capa duke letter · 18 de novembro de 1997, entre a cesp e a fundação cesp e transferido à...
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Distribuição pública de 34.089 (trinta e quatromil e oitenta e nove) debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, em duas séries, todas nominativase escriturais, da primeira emissão para distribuição pública da DUKE ENERGY INTERNATIONAL, GERAÇÃO PARANAPANEMA S.A. (“1ª Emissão” e “Duke Energy”,“Companhia” ou “Emissora”, respectivamente), com valor nominal unitário de R$10.000,00 (dez mil reais) (“Debêntures”), perfazendo omontante de R$340.890.000,00(trezentos e quarentamilhões e oitocentos e noventamil reais) na data de emissão, qual seja, 15 de setembro de 2008 (“Oferta” e “DatadeEmissão”, respectivamente).
A Primeira Distribuição Pública de Debêntures da Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. (“Oferta”) foi aprovada conforme deliberação (i) da AssembléiaGeral da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008, cuja ata foi protocolada na Junta Comercial do Estado de São Paulo (“JUCESP”) em 03 de setembro de 2008,sob o nº 0.693.904/08-2 e será publicada no jornal “Valor Econômico” e no Diário Oficial do Estado de São Paulo; e (ii) do Conselho de Administração da Companhia quefixou as condições das Debêntures, em reunião realizada em 1º de setembro de 2008, cuja ata foi arquivada na JUCESP em 15 de setembro de 2008, sob o nº 307.280/08-1,e publicada no jornal “Valor Econômico” e no Diário Oficial do Estado de São Paulo, em 30 de setembro de 2008. A taxa final da remuneração foi aprovada peloConselho de Administração da Companhia em 30 de setembro de 2008, cuja ata será protocolada na JUCESP e publicada no jornal “Valor Econômico” e no Diário Oficialdo Estado de São Paulo.
As Debêntures serão registradas para (a) distribuição no mercado primário por meio do SDT - Módulo de Distribuição de Títulos ("SDT"), administrado e operacionalizadopela CETIP S.A. - Balcão Organizado de Ativos e Derivativos ("CETIP"), sendo a distribuição liquidada e as Debêntures custodiadas na CETIP; e (b) negociação no mercadosecundário por meio (i) do SND - Módulo Nacional de Debêntures ("SND"), administrado pela CETIP, sendo as negociações liquidadas e as Debêntures custodiadas na CETIP;e/ou (ii) do Sistema BOVESPAFIX ("BOVESPAFIX"), administrado pela Bolsa de Valores de São Paulo S.A. - BVSP ("BOVESPA"), sendo as negociações liquidadase as Debêntures custodiadas na Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia ("CBLC").
A Oferta foi registrada na Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) em [•] de [•] de 2008, sob n° CVM/SRE/DEB/2008/[•], para as Debênturesda1ªSérie, e sobn°CVM/SRE/DEB/2008/[•], para asDebêntures da2ªSérie.
Este Prospecto não deve, em qualquer circunstância, ser considerado recomendação de compra das Debêntures. Ao decidir por adquirir as Debêntures,potenciais investidores deverão realizar sua própria análise e avaliação da condição financeira da Companhia, de seus ativos e dos riscos decorrentesdo investimento nas Debêntures. Este Prospecto foi preparado com base nas informações prestadas pela Companhia, sendo que os Coordenadorestomaram todas as cautelas e agiram com elevados padrões de diligência, respondendo pela falta de diligência ou omissão, para assegurar que:(i) as informações prestadas pela Companhia fossem verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores uma tomadade decisão fundamentada a respeito da Oferta; e (ii) as informações fornecidas ao mercado durante todo o prazo de distribuição, inclusive aquelaseventuais ou periódicas constantes da atualização do registro da Companhia que venham a integrar o Prospecto, são suficientes, permitindo aosinvestidores a tomadadedecisão fundamentadaa respeito daOferta.
Antes de tomar decisão de investimento nas Debêntures que venham a ser distribuídas no âmbito da Oferta, a Companhia e os Coordenadores da Ofertarecomendam aos potenciais investidores a leitura cuidadosa deste Prospecto. Para avaliação dos riscos associados à Companhia, os investidores devemler a Seção “Fatores de Risco”, nas páginas 63 a 73 deste Prospecto. Maiores informações sobre a Emissora e a Oferta poderão ser obtidas juntoaosCoordenadores e àCVMnosendereços indicadosnaspáginas31a33.
Quaisquer outras informaçõesouesclarecimentos sobre aCompanhia e aOferta poderão ser obtidos junto aoCoordenador Líder enaCVM.
O registro daOferta não implica, por parte da CVM, garantia de veracidade das informações prestadas ou em julgamento sobre a qualidade da Companhia,bemcomosobre asDebêntures a seremdistribuídasnoâmbito daOferta.
Prospecto Preliminar da Distribuição Pública de Debêntures Simples,Não-Conversíveis emAções, daEspécieQuirografária, da1ª Emissãoda
Asinform
açõescontidas
nesteProspectoPreliminarestãosobanáliseda
Comissãode
ValoresMobiliários,aqu
alaind
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manifestou
aseurespeito.O
presenteProspectoPreliminarestásujeito
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entaçãoecorreção.
OProspectoDefinitivo
seráentregue
aosinvestidores
duranteoperío
dode
distrib
uição.
ClassificaçãodeRiscodaEmissãoMoody's: “Aa3.br”ClassificaçãodeRiscodaEmissãoStandard&Poor´s: “brAA-”
CÓDIGOISIN1ªSÉRIENºBRGEPADBS020 - CÓDIGOISIN2ªSÉRIENºBRGEPADBS038
A data deste Prospecto Preliminar é 03 de outubro de 2008
R$340.890.000,00
DukeEnergy International, GeraçãoParanapanemaS.A.Companhia Aberta - CNPJ/MF nº 02.998.301/0001-81
Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30° andar, CEP 04578-910, São Paulo - SP
A(O) presente oferta pública (programa) foi elaborada(o) de acordo com as normas de Auto-Regulaçào da ANBID para as Ofertas Públicas de Distribuiçãoe Aquisição de Valores Mobiliários, atendendo, assim, a(o) presente oferta pública (programa), aos padrões mínimos de informação exigidos pela ANBID,não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelas referidas informações, pela qualidade da emissora e/ou ofertantes, das Instituições Participantese dos valores mobiliários objeto da(o) oferta pública (programa). Este selo não implica recomendação de investimento. O registro ou análise prévia dapresente distribuição não implica, por parte da ANBID, garantia da veracidade das informações prestadas ou julgamento sobre a qualidade da companhiaemissora, bem como sobre os valores mobiliários a serem distribuídos.
