência de Itaipu por força da Lei nº 5.899, de 05 de julho de 1973, o transporte da
potência de Itaipu, criado pelo Decreto Lei nº 2.432, de 17 de maio de 1988 e demais intercâmbios de
demanda e energia necessários à otimização global do SIN. Para o ano de 2005 a demanda contratada foi de
299MW nos meses de janeiro a março e de 301 MWh nos demais meses. No primeiro semestre de 2006, a
demanda contratada foi de 299MW, em média.
151
Endesa CIEN. Em 26 de junho de 2002, a Companhia e a Endesa CIEN celebraram um contrato de compra e
venda de energia elétrica, com vigência até 31 de dezembro de 2022, cujo objeto é a venda, por parte da
Endesa CIEN, e a compra, por parte da Companhia, de 200MW médios, de energia contratada, na
modalidade take or pay, a serem disponibilizados à Companhia pela Endesa CIEN no ponto de referência.
Em 21 de julho de 2003, a Companhia celebrou outro contrato de compra e venda de energia elétrica com a
Endesa CIEN, com vigência até 30 de dezembro de 2018. Este contrato tem como objeto estabelecer os
termos e condições gerais que irão regular a venda por parte da Endesa CIEN e a compra por parte da
Companhia de 84MW, de energia contratada, a serem disponibilizados à Companhia pela Endesa CIEN no
ponto de referência.
Enertrade. Em 26 de junho de 2002, a Companhia e a Enertrade celebraram um contrato de compra e venda
de energia elétrica, com vigência até 30 de dezembro de 2022, cujo objeto é regular a compra, pela
Companhia, e a venda, pela Enertrade, de 40MW médios de energia contratada e de demanda. Esse contrato
foi homologado pela ANEEL, com ressalvas, que consistem na imposição de uma redução de 25% no preço
por MWh (de R$97,4 para R$72,6, por MWh em dezembro de 2002) e na adequação da cláusula de rescisão
do contrato. Para maiores informações, ver “Atividades – Processos Judiciais e Administrativos –
Arbitragem”.
Leilões de Energia. A tabela a seguir sumariza o volume de energia elétrica adquirido pela Companhia em
cada um dos leilões de energia realizados nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Para
maiores informações sobre a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e sobre os leilões de energia já
realizados de acordo com seus termos, ver seção “Setor de Energia Elétrica”.
Leilão
07.12.2004
02.04.2005 e
03.04.2005
11.10.2005
16.12.2005
Hidro
Termo
29.06.2006
Hidro
Termo
(1)
Vigência (período de
entrega da energia)
01/01/05 a 31/12/12
01/01/06 a 31/12/13
01/01/07 a 31/12/14
-
Quantidades
(MW médios)
336,74
251,83
36,33
-
Preço Médio(1)
(R$/MWh)
57,51
67,33
75,46
-
01/01/08 a 31/12/15
01/01/08 a 31/12/2029
01/01/09 a 31/12/2030
01/01/10 a 31/12/2031
01/01/08 a 31/12/2022
01/01/09 a 31/12/2023
01/01/10 a 31/12/2024
56,91
1,56
1,12
32,52
12,36
20,83
31,46
83,13
106,95
114,28
115,04
132,26
129,26
121,81
01/01/09 a 31/12/2039
01/01/09 a 31/12/2024
15,57
9,90
126,77
132,39
Os preços são reajustados anualmente com base no IPCA.
Contrato de Prestação de Serviços
Em novembro de 2005, foi celebrado entre a Companhia e a Cadic Brasil Aerolevantamentos Ltda. um
contrato de prestação de serviços, com vigência de 12 meses. O objeto do contrato é a realização de censo
sobre a iluminação pública e o uso mútuo em toda a área de concessão, com o valor estimado de R$2,2
milhões, considerando que é cobrado o valor de R$3,50 mensais por cada poste de iluminação.
152
Contratos Financeiros Relevantes
A Companhia obtém financiamento, principalmente, para realizar investimentos. Os principais contratos
financeiros celebrados pela Companhia e em vigor em 30 de junho de 2006 estão listados abaixo.
Contratos de Dívidas celebrados com a Brasiletros
Contrato de Consolidação de Dívida I. O contrato de consolidação de dívida foi celebrado em 19 de
novembro de 1996 pela Companhia e pela Brasiletros e tem como objeto a consolidação e refinanciamento
da dívida da Companhia junto à Brasiletros, relativo às contribuições mensais da patrocinadora não
repassadas no período de agosto de 1987 a setembro de 1996, no montante total aproximado de R$99,0
milhões, a ser paga em 120 meses, tendo 24 meses de carência, com prazo de amortização de 96 meses, em
parcelas iguais, mensais e sucessivas. Sobre o montante da dívida ajustada pelo INPC incidem juros de 1%
ao mês, capitalizados durante o período de carência. Em garantia ao cumprimento das obrigações previstas
nesse contrato, a Companhia empenhou direitos de crédito em um montante equivalente à dívida assumida.
Em 30 de junho de 2006, o montante devido era de aproximadamente R$15,8 milhões.
Contrato de Consolidação de Dívida II. Em 01 de setembro de 1998, a Companhia e a Brasiletros
celebraram outro contrato de consolidação de dívida que tem como objeto a consolidação e refinanciamento
da dívida de Companhia junto à Brasiletros, relativa às despesas administrativas do período de dezembro de
1994 a dezembro de 1996 e à indenização de aluguéis do período de dezembro de 1994 a maio de 1998, no
montante total aproximado de R$3,3 milhões, a serem pagas em 120 meses, sendo 24 meses de carência,
com prazo de amortização de 96 meses, em parcelas com amortização constantes, mensais e sucessivas,
acrescidas de juros correspondentes ao saldo devedor. Sobre o montante da dívida ajustada pelo INPC
incidem juros de 12% ao ano, capitalizados durante o período de carência. Em 30 de junho de 2006, o
montante devido era de aproximadamente R$1,7 milhões.
Contrato de Refinanciamento do Compromisso da Reserva a Amortizar. Em 01 de janeiro de 2002, a
Companhia e a Brasiletros celebraram um contrato de refinanciamento do compromisso da reserva a
amortizar, cujo objeto é o refinanciamento dos custos para cobertura integral da reserva a amortizar dos
Planos de Complementação de Aposentadoria – PCA e Plano de Aposentadoria de Contribuição Definida –
PACD, no montante total aproximado de R$138,7 milhões, sendo R$118,2 milhões referentes ao PCA e
R$20,5 milhões ao PACD. O prazo para pagamento será de 20 anos, contados a partir de 31 de dezembro de
2001, considerando uma carência de amortização do principal de 30 meses, iniciando o pagamento do
principal em 31 de julho de 2004, com o pagamento de parcelas mensais e consecutivas de juros e
atualização monetária sobre o saldo devedor a partir de 31 de janeiro de 2002. A partir de 30 de junho de
2004, a Companhia passou a pagar à Brasiletros principal e juros com taxa composta equivalentes a 6% ao
ano em uma série de pagamentos de 210 parcelas iguais, mensais e sucessivas, pelo Sistema Price de
Amortização. O saldo devedor do principal será atualizado com base no IGP-DI do mês anterior e juros de
6% ao ano. Em garantia ao cumprimento das obrigações previstas nesse contrato, a Companhia empenhou
direitos de crédito, representados pela arrecadação das contas de energia elétrica efetivamente realizadas, em
um montante equivalente ao débito vencido. Em 30 de junho de 2006, o montante devido era de R$122,0
milhões.
Contratos de Financiamento celebrados com o BNDES.
Contrato de Financiamento mediante Abertura de Crédito nº 02.2.081.3.1. Em 8 de fevereiro de 2002, a
Companhia e o BNDES celebraram o contrato de financiamento, no montante total aproximado de R$253,9
milhões, devendo a parcela equivalente ao valor aproximado de (a) R$221,0 milhões a ser paga em 102
prestações mensais e sucessivas a partir de 15 de março de 2002, e (b) R$33,0 milhões a ser paga em 12
prestações mensais e sucessivas a partir de 15 de setembro de 2010. Sobre o principal da dívida incide juros
de 1% ao ano acima da SELIC. Em garantia ao cumprimento das suas obrigações, a Companhia cedeu e
transferiu ao BNDES o produto da cobrança da tarifa relativa ao fornecimento de energia elétrica no valor
equivalente, até 31 de agosto de 2010, a 3,06% do seu faturamento e, a partir de então, 4,1% do seu
faturamento. Durante a vigência desse contrato, a Companhia deverá garantir que o Banco Bradesco S.A.,
banco arrecadador contra o qual foi cedido o crédito, receba pelo menos 10% do seu faturamento do mês
imediatamente anterior. O montante total do saldo não amortizado de principal acrescido dos juros devidos,
em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente R$128,4 milhões.
153
Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito nº 04.2.286.3.1. Em 11 de maio de 2004, a
Companhia e o BNDES, no âmbito do Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias
de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica – CVA, celebraram contrato de financiamento, no
montante total de aproximadamente R$90,0 milhões, devendo ser pago em 24 parcelas mensais e sucessivas,
com a última prestação em 15 de janeiro de 2007. Sobre o principal da dívida incide juros de 1% ao ano
acima da SELIC. Em garantia ao cumprimento de suas obrigações, a Companhia cedeu e transferiu ao
BNDES o produto de cobrança da tarifa relativa ao fornecimento de energia elétrica no valor equivalente a
3,4% do seu faturamento mensal. Durante a vigência desse contrato, a Companhia deverá garantir que o
Banco Bradesco S.A., banco arrecadador contra o qual foi cedido o crédito, receba pelo menos 10% do seu
faturamento do mês imediatamente anterior. O montante total do saldo não amortizado de principal
acrescido dos juros devidos, em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente R$11,2 milhões.
Contrato de Abertura de Crédito para Financiamento mediante Repasse n° 10/356.276-6. Em 18 de agosto
de 2005, a Companhia, o BNDES e, como agentes financeiros, Unibanco, Bradesco e Banco Alfa de
Investimento S.A., celebraram contrato de financiamento, destinados à implantação da Rede Ampla, no
período de 2005 a 2007, no valor total de R$165 milhões. O financiamento deverá ser pago em 42 parcelas
mensais e sucessivas, vencendo a primeira em 15 de janeiro de 2008 e a última em 15 de junho de 2011.
Sobre o principal da dívida incide juros de 6% ao ano acima da TJLP, exigíveis trimestralmente, durante o
prazo de carência e, mensalmente, durante o período de amortização. Em garantia ao cumprimento das
obrigações, (i) foi vinculada parcela da receita proveniente da prestação de serviços de energia elétrica ou de
outros recursos, equivalentes a 1,5 vez o valor correspondente ao serviço da dívida, e (ii) constituição de
“conta reserva” com recursos equivalentes a, no mínimo, 3 meses do serviço da dívida (principal e juros
vencíveis em cada período). O contrato prevê a manutenção de certos índices financeiros, com periodicidade
de apuração anual. A Companhia poderá utilizar os recursos até 15 de dezembro de 2007. O montante total
do saldo não amortizado de principal acrescido dos juros devidos, em 30 de junho de 2006, era de
aproximadamente R$82,6 milhões.
Finame. Entre os meses de fevereiro e setembro de 2005, foram obtidos 18 Financiamentos mediante
Abertura de Crédito – FINAME Automático, no total de aproximadamente R$18,3 milhões, através da
celebração de Cédulas de Crédito Bancário com o Unibanco. Em todas as operações, ocorre a incidência de
juros de 5,50% ou 6% ao ano, acima da TJLP, incluído o spread do credor de 2,00%. O montante total do
saldo não amortizado de principal acrescido dos juros devidos, em 30 de junho de 2006, era de
aproximadamente R$16,0 milhões.
Contrato de Financiamento celebrados com a Eletrobrás
Reluz I. Em 28 de outubro de 2002, a Companhia e a Eletrobrás celebraram contrato de financiamento, para
cobertura financeira de até 75% do custo total do Programa de Iluminação Pública da Companhia, que
integra o “Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente – Reluz” em 7 municípios do Estado do Rio
de Janeiro (Angra dos Reis, Búzios, Petrópolis, São Pedro D’Aldeia, Saquarema, Rio das Ostras e
Teresópolis), no montante total de aproximadamente R$6,9 milhões, com juros de 5% ao ano e taxa de
administração de 1,5% ao ano pagos mensalmente. O crédito terá carência de 24 meses, a partir dos quais o
valor do principal deverá ser pago em 36 parcelas mensais e iguais, representadas por igual número de notas
promissórias, emitidas pela Companhia. O reajuste do saldo devedor será efetuado anualmente, de acordo
com a legislação vigente e com base na variação pro rata temporis do índice de correção dos recursos da
RGR – Reserva Global de Reversão. Esse financiamento é garantido por receitas da Companhia. Em 16 de
dezembro de 2005, o contrato foi aditado visando reduzir o montante total do crédito disponibilizado para
aproximadamente R$ 3,5 milhões e limitar a participação no programa aos municípios de Angra dos Reis e
Petrópolis. Em 30 de junho de 2006, o montante devido era de aproximadamente R$3,0 milhões.
154
Reluz II e III. Em 13 de maio de 2004, a Companhia e a Eletrobrás celebraram novo contrato de
financiamento, para cobertura financeira de até 75% do custo total do Programa de Eficiência Energética e
Modernização dos Sistemas de Iluminação Pública da Companhia, que integra o “Programa Nacional de
Iluminação Pública Eficiente – Reluz”, objetivando o Projeto de Melhoria do Sistema de Iluminação Pública
do Município de Niterói, no montante de até aproximadamente R$3,1 milhões, com juros de 5% ao ano e
taxa de administração de 1,5% ao ano pagos mensalmente. O crédito terá carência de 16 meses, a partir dos
quais o valor do principal deverá ser pago em 48 parcelas mensais e iguais. Esse financiamento é garantido
por receitas da Companhia, ficando excluídos os recursos mantidos junto aos Bancos HSBC Bank Brasil
S.A. e Lemon Bank Banco Múltiplo S.A., representativos de aproximadamente 8% do total arrecadado pela
Companhia. Em 30 de junho de 2006, o montante devido era de aproximadamente R$3,1 milhões.
Luz no Campo. Em 17 de setembro de 2003, a Companhia e a Eletrobrás celebraram aditivo ao contrato de
financiamento, para cobertura financeira dos custos do programa de eletrificação rural, que integra o
Programa de Eletrificação Rural – “Luz do Campo” do MME, em montante equivalente a 75% do custo total
para as obras, exclusive as despesas relativas a mão-de-obra, transporte e administração próprios, no
montante de R$45 milhões. Sobre o montante devido são incidentes juros de 5% ao ano e taxa de
administração de 1,0% ao ano pagos mensalmente. O crédito terá carência de 24 meses, a partir dos quais o
valor do principal deverá ser pago em 36 parcelas mensais e iguais. Em garantia ao cumprimento das
obrigações previstas nesse contrato, a Companhia empenhou direitos de crédito referentes à arrecadação de
contas de energia elétrica. Em 30 de junho de 2006, o montante devido era de aproximadamente R$13,2
milhões.
Luz para Todos. Em 01 de junho de 2004, a Companhia e a Eletrobrás celebraram contrato de
financiamento, para cobertura financeira dos custos diretos das obras do programa de eletrificação rural, que
integra o Programa de Universalização do Acesso e Uso de Energia Elétrica – “Luz para Todos” do MME,
em montante equivalente a até 68,65% do custo total para as obras, exclusive as despesas relativas à mão-deobra, transporte e administração próprios, no montante aproximado de R$9,8 milhões (provenientes de
RGR). Sobre esse montante são incidentes juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1% ao ano pagos
mensalmente. O crédito terá carência de 24 meses, a partir dos quais o valor do principal deverá ser pago em
120 parcelas mensais e iguais (as parcelas serão representadas por um conjunto de 120 notas promissórias a
serem emitidas pela Companhia). Esse financiamento é garantido por receitas da Companhia. A Eletrobrás
concede à Companhia, a título de subvenção econômica, recursos no valor aproximado de R$2,3 milhões
para cobertura financeira dos custos diretos das obras de seu programa de eletrificação rural (provenientes
do CDE), que integra o Programa Luz para Todos, no montante equivalente a 16,35% do custo total das
respectivas obras, exclusive as despesas relativas à mão-de-obra, transporte e administração próprios. A
Companhia pagará, a título de ressarcimento dos custos incorridos na administração do contrato, 1% sobre
cada liberação efetuada com recursos provenientes da CDE, vencível no ato da liberação. Em 30 de junho de
2006, o montante devido era de aproximadamente R$2,9 milhões.