COORDENADORES
COORDENADOR LÍDER
1
ÍNDICE
1. INTRODUÇÃO
Definições ................................................................................................................................... 7
Resumo das Características da Oferta ........................................................................................... 14
Sumário dos Coordenadores ......................................................................................................... 21
Informações Cadastrais da Emissora ............................................................................................. 23
Sumário da Emissora ................................................................................................................... 24
2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES
Administradores da Emissora ........................................................................................................ 31
Coordenador Líder ....................................................................................................................... 31
Coordenadores ............................................................................................................................ 31
Banco Mandatário e Depositário ................................................................................................... 32
Agente Fiduciário ......................................................................................................................... 32
Consultores Legais ....................................................................................................................... 32
Auditores Independentes ............................................................................................................. 33
Declaração da Emissora e do Coordenador Líder............................................................................ 33
3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA
Características da Oferta .............................................................................................................. 37
Composição do Capital Social ...................................................................................................... 37
Autorizações Societárias ............................................................................................................. 37
Características da Oferta ............................................................................................................ 37
Características das Debêntures .................................................................................................. . 38
Contrato de Distribuição ............................................................................................................. 51
Plano da Oferta ......................................................................................................................... 52
Cronograma das Etapas da Oferta .............................................................................................. 54
Custos Estimados da Oferta ........................................................................................................ 54
Ressalvas com Relação a Declarações e Estimativas Acerca do Futuro ............................................ 57
Destinação dos Recursos .............................................................................................................. 58
4. FATORES DE RISCO
Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos ........................................................................... 63
Riscos Relacionados à Emissora e ao Setor de Energia Elétrica ....................................................... 65
Riscos Relacionados à Oferta ........................................................................................................ 72
5. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS
Informações Financeiras Selecionadas .......................................................................................... 77
Análise e Discussão da Administração sobre a Situação
Financeira e os Resultados Operacionais da Emissora .................................................................... 80
Visão Geral. ............................................................................................................................... 80
Fatores que Afetam os Resultados Operacionais .......................................................................... 80
Energia Contratada e Contratos .................................................................................................. 82
Resultados Operacionais ............................................................................................................. 92
2
6. INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA
Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil .......................................................................... 119
Geral ......................................................................................................................................... 119
O Negócio de Geração de Energia Elétrica ................................................................................... 120
Análise Setorial .......................................................................................................................... 125
Concessões ............................................................................................................................... 125
Principais Entidades Regulatórias ................................................................................................ 127
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico .......................................................................................... 129
Os Leilões de Energia ................................................................................................................. 133
Contratos Firmados Anteriormente à Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico .................................... 137
Limitações Governamentais de Participação dos Agentes no Mercado............................................ 137
A Desverticalização no Âmbito do Novo Marco Regulatório ........................................................... 138
Garantias Financeiras ................................................................................................................ 138
Remuneração das Geradoras. ..................................................................................................... 139
Mecanismo de Realocação de Energia – MRE ............................................................................... 141
Incentivos a Fontes Alternativas de Energia ................................................................................. 142
Encargos Setoriais ..................................................................................................................... 143
Racionamento............................................................................................................................ 145
Aspectos Ambientais .................................................................................................................. 147
Atividades da Emissora ................................................................................................................ 149
Introdução ................................................................................................................................ 149
Estrutura Organizacional e Principais Acionistas ........................................................................... 150
Reestruturações Societárias ........................................................................................................ 154
Participações Societárias ............................................................................................................ 154
Acordo de Acionistas .................................................................................................................. 154
Breve Histórico .......................................................................................................................... 154
Pontos Fortes ............................................................................................................................ 155
Estratégia .................................................................................................................................. 156
Atividades da Emissora ............................................................................................................... 157
Manutenção .............................................................................................................................. 160
Excelência Operacional ............................................................................................................. 162
Comercialização ......................................................................................................................... 164
Mercado Atacadista de Energia ................................................................................................... 164
Sazonalidade ............................................................................................................................. 166
Concorrência ............................................................................................................................. 166
Contratos Relevantes ................................................................................................................. 167
Contratos Financeiros ................................................................................................................ 172
Investimentos Relevantes .......................................................................................................... 173
Desinvestimentos ...................................................................................................................... 173
Propriedade Intelectual, Patentes, Marcas e Licenças ................................................................... 173
Meio Ambiente .......................................................................................................................... 173
Gestão de Crises ....................................................................................................................... 176
Seguros .................................................................................................................................... 177
Pesquisa e Desenvolvimento ...................................................................................................... 177
3
Ativo Imobilizado ......................................................................................................................... 178
Recursos Humanos ...................................................................................................................... 179
Descrição do Capital Social e Dividendos ....................................................................................... 183
Geral ........................................................................................................................................ 183
Objeto Social ............................................................................................................................. 183
Capital Social ............................................................................................................................ 183
Capital Autorizado ..................................................................................................................... 184
Grupamento de Ações da Companhia ......................................................................................... 184
Conversão de Ações da Companhia ............................................................................................ 184
Ações em Tesouraria ................................................................................................................. 185
Direito das Ações ....................................................................................................................... 185
Direitos dos Acionistas ............................................................................................................... 186
Destinação do Resultado do Exercício ......................................................................................... 186
Destinação do Lucro Líquido ....................................................................................................... 186
Reserva de Lucros ..................................................................................................................... 186
Acordo de Acionistas .................................................................................................................. 187
Ações em Tesouraria e Política para Negociação de Valores Mobiliários
de Emissão da Companhia .......................................................................................................... 187
Restrições ................................................................................................................................. 188
Ações da Companhia Direta ou Indiretamente Detidas pelos Administradores ............................... 188
Política de Distribuição de Dividendos ......................................................................................... 189
Práticas de Governança Corporativa .............................................................................................. 190
Políticas de Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural ............................................... 191
Administração ............................................................................................................................. 192
Conselho de administração ......................................................................................................... 192
Diretoria ................................................................................................................................... 194
Conselho Fiscal .......................................................................................................................... 197
Remuneração da Administração.................................................................................................. 199
Relação entre administradores e Companhia ............................................................................... 200
Planos de Opção de Compra de Ações ........................................................................................ 200
Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia ...................................... 201
Contingências Judiciais e Administrativas ...................................................................................... 204
Operações com Partes Relacionadas ............................................................................................. 207
Operações Vinculadas à Oferta ..................................................................................................... 208
4
7. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
ITR - Informações Trimestrais da Emissora relativas ao Período encerrado em 30 de junho de 2008,
com respectivo Parecer dos Auditores Independentes .................................................................... 211
DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado
em 31 de dezembro de 2007, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes ....................... 259
DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado
em 31 de dezembro de 2006, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes ....................... 347
DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado
em 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes ....................... 407
8. ANEXOS
Ata da Assembléia Geral da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008 .................................... 469
Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008 ........... 477
Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 30 de setembro de 2008 .............. 503
Estatuto Social da Emissora ........................................................................................................... 511
Escritura Particular de Emissão de Debêntures ................................................................................ 529
Súmulas da Classificação de Risco...... ........................................................................................... 575
Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 ................................. 583
Declaração do Coordenador Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 ................... 587
5
1. INTRODUÇÃO
Definições
Resumo das Características da Oferta
Sumário dos Coordenadores
Informações Cadastrais da Emissora
Sumário da Emissora
7
DEFINIÇÕES
ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica.
ACL Ambiente de Contratação Livre.
Acordo Geral do Setor
Elétrico
Acordo instituído em razão do racionamento de energia elétrica pela
Medida Provisória nº 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei
nº 10.438, de 26 de abril de 2002.
Acordo Sindical Acordo Coletivo do Trabalho, instrumento jurídico celebrado entre a
Empresa e a entidade sindical de trabalhadores correspondente a
atividade fim da Empresa, em nome da categoria, para estipular e
regular as condições das relações de trabalho entre o os empregados e
empregador.
ACR Ambiente de Contratação Regulada.
Administradores Diretores e Conselheiros da Administração da Companhia.
AGD Assembléia Geral de Debenturistas.