Fixed Rate Notes
Em 07 de abril de 1998, a Companhia emitiu no mercado externo Fixed Rate Notes, para distribuição
privada, no valor de US$350 milhões, com vencimento final em 06 de outubro de 2008 e juros de 11,2% ao
ano. A totalidade das Fixed Rate Notes foi transferida para a Ampla Investimentos. Para maiores
informações ver “Reorganização Societária” nesta seção do Prospecto.
3ª Emissão de Debêntures
Em março de 2005, a Companhia emitiu 40.000 debêntures simples, não conversíveis em ações, nominativas,
escriturais, da espécie sem garantia ou preferência (quirografária), com valor nominal unitário de
R$10.000,00, perfazendo o montante de R$400,0 milhões, com vencimento em 01 de março de 2008 (1ª
série) e 01 de março de 2010 (2ª série). O montante total do saldo não amortizado de principal, acrescido dos
juros devidos, em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente R$421,8 milhões.
155
Para informações sobre as características dessas debêntures ver seção “Títulos e Valores Mobiliários”.
Operações de longo prazo
Os fundos obtidos com os financiamentos abaixo descritos foram utilizados para refinanciar as dívidas de
curto prazo da Companhia e para resgatar o saldo de R$144,0 milhões relativo às debêntures da 2ª emissão.
Todas as operações foram negociadas com cláusulas de vencimento antecipado e covenants financeiros
similares aos estabelecidos no instrumento relativo à 3ª emissão de debêntures da Companhia, com exceção
dos financiamentos obtidos junto ao Unibanco e ao Banco Alfa, que apenas prevêem a aceleração da dívida
nas hipóteses de descumprimento das obrigações pactuadas ou existência de procedimento judicial ou
extrajudicial que possa comprometer a capacidade de pagamento do empréstimo.
Em novembro de 2004, houve a celebração com o ABN AMRO de seis Instrumentos Particulares de
Repasse de Recursos Captados no Exterior, bem como os respectivos contratos para operações de swap,
perfazendo o valor total de R$27,7 milhões, dos quais US$428,7 mil foram pagos em 2005, US$207,8 mil
foram pagos em maio de 2006 e cujo saldo será pago de forma escalonada, no decorrer de 2006 (US$203,4
mil) e 2007 (US$9,2 milhões ). Sobre o principal da dívida, incide juros de 7,5% ao ano, vencendo
semestralmente. Foram emitidas Notas Promissórias em garantia do pagamento do principal e juros. O
montante total do saldo não amortizado de principal acrescido dos juros devidos, em 30 de junho de 2006,
era de aproximadamente R$22,7 milhões.
Em março de 2005, a Companhia e o Unibanco firmaram o Aditamento n° 044.325037-0, ao Contrato de
Empréstimo n° 1325037044, no montante de R$40,0 milhões, a ser pago em uma única parcela, em
fevereiro de 2007. Sobre o principal da dívida, incide juros correspondentes à taxa CDI, acrescidos de 1,85%
ao ano, a vencer juntamente com o principal. O montante total do saldo não amortizado de principal
acrescido dos juros devidos, em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente R$51,2 milhões.
Em abril de 2005, a Companhia celebrou três Cédulas de Crédito Bancário com o Itaú BBA, no valor total
de R$100,0 milhões, a ser pago em uma única parcela, em abril de 2010. Sobre o principal da dívida, além
da atualização monetária com base no IGPM, incide juros de 11,70% ao ano, exigíveis em 5 parcelas anuais,
a partir de abril de 2006. O montante total do saldo não amortizado de principal acrescido dos juros devidos,
em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente R$103,5 milhões.
Em junho de 2005, a Companhia e o Banco Alfa de Investimento S.A. firmaram Contrato de Abertura de
Crédito – Capital de Giro, no valor de R$30,0 milhões, a ser pago em uma única parcela, em junho de 2007.
Sobre o principal da dívida, incide juros correspondentes a 108% da variação da taxa CDI, com vencimento
semestral, a partir de dezembro de 2005. Como garantia, foi emitida uma Nota Promissória no valor de
R$36,0 milhões. O montante total do saldo não amortizado de principal acrescido dos juros devidos, em 30
de junho de 2006, era de aproximadamente R$30,4 milhões.
Em junho de 2005, a Companhia e o Unibanco firmaram o Contrato de Empréstimo n° 1355002744, no
montante de R$30,0 milhões, a ser pago em uma única parcela, em junho de 2009. Sobre o principal da
dívida, incidem juros correspondentes à taxa CDI, acrescidos de 1,4% ao ano, com vencimento semestral, a
partir de dezembro de 2005. O montante total do saldo não amortizado de principal acrescido dos juros
devidos, em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente R$30,1 milhões.
Em junho de 2005, houve a celebração com o ABN AMRO de cinco Instrumentos Particulares de Repasse
de Recursos Captados no Exterior, bem como os respectivos contratos para operações de swap, perfazendo o
valor total de R$29,9 milhões, a ser pago em junho de 2006 (US$564,4 mil), 2007 (US$3,3 milhões), 2008
(US$3 milhões), 2009 (US$2,8 milhões) e 2010 (US$2,5 milhões). Sobre o principal da dívida, incide juros
de 6,35% ao ano, vencendo junto com o principal. Foram emitidas Notas Promissórias em garantia do
pagamento do principal e juros. O montante total do saldo não amortizado de principal acrescido dos juros
devidos, em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente R$26,9 milhões.
Em julho de 2005, a Companhia e o Bradesco firmaram o Instrumento Particular de Financiamento de
Capital de Giro com Taxa Flutuante, no montante de R$40,0 milhões, a ser pago em uma única parcela, em
julho de 2009. Sobre o principal da dívida, incide juros correspondentes à taxa CDI, acrescidos de 0,1241%
ao mês e 1,5% ao ano, em 08 parcelas semestrais e sucessivas, vencendo a primeira em janeiro de 2006 e a
última em julho de 2009. Como garantia, foi emitida uma Nota Promissória no valor de R$40,0 milhões. O
montante total do saldo não amortizado de principal acrescido dos juros devidos, em 30 de junho de 2006,
era de aproximadamente R$43,3 milhões.
156
Ainda em julho de 2005, a Companhia celebrou seis Cédulas de Crédito Bancário com o Banco Pactual
S.A., no valor total de R$30,0 milhões, a ser pago em uma única parcela, em julho de 2009. Sobre o
principal da dívida, além da atualização monetária com base no IGPM, incide juros de 11,3% ao ano,
exigíveis juntamente com o principal. O montante total do saldo não amortizado de principal acrescido dos
juros devidos, em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente R$33,7 milhões.
Em fevereiro de 2006, a Companhia e o Unibanco firmaram o Contrato de Empréstimo nº 1382423244, no
montante de R$40,0 milhões, a ser pago em uma única parcela, em fevereiro de 2007. Sobre o principal da
dívida, incidem juros correspondentes à taxa CDI, acrescidos de 0,9799% ao ano. O montante total do saldo
não amortizado de principal acrescido de juros devidos, em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente
R$42,4 milhões.
Em março de 2006, a Companhia e o Unibanco firmaram o Contrato de Empréstimo nº 1386176244, no
montante de R$20,0 milhões, a ser pago em uma única parcela, em outubro de 2006. Sobre o principal da
dívida, incidem juros correspondentes à taxa CDI, acrescidos de 1,0599% ao ano. O montante total do saldo
não amortizado de principal acrescido de juros devidos, em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente
R$20,8 milhões.
Em abril de 2006, a Companhia celebrou uma Cédula de Crédito Bancário com o Itaú BBA, no valor total de
R$30,0 milhões, a ser pago em uma única parcela, em outubro de 2006. Sobre o principal da dívida, incidem
juros correspondentes à taxa CDI, acrescidos de 1,05% ao ano, capitalizados diariamente. O montante total
do saldo não amortizado de principal acrescido dos juros devidos, em 30 de junho de 2006, era de
aproximadamente R$31,1 milhões.
Em abril de 2006, a Companhia e o Banco Alfa de Investimento S.A. firmaram Contrato de Abertura de
Crédito – Capital de Giro, no valor de R$20,0 milhões, a ser pago em uma única parcela, em outubro de
2006. Sobre o principal da dívida, incidem juros correspondentes à taxa CDI, acrescidos de a 1% ao ano.
Como garantia, foi emitida uma Nota Promissória no valor de R$24,0 milhões. O montante total do saldo não
amortizado de principal acrescido dos juros devidos, em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente
R$20,8 milhões.
Garantias sobre o Faturamento da Companhia
A tabela abaixo relaciona as garantias sobre faturamento líquido mensal prestadas pela Companhia, em 30
de junho de 2006:
Contrato
BNDES-ARTE
BNDES-CVA
BNDES-FINEM
Brasiletros
Brasiletros – Aporte
Eletrobrás – 2002
Eletrobrás Reluz
Eletrobrás Luz p/ Todos
Eletrobrás
Eletrobrás
Itaipu
ONS CUST
Contrato CCT
Enertrade (40 MWh)
Total
Vencimento
15/08/2011
17/01/2007
15/06/2011
31/10/2006
31/12/2021
30/11/2007
01/12/2007
02/12/2007
03/12/2007
04/12/2007
31/05/2013
*
*
31/12/2022
-
Garantia Mensal
(em R$ mil)
5.262
7.300
2.712
4.130
999
846
126
20
1
61
14.580
11.463
1.361
3.526
52.387
* vigência até o término da concessão
157
% sobre a Receita Líquida
3,01%
4,17%
1,55%
2,36%
0,57%
0,48%
0,07%
0,01%
0,00%
0,04%
8,33%
6,55%
0,78 %
2,02 %
29,94%
Processos Judiciais e Administrativos
Em 30 de junho de 2006, a Companhia era parte em mais de 22.800 procedimentos administrativos e
processos judiciais, somados os de natureza cível, fiscal, trabalhista e ambiental, sendo que
aproximadamente 75% desses processos estavam em curso nos Juizados Especiais Cíveis.
Em 30 de junho de 2006, a Companhia tinha uma provisão para contingência acumulada no montante de
R$736,4 milhões, constituída com base na expectativa da administração da Companhia e de seus consultores
jurídicos quanto ao resultado de tais procedimentos e processos.
A Companhia registra uma provisão quando, na opinião da administração ou de assessores jurídicos internos
ou externos, existe um provável resultado adverso em um processo e tal prejuízo pode ser estimado. A
apuração dos montantes provisionados baseia-se nos valores envolvidos nos processos e no parecer dos
assessores jurídicos internos e externos responsáveis por eles.
Dentre os processos cíveis, a Companhia é ré em diversas ações civis públicas que tratam principalmente das
seguintes matérias: (a) racionamento, (b) corte no fornecimento por irregularidades no consumo, (c) cobrança
de encargo adicional, (d) abusividade de cláusulas do contrato de prestação de serviço público de energia
elétrica para unidades consumidoras atendidas em baixa tensão, (e) corte no fornecimento de energia elétrica
em razão da extrapolação da capacidade destinada a cada região, (f) rateamento dos custos para extensão da
rede elétrica, (g) arrecadação de contribuição de iluminação pública, (h) direito do consumidor em relação ao
Projeto “Rede Ampla”, que objetiva a implantação de medidores eletrônicos, (i) vedação ao corte de árvores
que ameaçam linhas de transmissão e recomposição de supostos danos gerados com tal procedimento e (j)
majoração tarifária ocorrida durante o plano cruzado, em que se requer a devolução aos consumidores dos
valores supostamente cobrados de forma indevida. Em relação às ações civis públicas, não há como estimar,
na quase totalidade dos casos, os montantes envolvidos e não foram constituídas provisões relativas a tais
processos.
Com exceção das questões descritas nos itens abaixo e das ações civis públicas comentadas acima, a
Companhia acredita que não haja processo judicial ou procedimento administrativo pendente em que, no caso
de sentença desfavorável, resultaria em um efeito material adverso em sua situação financeira ou resultado
operacional.
A seguir será apresentada uma visão geral dos principais processos em que a Companhia figura no pólo
passivo.
Processos Cíveis
Em 30 de junho de 2006, a Companhia era parte em aproximadamente 3.921 processos de natureza cível,
sendo que na maioria delas a Companhia figurava como ré. A Companhia provisionou a quantia acumulada
de R$113,4 milhões em relação aos processos de natureza cível.
Os processos judiciais de natureza cível de maior relevância referem-se às seguintes matérias:
Majoração tarifária
A Companhia responde por ações que tratam do aumento nas tarifas de energia elétrica, ocorrido em março
de 1986, quando vigorava o plano cruzado (congelamento de preços). Apesar do aumento ter sido autorizado
pelo Poder Concedente, o Poder Judiciário firmou o entendimento de que essa majoração tarifária
desrespeitou a legislação vigente, e determinou a restituição dos valores aos consumidores industriais
relativos ao período compreendido entre março a novembro de 1986. O montante envolvido em tais ações é
de aproximadamente R$35,5 milhões. Tendo em vista o posicionamento do Poder Judiciário, a Companhia
acredita que a chance de perda dessas ações (no que se refere ao período compreendido entre março e
novembro de 1986) é provável, tendo sido provisionada a quantia de aproximadamente R$31,9 milhões.
158
Além das ações individuais acima relatadas, foram propostas sobre o mesmo tema, no ano de 2006, uma
ação civil pública pela ASSOBRAEE - Associação Brasileira de Consumidores de Água e Energia Elétrica,
cujo último andamento foi a apresentação de contestação pela Companhia, bem como uma ação coletiva
pela ANDEC - Associação Nacional dos Consumidores de Crédito, tendo sido a Companhia recentemente
citada e não tendo ainda apresentado contestação. A Companhia considera a possibilidade de perdas nessas
ações como remota, não tendo sido feita provisão com relação a essas ações.
Eletroplessão
A Companhia figura como ré em ações propostas por vítimas e/ou por sucessores de vítimas de acidentes
envolvendo a rede de eletricidade da Companhia, pelas mais diversas causas. A maior ação relacionada com
essa matéria envolve o valor de R$2,0 milhões. Caso a Companhia seja condenada, ela poderá ter ação de
regresso contra sua seguradora na época do acidente, observado o valor da franquia da respectiva apólice. A
avaliação da chance de perda desses processos depende da prova da culpa da vítima no acidente. Para
informações sobre o seguro de responsabilidade civil vigente ver item “Seguros” desta seção do Prospecto.
Foi constituída provisão para os processos relacionados à eletroplessão no valor de R$13,7 milhões.
Cobrança de dívida contraída pelo Estado do Rio de Janeiro
Em 01 de abril de 1998, a Meridional S.A. Serviços Empreendimentos propôs uma ação contra o Estado do
Rio de Janeiro e a Companhia para cobrança de valores que teriam origem em ações em trâmite perante a
Vara da Fazenda Pública do Estado do Rio de Janeiro, que têm como partes a CELF – Centrais Elétricas
Fluminense e a Ministral Engenharia S.A. e Cível, Indústria, Viação e Engenharia Ltda. (ambas formam um
consórcio administrado pelo Meridional), com base em uma suposta confissão de dívida da Secretaria do
Estado da Fazenda. A Companhia foi incluída no pólo passivo da ação, uma vez que teria havido fraude à
execução na transferência dos ativos da CELF para a Companhia e que, em função da transferência desses
ativos, a CELF teria se tornado insolvente. O Estado do Rio de Janeiro figura como parte por ter sido, na
época da transferência dos ativos, o acionista controlador da Companhia. A Companhia alega, em sua
defesa, que o passivo é de responsabilidade da CELF e do próprio Estado do Rio de Janeiro, conforme
previsão contratual, e que não teria havido a comprovação de fraude. Alega, ainda, que houve prescrição do
direito de questionar a operação de compra de ativos da CELF pela Companhia. O processo pelo qual se
discute a origem do suposto débito teve o pedido inicial julgado improcedente em primeira instância. Tal
sentença foi anulada pelo tribunal de 2ª instância, que entendeu que tanto a ação sobre a origem do débito,
quanto a ação que a Meridional move contra a Companhia deveriam ser julgadas juntas. Com o retorno dos
autos para a primeira instância, a fim de reunir todas as três ações, sob o argumento da conexão e pelo risco
de decisões contraditórias, foi proferida nova sentença, em 07 de outubro de 2005, que julgou improcedente
a ação proposta pela Cível Construtora, Industria, Viação e Engenharia S.A. e procedente a ação proposta
pela CELF, condenando a primeira a restituir à segunda os valores que forem apurados em liquidação.
Atualmente, o processo encontra-se em fase de publicação da decisão do embargo interposto pela
Meridional, ao qual foi negado provimento pela inexistência de qualquer vício na sentença. A Companhia
considera a possibilidade de perda desse processo como possível, sendo o montante total envolvido é de
aproximadamente R$400,3 milhões. Não foi constituída provisão para este processo.