Agente Fiduciário Planner Trustee DTVM Ltda.
Agentes Financeiros Banco Citibank S.A. e Banco Itaú BBA S.A.
ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento.
ANDIMA Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro.
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
Anúncio de Início Anúncio de início da distribuição pública das Debêntures.
Anúncio de Encerramento Anúncio de encerramento da distribuição pública das Debêntures.
Auditores Independentes PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes.
Autoprodutor Agente titular de concessão, permissão ou autorização para produzir
energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo.
BACEN Banco Central do Brasil.
Banco Mandatário e Banco
Depositário
Banco Citibank S.A.
BID Banco Interamericano de Desenvolvimento.
BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES.
BOVESPA Bolsa de Valores de São Paulo S.A. – BVSP
Brasil República Federativa do Brasil.
BR GAAP Práticas contábeis adotadas no Brasil, as quais são baseadas na Lei das
Sociedades por Ações, normas contábeis emitidas pelo IBRACON e resoluções
da Comissão de Valores Mobiliários e do Conselho Federal de Contabilidade.
8
Capacidade Instalada Quantidade máxima de eletricidade que pode ser entregue por uma
unidade geradora em particular, em bases de carga total contínua nos
termos de condições específicas, conforme designado pelo fabricante da
referida unidade geradora.
CBA Companhia Brasileira de Alumínio.
CCC Conta de Consumo de Combustíveis.
CCEAR Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.
CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
CDI Certificado de Depósito Interbancário.
CEMIG CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais.
CESP CESP - Companhia Energética de São Paulo.
CETIP CETIP S.A. - Balcão Organizado de Ativos e Derivativos.
CHESF Companhia Hidroelétrica do São Francisco.
CIBACAP Consórcio Intermunicipal da Bacia Capivara.
Citibank ou Coordenador
Líder
Banco Citibank S.A.
CMN Conselho Monetário Nacional.
CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico.
CNPE Conselho Nacional de Política Energética.
COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social.
Companhia, Emissora ou
Duke Energy
Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.
Consumidores Livres Consumidores que optaram por contratar seu fornecimento, no todo ou
em parte, com PIE ou com comercializador de energia elétrica.
Contrato de Concessão
76/99
Contratos de Concessão de Uso de Bem Público n.º 76/1999, celebrado
em 22 de setembro de 1999, entre a Emissora e a União Federal.
Contrato de Concessão
183/98
Contratos de Concessão de Uso de Bem Público n.º 183/98, celebrado
em 30 de julho de 1998, entre a Emissora e a União Federal.
Contrato de Distribuição Contrato de Coordenação, Colocação e Distribuição Pública de Debêntures
Simples, Quirografárias e Não Conversíveis em Ações da Primeira Emissão
da Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.
9
Contrato de Confissão de
Dívida
Instrumento Particular de Contrato de Ajuste das Reservas Matemáticas e
Confissão de Dívida do Plano de Suplementação de Aposentadorias e
Pensão da CESP administrado pela Fundação CESP, Promessa de Dação de
Imóveis em Pagamento, com Transferência de Posse Imediata,
Compromisso de Regularização Registraria e Outras Avenças, firmado em
18 de novembro de 1997, entre a CESP e a Fundação CESP e transferido à
Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema – CGEEP, em 18
de novembro de 1999, por meio do Instrumento Particular de Compromisso
e Assunção Parcial de Obrigações de Ajuste de Reservas e Confissão de
Dívidas existentes entre a CESP e a Fundação CESP, pela CGEEP e Outras
Avenças.
Contratos de Concessão Contratos de Concessão de Uso de Bem Público n.º 76/1999 e 183/98,
celebrados em 22 de setembro de 1999 e 30 de julho de 1998,
respectivamente, entre Emissora e União Federal.
Contratos Iniciais Contratos de compra e venda de energia elétrica, referentes a
montantes definidos em Resoluções da ANEEL, firmados com base na
Lei n.º 9.648 de 27 de maio de 1998 entre uma concessionária de
geração e uma concessionária de distribuição de energia elétrica.
Coordenadores Banco Citibank e Banco Itaú BBA.
COPEL COPEL - Companhia Paranaense de Energia.
CPFL Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL.
CVA Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A da
tarifa de energia elétrica.
CVM Comissão de Valores Mobiliários – CVM.
Data de Emissão 15 de setembro de 2008.
Debêntures Debêntures objeto das distribuições públicas efetuadas ao amparo da
Oferta.
Debenturistas Os titulares de Debêntures, objeto das distribuições públicas efetuadas
ao amparo da Oferta.
Decreto n.º 5.163/04 Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004.
DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica.
Dólar Dólar Estadunidense.
Duke Brasil ou DEI Duke Energy International, Brasil Ltda., acionista controladora direta da
Companhia.
Duke Energy, Companhia
ou Emissora
Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.
Duke Energy Corp. Duke Energy Corporation, controladora indireta da Companhia.
10
EAEE Encargo de Aquisição de Energia Emergencial.
EBITDA ou LAJIDA O EBITDA consiste no lucro líquido deduzido das receitas e despesas
financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e
depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição não contábil,
calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No.
01/2007. O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao
lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da
Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador
de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA
fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente
utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e
comparar empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter
em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP e
que pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias.
O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado
nas demonstrações financeiras.
EBITDA Ajustado O EBITDA Ajustado para os exercícios encerrados em 31 de dezembro
de 2007, 2006 e 2005 foi calculado com base nos ajustes que a
administração da Companhia entende como necessário para a
comparação dos exercícios e compreensão do seu desempenho,
conforme detalhado na Seção "Análise e Discussão da Administração
sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais da Emissora -
Resultados Operacionais - EBITDA", localizada na página 80 deste
Prospecto. O EBITDA Ajustado é um dado financeiro que não está
expressamente indicado nas demonstrações financeiras.
ECE Encargo de Capacidade Emergencial.
Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
EPE Empresa de Pesquisa Energética - EPE
Energia Assegurada Quantidade de energia elétrica de uma usina, estabelecida pelo Poder
Concedente no respectivo contrato de concessão, que deverá ser
disponibilizada para venda.
Escritura de Emissão Escritura Particular de Emissão Pública de Debêntures Simples,
Quirografárias e Não Conversíveis em Ações da Primeira Emissão de
Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.
Estatuto Social Estatuto Social da Emissora, conforme aprovado em Assembléia Geral
Extraordinária de acionistas, realizada em 30 de abril de 2008.
FGV Fundação Getúlio Vargas.
FINAM Fundo de Investimento da Amazônia.
FINAME Linha de crédito do BNDES para aquisição de máquinas e equipamentos
novos, de fabricação nacional, através de instituições financeiras
credenciadas.
Fundo UBP Fundo de Uso de Bem Público.
GCE Câmara de Gestão da Crise de Energia.
11
IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais
Renováveis.
IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística.
ICMS Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias e sobre
Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e
de Comunicação.
IGP-M Índice Geral de Preços do Mercado, conforme apurado e divulgado pela
Fundação Getúlio Vargas.
Instrução CVM 400/03 Instrução CVM n.º 400, de 29 de dezembro de 2003, conforme
alterada.
Instrução CVM n.º 409/04 Instrução CVM n.º 409, de 18 de agosto de 2004, conforme alterada.
IOF Imposto sobre Operações Financeiras.
IPCA Índice de Preços ao Consumidor Amplo, conforme apurado e divulgado
pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE.
IRT Índice de Revisão Tarifária.
Itaú BBA Banco Itaú BBA S.A.
JUCESP Junta Comercial do Estado de São Paulo.
Lafis Lafis - Consultoria, Análises Setoriais e de Empresas.
Lei das Sociedades por
Ações ou Lei n.º 6.404/76
Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976 e alterações posteriores.
Lei de Concessões Lei n.º 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 e alterações posteriores.
Lei de Reestruturação
do Setor Elétrico Lei n.° 9.648, de 27 de maio de 1998, e alterações posteriores.
Lei do Novo Modelo
do Setor Elétrico
Lei n.º 10.848, de 15 de março de 2004 e regulamentação posterior.
Lei do Setor Elétrico Lei n.º 9.074, de 07 de julho de 1995 e alterações posteriores.
Lei n.º 10.604/02 Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002.
Lei n.º 10.438/02 Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, posteriormente modificada pela
Lei n.º 10.762, de 11 de novembro de 2003.
MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica.
Mega Volt Ampére (MVA) Unidade equivalente a 1 milhão de Volts Ampère ou 1 Mega Volt
Ampère.
Megawatt (MW) Unidade equivalente a um milhão de watts.
12
Megawatt hora (MWh) Unidade equivalente a um megawatt de energia elétrica fornecida ou
solicitada por hora ou um milhão de watts hora.
MME Ministério das Minas e Energia.
MRE Mecanismo de Realocação de Energia, tratando-se de mecanismo
financeiro que tem o objetivo de otimizar os custos de operação no
sistema energético nacional.
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico.
Parque Gerador Parque gerador da Companhia, composto por 8 usinas hidrelétricas.
PASEP Programa de Formação ao Patrimônio do Servidor Público.
PCH Pequena Central Hidrelétrica.
PDEE Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica.
PDV Programa de Desligamentos Voluntários.
PIB Produto Interno Bruto.
PIE Produtor Independente de Energia Elétrica. A Lei Federal n.º 9.074, de
1995, em seu artigo 11, caput, assim dispõe: ―Considera-se produtor
independente de energia elétrica a pessoa jurídica ou empresas
reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização do poder
concedente, para produzir energia elétrica destinada ao comércio de
toda ou parte da energia produzida, por sua conta e risco.‖
PIS Programa de Integração Social.
Poder Concedente Governo Federal.
PPT Programa Prioritário de Termoeletricidade.
PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica.
Prospecto Definitivo Prospecto Definitivo da Primeira Oferta de Valores Mobiliários da Duke
Energy International, Geração Paranapanema S.A. datado de [] de []
de 2008.
Prospecto Preliminar Prospecto Preliminar da Primeira Oferta de Valores Mobiliários da Duke
Energy International, Geração Paranapanema S.A., datado de 27 de
agosto de 2008.
Prospectos Prospecto Preliminar em conjunto com o Prospecto Definitivo.
Rede Básica Conjunto de linhas de transmissão, barramentos, transformadores de
potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230 kV e
instalações definidas pela ANEEL.
RGR ou Fundo RGR Reserva Global de Reversão.
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RTE Recomposição Tarifária Extraordinária.
SDT Módulo de Distribuição de Títulos.
SEADE Fundação Sistema Estadual de Análise de Dados.
SELIC Sistema Especial de Liquidação e Custódia.
SIN Sistema Interligado Nacional ou Sistema Elétrico Interligado.
SND Módulo Nacional de Debêntures.
TAC Termo de Ajustamento de Conduta.
Taxa DI Taxa média diária dos Depósitos Interfinanceiros de um dia, calculadas
e divulgadas pela CETIP, no Informativo Diário, disponível em sua
página na Internet (http://www.cetip.com.br), base 252 (duzentos e
cinqüenta e dois) dias, expressa na forma percentual ao ano.
TEO Tarifa de Energia de Otimização.
TJLP Taxa de Juros de Longo Prazo.
Valor Nominal Valor nominal unitário de R$10.000,00 (dez mil reais) das Debêntures,
na respectiva Data de Emissão.
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RESUMO DAS CARACTERÍSTICAS DA OFERTA
Emissora Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.
Coordenadores Citibank (Coordenador Líder) e Itaú BBA.
Agente Fiduciário Planner Trustee DTVM Ltda.
Instituição Depositária Banco Citibank S.A.
Classificação de Risco Moody's: Aa3.br; Standard & Poor‘s: brAA-.
Autorizações Societárias A Oferta foi aprovada com base nas deliberações (i) da assembléia geral
extraordinária da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008, cuja ata
foi protocolada na JUCESP em 3 de setembro de 2008, sob o nº
0.693.904/08-2, e será publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo
e no jornal "Valor Econômico"; (ii) da reunião do conselho de
administração da Emissora que fixou as condições das Debêntures,
realizada em 01 de setembro de 2008, cuja ata foi arquivada na JUCESP
em 15 de setembro de 2008, sob o nº 307.280/08-1, e publicada no
Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Valor Econômico", em
30 de setembro de 2008; e (iii) da reunião do conselho de administração
da Emissora que aprovou a taxa final da remuneração foi realizada em
30 de setembro de 2008, cuja ata será arquivada na JUCESP, e
publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Valor
Econômico".
Destinação dos Recursos Os recursos líquidos obtidos pela Emissora com a Oferta serão
integralmente utilizados para pré-pagar parcialmente o empréstimo que
a Emissora possui com a Eletrobrás, datado de 19 de julho de 1999, cujo
montante, em 30 de junho de 2008 era de R$1.006,4 milhões. Para mais
informações, ver seção "Destinação dos Recursos", localizada na página
58 deste Prospecto.
Colocação As Debêntures serão objeto de distribuição pública, com colocação sob o
regime de garantia firme de subscrição com exceção dos lotes
suplementar e adicional, que serão colocados em melhores esforços, nos
termos do Contrato de Distribuição, com intermediação de instituições
financeiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários,
não existindo reservas antecipadas, nem fixação de lotes mínimos ou
máximos, devendo a Oferta ser efetivada de acordo com o resultado do
Procedimento de Bookbuilding, conforme abaixo definido. Para maiores
informações, ver seção "Características da Oferta – Colocação",
localizada na página 37 deste Prospecto.
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Procedimento de Bookbuilding Foi adotado o procedimento de bookbuilding, organizado pelos
Coordenadores, por meio da coleta de intenções de investimento, nos
termos do artigo 23, parágrafos 1º e 2º, e do artigo 44 da Instrução CVM
400/03, sem recebimento de reservas, sem lotes mínimos ou máximos,
em vista do qual a Emissora definiu o seguinte: (i) conforme previsto na
seção "Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures –
Séries" localizada na página 38 deste Prospecto, (a) a emissão das
Debêntures da Primeira Série e a quantidade das Debêntures da Primeira
Série; e (b) a emissão das Debêntures da Segunda Série e a quantidade
das Debêntures da Segunda Série; e (ii) a Remuneração da Primeira
Série e a Remuneração da Segunda Série. Para fins de fixação do preço
de distribuição das Debêntures, não foram coletadas intenções de
investimento de pessoas vinculadas à distribuição.
Valor Total da Emissão O valor total da emissão é de R$340.890.000,00 na Data de Emissão,
sem considerar as Debêntures Suplementares e as Debêntures Adicionais.