Compartilhamento de infra-estrutura
Em 03 de maio de 2004, a Companhia foi acionada pela Televisão Cidade S.A., operadora de tevê a cabo em
Niterói e São Gonçalo, sob a alegação de que os valores negociados em um contrato de locação de poste
estariam em desacordo com a Resolução Conjunta ANEEL/ANATEL/ANP 001 de 24 de novembro de 1999,
que instituiu o Regulamento Conjunto de Compartilhamento de Infra-Estrutura entre os Setores de Energia
Elétrica, Telecomunicações e Petróleo. Em primeira instância, o valor unitário (por poste) de locação foi
reduzido liminarmente para R$1,80, tendo o Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro reformado tal decisão,
fixando provisoriamente o valor em R$ 2,70, correspondente ao valor histórico da locação. A Companhia
interpôs recurso especial ao Superior Tribunal de Justiça, que ficou retido. O precedente do Tribunal é
importante e pode estimular ações semelhantes de outras companhias que aluguem o compartilhamento de
postes. A Companhia considera a possibilidade de perda dessa ação como possível. Não há valor
provisionado para esta ação, apenas uma contingência no montante atualizado de R$2,2 milhões, em 30 de
junho de 2006.
159
Juizados Especiais Cíveis
Existem 15.591 processos em trâmite perante os Juizados Especiais Cíveis, nos quais a Companhia sempre
figura como ré. As principais matérias tratadas nesses processos são: Contribuição de Iluminação Pública CIP e Taxa de Iluminação Pública –TIP, perdas e cortes de energia elétrica e faturamento.
Em 2004, com a meta de diminuir as ações ingressadas nos Juizados Especiais Cíveis, a Companhia criou o
Comitê de Gestão de Origens. Esse comitê é formado por representantes das Diretorias Jurídica, Comercial,
de Perdas e Regulação. Ele tem por objetivo avaliar as razões que dão origem a tais causas e determinar
ações para reduzi-las. Além disso, foram tomadas as seguintes ações, dentre outras: (a) contratação de
escritório de advocacia para gerenciamento das pequenas causas, (b) promoção de encontro e visitas
regulares aos juízes dos Juizados Especiais Cíveis para expor o posicionamento da Companhia e ouvir
sugestões para reduzir o número de causas, e (c) implantação de acordos em crédito de energia elétrica.
Até agosto de 2005, baseada no histórico de perda em ações dessa natureza, a Companhia provisionava 30%
do valor envolvido em todas as ações em trâmite perante os Juizados Especiais Cíveis. Entretanto, a partir de
setembro de 2005, tendo em vista o comportamento do saldo de provisão que demonstrou uma diminuição do
valor médio da condenação, a direção da Companhia decidiu reduzir o percentual provisionado em tais ações
de 30,0% para 20,0% do valor envolvido em cada ação. Em 30 de junho de 2006, o valor provisionado era de
aproximadamente R$30,2 milhões, considerando as custas e honorários envolvidos, para um valor total
envolvido em tais ações de R$135,5 milhões.
Processos Fiscais
Em 30 de junho de 2006, a Companhia era parte em diversos procedimentos administrativos e processos
judiciais de natureza tributária. Em tal data havia uma provisão referente a assuntos fiscais, incluindo
processos administrativos e judiciais, no valor de R$317,5 milhões.
Os procedimentos administrativos e processos judiciais de natureza fiscal de maior relevância referem-se às
seguintes matérias:
ICMS – Bens do Ativo Permanente
A Companhia está envolvida em diversas autuações fiscais lavradas pela Secretaria de Receita do Estado do
Rio de Janeiro, objetivando a cobrança do ICMS não recolhido. A maior parte dessas autuações decorreu da
saída tributável de mercadorias sem o recolhimento do ICMS. A Companhia alegou, em sede de defesa
administrativa, tratar-se de remessa de bens integrantes do ativo permanente para conserto em
estabelecimento próprio, operação esta que não estaria sujeita à incidência do ICMS. As decisões de
primeira instância foram desfavoráveis à Companhia. Essas autuações fiscais estão pendentes de julgamento
perante o Conselho de Contribuintes do Estado do Rio de Janeiro. A Companhia entende que a chance de
perda nesses processos é remota. O valor envolvido na totalidade desses autos de infração é de
aproximadamente R$67,3 milhões, estando provisionado o valor de aproximadamente R$11,7 milhões, em
30 de junho de 2006.
ICMS – Prazo de Recolhimento
Em 26 de setembro de 2005, a Companhia foi autuada pela Secretaria de Receita do Estado do Rio de
Janeiro, em razão de recolhimento espontâneo, fora do prazo legal, de ICMS e do adicional de ICMS
destinado ao Fundo Estadual de Combate à Pobreza, sem o pagamento dos acréscimos legais. A autuação
fiscal abrange o período de maio de 2002 a maio de 2005. Em 25 de outubro de 2005, a Companhia
apresentou impugnação administrativa, a qual se encontra pendente de julgamento pela Junta de Revisão
Fiscal do Estado do Rio de Janeiro. A Companhia entende que a chance de perda nesses processos é
possível. O valor envolvido nessas autuações fiscais é de aproximadamente R$103,9 milhões. Não foi
constituída provisão relativa a este processo.
160
COFINS – não recolhimento e recolhimento a menor
Em 10 de junho de 2003, a Companhia foi autuada pela Secretaria da Receita Federal sob o argumento de
não ter sido feito o recolhimento da COFINS no período compreendido entre dezembro de 2001 a março de
2002, bem como o pagamento a menor da COFINS no período compreendido entre abril a junho de 2002.
Em defesa administrativa, a Companhia alega que, nos termos de decisão judicial transitada em julgado, sua
receita de fornecimento de energia elétrica não está sujeita à tributação pela COFINS até a data da entrada
em vigor da Emenda Constitucional nº 33/2001. Com relação ao recolhimento a menor da COFINS no
período compreendido entre abril de 2002 e junho de 2002, a Companhia alega que este débito fiscal já se
encontra quitado através de compensação com créditos de IRPJ e CSLL. Em primeira instância
administrativa, o processo foi julgado desfavorável à Companhia, estando pendente de julgamento o recurso
interposto perante o Conselho de Contribuintes do Ministério da Fazenda. A Companhia considera a
possibilidade de perda deste processo como possível. O montante envolvido nessa autuação é de
aproximadamente R$110,7 milhões. Não foi constituída provisão relativa a este processo.
COFINS sobre energia elétrica – Ação Rescisória
Em 08 de abril de 1997, a União Federal propôs uma ação rescisória em face da Companhia com o fim de
anular a decisão proferida pelo Tribunal Regional Federal da 2ª Região, em 27 de julho de 1996, que
declarou que o fornecimento de energia elétrica pela Companhia não está sujeito à incidência da COFINS,
alcançando o período de junho de 1996 a dezembro de 2001. O Tribunal Regional Federal da 2ª Região, em
decisão proferida por seu Plenário em dezembro de 2003, não admitiu a referida ação rescisória, por
entender que não estavam presentes os seus pressupostos. Diante dessa decisão, a União Federal interpôs
embargos de declaração, os quais se encontram conclusos ao Desembargador Relator para julgamento.A
Companhia considera a possibilidade de perda deste processo como possível. Todavia, caso a rescisão seja
julgada procedente, a Companhia seria obrigada a pagar COFINS sobre a energia elétrica por ela fornecida
no período não prescrito compreendido de junho de 1996 a dezembro de 2001. O valor envolvido é de
aproximadamente R$455,0 milhões, em 30 de junho de 2006. Não foi constituída provisão relativa a este
processo.
Lucro Inflacionário
A Companhia foi autuada pela Secretaria da Receita Federal sob o argumento de ter realizado a menor o
lucro inflacionário referente aos exercícios de 1997, 1998 e 1999, totalizando 3 autos de infração. A
Companhia alega que há uma divergência nos valores constantes no Livro de Apuração do Lucro Real –
LALUR e nas Declarações de Rendimentos referente aos anos de 1994 e 1995, o que teria ensejado a
lavratura dessas autuações fiscais. A Companhia sustenta, ainda, que tais autuações teriam decorrido de
erros materiais no preenchimento da Declaração de Rendimentos. Uma das autuações se encontra no Serviço
de Controle e Acompanhamento Tributário da Secretaria da Receita Federal em Niterói, para a análise das
divergências apontadas pela Companhia. As outras 2 autuações se encontram pendentes de decisão de 1ª
instância administrativa. A Companhia considera a possibilidade de perda nessas autuações como possível.
O montante envolvido nessas autuações é de aproximadamente R$14,7 milhões, em 30 de junho de 2006.
Não foi constituída provisão para este processo.
IRPJ / CSLL – Limite de Compensação dos Prejuízos Fiscais e Bases de Cálculo Negativas
Em 13 de abril de 1998, a Companhia impetrou mandado de segurança para assegurar seu direito à
compensação integral das bases de cálculo negativas da CSLL e dos prejuízos fiscais acumulados apurados
até 31 de dezembro de 1994 (excluído o ano de 1993). O mandado de segurança em questão foi julgado
parcialmente procedente em primeira instância, no sentido de autorizar a dedução integral do prejuízo fiscal
para fins de apuração do lucro Real referente aos anos-base 1995 e seguintes, tendo a União Federal
interposto recurso de apelação ao Tribunal Regional Federal da 2ª Região, o qual está pendente de
julgamento. A Companhia considera que a possibilidade de perda dessa ação é provável.
161
Em 17 de dezembro de 1998, a Companhia impetrou mandado de segurança para assegurar seu direito à
compensação integral das bases de cálculo negativas da CSLL e dos prejuízos fiscais acumulados apurados
nos exercícios de 1993, 1995 e 1996, para efeitos do cálculo da CSLL e do IRPJ, sem observar o limite de
30% das respectivas bases apuradas em cada exercício. O mandado de segurança foi julgado procedente em
primeira instância, estando os recursos da União Federal pendentes de julgamento pelo Tribunal Regional
Federal da 2ª Região. A Companhia considera a possibilidade de perda deste processo como provável.
O valor envolvido nos dois processos acima é de aproximadamente R$259,7 milhões, estando provisionado,
em 30 de junho de 2006, o valor de R$233,6 milhões. A Secretaria da Receita Federal lavrou autos de
infração sobre a matéria, com o objetivo de prevenir a decadência, cujos valores estão computados no valor
total envolvido nos processos judiciais.
Contribuição Previdenciária
O INSS ajuizou, em 24 de setembro de 1998, execução fiscal em face da Companhia, para cobrança dos
créditos tributários alegadamente decorrentes de a Companhia supostamente: (i) ter efetuado contratação
irregular de empregados temporários, e (ii) ter deixado de recolher a contribuição previdenciária sobre o 13º
salário pago aos empregados denominados “patrulheiros”. A Companhia opôs embargos à execução fiscal,
questionando a referida execução fiscal. Concomitantemente, a Companhia ajuizou ação anulatória de débito
fiscal, através da qual pretende anular o crédito tributário objeto da execução fiscal. A execução fiscal e os
embargos à execução fiscal opostos pela Companhia estão suspensos, aguardando o julgamento da ação
anulatória de débito fiscal proposta pela Companhia, a qual está pendente de julgamento em primeira
instância. A Companhia considera que a possibilidade de perda dessa ação é possível. O valor envolvido
nessas ações atinge é de aproximadamente R$10,2 milhões. Foi constituída provisão para este processo de
R$4,3 milhões.
SAT
O INSS lavrou duas Notificações Fiscais de Lançamento de Débito pelo suposto recolhimento a menor de
contribuição previdenciária relativa ao Seguro Acidente do Trabalho (SAT). A Companhia fez o
recolhimento considerando grau de risco menor, com alíquota de 1%, por considerar que a análise deve ser
feita através de levantamento de empregados lotados em cada prédio e não de uma maneira geral. O INSS
entende que devido ao risco da atividade, deveria ser recolhido 3% sobre o total da folha de pagamento. O
processo encontra-se na segunda instância administrativa para análise do recurso da Companhia contra a
decisão de primeira instância, que foi favorável ao INSS. A Companhia considera que a possibilidade de
perda destas ações é possível. O valor envolvido nessas ações é de aproximadamente R$ 21,4 milhões e não
foi constituída provisão para os processos.
Em 2005, a Companhia ingressou com ação ordinária contra o INSS, questionando a cobrança da
contribuição previdenciária do SAT pela alíquota de 3%, argumentando que a jurisprudência pacificou o
entendimento no sentido de que a alíquota para recolhimento da contribuição destinada ao custeio da
aposentadoria especial e dos benefícios decorrentes de acidentes do trabalho deve observar o grau de risco
das atividades desenvolvidas em cada estabelecimento da empresa. Ainda não há decisão de primeira
instância. A Companhia considera que a possibilidade de perda deste processo é possível. O valor envolvido
nestas ações, em 30 de junho de 2006, é de aproximadamente R$ 21,4 milhões. Não foi constituída provisão
para este processo.
Contribuição Previdenciária
O INSS ajuizou, em 24 de setembro de 1998, execução fiscal em face da Companhia, para cobrança dos
créditos decorrentes da não retenção da contribuição previdenciária, incidente à alíquota de 11%, sobre a
prestação de serviços por terceiros. A Companhia opôs embargos a execução fiscal questionando a referida
execução fiscal. Concomitantemente, a Companhia ajuizou ação anulatória de débito fiscal com o objetivo
de anular o crédito tributário objeto da execução fiscal. A execução fiscal e os embargos à execução fiscal se
encontram suspensos, aguardando a decisão final a ser proferida nos autos da ação anulatória de débito
fiscal. A ação anulatória ainda se encontra pendente de julgamento em primeira instância. Além disso,
Em 13 de março de 2002, a Companhia ajuizou mais uma ação anulatória de débito fiscal, objetivando
anular outro débito previdenciário decorrente da não retenção da contribuição previdenciária, incidente à
alíquota de 11%, sobre a prestação de serviços por terceiros (o qual ainda não foi objeto de execução fiscal).
162
Em primeira instância, foi proferida sentença julgando improcedente o pedido da Companhia. Contra a
sentença, foi interposto recurso de apelação ao Tribunal Regional Federal da 2ª Região, recurso esse que
ainda se encontra pendente de julgamento. A Companhia considera que a possibilidade de perda dessas
ações é possível. O valor envolvido nessas ações atinge a soma de R$2,8 milhões. Foi constituída provisão
relativa a este processo no valor de R$1,3 milhões.
Imposto de Renda – remessas ao exterior
No dia 01 de julho de 2005, a Secretaria da Receita Federal lavrou contra a Companhia auto de infração em
razão de ter entendido que houve perda do benefício fiscal de redução a zero da alíquota do imposto de
renda na fonte - IRF incidente sobre os juros e demais rendimentos remetidos ao exterior, em decorrência
de Fixed Rate Notes (FRN) emitidos pela Companhia em 1998. Tal entendimento decorre do fato de a
Secretaria da Receita Federal haver considerado que os contratos de mútuo celebrados pela Companhia, na
qualidade de mutuante, com o então credor dos títulos (CERJ Overseas) implicaram pagamento antecipado
de parte dos FRN, pelo que o prazo médio de amortização exigido pela lei para o gozo do benefício fiscal,
de no mínimo 96 meses, não teria sido observado. A decisão administrativa de 1ª Instância manteve o
lançamento do crédito tributário. A Companhia interpôs recurso ao Conselho de Contribuintes. O valor
envolvido neste processo administrativo, em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente R$509,6
milhões. A Companhia não constituiu provisão contábil sobre o valor; todavia, apresentou informações
sobre a autuação fiscal nas notas explicativas às Demonstrações Financeiras de dezembro de 2005. A
Companhia considera que a possibilidade de perda deste processo é possível.
Taxa de Iluminação Pública – TIP
O Ministério Público ingressou com duas ações civis públicas contra a Companhia, questionando a Taxa de
Iluminação Pública, ou TIP, nos Municípios de Niterói e São Gonçalo. A ABRACON – Associação
Brasileira do Consumidor também ajuizou ação civil pública em face da Companhia questionando a TIP no
Município de São Gonçalo. Estas demandas objetivam impedir a cobrança da TIP nas contas de energia
elétrica dos consumidores dos Municípios de Niterói e São Gonçalo e a condenação da Companhia à
restituição em dobro dos valores indevidamente recolhidos por todos os consumidores dos referidos
municípios. A ação judicial apresentada pelo Ministério Público, relativa ao Município de Niterói, foi
decidida definitivamente a favor da Companhia. As ações envolvendo a TIP do Município de São Gonçalo
ainda não foram julgadas em primeira instância. A Companhia considera a possibilidade de perda deste
processo como remota. O valor dessas ações atinge o montante aproximado de R$62,6 milhões, podendo
haver decisão condenando a Companhia a pagar aos contribuintes até o dobro desse valor, a título de
penalidade, caso seja condenada. Na hipótese de perda, caberá à Companhia direito de regresso contra os
Municípios. Não foi constituída provisão relativa a esse processo.
ICMS – Imunidade
Os Municípios de Niterói, Teresópolis e Santo Antônio de Pádua, bem como a Universidade Federal
Fluminense – UFF e a Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro - UFRRJ ajuizaram ações em face da
Companhia e do Estado do Rio de Janeiro, pleiteando a não incidência do ICMS nas faturas de energia
elétrica sob o argumento de que seriam imunes a esse imposto por força de disposição constitucional. As
ações ajuizadas pelos Municípios de Niterói e Santo Antônio de Pádua estão aguardando julgamento em
primeira instância. As ações ajuizadas pela UFF e pelo Município de Teresópolis foram julgadas
improcedentes em primeira instância, tendo os autores apresentado recursos de apelação, os quais
permanecem aguardando julgamento pelo Tribunal Regional Federal da 2ª Região e pelo Tribunal de
Justiça do Rio de Janeiro, respectivamente. A ação ajuizada pela UFRRJ foi julgada procedente em
primeira instância, em decisão que excluiu a Companhia do processo. O Estado do Rio de Janeiro interpôs
recurso de apelação, o qual encontra-se pendente de julgamento. A Companhia considera a possibilidade de
perda deste processo como remota. O valor envolvido nessas ações atinge o montante de aproximadamente
R$54,1 milhões. Na hipótese de perda, caberá à Companhia o direito de regresso contra os Municípios. Não
foi constituída provisão relativa a esse processo.
163
Processos Trabalhistas
Em 30 de junho de 2006, a Companhia figurava no pólo passivo de 3.311 processos judiciais de natureza
trabalhista. A probabilidade de perda de 2.175 ações foi estimada como provável, 702 ações como possível
e 434 ações como remota, estando provisionado o valor de aproximadamente R$260,1 milhões, referentes
aos processos com avaliação de perda provável.
Os principais objetos tratados nas demandas de maior relevância tratam dos seguintes temas: (a)
reintegração ao emprego; (b) reconhecimento de vínculo empregatício; (c) complementação adicional de
periculosidade; e (d) Unidade de Referência de Preços - URP.
Reintegração ao Emprego
A principal ação sobre esse tema foi proposta contra a Companhia por 122 empregados, os quais foram
desligados em razão da extinção de seus contratos de trabalho em face de aposentadoria espontânea. Em
junho de 1996, a ação foi julgada procedente, ocasião em que os desligados foram reintegrados aos quadros
da Companhia. A Companhia logrou êxito em seu recurso de revista, o que possibilitou a discussão da
manutenção dos contratos de trabalho dos reclamantes constantes do pólo ativo da ação, através da medida
cautelar já interposta, viabilizando a efetivação das respectivas dispensas dos empregados, ainda que por
força de liminar. Essa ação está pendente de julgamento no Tribunal Superior do Trabalho, tendo sido
proferido um voto favorável à Companhia em dezembro de 2004. A Companhia considera a possibilidade de
perda deste processo como possível, tendo sido avaliada em R$57,0 milhões, em 30 de junho de 2006,
estando provisionado referido valor.
Terceirização
Em 21 de junho de 2001, o Ministério Público do Trabalho ajuizou, perante a 1ª Vara do Trabalho de
Niterói, ação civil pública com pedido de antecipação de tutela e confirmação de liminar para que a
Companhia se abstenha de terceirizar diversas atividades alegadas como atividades fins e, por isso, não
passíveis de terceirização. A antecipação de tutela requerida foi concedida, razão pela qual a Companhia
impetrou um mandado de segurança, através do qual obteve liminar suspendendo os efeitos dessa decisão
até o julgamento final do mandado de segurança. Em dezembro de 2002, a sentença da ação civil pública
julgou parcialmente procedente o pedido, para condenar a Companhia em obrigação de não contratar
empresas para mero fornecimento de mão-de-obra, sem, contudo, especificar qualquer atividade. Por essa
razão, tanto a Companhia quanto o Ministério Público do Trabalho interpuseram recurso ordinário contra
essa decisão, os quais aguardam julgamento. Ainda não houve decisão no mandado de segurança. Não há
como estimar qualquer valor de perda no presente caso, por tratar-se de obrigação de não-fazer. A
Companhia entende que a probabilidade de perda dessa ação é possível.
Em 17 de julho de 2003, o Sindicato dos Empregados nas Indústrias de Energia Elétrica do Norte e
Noroeste Fluminense ajuizou, perante a 2ª Vara do Trabalho de Campos dos Goytacazes ação civil pública
com o mesmo objeto da ação anterior. A antecipação de tutela requerida foi concedida impedindo a
renovação dos contratos de prestação de serviços ligados à atividade operacional da Companhia no
município de Campos de Goytacazes, razão pela qual a Companhia impetrou um mandado de segurança,
através do qual obteve liminar suspendendo os efeitos dessa decisão até o julgamento final do mandado de
segurança. Entretanto, em 02 de junho de 2004, foi dado provimento ao agravo regimental impetrado pelo
Sindicato, onde a liminar foi cassada e foi restabelecida a tutela antecipada referente à ação principal,
impedindo a contratação de novos serviços, bem como a renovação dos atuais contratos. Não há como
estimar qualquer valor de perda no presente caso, por tratar-se de obrigação de não-fazer. A ação, que ainda
não possui sentença de primeiro grau, envolve 322 empregados terceirizados no município de Campos de
Goytacazes. A Companhia entende que a probabilidade de perda dessa ação é possível.
164
Reconhecimento de Vínculo Empregatício
A Companhia é parte em uma reclamação trabalhista onde ex-empregados de empresa prestadora de
serviços operacionais da Companhia postulam o reconhecimento de vínculo empregatício com a
Companhia, com o conseqüente enquadramento funcional. A ação foi julgada improcedente em primeira
instância e procedente em 2ª instância. Os recursos das partes estão pendentes de julgamento no Tribunal
Superior do Trabalho. Foram realizados acordos com 72 reclamantes, com previsão de homologação de
acordo com os remanescentes até dezembro de 2006. A Companhia entende que a probabilidade de perda
dessa ação é provável, tendo provisionado o valor de R$2,9 milhões, em 30 de junho de 2006, para
conclusão dos acordos.
Complementação de Adicional de Periculosidade
Existem duas reclamações trabalhistas propostas pelo Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias de
Energia Elétrica de Niterói e pelo Sindicato dos Trabalhadores do Norte e Noroeste Fluminense, através dos
quais é pleiteado o recebimento de diferenças do adicional de periculosidade, pago de forma intermitente,
ou seja, proporcionalmente ao tempo de exposição do empregado, reflexos em todas as parcelas salariais.
Todas essas ações estão em fase de execução. A Companhia entende que a probabilidade de perda dessas
ações é provável, tendo provisionado o valor de aproximadamente R$3,9 milhões.
URP – Unidade de Referência de Preços
Existem duas ações propostas pelo Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias de Energia Elétrica do Norte
e Noroeste Fluminense e pelo Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Energia Elétrica de Niterói,
visando o recebimento de diferenças salariais de 26,05%, a partir de fevereiro de 1989, referente ao plano
econômico instituído pelo Decreto-lei nº 2.335/87, que adotou a URP (Unidade de Referência de Preços),
como medida dos reajustes mensais de salários, determinada pela variação do IPC (Índice de Preços ao
Consumidor) ocorrida no trimestre anterior, aplicada a cada mês do trimestre subseqüente. A ação proposta
pelo Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias de Energia Elétrica do Norte e Noroeste Fluminense está em
fase de execução, estando provisionado o valor de R$3,7 milhões para pagamento dos empregados
envolvidos.
A execução da sentença da ação proposta pelo Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Energia Elétrica
de Niterói, a qual foi julgada parcialmente procedente, está suspensa, por meio de medida cautelar imposta
pela Companhia, até a decisão do recurso interposto na ação rescisória proposta pela Companhia, a qual foi
julgada improcedente. A Companhia obteve uma decisão favorável em sede de execução de préexecutividade, por isso, entende que essa decisão pode ser revertida e que a chance de êxito é grande. A
Companhia classificou essa ação, estimada em R$39,3 milhões (atualizado até 30 de junho de 2006), como
sendo de perda possível, estando provisionado referido valor .
Enquadramento
Existe uma ação proposta por 18 Reclamantes, em curso na 2ª Vara do Trabalho de Campos de Goytacazes,
na qual pleiteiam enquadramento funcional decorrente do extinto plano de cargos e salários, traduzindo-se
em diferenças salariais desde fevereiro de 1994. Atualmente, a ação se encontra em fase de perícia. A
Companhia classificou essa ação como sendo de perda provável, tendo provisionado o valor de R$ 4,4
milhões, em 30 de junho de 2006.
Acidente de Trabalho
A principal ação na qual se postula pagamento de indenização por acidente de trabalho foi proposta em
2001, inicialmente perante a 2ª Vara Cível da comarca da Teresópolis, tendo, após a Emenda Constitucional
45, que atribuiu à Justiça do Trabalho a competência para julgar as ações de acidente do trabalho, sido
transferida para uma das varas do trabalho de Teresópolis, ainda não distribuída. A ação foi avaliada pela
Companhia como sendo de chance de perda provável, tendo sido provisionado o valor de R$ 1,3milhões,
considerando que a perícia produzida no processo concluiu pela existência de nexo de causalidade entre a
lesão sofrida e as atividades desempenhadas pelo autor.
165
Equiparação Salarial
Há 171 ações em que os autores requerem o pagamento de diferenças salariais devido à equiparação salarial
com outros empregados que exercem funções análogas e, no entanto, percebem salários superiores.
Considerando que a perda nessas ações é provável, a Companhia provisionou o valor de aproximadamente
R$8,2 milhões relativo a essas ações.
Processos Ambientais
Exceto pela ação civil pública mencionada abaixo, a Companhia não figura no pólo passivo em processos
judiciais relativos aos aspectos ambientais de suas atividades.
Em 28 de agosto de 1999, o município de Trajano de Morais propôs ação civil pública formulando os
seguintes pedidos contra a Companhia: (i) cessação dos serviços de direção de veículos pesados de
terraplenagem/remoção de terras, sem prévios plano e projeto de execução aprovados pela Prefeitura; (ii)
cessação do corte de árvores e do desmatamento na área excedente a 5m de cada lado da extensão dos fios
das linhas de transmissão de energia elétrica, ou na medida indispensável à pretendida limpeza e proteção da
linha de transmissão e distribuição; (iii) reconstituição das áreas abertas para o trânsito de veículos, e, ainda,
restauração de caminhos e estradas atingidos pela remoção de terras e derrubadas de árvores; (iv)
recomposição e/ou restauração e limpeza dos “olhos d’água”, nascentes, arrolhos e córregos cobertos pelas
remoções de terra ou derrubada de árvores já feitos; (v) recomposição e/ou restauração de tubos, canos e
elementos de curso de água destruídos durante a execução dos serviços de terraplenagem, derrubada e
remoção de terras e árvores; e (vi) indenização pecuniária pelos danos causados à região e ao município, a
serem apurados e avaliados pericialmente. O Município de Trajano de Morais ajuizou, anteriormente à ação
civil pública em questão, medida cautelar cujo pedido de liminar (cessação das atividades desenvolvidas
pela empreiteira) foi deferido. Contra tal decisão, a Companhia interpôs agravo de instrumento e, por
unanimidade, deu-se parcial provimento ao recurso, garantindo o direito da Companhia de cortar os
eucaliptos. Em sua defesa à ação civil pública, a Companhia alegou que o corte de árvores no local, além de
ser indispensável para a manutenção da integridade das linhas, foi autorizado pela Fundação Instituto
Estadual de Florestas - RJ - IEF, realizou-se em área de propriedade da Companhia e não incluiu vegetação
nativa. Em 26 de maio de 2006, foi realizada perícia, concluindo pela não existência de dano ambiental
significativo. Entretanto, não há como se estimar o valor de uma possível indenização em caso de perda, em
razão da demora na realização de perícia.
A Companhia é alvo de um número restrito de inquéritos civis e criminais, além de autuações ambientais,
envolvendo o gerenciamento inadequado de resíduos e substâncias poluentes, a intervenção em áreas de
preservação ambiental e a supressão de vegetação em áreas protegidas. Uma dessas autuações resultou na
imposição de uma multa, em julho de 2004, pelo IBAMA, no valor de R$1,0 milhão, decorrente da
instalação de postes, fiações e relógios marcadores de consumo de energia elétrica em construções
supostamente irregulares na Área de Proteção Ambiental - APA (“APA”) de Massambaba, localizada na
restinga de mesmo nome, no Estado do Rio de Janeiro. Em sua defesa, a Companhia alegou, dentre outros
argumentos, que existem áreas da APA em que construções são permitidas e que, portanto, a autuação é
nula, uma vez que o IBAMA não identificou a localização específica e nem a extensão da área afetada,
informações que deveriam ter sido utilizadas como base para o cálculo da multa aplicada, se esta fosse
cabível. O IBAMA ainda não julgou a defesa apresentada pela Companhia. A Companhia considera que a
possibilidade de perda deste processo é provável, sendo que para os demais processos a possibilidade é
remota. Não foi constituída provisão para processos ambientais, tanto na esfera administrativa como na
judicial.
Em julho de 2003, a Companhia atuou como interveniente em um TAC envolvendo o Ministério Público do
Estado do Rio de Janeiro, a Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente - FEEMA, a Fundação
Superintendência Estadual de Rios e Lagoas - SERLA e empresários da região de Cabo Frio que deram
início a empreendimentos imobiliários na APA de Massambaba sem a autorização dos órgãos ambientais.
Embora a Companhia ainda não tivesse feito nenhuma instalação, ela atuou como interveniente para se
comprometer a somente instalar a rede elétrica naquela localidade após a obtenção das licenças ambientais
para os empreendimentos imobiliários pelos responsáveis. A Companhia instalou a rede elétrica naquela
localidade com a devida obtenção da licença de instalação junto ao FEEMA e aguarda a obtenção da licença
de operação, que já foi requeria junto a tal órgão.
166
Arbitragem
Contrato Enertrade
Em 26 de junho de 2002, a Companhia e a Enertrade firmaram um contrato de compra e venda de energia
(40MW médios), com início em 31 de dezembro de 2002 e vigência de 20 anos. O referido contrato foi
encaminhado, em 22 de julho de 2002, à ANEEL para sua avaliação e posterior homologação.
Em razão de se tratar de contrato entre partes relacionadas, visto que a Enertrade pertence ao mesmo grupo
da EDP, a ANEEL homologou o referido contrato em 05 de junho de 2003 com as seguintes ressalvas: (i)
redução do preço em 25% (de R$97,4 a R$ 72,6/MWh de dezembro 2002); e (ii) adequar a cláusula de
rescisão do contrato (de acordo com a energia remanescente).
Embora as primeiras faturas, com o preço original, já tivessem sido pagas pela Companhia, esta passou a,
além de pagar o valor homologado pela ANEEL, glosar os valores pagos a maior das faturas subseqüentes da
Enertrade. A Enertrade continuou enviando a fatura sem a citada redução, alegando que o prazo para
manifestação da ANEEL havia decaído, estando o referido contrato tacitamente homologado
A Enertrade obteve liminar na justiça, em processo impetrado contra a ANEEL e do qual a Companhia não é
parte, suspendendo os efeitos do ofício da ANEEL, ou seja, retrocedendo o preço original, sem a redução
decidida pela ANEEL. Em conseqüência disso, caso seja mantida a decisão da liminar, a Companhia passará
a dever à Enertrade um valor maior, sem o respectivo repasse à tarifa dessa parcela. Essa situação só se
reverterá caso a ANEEL casse a referida liminar judicial, o que não ocorreu até a presente data.
Objetivando ratificar o direito assegurado, ainda que liminarmente, de receber o valor integral do contrato
supracitado, a Enertrade, em dezembro de 2005, instaurou procedimento arbitral contra a Companhia, na
Câmara de Conciliação e Arbitragem da Fundação Getúlio Vargas/RJ. Caso a Companhia obtenha sentença
arbitral desfavorável, poderá ser obrigada a pagar o montante total de R$200,0 milhões, considerando os 20
anos de contrato, sem inclusão de juros e correção monetária. A Companhia classificou essa ação como
sendo de perda possível, tendo provisionado o valor de R$ 7,4 milhões, em 30 de junho de 2006.
167
ADMINISTRAÇÃO
A administração da Companhia compete a um Conselho de Administração e a uma Diretoria.
Conselho de Administração
Os membros do Conselho de Administração são eleitos a qualquer tempo pela Assembléia Geral de
Acionistas para um mandato de 2 anos, cabendo a um deles a presidência do Conselho de Administração e a
outro a vice-presidência.
Os empregados e aposentados da Companhia e os empregados aposentados da Brasiletros, individualmente
ou por meio de sociedade de participação, condomínio ou clube de investidores, terão direito de eleger um
membro do Conselho de Administração.