Quantidade Serão emitidas 30.000 Debêntures, sem considerar as Debêntures
Suplementares e as Debêntures Adicionais, observado o disposto na seção
―Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures – Séries",
localizada na página 39 deste Prospecto.
Debêntures Suplementares Nos termos do artigo 24 da Instrução CVM 400/03, a quantidade de
Debêntures inicialmente ofertada (sem considerar as Debêntures
Adicionais) poderia ser acrescida em até 15%, ou seja, em até 4.500
Debêntures suplementares, nas mesmas condições e preço das
Debêntures inicialmente ofertadas, destinadas a atender excesso de
demanda que fosse constatado no decorrer da Oferta, conforme opção
outorgada pela Emissora aos Coordenadores no Contrato de Distribuição,
que somente poderia ser exercida pelos Coordenadores em comum
acordo com a Emissora até a data de conclusão do Procedimento de
Bookbuilding, não tendo havido tal acréscimo.
Debêntures Adicionais Nos termos do artigo 14, parágrafo 2º, da Instrução CVM 400/03,
a quantidade de Debêntures inicialmente ofertada (sem considerar as
Debêntures Suplementares) foi acrescida em 4.089 (quatro mil e oitenta
e nove Debêntures adicionais, nas mesmas condições e preço das
Debêntures inicialmente ofertadas, que foram emitidas pela Emissora
em comum acordo com os Coordenadores até a data de conclusão do
Procedimento de Bookbuilding. A critério dos Coordenadores e da Emissora,
conforme verificado pelo Procedimento de Bookbuilding, as Debêntures
Adicionais são Debêntures da Segunda Série.
Valor Nominal As Debêntures terão valor nominal unitário de R$10.000,00 na Data
de Emissão.
Conversibilidade As Debêntures não serão conversíveis em ações.
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Espécie As Debêntures serão da espécie quirografária, nos termos do artigo 58
da Lei das Sociedades por Ações, não conferindo, portanto, qualquer
privilégio especial ou geral a seus titulares, nem especificando bens para
garantir eventual execução.
Séries A emissão será realizada em até duas séries, sendo que (i) a primeira
série será composta por 24.976 Debêntures; e (ii) a segunda série será
composta por até 9.113 Debêntures. Para maiores informações, ver seção
"Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures – Séries",
localizada na página 39 deste Prospecto.
Prazo de Subscrição Respeitadas (i) a concessão do registro da Oferta pela CVM; (ii) a
publicação do Anúncio de Início; e (iii) a disponibilização do Prospecto
Definitivo da Oferta aos investidores, as Debêntures serão subscritas, a
qualquer tempo, em até 6 (seis) meses contados da data da publicação
do Anúncio de Início.
Forma de Subscrição As Debêntures serão subscritas por meio dos procedimentos da CETIP.
Forma e Preço de
Integralização
As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição e em
moeda corrente nacional, sendo que (i) as Debêntures da Primeira Série
serão integralizadas pelo Valor Nominal (conforme definido abaixo),
acrescido da Remuneração da Primeira Série, calculada pro rata temporis
desde a Data de Emissão (conforme definido abaixo) até a Data de
Integralização (conforme definido abaixo); e (ii) as Debêntures da
Segunda Série serão integralizadas pelo Valor Nominal, acrescido da
Remuneração da Segunda Série, calculada pro rata temporis desde a
Data de Emissão até a Data de Integralização.
Negociação As Debêntures serão registradas para negociação no mercado secundário
por meio do SND e/ou do BOVESPAFIX.
Data de Emissão Para todos os efeitos legais, a data de emissão das Debêntures será o
dia 15 de setembro de 2008.
Prazo e Data de Vencimento Observado o disposto na Escritura de Emissão, o prazo (i) das
Debêntures da Primeira Série será de cinco anos, contados da Data de
Emissão, vencendo-se, portanto, em 15 de setembro de 2013; e (ii) das
Debêntures da Segunda Série será de sete anos, contados da Data de
Emissão, vencendo-se, portanto, em 15 de setembro de 2015.
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Pagamento do Valor Nominal O Valor Nominal (i) das Debêntures da Primeira Série será pago em 4
(quatro) parcelas anuais e sucessivas, cada parcela no valor de R$2.500,00
(dois mil e quinhentos reais) por Debênture da Primeira Série, ocorrendo o
primeiro pagamento em 15 de setembro de 2010 e o último na Data de
Vencimento da Primeira Série; e (ii) das Debêntures da Segunda Série será
pago em 3 (três) parcelas anuais e sucessivas, sendo as duas primeiras
parcelas no valor de R$3.333,33 (três mil, trezentos e trinta e três reais e
trinta e três centavos) por Debênture da Segunda Série, ocorrendo o
primeiro pagamento em 15 de setembro de 2013 e o saldo remanescente
do Valor Nominal na Data de Vencimento da Segunda Série.
Remuneração da Primeira
Série
Atualização monetária: o Valor Nominal das Debêntures da Primeira
Série não será atualizado; e
Juros remuneratórios: a partir da Data de Emissão as Debêntures da
Primeira Série renderão juros remuneratórios correspondentes à variação
acumulada Taxa DI, acrescida de um spread ao ano, base 252 (duzentos
e cinqüenta e dois) dias úteis, definido de acordo com o Procedimento
de Bookbuilding, de 2,15% (dois inteiros e quinze centésimos por cento),
calculados de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias
úteis decorridos, incidentes sobre o saldo do Valor Nominal das
Debêntures da Primeira Série desde a Data de Emissão ou a data de
vencimento do Período de Capitalização anterior, conforme o caso, até a
data de seu efetivo pagamento. A Remuneração da Primeira Série será
paga semestralmente a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro
pagamento em 15 de março de 2009 e, o último, na Data de Vencimento
da Primeira Série. Farão jus à Remuneração da Primeira Série os titulares
das Debêntures da Primeira Série ("Debenturistas da Primeira
Série") ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de
pagamento.
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Remuneração da Segunda
Série
Atualização monetária: o Valor Nominal das Debêntures da Segunda
Série será atualizado pela variação do IPCA, desde a Data de Emissão
até a data de seu efetivo pagamento, calculada de forma pro rata
temporis por dias úteis. A Atualização Monetária da Segunda Série será
paga nas mesmas datas de amortização do Valor Nominal das
Debêntures da Segunda Série, ocorrendo o primeiro pagamento em
15 de setembro de 2013 e o último, na Data de Vencimento da Segunda
Série. Farão jus à Atualização Monetária da Segunda Série os titulares
das Debêntures da Segunda Série ("Debenturistas da Segunda
Série") ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de
pagamento; e
Juros remuneratórios: sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures
da Segunda Série atualizado pela Atualização Monetária da Segunda
Série incidirão juros remuneratórios correspondentes a 11,60% (onze
inteiros e sessenta centésimos por cento), definido de acordo com o
Procedimento de Bookbuilding, com vencimento em 2012, calculados de
forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis
decorridos, incidentes sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures da
Segunda Série atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série,
desde a Data de Emissão ou a data de vencimento do Período de
Capitalização anterior, conforme o caso, até a data de seu efetivo
pagamento. A Sobretaxa da Segunda Série será paga anualmente a
partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em
15 de setembro de 2009 e, o último, na Data de Vencimento da Segunda
Série. Farão jus à Sobretaxa da Segunda Série os titulares das
Debêntures da Segunda Série ("Debenturistas da Segunda Série")
ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de
pagamento.