O Conselho de Administração deve reunir-se trimestralmente, ou quando necessário, sempre que convocado
por seu presidente ou pelo vice-presidente ou ainda por dois de seus membros, com antecedência mínima de
24 horas.
O Conselho de Administração é composto por 9 membros e até igual número de suplentes. A seguir consta
relação dos membros efetivos e suplentes do Conselho de Administração, os quais possuem mandato até a
Assembléia Geral Ordinária de 2008.
Nome
Manuel Jorge Correia Minderico
Mario Fernando de Melo Santos
Gonzalo Carbó de Haya
Gerardo Marcelo Rogelio Silva Iribarne
Antonio Basilio Pires e Albuquerque
Juan Spoerer Hurtado
Marcos da Silva Crespo(1)
Martin Serrano Spoerer
João Ricardo de Azevedo Ribeiro
José Miguel Bandeira Pires Monteiro Lopes
Joaquim Pedro de Macedo Santos
José Alves de Mello Franco
Fernando Gaston Urbina Soto
(1)
Cargo
Presidente
Vice-Presidente
Membro Efetivo
Membro Efetivo
Membro Efetivo
Membro Efetivo
Membro Efetivo
Membro Efetivo
Membro Efetivo
Membro Suplente
Membro Suplente
Membro Suplente
Membro Suplente
Data da posse
28 de abril de 2006
28 de abril de 2006
28 de abril de 2006
28 de abril de 2006
28 de abril de 2006
28 de abril de 2006
27 de abril de 2005
28 de abril de 2006
28 de abril de 2006
28 de abril de 2006
28 de abril de 2006
28 de abril de 2006
28 de abril de 2006
Representante dos empregados e aposentados da Companhia, cujo mandato se encerrará na Assembléia Geral Ordinária de 2007.
Segue uma breve descrição da qualificação profissional de cada membro efetivo e suplente do Conselho de
Administração. O endereço comercial dos membros do Conselho de Administração é o endereço da sede da
Companhia.
Manuel Jorge Correia Minderico. Nascido em Portugal em 15 de setembro de 1944. Licenciado em
Engenharia Electrotécnica pelo Instituto Superior Técnico de Lisboa (1968). Iniciou a sua atividade
profissional como assistente no Instituto Superior Técnico em 1968. Assume funções no Sector Eléctrico
(EDP) desde 1980, tendo vindo a desempenhar as seguintes funções deste então: Administrador-Delegado
da Electricidade de Portugal Internacional (EDP Internacional) e da Internel - Serviços de Consultoria
Internacional, Membro do Conselho de Administração da LTE-Electricidade de Lisboa e Vale do Tejo e da
SLE–Electricidade do Sul, Conselheiro, no Brasil, da Bandeirante Energia, Membro do Conselho de
Administração da EEGSA – Empresa Eléctrica da Guatemala, Membro do Conselho de Administração da
Sociedade REDAL, SA (Marrocos), Presidente da Hidrotejo-Hidroeléctrica do Tejo, Membro do Conselho
de Administração da HARII – Sociedade para o Desenvolvimento de Timor Lorosae, Membro do Conselho
168
de Administração da Sociedade TPT – Telecomunicações Públicas de Timor. Atualmente é ainda Presidente
do FICE - Fundo Internel para a Cooperação Empresarial.
Mario Fernando de Melo Santos. O Sr. Santos nasceu na cidade de Recife, Brasil, em 18 de agosto de 1938.
Formou-se em engenharia elétrica na Universidade Federal de Pernambuco em 1982. Atuou na Chesf no
período de 1962 a 1990, tendo exercido diversos cargos tais como: engenheiro e gerente na área de
construção, operação e manutenção do sistema elétrico-energético, chefe do serviço de manutenção do
sistema norte, da divisão de manutenção elétrica, do departamento de transmissão e do departamento de
movimentação de energia. Foi diretor de operações no período de 1979 a 1990 e exerceu, interinamente, a
presidência da empresa em diversas oportunidades no período de 1984 a 1990. O Sr. Santos foi coordenador
nacional de abastecimento do Departamento Nacional de Combustíveis – SNE/MINFRA do Ministério de
Minas e Energia de julho de 1990 a abril de 1991. Em seguida, no período de 1991 a 1998, foi diretor de
operação de sistemas da Eletrobrás, tendo exercido interinamente a presidência de janeiro a maio de 2005.
Exerceu o cargo de presidente, cumulado com o de diretor de operações de sistemas da Eletrobrás, na
Eletronorte, de dezembro de 1995 a maio de 1996. O Sr. Santos foi, ainda, diretor-geral do ONS, e
atualmente é membro do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE/MME e do Comitê
Consultivo da CIER.
Gonzalo Carbó de Haya. Nascido na cidade de Bilbao Vizcaya, Espanha, em 06 de abril de 1969. Formado
em Economia pelo Colégio Universitário de Estudos Financeiros da Universidade Complutense de Madri,
em 1992, tendo cursado pós-graduação em Finanças, na London School of Economics, em 2002. Iniciou sua
carreira profissional na Deloitte&Touche, como Supervisor de Auditoria e Consultoria, no período de 1993 a
1997. Entre 1997 a 1999, trabalhou para a Endesa S.A. como Chefe de Consolidação Financeira. Em 1999,
transferiu-se para a Enersis, atuando como Controlador Financeiro, até o ano de 2002. Também exerce o
cargo de Diretor Econômico e Controle na Endesa Internacional, posto que ocupa desde 2002.
Gerardo Marcelo Rogelio Silva Iribarne. Nascido na cidade de Santiago, Chile, em 25 de maio de 1947.
Formado em Engenharia Comercial pela Universidade do Chile, além de analista de sistemas de informação
da Empresa Nacional de Computação do Chile. Iniciou sua carreira profissional na Chilectra/Chile como
chefe de análises de sistemas de informação, em 1973. Foi chefe de Estudos Econômicos, Pressupostos e
Tarifas de 1976 a 1979. Ocupou ainda, o cargo de Superintendente de Administração Financeira entre 1979
a 1981. Foi gerente de finanças e Administração da Chilquinta/Chile entre 1981 a 1987. Assumiu o posto de
gerente de finanças e administração da Colbun/Chile, no período de 1989 a 1992. Foi subgerente geral da
Chilectra/Chile entre 1992 a 1997. Trabalhou como gerente geral da Edesur, Argentina, em 1999. Foi
gerente geral da linha de negócios de distribuição regional da Enersis/Chile, em 2000. Em 2002, assumiu o
posto de gerente corporativo de distribuição e serviços. Também exerce os cargos de gerente regional de
distribuição da Chilectra/ Chile, Diretor Titular da Distrilec Inversora S.A., Argentina, Diretor Titular da
Edesur S.A., Argentina e Conselheiro da Companhia.
Antonio Basilio Pires e Albuquerque. Nascido na cidade do Rio de Janeiro, em 17 de junho de 1962.
Formado em Direito pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, em 1988. Iniciou sua carreira
em 1983, como trainee do escritório Gouvêa Vieira Advogados, onde ocupou, entre os anos de 1991 e 2003
a posição de sócio sênior. Desde 2003, ocupa a função de diretor jurídico da Endesa, no Brasil.
Juan Pablo Spoerer Hurtado. Chileno, Nascido na cidade de Santiago do Chile, Chile, em 06 de novembro
de 1969. É engenheiro comercial formado pela Pontificia Universidad Católica de Chile, com MBA pela
Duke University, NC, EUA. De 1993 a 1996 exerceu o cargo de analista de desenvolvimento na Enersis. De
maio a agosto de 1997 foi chief financial officer do Entergy Power Group (EPG) em Fort Lauderdale, EUA,
tendo regressado para o Chile em 1998 para exercer o cargo de executivo de planejamento da Chilectra,
onde permaneceu até maio de 2002. Em maio de 2002 passou a ocupar o cargo de controller de distribuição
e serviços das afiliadas da Enersis, tendo exercido tal função até março de 2004. Exerce, desde março de
2004, o cargo de gerente de finanças e controle da Chilectra, sendo responsável pelas áreas de finanças e
planejamento estratégico na Chilectra - Chile, além das áreas de planejamento e controle das empresas
distribuidoras do Grupo Endesa na Argentina, Brasil, Chile, Peru e Colômbia.
169
Marcos da Silva Crespo. Nascido na Cidade de Campos do Goytacazes/RJ, em 07 de março de 1962.
Formado como técnico em edificações pela Escola Técnica Federal de Campos, cursando Administração de
Empresas na Universidade Estácio de Sá. Iniciou sua carreira profissional em 1982, no Banco Brasileiro de
Descontos S/A, como escriturário, tendo posteriormente passado a atuar como operador de mercado aberto.
Em 1988 ingressou na Companhia como auxiliar técnico, trabalhando inicialmente na implantação/abertura
do escritório de São Francisco do Itabapoana/SFI até 1989, atuando na chefia do escritório daquele
município. Posteriormente, retornando à Campos, atuou no despacho do plantão de emergência até final de
1996. Do início da privatização, em 1996, até 1998, atuou na chefia do almoxarifado de Campos. A partir de
1999 passou a exercer a chefia da área administrativa da Regional Norte, até a sua extinção por força de
reestruturação da diretoria comercial. Nessa area recebeu dois prêmios de destaque como melhor funcionário
da Regional, nos exercícios de 1988 e 2003. Ocupa atualmente o cargo de técnico em manutenção, atuando
no pólo de manutenção de Campos, na diretoria técnica, além de exercer cargo na diretoria no Sindicato dos
Trabalhadores nas Indústrias de Energia Elétrica do Norte e Noroeste Fluminense (STIEENF).
Martin Serrano Spoerer. Nascido em Minneapolis, Minnesota, Estados Unidos da América, em 16 de
setembro de 1970. Formado em engenharia comercial com especialização em administração de empresas
pela Pontificia Universidad Catolica de Chile, em 1993. Pós graduado pela The Anderson School (UCLA)
onde obteve o Master in Business Administration em 1999. Em 1994 , ingressou na Enersis onde exerceu o
cargo de engenheiro de desenvolvimento para projetos de M&A na América Latina até 1997. Entre 1999 e
2003, exerceu os cargos de subdiretor de projetos de desenvolvimento na Europa e Estados Unidos da
América e coordenador de finanças para a América Latina. Desde 2003, ocupa o cargo de gerente de
finanças internacionais da Enersis.
João Ricardo de Azevedo Ribeiro. Nascido em São Paulo em 27 de julho de 1966, integra o escritório
Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr., e Quiroga Advogados desde 1994, onde é sócio do departamento de
Direito Comercial Societário e Fusões e Aquisições. Foi integrante da firma Grant, Herrmann, Schwartz &
Klinger, em Nova York, como advogado estrangeiro (1991/1994). Foi advogado do escritório Paulo Roberto
Murray Advogados (1986/1993). João Ricardo de Azevedo Ribeiro é Bacharel em Direito pela Universidade
de São Paulo (1989) e Mestre em Direito pela Cornell Law School (LL.M., 1991). É membro da Ordem dos
Advogados do Brasil, Secção São Paulo.
José Miguel Bandeira Pires Monteiro Lopes. Nascido em Angola em 9 de julho de 1971. Licenciado em
Economia pela Universidade Católica Portuguesa em Lisboa. Iniciou a sua carreira profissional em 1994,
através de um estágio de 6 meses no Banco Internacional de Crédito (atual Banco Espírito Santo) onde
posteriormente passou a desempenhar as funções de gestor de clientes empresa. Em 1999 ingressou na EDP,
onde trabalhou durante 1 ano como técnico do departamento financeiro. A partir do final de 2000, passou a
exercer as funções de controller da EDP Internacional, seu cargo atual. Complementou a sua formação
concluindo um curso de Pós-Graduação em Fiscalidade em 2002 e um curso de Especialização em Controlo
de Gestão em 2004, ambos na Faculdade ISCTE em Lisboa.
Joaquim Pedro Macedo Santos. Nascido em 05 de julho de 1953, tem uma Licenciatura em Engenharia
Eletrotécnica (IST – Instituto Superior Técnico de Lisboa, 1976) e um MBA pela UNL (Universidade Nova
de Lisboa) em 1990. Desde julho de 2003 é responsável, no Centro Corporativo da EDP, pelo Gabinete de
Ligação ao Brasil, assumindo também, desde janeiro de 2006, funções de administrador na participada da
EDP, BIOELÉCTRICA, S.A. Anteriormente (2003-2005), foi administrador da ENERNOVA, S.A. No
período 1998-2003, esteve em empresas do Grupo EDP da área de telecomunicações e sistemas de
informação (EDINFOR), neste caso na coordenação da direção de planejamento e desenvolvimento de
negócios e na administração de participadas. Anteriormente (1996-1998), foi diretor da ERSE (Entidade
Reguladora do Sector Elétrico). Na EDP, foi assessor no gabinete de planejamento estratégico (1994-1996),
colaborou na direção financeira e na direção de telecomunicações. No período 1976-1980 esteve na
QUIMIGAL como especialista de eletrônica e instrumentação.
170
José Alves de Mello Franco. Nascido na cidade de Juiz de Fora, Minas Gerais, Brasil, em 17 de novembro
de 1957. Formado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Juiz de Fora (1980). Possui
especialização em operação de sistemas hidrotérmicos (1985) e mestrado em engenharia elétrica na área de
planejamento energético (1989) pela Universidade Estadual de Campinas – Unicamp. Entre 03/82 a 03/98
atuou nas divisões de produção de energia, planejamento energético da operação e assessoria de
comercialização de energia da diretoria de operação dos Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. –
Eletronorte. Entre 03/98 e 02/02 atuou como superintendente da ANEEL. Ocupou o cargo de
superintendente da diretoria de mercado atacadista da Light Serviços de Eletricidade S.A. (03/02 a 11/02).
Também ocupa o cargo de diretor de regulação e gestão de energia da Companhia e é membro do conselho
diretor da ABRADEE e do conselho de administração da COELCE.
Fernando Gaston Urbina Soto. Nascido em Santiago, Chile, em 03 de dezembro de 1951. Formado em
Engenharia Civil Eletricista pela Universidade do Chile, em 1976. Iniciou sua carreira profissional como
Engenheiro do Ministério de Obras Públicas, entre 1976 a 1977. Foi engenheiro chefe da Indústria
Manufaturera de Telas Plásticas e Látex S.A. – Implatex, entre 1977 a 1979. Foi engenheiro da Chilectra,
entre 1979 a 1983. Foi chefe da gerência de engenharia da Companhia Chilena Metropolitana de
Distribuição Elétrica S.A. – Chilectra Metropolitana entre 1983 a 1988. Exerceu também, o cargo de chefe
do departamento de equipes e medidas entre 1988 a 1989 além de chefe do departamento de construção e
distribuição entre 1989 a 1991. É engenheiro chefe de projetos da Eleconsult Ltda desde 1991. Trabalhou
como gerente de obras pela Edesur S.A. entre 1992 a 1994, como gerente de projetos de inversões e medidas
entre 1994 a 1995, além de ter exercido o cargo de gerente de “Suministros Interino” de 1995 a 1996. Foi
assessor da subgerência geral da Chilectra, de abril de 1996 a dezembro do mesmo ano, além de ter exercido
o cargo de subgerente de serviços ao cliente, entre 1997 a 1998, bem como o cargo de gerente comercial de
1999 a 2000. Foi gerente comercial da Condesa S.A., em Bogotá, Colômbia de 1998 a 1999. Foi diretor de
projetos e perdas da Companhia, de setembro de 2002 a agosto de 2003. Exerce desde maio de 2000 o cargo
de gerente de processos comerciais da Chilectra, além de ser o gerente de grandes obras e montagens da
Companhia Americana de Multiserviços desde setembro de 2003.
Diretoria
A Diretoria é o órgão executivo da Companhia. Seus membros são eleitos a qualquer tempo pelo Conselho
de Administração para um mandato de 2 anos, podendo ser reeleitos.
A Diretoria é composta por 8 membros, sendo um (a) o Diretor Presidente, (b) o Diretor Vice-Presidente
Técnico, (c) o Diretor Vice-Presidente Comercial, (d) o Diretor Vice-Presidente Administrativo e
Financeiro, (e) o Diretor Vice-Presidente de Recursos Humanos, (f) o Diretor Vice-Presidente de Relações
Institucionais, (g) o Diretor Vice-Presidente de Regulação e (h) o Diretor Jurídico. Todos os Diretores se
reportarão ao Diretor Presidente e não terão funções deliberativas.
A seguir consta relação dos Diretores da Companhia, os quais possuem prazo de mandato até 31 de maio de
2007.
Nome
Marcelo Andres Llévenes Rebolledo
Abel Alves Rochinha
Albino Motta da Cruz
Eunice Rios Guimarães Batista
José Alves de Mello Franco
Ana Cláudia Gonçalves Rebello
Carlos Henrique Assis Mascarenhas de Oliveira
Carlos Ewandro Naegele Moreira
(1)
Cargo
Diretor Presidente
Diretor Vice-Presidente Administrativo e
Financeiro (1)
Diretor Vice-Presidente Técnico
Diretora Vice-Presidente de Recursos
Humanos
Diretor Vice Presidente de Regulação
Diretora Jurídica
Diretor Vice-Presidente Comercial
Diretor Vice-Presidente de Relações
Institucionais
Também exerce a função de Diretor de Relações com Investidores, nos termos do artigo 19 do Estatuto Social.
171
Data da posse
10 de junho de 2005
10 de junho de 2005
10 de agosto de 2005
10 de junho de 2005
10 de junho de 2005
10 de junho de 2005
17 de agosto de 2006
17 de agosto de 2006
Segue uma breve descrição da qualificação profissional de cada membro da Diretoria. Todos os diretores
exercem suas atividades na sede da Companhia.
Marcelo Andres Llévenes Rebolledo. Nascido em Santiago, Chile, em 10 de abril de 1963. Formou-se em
engenharia comercial pela Universidad do Chile em 1986, onde também cursou pós-graduação em finanças e
administração de 1987 a 1989. O Sr. Llévenes Rebolledo tem mestrado em administração de empresas pelo
Instituto de Estudios de Empresas em Buenos Aires, Argentina. Também concluiu curso em marketing
estratégico pela Kellogg School of Management, Northwestern University, Chicago, Estados Unidos. Iniciou
sua carreira profissional como professor de micro e macroeconomia em diversas universidades em Santiago,
Chile, de 1984 a 1992. Também atuou como engenheiro de gestão de planejamento na Chilectra de 1986 a
1993. Posteriormente, foi engenheiro da Edesur S.A., Argentina, de 1993 a 1997. Foi contratado como
gerente geral da Edelnor S.A., tendo também ocupado o cargo de gerente comercial de 1997 a 1999. Foi
contratado como gerente geral da Codensa S.A., onde trabalhou de 1999 a 2001.
Abel Alves Rochinha. Nascido na cidade do Rio de Janeiro, em 21 de janeiro de 1961. Formado em
engenharia mecânica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro em 1983. Possui mestrado em
engenharia industrial pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (1985) e cursos de pósgraduação em administração financeira pela Fundação Getúlio Vargas do Rio de Janeiro (1993) e
administração pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (1995). Entre janeiro de 1986 e março de 1987,
ocupou o cargo de consultor na Andersen Consulting. Ocupou o cargo de supervisor de produção na S/A
White Martins entre abril de 1987 e fevereiro de 1990. Entre março de 1990 e junho de 1996, atuou nas áreas
de controladoria, tesouraria, planejamento e orçamento e operações de crédito nas Lojas Americanas S.A.
Em agosto de 1996, ingressou na GP Investimentos Ltda., onde atuou nas áreas de finanças e controladoria
da Ferrovia Centro-Atlântica S.A. (agosto de 1996 a março de 1997), diretor financeiro da Ferrovia Sul
Atlântico S.A. (março de 1997 a agosto de 1998), consultor na Fepasa e Ferrovias Argentinas (agosto a
novembro de 1998) e diretor financeiro da Mcomcast S.A. – Metrophone (novembro de 1998 a julho de
1999). Ocupou os cargos de diretor financeiro e vice-presidente de finanças e tesouraria da Vésper S.A. entre
julho de 1999 e outubro de 2002. Entre junho de 2003 e março de 2004, ocupou o cargo de diretor financeiro
da Brazil American Auto Group.
Albino Motta da Cruz. Nascido na Cidade do Rio de Janeiro, em 12 de agosto de 1954. Formado em
Engenharia Elétrica pela Universidade Federal Fluminense em 1978, ingressou na Companhia em agosto de
1978 e até janeiro de 1987 atuou na área de projetos de subestações. Entre 1987 e junho de 2005 ocupou os
seguintes cargos na Companhia: chefe de seção na área de planejamento do sistema, chefe de divisão de
geração de energia, chefe de área de projeto e construção de subestação, chefe de departamento de projeto e
construção de subestação e linha de transmissão, gerente de engenharia e manutenção, gerente de operação
do sistema, tendo sido eleito para o cargo de diretor Vice-Presidente Técnico da Companhia, na Reunião do
Conselho de Administração realizada em 10 de agosto de 2005
Eunice Rios Guimarães Batista. Nascida no Brasil, em 22 de janeiro de 1957. Formada em psicologia
(industrial, clínica e educacional) pelo Instituto Unificado Paulista (1981). Possui especialização em gestão
de recursos humanos pela Fundação Getúlio Vargas (1995) e MBA em desenvolvimento de gestores pela
Fundação Dom Cabral (1998). Iniciou sua carreira profissional como estagiária em recursos humanos no
Banco Econômico S.A. e Companhia Brasileira de Metalurgia e Mineração (01/80 a 10/80). Entre 10/80 e
09/91 ocupou os seguintes cargos no Grupo Pão de Açúcar: selecionadora/entrevistadora de pessoal,
coordenadora de seleção e gerente do Departamento de Recrutamento e Seleção. Na Iochpe-Maxion S.A.
ocupou o cargo de consultora interna de recursos humanos (1991 a 1995) e gerente de planejamento e
desenvolvimento de recursos humanos (1995 a 1996). Entre 11/96 e 11/99, ocupou o cargo de gerente de
desenvolvimento e de recursos humanos na Embraer S.A. e, entre 11/99 e 01/03 ocupou o cargo de vicepresidente de desenvolvimento organizacional no Grupo Vicunha.
José Alves de Mello Franco. Também é membro do Conselho de Administração. Para maiores informações
sobre sua qualificação profissional ver item “Conselho de Administração” desta seção do Prospecto.
172
Ana Claudia Gonçalves Rebello. Nascida na cidade do Rio de Janeiro, em 07 de outubro de 1971. Formada
em Direito pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro (UERJ) em 1993, possui MBA em Direito do
Consumidor pela FGV/RJ (1997) e especialização em Arbitragem pela FGV-Direito PEC/RJ (2003). Após
ter estagiado durante 4 anos (de 1990 a 1993) em contencioso cível, comercial e trabalhista, iniciou sua
carreira profissional na Price Waterhouse, onde trabalhou de 1993 a 1997 como consultora tributária e
empresarial, atuando no planejamento fiscal e societário de empresas de ramos diversificados. Em 1997,
assumiu a gerência jurídica da Globocabo, Operação Rio de Janeiro (NET RIO), sendo responsável pelo
apoio jurídico integral à empresa, coordenação da equipe interna e dos advogados externos contratados e na
condução dos assuntos jurídicos da Companhia. Em setembro de 1999, ingressou na Tele Norte Leste
Participações S/A, holding do Grupo Telemar, onde atuou como advogada especialista em consumidor e
marketing (1999 a 2000), como advogada de contratos (2001), como coordenadora de contratos (2002 a
2004) e como gerente de negócios varejo (2004).
Carlos Henrique Assis Mascarenhas de Oliveira. Nascido na cidade do Rio de Janeiro em 27 de junho de
1962. Formou-se em engenharia naval pela Universidade Federal do Rio de Janeiro em 1989, tendo obtido
créditos na Universidade Politécnica de Madrid, Espanha. Concluiu o curso de extensão em administração
(pequenas e médias empresas) na Fundação Getúlio Vargas do Rio de Janeiro, em 1980, e o de auditor de
sistemas da qualidade pela David Hutchins International, em Londres, na Inglaterra, em 1993. Concluiu
também, vários outros cursos de extensão como administração industrial (Bottling & Canning Operations
and Industrial Technology) pela Doemens Scholler, em Munique, na Alemanha, em 1993; administração de
logística industrial pela Universidade Georgia Tech - Georgia Institute of Technology, em Atlanta, nos
Estados Unidos da América, em 1995; Marketing (Leadership in Marketplace Excellence) pela Coca-Cola,
na Alemanha, em 1998; e Marketing Operacional (Operational Distribution Excellence) pela Coca-Cola, em
Buenos Aires, na Argentina, em 1999; MBA - Executivo Internacional da FIA, da Universidade de São
Paulo, concluído em 2006. Trabalhou na Marinha do Brasil no período de 1985 a 1991, tendo alcançado o
cargo de engenheiro naval. De 1991 a 1996, exerceu os cargos de gerente geral da unidade de negócios de
equipamentos comerciais, gerente da divisão de operações industriais, diretor comercial na Panamco Brasil
(engarrafador da Coca-Cola). Nos anos de 1996 até 1999 trabalhou na Coca-Cola Company, em Atlanta,
como diretor de global procurement and trading para a América Latina. No ano de 1999 retornou para a
Panamco Brasil no cargo de diretor de vendas e marketing, até o ano de 2000. Foi diretor de marketing
intelligence para o Brasil e México do Bank Boston, nos anos de 2000 e 2001. De 2001 até 2003, atuou como
diretor executivo na Vicunha Têxtil, em São Paulo. De 2003 a 2005, trabalhou como gerente geral e vice
presidente sênior para a América do Sul na Tampico Beverages, em São Paulo.
Carlos Ewandro Naegele Moreira. Nascido na Cidade de Itaocara, Estado do Rio de Janeiro em 17 de março
de 1956. Formou-se em engenharia elétrica pela Escola de Engenharia Veiga de Almeida em 1978. Concluiu
os cursos de pós-graduação em análise de projetos (1997) e gerência de energia (2001) pela Fundação
Getúlio Vargas no Rio de Janeiro. Trabalha na Companhia desde 1977, quando ingressou como estagiário e
onde vem exercendo diferentes cargos como: chefe da divisão de projetos, de maio de 1991 a junho de 1993;
chefe de departamento de engenharia do sistema, de julho de 1993 a março de 1997; gerente de engenharia e
obras, de março de 1998 a abril de 1999; gerente de operação e manutenção, de maio de 1999 a dezembro de
2000; gerente de coordenação e organização, de janeiro de 2001 a dezembro de 2001; gerente de novos
negócios e eficiência energética, de janeiro de 2002 a abril de 2002; gerente de manutenção e obras, de maio
de 2002 a agosto de 2005; e diretor de relações institucionais e comunicação, desde setembro de 2005. Foi
coordenador do comitê de gestão do racionamento de energia (2001-2002). É membro do conselho de
administração da Fundação Brasiletros desde 1999.
Conselho Fiscal
O Conselho Fiscal da Companhia, de funcionamento não permanente, quando e se instalado, deve ser
composto por 3 membros, eleitos pela Assembléia Geral de Acionistas, que terão as atribuições previstas na
Lei de Sociedades por Ações.
O Conselho Fiscal poderá ser instalado a pedido de acionistas que representem, no mínimo, 2% das ações
com direito a voto ou 1% das ações sem direito a voto. Nos últimos 3 exercícios sociais, o Conselho Fiscal
da Companhia não foi instalado.
173
Remuneração
A remuneração global para os membros do Conselho de Administração, no exercício de 2006 até a
assembléia geral ordinária de 2007, foi fixada em até R$150,0 mil e a remuneração global da Diretoria, no
mesmo período, foi fixada em até R$6,0 milhões entre rendimentos fixos e variáveis.
A remuneração global para os membros do Conselho de Administração, no exercício de 2005 até a
assembléia geral ordinária de 2006, foi fixada no limite máximo de até R$150,0 mil e a remuneração global
da Diretoria, no mesmo período, foi fixada em aproximadamente R$3,8 milhões, acrescido da variação do
IGP-M no período anual, totalizando aproximadamente R$4,3 milhões entre rendimentos fixos e variáveis.
Relação entre os Administradores e a Companhia
Não há relação familiar entre os membros do Conselho de Administração e da Diretoria e entre esses e os
acionistas ou diretores da Companhia. Nenhum dos conselheiros ou diretores celebrou qualquer contrato
relevante com a Companhia.
Títulos e Valores Mobiliários
Exceto pelas ações de emissão da Companhia detidas pelos membros do Conselho de Administração
constantes da lista abaixo, os membros efetivos e suplentes do Conselho de Administração e os membros da
Diretoria não são proprietários ou detentores, direta ou indiretamente, de qualquer ação da Companhia ou de
qualquer título ou valor mobiliário conversível em ações de emissão da Companhia, tampouco são titulares
de direito de subscrição ou aquisição, sob qualquer forma, de ações de emissão da Companhia, que não os
decorrentes de lei.
Membros do Conselho de Administração
Manuel Jorge Correia Minderico
Mario Fernando de Melo Santos
Gonzalo Carbó de Haya
Gerardo Marcelo Rogelio Silva Iribarne
Antonio Basilio Pires e Albuquerque
Juan Spoerer Hurtado
Marcos da Silva Crespo
Martin Serrano Spoerer
João Ricardo de Azevedo Ribeiro
José Miguel Bandeira Pires Monteiro Lopes
Joaquim Pedro de Macedo Santos
José Alves de Mello Franco
Fernando Gaston Urbina Soto
Subtotal
Membros da Diretoria
Marcelo Andres Llévenes Rebolledo
Abel Alves Rochinha
Albino Motta da Cruz
Eunice Rios Guimarães Batista
José Alves de Mello Franco(1)
Ana Cláudia Gonçalves Rebello
Carlos Henrique Assis Mascarenhas de Oliveira
Carlos Ewandro Naegele Moreira
Cargo
Presidente
Vice-Presidente
Membro Efetivo
Membro Efetivo
Membro Efetivo
Membro Efetivo
Membro Efetivo
Membro Efetivo
Membro Efetivo
Membro Suplente
Membro Suplente
Membro Suplente
Membro Suplente
Diretor Presidente
Diretor Vice-Presidente Administrativo e
Financeiro
Diretor Vice-Presidente Técnico
Diretora Vice-Presidente de Recursos
Humanos
Diretor Vice Presidente de Regulação
Diretora Jurídica
Diretor Vice-Presidente Comercial
Diretor Vice-Presidente de Relações
Institucionais
Subtotal
TOTAL
Quantidade de Ações
353
353
353
353
10.111
354
1
353
353
353
353
353
353
13.996
353
353
14.349
(1)
A quantidade de ações em nome de José Alves de Mello Franco, membro suplente do conselho de administração e da diretoria, foi
demonstrada em sua totalidade no quadro de conselheiros do Companhia.
Plano de Opção de Compra de Ações
A Companhia não possui planos de opção de compra de ações.
174
TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS
Informações sobre Títulos e Valores Mobiliários
Além das ações em que se divide o capital social da Companhia, esta emitiu debêntures conforme descrições
abaixo, porém, possui apenas a 3ª emissão de Debêntures atualmente em vigor.
1ª Emissão de Notas Promissórias
Em 04 de maio de 2001, a Companhia emitiu 200 notas promissórias no montante total de R$100,0 milhões,
com vencimento em 31 de outubro de 2001 e remuneração de 21,2% ao ano e swap para 101,2% do CDI ao
ano.
2ª Emissão de Notas Promissórias
Em 12 de dezembro de 2001, a Companhia emitiu 140 notas promissórias no montante total de R$70,0
milhões, com vencimento em 10 de junho de 2002 e remuneração de 20,4% ao ano e swap para 103% do
CDI ao ano.
1ª Emissão de Debêntures
Em 01 de novembro de 1998, a Companhia emitiu 36.000 debêntures conversíveis em ações ordinárias da
Companhia, nominativas, não endossáveis, da espécie subordinada, em série única, para distribuição
pública, perfazendo o montante de R$360,0 milhões, com vencimento em 5 (cinco) anos e remuneração da
Taxa ANBID acrescida de spread de 43%.
2ª Emissão de Debêntures
Em 01 de junho de 2004, a Companhia emitiu 29.400 debêntures simples, não conversíveis em ações,
nominativas, escriturais, com garantia flutuante e garantia adicional de penhor de direitos creditórios
oriundos da prestação de serviços de energia elétrica que a Companhia detinha contra determinadas
instituições financeiras prestadoras de serviços de arrecadação e cobrança para a Companhia, para
distribuição pública, perfazendo o montante de R$294,0 milhões, e com remuneração da taxa DI acrescida
de spread de 4% ao ano.
Conforme aprovado na Assembléia Geral Extraordinária realizada em 10 de junho de 2005, foi efetuado, no
dia 28 de junho de 2005, o resgate total antecipado do saldo remanescente de 14.400 debêntures, no
montante de R$147,9 milhões, sendo R$144,0 milhões de principal e R$3,9 milhões de juros e outros
encargos por antecipação de pagamento.