Repactuação Não haverá repactuação programada.
Resgate Antecipado
Obrigatório
A Emissora poderá a partir (i) do 36º (trigésimo sexto) mês após a Data
de Emissão das Debêntures da Primeira Série, e (ii) do 60º (sexagésimo)
mês após a Data de Emissão das Debêntures da Segunda Série,
promover o resgate total antecipado de todas as Debêntures, mediante
pagamento de um prêmio de resgate, com o conseqüente cancelamento
de tais Debêntures em circulação, na forma prevista na seção
"Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures – Resgate
Antecipado Obrigatório", localizada na página 46 deste Prospecto.
Oferta de Resgate Antecipado
Facultativo
A Emissora poderá, a seu exclusivo critério, realizar a qualquer tempo,
oferta de resgate antecipado das Debêntures, com o conseqüente
cancelamento de tais Debêntures, endereçada a todos os Debenturistas
da série em questão, sem distinção, assegurado a todos os
Debenturistas da referida série igualdade de condições para aceitar o
resgate das Debêntures de que forem titulares, na forma prevista na
seção "Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures –
Oferta de Resgate Antecipado Facultativo", localizada na página 46 deste
Prospecto.
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Aquisição facultativa A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir Debêntures em circulação
por preço não superior ao saldo do Valor Nominal, acrescido da
Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a
data do último pagamento da Remuneração, conforme o caso, até a data
do seu efetivo pagamento, observado o disposto no parágrafo 2º do
artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures adquiridas
pela Emissora poderão, a critério da Emissora, ser canceladas,
permanecer em tesouraria ou ser novamente colocadas no mercado. As
Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em tesouraria
nos termos deste item, se e quando recolocadas no mercado, farão jus à
mesma Remuneração das demais Debêntures em circulação daquela
série ("Aquisição Facultativa").
Eventos de Inadimplemento e
Vencimento Antecipado
As Debêntures estão sujeitas a determinados Eventos de
Inadimplemento que podem acarretar o seu vencimento antecipado.
Para mais informações, ver seção "Informações Sobre a Oferta –
Vencimento Antecipado", localizada na página 48 deste Prospecto.
Quoruns de Deliberação Nas deliberações das assembléias gerais de Debenturistas da Primeira
Série e de Debenturistas da Segunda Série, a cada Debênture em
circulação caberá um voto, admitida a constituição de mandatário,
Debenturista ou não. Exceto pelo disposto no parágrafo seguinte, todas
as deliberações a serem tomadas em assembléia geral de Debenturistas da
Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série dependerão de
aprovação de Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços)
das Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo, 2/3 (dois
terços) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso.
Não estão incluídos no quorum a que se refere o parágrafo acima: (i) os
quoruns expressamente previstos em outras cláusulas da Escritura de
Emissão; e (ii) as alterações, que deverão ser aprovadas por
Debenturistas da Primeira Série ou Debenturistas da Segunda Série
representando, no mínimo, 90% (noventa por cento) das Debêntures da
Primeira Série em circulação ou, no mínimo, 90% (noventa por cento)
das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso,
(a) dos quoruns previstos na Escritura de Emissão; (b) da Remuneração,
exceto pelo disposto na Cláusula 6.12.5 da Escritura de Emissão; (c) de
quaisquer datas de pagamento de quaisquer valores previstos na
Escritura de Emissão; (d) da espécie das Debêntures; (e) da criação de
evento de repactuação; (f) das disposições relativas à Oferta de Resgate
Antecipado; ou (g) de qualquer Evento de Inadimplemento.
Para os fins da Escritura de Emissão, "Debêntures em circulação"
significam todas as Debêntures subscritas e não resgatadas, excluídas as
Debêntures pertencentes, direta ou indiretamente, à Emissora ou a
qualquer controladora ou controlada, direta ou indireta, da Emissora ou
qualquer de seus diretores ou conselheiros.
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Público Alvo O público alvo da Oferta é composto por investidores institucionais ou
qualificados, conforme definido no artigo 109 da Instrução CVM n.º 409,
de 18 de agosto de 2004, conforme alterada, podendo, entretanto, ser
atendidos outros investidores, pessoas físicas ou jurídicas, não
qualificados, clientes dos Coordenadores que tenham amplo
conhecimento dos termos, condições e riscos inerentes às Debêntures,
bem como acesso aos Prospectos.
Inadequação da Oferta O investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que
(i) necessitem de liquidez, tendo em vista a possibilidade de serem
pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado
secundário; e/ou (ii) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de
empresa do setor privado e/ou do setor de geração de energia. Os
investidores devem ler com atenção a seção "Fatores de Risco",
localizada na página 63 deste Prospecto.
Regime de Colocação –
Garantia Firme e Melhores
Esforços
A Oferta será realizada sob os regimes de garantia firme e melhores
esforços de colocação. Para mais informações, ver seção "Informações
Sobre a Oferta – Regime de Colocação", localizada na página 52 deste
Prospecto.
Fatores de Risco Para explicação acerca dos fatores de risco que devem ser considerados
cuidadosamente antes da decisão de investimento nas Debêntures, ver
seção "Fatores de Risco", localizada na página 63 deste Prospecto.
Informações Adicionais Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a
Emissora ou a Oferta poderão ser obtidos com a Companhia, os
Coordenadores e/ou na CVM, nos endereços indicados na seção
"Identificação de Administradores, Consultores e Auditores"
deste Prospecto, localizada na página 31 deste Prospecto. Para
descrição completa das condições aplicáveis à Oferta, ver seção
"Informações Sobre a Oferta", localizada na página 37 deste Prospecto.
O pedido de registro da Oferta foi apresentado à CVM em 27 de agosto
de 2008, tendo a CVM concedido o registro em [•] de [•] de 2008, sob o
nº CVM/SRE/DEB/2008/[•] (Debêntures da Primeira Série) e
CVM/SRE/DEB/2008/[•] (Debêntures da Segunda Série).
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SUMÁRIO DOS COORDENADORES
Coordenador Líder
Banco Citibank S.A.
O grupo Citibank, do qual o Citibank é parte, é um dos maiores conglomerados financeiros do mundo, está
presente em mais de 100 países, reúne atualmente 200 milhões de contas de clientes, conta com cerca de 300
mil funcionários e possui ativos totais de US$2,17 trilhões, distribuídos entre pessoas físicas e jurídicas,
entidades governamentais e outras instituições, combinando recursos globais com forte presença local.
Presente há mais de 93 anos no Brasil, o Citibank conta hoje com mais de 7 mil funcionários, R$ 36,5 bilhões
em ativos totais e mais de 400 mil correntistas.
E, como parte integrante dessa organização, o Citibank, tem atuado continuamente e com forte presença no
segmento Citi Markets & Banking, com destaque para áreas de renda fixa e variável, fusões e aquisições,
project finance e empréstimos sindicalizados.
Em 2006, o Banco Citibank participou de diversas emissões de debêntures, totalizando R$ 11,4 bilhões
distribuídos a investidores. O Citibank participou como coordenador das três maiores transações de renda fixa
já realizadas no mercado de capitais brasileiro, Companhia de Bebidas das Américas - AmBev, Telemar Norte
Leste S.A. - Telemar e Companhia Vale do Rio Doce - CVRD, sendo uma delas a primeira emissão de uma
empresa investment grade em escala global.