175
3ª Emissão de Debêntures
Em 01 de março de 2005, a Companhia emitiu 40.000 debêntures simples, não conversíveis em ações,
nominativas, escriturais, sem garantia nem preferência (quirografária), em duas séries, perfazendo o
montante de R$400,0 milhões, com remuneração da taxa DI acrescida de spread de 1,2% ao ano e
vencimento em 01 de março de 2008 para a 1ª série e remunerada pelo IGP-M acrescido de spread de 11,4%
ao ano e com vencimento em 01 de março de 2010 (2ª série). O montante total do saldo não amortizado de
principal, acrescido dos juros devidos, em 30 de junho de 2006, era de aproximadamente R$421,8 milhões.
Títulos Representativos do Capital Social da Companhia
A Companhia obteve seu registro junto à BOVESPA em 06 de março de 1969. O código de negociação das
ações ordinárias da Companhia é CBEE3.
Segue abaixo quadro com a cotação das ações ordinárias da Companhia, por lote de mil ações, nos últimos
12 meses:
Mês
Junho/05
Julho/05
Agosto/05
Setembro/05
Outubro/05
Novembro/05
Dezembro/05
Janeiro/06
Fevereiro/06
Março/06
Abril/06
Maio/06
Junho/06
Abertura
(R$)
0,42
0,40
0,39
0,42
0,50
0,46
0,46
0,55
0,87
0,74
0,74
0,80
0,70
Mínima
(R$)
0,40
0,37
0,37
0,42
0,45
0,45
0,46
0,51
0,72
0,67
0,69
0,68
0,60
Máxima
(R$)
0,45
0,42
0,45
0,52
0,51
0,50
0,60
0,94
0,87
0,85
0,88
0,80
0,75
Fonte: Resumo Mensal de Negociação – BOVESPA.
176
Fechamento
(R$)
0,40
0,38
0,42
0,52
0,45
0,48
0,55
0,78
0,76
0,72
0,80
0,70
0,68
Quantidade
(mil)
4.372.727
4.366.666
14.113.043
15.695.454
13.066.666
7.700.000
35.354.545
33.100.000
11.425.000
12.665.217
27.475.000
13.369.565
29.238.095
DESCRIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL E DIVIDENDOS
Distribuição do Capital Social
Em 30 de junho de 2006, o capital social da Companhia, totalmente subscrito e integralizado, é de
R$1.505.424.306,38, representado por 3.922.515.918.446 ações ordinárias e sem valor nominal, sendo
3.919.875.433.696 ações ordinárias nominativas e 2.640.484.750 ações ordinárias ao portador aguardando
substituição por nominativas.
O capital social da Companhia poderá ser aumentado, independentemente de reforma estatutária, por
deliberação do Conselho de Administração, no valor máximo de R$142.307.692,88, até o limite de
R$1.767.731.999,26, mediante a emissão de ações ordinárias correspondentes. O aumento de capital dar-seá sem direito de preferência aos atuais acionistas, nas hipóteses de (a) venda em bolsa de valores ou
subscrição pública, ou (b) permuta por ações, em oferta pública de aquisição e controle nos termos dos
artigos 257 e 263 da Lei das Sociedades por Ações.
A distribuição do capital social da Companhia, em 30 de junho de 2006, é apresentada a seguir:
Em 30 de junho de 2006
Ações
1.839.121.933.344
824.607.526.460
536.591.907.867
405.768.824.339
302.176.533.044
11.608.708.642
2.640.484.750
3.922.515.918.446
Acionistas
Endesa Brasil S.A.
Chilectra Inversud S.A.
Enersis Internacional
Chilectra S.A. Ag. Ilhas Cayman
Eletricidade de Portugal Internacional SGPS S.A.
Outros
Ações ao Portador
Total
(%)
46,89
21,02
13,68
10,34
7,70
0,30
0,07
100,0
Em 20 de abril de 2005, a Chilectra Agência procedeu ao registro de transferência de parte das ações
ordinárias de sua propriedade e representativas do capital social da Companhia para a Inversud. A operação
não alterou o nível de dispersão das ações da Companhia negociadas no mercado, pois tanto a alienante
quanto a adquirente são 100% controladas pela mesma sociedade, a Chilectra, também integrante do Grupo
Endesa. A operação teve por objetivo a mera reestruturação interna da acionista Chilectra, não importando
em alteração de controle ou da estrutura administrativa da Companhia.
Em 26 de outubro de 2005, os acionistas Luz de Rio, Endesa Internacional, Enersis Agência, EI Energia e
Chilectra, contribuíram, respectivamente, com 328.477.563.577, 361.263.674.329, 766.367.324.642,
92.227.564.955 e 437.385.426.337 ações de emissão da Companhia para o capital social da Endesa Brasil,
que passou a ser acionista da Companhia.
Descrição das últimas alterações do capital social
Em 08 de janeiro de 2004, a acionista Enersis Internacional subscreveu um aumento de capital no valor de
R$710,0 milhões, o qual foi integralizado mediante a conversão de créditos detidos contra a Companhia,
tendo sido homologado em 29 de abril de 2004.
Em 29 de dezembro de 2005, os acionistas da Companhia aprovaram a cisão da Companhia, com a
conseqüente redução do seu capital social em R$120,0 milhões e a extinção de 312.670.592.748 ações de
sua emissão. Para maiores informações sobre a cisão ver seção “Atividades – Reorganização Societária”.
Ações em Tesouraria
A Companhia não possui ações em tesouraria.
177
Principais Acionistas
O controle da Companhia é exercido por diversas sociedades do Grupo Endesa e pela EDP.
A Endesa é um dos maiores grupos elétricos privados do mundo, desempenhando atividades de geração,
distribuição, transmissão e comercialização de energia elétrica, com presença em 11 países em 3 continentes,
inclusive na América do Sul, onde tem forte presença. Além de atividades relacionadas com a energia, a
Endesa atua nas áreas de gás natural, cogeração, energias renováveis e água e telecomunicações. Suas
controladas, diretas e indiretas que participam do capital da Companhia são as seguintes:
•
Inversud, filial da Chilectra (sucessora legal de Empresa Electrica de Panamá S.A. e Sociedad
Panameña de Electricidade S.A.), sociedade constituída de acordo com as leis do Chile, com sede na
Avenida Santa Rosa, 76, 17o andar, Santiago que, por sua vez, é controlada pela Enersis.
•
Enersis Internacional, sociedade constituída de acordo com as leis das Ilhas Cayman, Índias
Britânicas Ocidentais, com sede na P.O. Box 309, George Town, Grand Cayman, Ilhas Cayman;
•
Chilectra Agência, sociedade constituída de acordo com as leis das Ilhas Cayman, Índias Britânicas
Ocidentais, com sede na P.O. Box 309, George Town, Grand Cayman, Ilhas Cayman, filial da Chilectra
(sucessora legal de Empresa Electrica de Panamá S.A. e Sociedad Panameña de Electricidade S.A.),
sociedade constituída de acordo com as leis do Chile, com sede na Avenida Santa Rosa, 76, 17o andar,
Santiago que, por sua vez, é controlada pela Enersis.
A EDP é uma sociedade constituída de acordo com as leis de Portugal, com sede na Avenida José Malhoa,
Lote A-Treze, Lisboa. O grupo EDP é um dos grandes operadores europeus do setor elétrico, com atividades
de produção e distribuição em Portugal e Espanha, e atividades de produção, distribuição e de
comercialização na América Latina (com grande representação no Brasil), África e Macau. As atividades do
grupo EDP estão centradas nas áreas de produção e distribuição de energia elétrica, telecomunicações e
tecnologias de informação, mas também abrangem outras áreas complementares e relacionadas, como as da
água, gás, engenharia, ensaios laboratoriais, formação profissional ou gestão do patrimônio imobiliário.
Assembléias Gerais
As Assembléias Gerais realizam-se (a) ordinariamente, nos 4 primeiros meses seguintes ao encerramento de
cada exercício social; e (b) extraordinariamente, sempre que o Conselho de Administração achar
conveniente ou nos casos previstos em lei. A cada ação ordinária corresponde um voto nas deliberações da
Assembléia Geral.
Acordo de Acionistas
Em 19 de novembro de 1996, a Endesa Internacional, Enersis, Chilectra e EDP celebraram o acordo de
acionistas da Companhia, o qual encontra-se devidamente arquivado na sede da Companhia. O prazo de
vigência do acordo de acionistas é de 10 anos.
As disposições acerca do direito de preferência na subscrição dos aumentos de capital, cessão de direitos de
subscrição ou venda ou cessão de ações vigorarão pelo prazo do Contrato de Concessão (inclusive no caso
de prorrogação da concessão).
Nos termos do acordo de acionistas, a acionista EDP poderá indicar 2 membros efetivos e respectivos
suplentes do Conselho de Administração, inclusive o seu Presidente e as acionistas Endesa Internacional,
Enersis e Chilectra poderão indicar os demais membros do Conselho de Administração.
Os membros da Diretoria serão indicados em conjunto pela Endesa Internacional, Enersis e Chilectra se as 3
acionistas detiverem 50% ou mais de ações de emissão da Companhia. Caso a EDP detenha pelo menos
10% das ações, ela poderá vetar justificadamente essa indicação.
Dentre as cláusulas mais relevantes do acordo de acionistas, pode-se destacar as seguintes:
(a) os representantes e membros do Conselho de Administração indicados pelas Partes a votar nas reuniões
sempre de acordo com as decisões tomadas pelas partes;
178
(b) as partes terão sempre uma reunião prévia a cada Assembléia Geral e a cada reunião do Conselho de
Administração da Companhia, de suas controladas ou de sociedades em que a Companhia detenha
participação relevante, cujas aprovações dependerão do voto afirmativo de 60%, salvo as matérias especiais
(90%), qualificadas (92%) ou de quorum superior;
(c) direito de preferência das demais partes na subscrição do aumento de capital da parte que não pretender
subscrever a participação que lhe couber, cuja cessão deverá ser formalizada, não podendo as partes ceder
seus direitos de subscrição a terceiros;
(d) no caso de alienação, cessão e transferência de ações de qualquer uma das partes, as demais partes terão
direito de preferência nas suas respectivas proporções. Caso nenhuma das partes se manifeste, as ações
poderão ser negociadas com terceiros nas mesmas condições oferecidas às partes. Essas negociações
poderão depender de aprovação prévia do Poder Concedente; e
(e) as partes terão o direito à execução específica da obrigação de fazer pelo não cumprimento por qualquer
parte de suas obrigações no acordo de acionistas, sem prejuízo do direito à indenização por perdas e danos
pela violação.
Dividendos
A Companhia não teve lucros nos exercícios de 2001, 2002 e 2003, razão pela qual não distribuiu
dividendos aos seus acionistas nesses exercícios.
Apesar do lucro obtido nos exercícios de 2004 e 2005, não foi possível distribuir dividendos aos acionistas,
tendo em vista que esse lucro foi utilizado para compensação de prejuízos acumulados.
Conforme Estatuto Social da Companhia e em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações,
observadas as deduções dos prejuízos acumulados e a provisão para o imposto de renda, bem como 5% que
serão aplicados na constituição da reserva legal, que não excederá de 20% do capital social, a Companhia
realizará a distribuição do dividendo não inferior a 25% do lucro líquido ajustado nos termos da Lei das
Sociedades por Ações.
Política de Divulgação de Informações
A Companhia possui, conforme a Instrução CVM nº. 358, de 03 de janeiro de 2002, uma Política de
Divulgação de Atos ou Fatos Relevantes, que consiste na divulgação de informações relevantes e na
manutenção de sigilo acerca destas informações que ainda não tenham sido divulgadas ao público.
Informação relevante consiste em qualquer decisão de acionista controlador, deliberação de assembléia geral
ou dos órgãos de administração da Companhia, ou qualquer outro ato ou fato de caráter políticoadministrativo, técnico, negocial ou econômico-financeiro ocorrido ou relacionado aos negócios da
Companhia, que possa influir de modo ponderável (i) na cotação dos valores mobiliários; (ii) na decisão dos
investidores de comprar, vender ou manter os valores mobiliários; ou (iii) na determinação de os investidores
exercerem quaisquer direitos inerentes à condição de titulares de valores mobiliários.
É de responsabilidade do Diretor de Relações com Investidores divulgar e comunicar a CVM e às Bolsas de
Valores qualquer ato ou fato relevante ocorrido ou relacionado aos negócios da Companhia que seja
considerado informação relevante, bem como zelar pela ampla e imediata disseminação da informação
relevante às bolsas de valores e ao público em geral.
A Instrução CVM nº. 358, de 03 de janeiro de 2002, prevê uma única hipótese de exceção à imediata
divulgação de informação relevante. Referida informação só poderá deixar de ser divulgada se sua revelação
puder colocar em risco interesse legítimo da Companhia.
Todas as pessoas vinculadas (acionistas controladores, diretores, membros do Conselho de Administração, do
conselho fiscal e de quaisquer outros órgãos com funções técnicas ou consultivas criados por disposição
estatutária, gerentes e empregados que tenham acesso freqüente a informações relevantes) deverão assinar
Termo de Adesão à Política de Divulgação de Atos ou Fatos Relevantes, e guardar sigilo sobre as
informações ainda não divulgadas, sob pena de indenizar a Companhia e as demais pessoas vinculadas pelos
prejuízos em que venham a incorrer.
179
OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
Empréstimos à CERJ Overseas
Em 1998, a Companhia emprestou à CERJ Overseas, uma antiga controlada da Companhia, US$206,8
milhões à taxa de juros de LIBOR trimestral mais 6%. A data de vencimento original era 30 de dezembro de
2006 e foi postergada, em 1º de novembro de 2004, para 6 de outubro de 2008. Em 29 de outubro de 2004,
enquanto o valor desse empréstimo em aberto somava R$695,5 milhões, ou aproximadamente US$239,0
milhões, a Companhia aumentou sua participação no capital social da CERJ Overseas em aproximadamente
US$49,4 milhões em troca do perdão de uma parcela do empréstimo.
Em 1° de novembro de 2004, a Companhia vendeu a CERJ Overseas para a Enersis Internacional pelo valor
de aproximadamente R$0,1 milhão. Na data da venda, CERJ Overseas detinha aproximadamente US$163,0
milhões em Fixed Rate Notes emitidos pela Companhia em 6 de abril de 1998. Os títulos estão sujeitos a
juros anuais de 11,2% e vencem em 6 de outubro de 2008. Posteriormente, a Enersis Internacional dissolveu
a CERJ Overseas. Em 27 de fevereiro de 2004 e 24 de março de 2004, a Enersis Internacional converteu
aproximadamente R$710,0 milhões, ou US$243,6 milhões relativos às Fixed Rate Notes em participação na
Companhia. Em decorrência da reorganização societária da Companhia conduzida dentro do programa de
desverticalização, em 30 de setembro de 2005, o saldo total das Fixed Rate Notes emitidos pela Companhia,
no montante de R$522,9 milhões (equivalente a US$235,3 milhões) e 70% do saldo total da dívida pela
Enersis Internacional junto à Companhia, no montante de R$318,8 milhões (equivalente a US$143,4
milhões) foram transferidos à Ampla Investimentos.
Em 30 de junho de 2006, o montante devido pela Enersis Internacional à Companhia, pela parcela não
transferida à Ampla Investimentos, totalizava aproximadamente R$144,0 milhões, enquanto o montante
devido pela Enersis Internacional à Ampla Investimentos referente à parcela cindida totalizada
aproximadamente R$332,6 milhões.
Contrato de prestação de serviços com a Synapsis Brasil S.A.
Em 1° de janeiro de 2002, a Companhia celebrou um contrato de prestação de serviços com a Synapsis Brasil
S.A., ou Synapsis, uma controlada indireta da Endesa, para administrar e controlar um sistema de informática
e telecomunicações. O contrato vence em 30 de dezembro de 2006, passando a ser renovável anualmente,
contanto que as partes expressem sua intenção de renovação por escrito antes do vencimento do contrato. A
Companhia paga um valor anual à Synapsis relativo ao ajuste anual do pagamento inicial de R$9,7 milhões,
ajustados de acordo com o IGP-M. Em 2005, a Ampla ao pagou à Synapsis R$14,8 milhões relativos aos
serviços prestados no âmbito deste contrato.
Renegociação da dívida com a Luz de Rio e Endesa Internacional Energia Ltda.
Em 10 de julho de 2002, a Companhia celebrou um contrato com a Luz de Rio e a EI Energia, para converter
os juros não-pagos devidos pela Companhia a essas companhias em um novo empréstimo. Na data do
contrato com a Luz de Rio e EI Energia, a Companhia devia a cada uma delas R$13,3 milhões e R$3,7
milhões, respectivamente. De acordo com o contrato, o valor devido pela Companhia é ajustado com base no
IGP-M e os juros são pagos à taxa anual de 12%.