Em 2007, o Banco Citibank participou de diversas emissões de debêntures, totalizando R$ 4,0 bilhões
distribuídos a investidores. O Banco Citibank participou como coordenador da única transação AAA realizada
em 2008.
Em 2008 e até a presente data, o Banco Citibank participou de emissões no mercado de capitais brasileiro de
renda fixa, totalizando R$ 680 milhões distribuídos a investidores.
Coordenadores
Banco Itaú BBA S.A.
O Itaú BBA é um dos maiores bancos de atacado do Brasil, com ativos de R$ 99,3 bilhões e patrimônio líquido
de R$ 5,9 bilhões em 31 de dezembro de 2007. O banco faz parte do grupo Itaú, que possui 95,8% do total
de ações e 50,0% 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.
Em 2007, o Itaú BBA participou de 19 ofertas públicas de ações, das quais 14 operações de IPOs e 5 de
follow-ons. O montante total dessas ofertas alcançou R$ 22,5 bilhões. No segmento de renda fixa o Itaú BBA
manteve, em 2007,pelo quarto ano consecutivo, a liderança no ranking ANBID de distribuição de renda fixa
doméstica. Foram 28 operações de Renda Fixa (Debêntures, FIDCs, CRIs, CPRs e CDCAs), que representam
uma participação de mercado de 24%.
De acordo com o ranking ANBID, o Itaú BBA é o líder de distribuição de operações de renda fixa no mercado
doméstico, ocupando o primeiro lugar em 2004, 2005, 2006, 2007 e 2008 (este último até julho) com
participações de mercado de 26%, 20%, 19%, 24% e 62% respectivamente.
22
Em 2007, dentre as operações de renda fixa no mercado de capitais local coordenadas pelo Banco Itaú BBA,
destacam-se as emissões de debêntures da Telemar Participações S.A., no valor de R$ 250 milhões; da
Companhia Energética do Maranhão – CEMAR (R$ 267,3 milhões), da Companhia Brasileira de Distribuição S.A
(R$ 779 milhões), da Cyrela Brazil Realty S.A. Empreendimentos e Participações (R$ 500 milhões), da
Tractebel Energia S.A. (R$ 350 milhões), da Nova América S.A. Agroenergia (R$ 306,9 milhões), da BR Malls
Participações S.A. (R$ 320 milhões), da Concessionária de Rodovias do Oeste de SP – Via Oeste S.A. (R$ 650
milhões), da BFB Leasing S.A. Arrendamento Mercantil (R$ 10 bilhões), da J.Macêdo S.A. (R$ 104 milhões), da
Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (R$ 600 milhões), da Zain Participações S.A. (R$ 368
milhões), da Itauseg Participações S.A. (R$ 2,03 bilhões), da Klabin Segall S.A. (R$ 202,5 milhões), da
Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA (R$ 353,9 milhões), e da Companhia Energética do
Rio Grande do Norte – COSERN (R$ 163,6 milhões). Em operações de Notas Promissórias destacam-se as
operações da Nova América S.A. Agroenergia (R$ 100 milhões), e da Zain Participações S.A. (R$ 350 milhões).
Destacam-se, ainda, a emissão de Notas do IFC - International Finance Corporation, no valor de R$ 200
milhões, e as operações FIDC CESP IV (R$1,25 bilhão), FIDC Panamericano Veículos I (R$ 350 milhões), FIDC
II Energisa (R$ 150 milhões) e FIDC CEEE III-GT (R$ 150 milhões).
Em 2007, o Itaú BBA atuou como coordenador e bookrunner das seguintes ofertas públicas iniciais (IPOs):
Camargo Corrêa Desenvolvimento Imobiliário S.A. (R$ 522 milhões), Iguatemi Empresa de Shopping Centers
S.A. (R$ 549 milhões), Even Construtora e Incorporadora S.A. (R$ 460 milhões), BR Malls Participações S.A.
(R$ 657 milhões), Fertilizantes Heringer S.A. (R$ 350 milhões), Bematech Indústria e Comércio de
Equipamentos Eletrônicos S.A. (R$ 407 milhões), Redecard S.A. (R$ 4.643 milhões), Minerva S.A. (R$ 444
milhões), Banco ABC Brasil S.A. (R$ 609 milhões), Springs Global Participações S.A. (R$ 656 milhões),
Construtora Tenda S.A. (R$ 603 milhões), Banco PanAmericano S.A. (R$ 700 milhões), Bolsa de Mercadorias &
Futuros – BM&F S.A. (R$ 5.984 milhões) e MPX Energia S.A. (R$ 2.035 milhões). Adicionalmente, o Itaú BBA
atuou como coordenador e bookrunners das seguintes ofertas subseqüentes (follow-ons) em 2007: Suzano
Papel e Celulose S.A. (R$ 544 milhões), Gafisa S.A. (R$ 1.171 milhões), Indústrias Romi S.A. (R$ 483 milhões),
Cia Hering (R$ 312 milhões) e BR Malls Participações S.A. (R$ 664 milhões).
Relacionamento da Companhia com as Coordenadores
A Companhia mantém relacionamento comercial no curso normal de seus negócios com os Coordenadores,
incluindo, entre outras, operações de banco de investimento, operações de financiamento, além de serviços
bancários e de banco custodiante.
Banco Citibank S.A.
Além do relacionamento referente à Oferta, a Companhia manteve e mantém relacionamento comercial com o
Citibank ou com sociedades de seu conglomerado econômico, possuindo atualmente apenas contratos de cash management firmados com a Companhia, que permitem a realização de diversos tipos de pagamentos,
recebimentos, consultas e transferências, possibilitando o gerenciamento do ―Contas a Pagar‖ e ―Contas a
Receber‖ da Companhia, que poderá no futuro, contratar o Citibank ou sociedades de seu conglomerado
econômico para assessorá-la, inclusive na realização de investimentos ou em quaisquer outras operações
necessárias para a condução de suas atividades.
Banco Itaú BBA S.A.
Além do relacionamento referente à Oferta, a Companhia mantém relacionamento comercial com o Itaú BBA e
com sociedades de seu conglomerado econômico, incluindo a administração de recursos da Companhia no
montante total de R$ 8,5 milhões, os quais possuem data de vencimento final em 04 de junho de 2010. Nesta
data, a Companhia também possui duas fianças em aberto com o Itaú BBA, no valor total de R$ 12,2 milhões,
com vencimento em 31 de agosto de 2009, sendo o credor o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.
Adicionalmente, a Companhia possui contratos de cash management em vigor com o Itaú BBA os quais
permitem realizar operações, efetuar consultas a diversos serviços e transmitir arquivos através da internet
(Bankline) e realizarem diversos tipos de pagamentos e gerenciar seu ―Contas a Pagar‖ através de trocas de
arquivos eletrônicos (Sispag). Ambos os contratos de cash management têm prazo indeterminado de duração.
23
INFORMAÇÕES CADASTRAIS DA EMISSORA
Identificação ..................................................... Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A., sociedade por ações de capital aberto, inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 02.998.301/0001-81, e registrada na CVM sob o nº 01836-8, com seus atos constitutivos arquivados na JUCESP sob o NIRE n.º 35.300.170.563.