Em 14 de outubro de 2005, a ANEEL ordenou que a Companhia revertesse essa operação, uma vez que a
Companhia não havia obtido aprovação da ANEEL antes de concluir tal operação. Adicionalmente, a ANEEL
multou a Companhia em aproximadamente R$203,7 mil. Em 21 de dezembro de 2004, a Companhia solicitou à
ANEEL que a reversão fosse incluída como parte de sua reorganização, sendo a dívida transferida à nova
companhia a ser formada como parte da reestruturação da Companhia. Em sua resposta, datada de 17 de
novembro de 2005, a ANEEL manteve a multa. A Companhia pagou a multa em 25 de novembro de 2005.
180
Em decorrência da reorganização societária conduzida na Companhia dentro do programa de
desverticalização, em 30 de setembro de 2005, o saldo total das obrigações mencionadas acima, devidas pela
Companhia à Luz de Rio e EI Energia, no montante de R$27,3 milhões e R$ 7,7 milhões, respectivamente,
foi transferido para a Ampla Investimentos
Em de 30 de junho de 2006, o saldo devedor da Ampla Investimento junto à Luz de Rio era de R$27,3
milhões. O empréstimo com a EI Energia foi integralmente quitado antes de tal data.
Contrato de compra e venda de energia elétrica com a Enertrade
Em 26 de junho de 2002, a Companhia celebrou um contrato de compra e venda de energia elétrica com a
Enertrade, que faz parte do grupo EDP e é uma das acionistas da Companhia. O contrato define a compra,
por parte da Companhia, de uma média de 40 MW de energia contratada e demandada. O contrato vence em
30 de dezembro de 2022 e depende da aprovação da ANEEL. Para maiores informações, ver seção
“Atividades – Processos Judiciais e Administrativos – Arbitragem”.
Contrato de compra e venda de energia elétrica com a Endesa CIEN
Em 26 de junho de 2002, a Companhia celebrou um contrato de compra e venda de energia elétrica com a
Endesa CIEN. O contrato determina a compra anual pela Companhia de 200 MW de acordo com taxas
estabelecidas pela ANEEL, sob a modalidade de compra garantida, com vencimento em 18 de dezembro de
2018. Em 21 de julho de 2003, a Companhia celebrou outro contrato de compra e venda de energia elétrica
com a Endesa CIEN. O contrato prevê a compra de 84 MWh por hora, de acordo com taxas estabelecidas
pela ANEEL, com vencimento em 22 de dezembro de 2022. Devido à crise atual na Argentina, a Endesa
CIEN não tem conseguido fornecer a seus clientes (incluindo a Companhia) a quantidade de energia
estipulada pelos contratos assinados com tais clientes.
Contratos de administração com os membros do Grupo Endesa
A Companhia celebrou diversos contratos especializados relativos a serviços de administração de software,
serviços administrativos, financeiros, logísticos e de atendimento ao cliente com a CAM Brasil Multiserviços
Ltda., ou CAM Brasil, uma controlada indireta da Endesa e da Enersis. O valor total pago em 2005
resultante desses contratos foi de R$28,5 milhões.
Operações Futuras com Partes Relacionadas
Não há previsão de operações futuras com partes relacionadas.
181
PRÁTICAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVA
Essa seção contém informações sobre as práticas de governança corporativa adotadas pela Companhia, e
deve ser analisada conjuntamente com as seções “Descrição do Capital Social e Dividendos” e
“Administração”.
IBGC
De acordo com o IBGC, governança corporativa é o sistema pelo qual as sociedades são dirigidas e
monitoradas, envolvendo os relacionamentos entre Acionistas/Cotistas, Conselho de Administração,
Diretoria, Auditores Independentes e Conselho Fiscal.
O Código de Melhores Práticas de Governança Corporativa do IBGC objetiva indicar os caminhos para
todos os tipos de sociedade visando (i) aumentar o valor da sociedade; (ii) melhorar seu desempenho; (iii)
facilitar seu acesso ao capital a custos mais baixos; e (iv) contribuir para sua perenidade; sendo que os
princípios básicos inerentes a esta prática são a transparência, a eqüidade, a prestação de contas e a
responsabilidade corporativa.
Dentre as práticas de governança corporativa recomendadas pelo IBGC, a Companhia adota:
•
•
•
•
•
•
•
•
emissão exclusiva de ações ordinárias;
manutenção e divulgação de registro informando a quantidade de ações relativas a cada sócio;
política “uma ação igual a um voto”;
contratação de empresa de auditoria independente para a análise de balanços e demonstrativos
financeiros, sendo que esta mesma empresa não é contratada para prestar outros serviços,
assegurando a total dependência;
Estatuto Social claro quanto à (i) forma de convocação da Assembléia Geral; (ii) competências do
Conselho de Administração e da Diretoria; (iii) sistema de votação, eleição, destituição e mandato
dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria;
transparência na divulgação dos relatórios anuais da administração;
a Assembléia Geral de Acionistas tem competência para deliberar sobre: (a) aumento ou redução do
capital social e outras reformas do Estatuto Social; (b) eleger ou destituir, a qualquer tempo,
conselheiros de administração e conselheiros fiscais; (c) tomar, anualmente, as contas dos
administradores e deliberar sobre as demonstrações financeiras; e (d) deliberar sobre transformação,
fusão, incorporação, cisão, dissolução e liquidação da sociedade;
previsão estatutária para instalação de um Comitê Fiscal.
Sarbanes-Oxley Act
Além de adotar as práticas de governança corporativa do IBGC, a Companhia adota os procedimentos de
governança corporativa estabelecidos pelo Sarbanes-Oxley Act dos Estados Unidos da América, de julho de
2002. Em cumprimento às disposições de referida lei, a Companhia implantou um mecanismo, chamado
Canal Ético, para recebimento de queixas ou comunicações de forma confidencial, relativas às más práticas
em matéria de contabilidade, controle, auditoria interna e outros temas. Tal procedimento, implantado em
2005 pelo Grupo Endesa, garante a confidencialidade, pois sua gestão cabe a uma empresa, a Ethicspoint,
que possui longa e abrangente experiência nesta área. As comunicações são encaminhadas ao responsável
garantindo o anonimato com segurança absoluta. A utilização deste procedimento está sujeita às
responsabilidades penais e civis nos termos da lei, caso haja falsidade ou desprezo imprudente pela verdade.
182
Código de Conduta
Existente desde 2003, o Código de Conduta da Companhia é parte constituinte de suas diretrizes
organizacionais e deve ter seus princípios atendidos em todas as suas ações. Em 2005, este código passou por
uma grande revisão com o intuito de incluir requisitos de responsabilidade social e de consulta pública
interna e externa, estabelecendo parâmetros detalhados para o relacionamento da Companhia com seus
diversos públicos. Sua disseminação é feita para cada empregado por meio de reuniões com as lideranças e,
para os novos contratados, dentro do Programa Boas-Vindas. Para as empresas contratadas pela Companhia,
são realizadas reuniões com gestores dessas empresas com a finalidade de estabelecer compromissos de
acordo com as premissas do Código de Conduta, que é anexado aos contratos. O Comitê de Ética, formado
pelo presidente da Companhia, pelas diretorias de recursos humanos, jurídica e de auditoria e por dois
representantes dos empregados, objetiva apurar e avaliar os casos de violação de maior gravidade do Código
de Conduta, bem como esclarecer dúvidas sobre a interpretação do seu texto.
Pacto Global das Nações Unidas
Em 30 de março de 2005, a Companhia aderiu ao Pacto Global das Nações Unidas, assumindo o
compromisso de adotar, apoiar e difundir progressivamente os dez princípios do Pacto Global relacionados
com a proteção dos direitos humanos, dos direitos trabalhistas, a preservação do meio ambiente e a aplicação
de práticas contra a corrupção.
Baseado nos dez princípios universais do Pacto Global, a Companhia estabelece princípios gerais para seus
relacionamentos internos e externos, envolvendo empregados, acionistas, fornecedores, clientes,
comunidades e sociedade, governo e concorrência. Dentre as práticas inaceitáveis em toda a cadeia
produtiva, parcerias e fornecedores, está a corrupção em todas as suas formas, inclusive extorsão e
pagamento de propinas.
183
RESPONSABILIDADE SOCIAL, PATROCÍNIO E INCENTIVO CULTURAL
A Companhia promove atividades que contribuem para o desenvolvimento social, econômico e cultural das
comunidades atendidas, respeitando sempre seus valores culturais, objetivando a formação de cidadãos
conscientes.
Dentro desse objetivo, são realizados diversos projetos sociais com a comunidade, buscando a reflexão das
atividades diárias para o consumo consciente, e neles são levantadas questões sobre cidadania, educação
ambiental, consumo responsável de água, de energia e de alimentos, redução/reutilização/reciclagem do lixo
e a ilegalidade, como o furto de energia e a pirataria.
No ano de 2005, a Companhia aumentou significativamente seu grau de envolvimento com a sociedade, por
meio de projetos nas áreas institucional, educacional, cultural, de geração de renda, comunitários e de
voluntariado. Segue abaixo uma breve descrição dos principais projetos.
Projetos Institucionais
Baixa Renda
A Tarifa Baixa Renda oferece descontos de até 66% no valor da tarifa das contas de energia elétrica para os
clientes residenciais com circuito monofásico que consomem até 220KWh por mês.
O papel da Companhia na captação de clientes para o cadastro no programa baixa renda, feita em eventos
comunitários, como o SuperAção, palestras e visitas, é fundamental para o sucesso do projeto. Em 2005,
foram incorporados ao programa 38 mil novos clientes. Em dezembro de 2005, 914 mil consumidores foram
beneficiados com a Tarifa Baixa Renda, o que corresponde a 47,5% dos clientes residenciais na área de
concessão da Companhia.
Universalização no Atendimento
Esse projeto busca levar o serviço público de energia elétrica a todas as pessoas dentro da área de concessão
da Companhia, independentemente de condições socio-econômicas. Somente no ano de 2005, a Companhia
conectou à rede elétrica 35.748 clientes com projetos de extensão de rede, cujos investimentos somaram
mais de R$25,0 milhões, um recorde alcançado na história da Companhia.
Luz para Todos
Em 2005, também foram investidos R$21,2 milhões dentro do Programa Luz para Todos, do Governo
Federal, o que correspondeu ao atendimento de 4.703 unidades consumidoras. O trabalho da Companhia foi
determinante para elevar o Rio de Janeiro à condição de Estado com maior cobertura elétrica rural do País.
Para o ano de 2006, a Companhia tem a meta de contemplar mais de cinco mil clientes nas áreas rurais e
mais mil clientes em localidades de difícil acesso.
Projetos Sociais
Os projetos socio-culturais da Companhia, em 2005, beneficiaram cerca de 578 mil pessoas, nos diversos
municípios atendidos. A Companhia investiu R$3,5 milhões nesses projetos, com recursos próprios e
oriundos de incentivos fiscais, estes no montante de R$1,7 milhões.
SuperAção
O projeto oferece atividades socio-educativas e culturais para toda a família, objetivando conscientizar as
comunidades atendidas sobre o uso eficiente da energia elétrica. Os participantes podem solicitar
parcelamentos, segunda via de contas e cadastramento na Tarifa Baixa Renda.
184
Oficina Dona de Casa Eficiente
A meta deste projeto é transformar os hábitos de consumo das famílias por meio de um de seus agentes mais
influentes, a dona de casa. As participantes são convidadas a refletir sobre cidadania, meio ambiente e
comportamento ético em encontros nos quais também são fornecidas dicas práticas de economia de energia
elétrica bem como para a elaboração do orçamento familiar.
Palestras Comunitárias, Jovem Ligado e Guardiões de Energia
Esses projetos visam educar o público carente, infantil, jovem e adulto sobre o uso adequado e eficiente de
energia elétrica, incentivando discussões sobre cidadania e problemas socioeconômicos. Os participantes são
beneficiados com kits, e prêmios para os que se destacam.
Energia Jovem
Projeto desenvolvido pelo Centro de Promoção da Saúde – CEDAPS em três comunidades de Magé, com
objetivo de promover inserção social por meio de intensa participação do público jovem. Os participantes
identificaram os problemas sociais das localidades em que residem e elaboraram soluções. Esses
participantes, ainda, recebem bolsa mensal para participar de atividades supervisionadas por um
coordenador. Em 2005, foram beneficiadas 13.484 pessoas com o Energia Jovem.
Projetos Culturais
Leitura Ampla: a Construção do Olhar e 1ª Bienal da Leitura de São Gonçalo
Esses projetos incentivam a leitura como instrumento de combate ao analfabetismo funcional, de
consolidação dos princípios norteadores da cidadania e de inserção social. O Leitura Ampla teve grandes
resultados comprovados pela participação e envolvimento da comunidade escolar, beneficiando 4
municípios, 342 escolas municipais, 9.576 professores e 199 mil alunos, totalizando 350 mil pessoas direta e
indiretamente. A Bienal, por sua vez, em quatro dias, teve a participação de 70 mil pessoas em encontros
com autores, peças de teatro, circo, narração de histórias, exibição de filmes e documentários.
Programa Interlatinidades – III Encontro de Culturas
Esse é o maior programa de integração cultural da América Latina, que tem por objetivo valorizar a
identidade latino-americana pelo patrimônio cultural de seus povos. A Companhia patrocinou esse evento
que envolveu todas as manifestações artísticas, como literatura, cinema, música, teatro, dança, folclore e
artes plásticas.
Geração de Renda
Primeiro Emprego
Com o Projeto Primeiro Emprego, a Companhia oferece a primeira oportunidade de emprego aos jovens de
18 a 24 anos, residentes nas comunidades atendidas pelos demais projetos da área social. Os participantes
recebem um treinamento preparatório para a seleção, após são encaminhados a diversas áreas da
Companhia, recebendo treinamento específico para a atividade que desempenharão e onde terão também a
oportunidade de fazer uma carreira.
Cooperativa de Costureiras e Artesãs de Santo Aleixo
A Companhia apoiou a criação da Cooperativa de Costureiras e Artesãs de Santo Aleixo, no município de
Magé, por meio do financiando oficinas de formação de cooperativismo, da compra de máquinas de costura
e da viabilização do espaço para as atividades de produção.
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Apoio à Comunidade
Ampla Solidária
O projeto Ampla Solidária atende famílias de comunidades com baixo índice de desenvolvimento humano
(IDH) e excluídas socialmente, contando com apoio de assistentes sociais. Em 2005, 154 residências
indicadas pelo projeto Ampla Solidária tiveram suas instalações revistas e a meta para 2006 é levar a
eficiência energética a 18 mil residências.
Casamento Coletivo
O Juizado Especial Criminal de São Gonçalo, com o apoio da Companhia, realizou o casamento de 60 casais
que participaram de um casamento comunitário. A Companhia participou do evento doando kits e
oferecendo serviços de maquiagem, cabelo e manicure, além da decoração e do coral.
Voluntariado e Doações
Vários projetos da Companhia são destinados ao incentivo ao voluntariado e a doações, visando fortalecer
três importantes valores da Companhia, quais sejam, espírito de equipe, foco nas pessoas e conduta ética,
além de trazer resultados para a satisfação dos empregados e para a qualidade de vida da comunidade. Esses
projetos beneficiaram, em 2005, aproximadamente 11,5 mil pessoas, com um investimento de R$123,1
milhões e a parceria de prefeituras, associações de moradores, empregados da Companhia, instituições
sociais e outras instituições privadas.
186
3. ANEXOS
•
Estatuto Social Consolidado
•
Ata da Assembléia Geral Extraordinária realizada em 28 de agosto de 2006
• Atas das Reuniões do Conselho de Administração realizadas em 28 de agosto de 2006 e 21 de setembro de 2006
•
Escritura de Emissão
•
Súmula de Classificação de Risco (Rating)
•
Aprovação da ANEEL para a 4ª Emissão
•
Informações Trimestrais da Companhia relativas ao trimestre findo em 30 de junho de 2006
•
Demonstrações Financeiras Consolidadas da Companhia relativas aos exercícios sociais
de 31/12/2003, 31/12/2004 e 31/12/2005 e respectivos pareceres dos auditores independentes
•
Informações anuais da Companhia relativas ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2005
(apenas informações não incluídas neste Prospecto)
•
Declarações do Item 14 do Anexo II da Instrução CVM nº 400/03
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•
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Estatuto Social Consolidado
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Ata da Assembléia Geral Extraordinária realizada em 28 de agosto de 2006
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• Atas das Reuniões do Conselho de Administração realizadas em28 de agosto de 2006 e 21 de setembro de 2006
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Escritura de Emissão
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•
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Súmula de Classificação de Risco (Rating)
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•
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Aprovação da ANEEL para a 4ª Emissão
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•
Informações Trimestrais da Companhia relativas ao trimestre findo em 30 de junho de 2006
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Demonstrações Financeiras Consolidadas da Companhia relativas aos exercícios sociais de
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•
Informações anuais da Companhia relativas ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2005
(apenas informações não incluídas neste Prospecto)
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Declarações do Item 14 do Anexo II da Instrução CVM nº 400/03
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