Sede .................................................................. A sede da Companhia está localizada na cidade de
São Paulo, Estado de São Paulo, na Avenida das
Nações Unidas, 12.901, 30º andar, Brooklin Novo,
04578-910.
Data de registro da Emissora na CVM
como companhia aberta ...................................
14 de julho de 1999.
Diretor de Relações com Investidores
(responsável por eventuais esclarecimentos
sobre a Emissão) ..............................................
Sr. Wagner Bertazo
Av. das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin
Novo
CEP 04578-910– São Paulo– SP
Tel.: (11) 5501-3513 / (11) 5501-3411
Fax: (11) 5501-3543 / (11) 5501-3573
Auditores Independentes da Companhia ......... PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes para
os exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2005,
2006 e 2007 e para o período de seis meses findo em 30
de junho de 2008 e 2007.
Acionista Controlador ....................................... Duke Energy International, Brasil Ltda.
Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela
Companhia ........................................................
Ações Ordinárias e Preferenciais, listadas na
BOVESPA sob o código GEPA3 e GEPA4,
respectivamente.
Jornais nos quais se realizam as Divulgações de
Informações .....................................................
As informações referentes à Emissora são divulgadas
no Diário Oficial do Estado do São Paulo e no jornal
―Valor Econômico‖.
Site na Internet e e-mail para informações aos
investidores e ao mercado ................................
www.duke-energy.com.br
As informações contidas no site da Companhia na
Internet não fazem parte deste Prospecto.
Atendimento aos Debenturistas ....................... O atendimento aos debenturistas da Companhia é
efetuado na Av. das Nações Unidas, 12.901 - 30º
andar, Brooklin Novo, por seu Diretor de Relações
com Investidores.
24
SUMÁRIO DA EMISSORA A presente seção contém informações apresentadas em outras seções deste Prospecto acerca da Companhia, mas não possui todas as informações que deverão ser consideradas pelos potenciais investidores antes de eventual tomada de decisão a respeito do investimento nas Debêntures objeto de cada oferta pública que venha a ser realizada nos termos da Oferta. A leitura da presente seção não substitui a leitura deste Prospecto. Visão Geral A Emissora atua no setor de geração e comercialização de energia elétrica e está entre as três maiores geradoras privadas do País, em termos de Capacidade Instalada, segundo a ANEEL, representando, em 30 de junho de 2008, aproximadamente 2,3% de toda a Capacidade Instalada do Brasil. O Parque Gerador da Emissora é composto por 8 usinas hidrelétricas, dentre as quais seis são integralmente detidas pela Companhia e duas são compartilhadas por meio de um consórcio com a CBA, todas situadas ao longo do Rio Paranapanema, localizado nos Estados de São Paulo e Paraná, principais centros de consumo do País, contando com um total de 29 turbinas e 2.307,0 MW de Capacidade Instalada. No período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, a receita bruta da Companhia foi de R$ 388,6 milhões, a receita líquida de R$335,7, milhões, o EBITDA de R$ 215,6 milhões e, o total de ativos era de R$ 3.318,8 milhões. No mesmo período de 2007, a receita bruta da Companhia foi de R$351,7 milhões, a receita líquida de R$312,8 milhões, o EBITDA de R$203,7 milhões e, o total de ativos de R$3.346,2 milhões. A margem de EBITDA da Companhia no período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 foi de 64,2% e 65,1% no mesmo período de 2007. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras. Endividamento A tabela abaixo apresenta os saldos de empréstimos e financiamentos de longo prazo e plano de pensão da Companhia, em:
30 de junho de 2008 30 de junho de 2007
Em R$ (Mil) Curto Prazo Longo Prazo Total Curto Prazo Longo Prazo Total
Eletrobrás 167.689 838.694 1.006.383 133.078 886.205 1.019.283
BNDES 9.460 9.460
Plano de Pensão 22.045 22.045 16.089 16.089
Total 167.689 860.739 1.028.428 142.538 902.294 1.044.832
A Capacidade Instalada da Companhia e geração de energia por Parque Gerador estão dispostas abaixo conforme os períodos indicados.
Capacidade Instalada Geração de Energia
Período de seis meses encerrado
em 30 de Junho de
Exercício encerrado em
31 de dezembro de
Usina 2008 2007 2006 2005
(MW) (GWh)
Capivara .................................................................. 640,0 3.198,8 2.858,3 3.483,8
Taquaruçu ............................................................... 554,0 1.894,3 1.787,3 2.033,6
Chavantes ............................................................... 414,0 1.390,5 1.801,8 1.804,4
Rosana .................................................................... 372,0 1.741,4 1.689,5 1.889.9
Jurumirim ................................................................ 98,0 474,9 551,7 454,8
Canoas I ................................................................. 83,0 483,2 516,2 555,0
Salto Grande ........................................................... 74,0 408,2 480,6 487,3
Canoas II ................................................................ 72,0 380,6 416,3 440,8
Total .................................................................. 2.307,0 9.971,8 10.101,8 11.149,7
25
A Companhia foi constituída como sociedade anônima de capital aberto, denominada Companhia de Geração
de Energia Elétrica Paranapanema S.A., em julho de 1999. A criação da Companhia decorreu da cisão parcial
da CESP. No mesmo ano, a Duke Energia do Sudeste Ltda., empresa controlada indiretamente pela Duke
Energy Corp., adquiriu em leilão as ações representativas do bloco de controle da Companhia. Após o leilão de
privatização, a Duke Energy International, Brasil Ltda. efetuou oferta pública para aquisição de ações
ordinárias e preferenciais remanescentes no mercado. Conseqüentemente, a Duke Energy Corp. passou a
deter indiretamente 94,7% do total do capital social da Companhia. A razão social da Emissora passou a ser
Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.. Para mais informações sobre o histórico da Emissora,
favor ver seção ―Informações Relativas à Emissora‖ - ―Histórico da Emissora‖, localizada na página 23 deste
Prospecto.
Os principais clientes da Companhia são as Distribuidoras, os Comercializadores e os Consumidores Livres de
energia elétrica no Estado de São Paulo. A Companhia vende energia também no mercado de curto prazo,
mercado spot. Em 30 de junho de 2008, a receita de venda de energia no ACR (Distribuidoras) e no ACL
(Consumidores Livre e Comercializadores) representou, respectivamente, 43,9% e 51,1% do total da receita
bruta da Companhia. Em 30 de junho de 2008 a Companhia tinha celebrado contratos de venda de energia
com 34 clientes no ACL localizados, principalmente, nas Regiões Centro-Oeste e Sudeste, o que representa
471 MW médios.
A Companhia opera suas usinas com base em dois contratos de concessão. O Contrato de Concessão 76/99
regula a concessão da UHE Jurumim, UHE Chavantes, UHE Salto Grande, UHE Capivara, UHE Taquaruçu e
UHE Rosana, pelo período de 30 anos, encerrando-se em 2029. O segundo contrato de concessão regula a
concessão dos aproveitamentos hidrelétricos Canoas I e Canoas II, os quais são compartilhados por meio do
consórcio entre a Companhia e a CBA, com prazo de 35 anos, o qual se encerrará em 2033. A Companhia tem
direito a 49,7% da energia gerada por Canoas I e Canoas II e a CBA tem direito aos 50,3% restantes.
A Companhia aprovou, em assembléia geral extraordinária realizada 31 de outubro de 2007, proposta de
grupamento de suas ações pelo Conselho de Administração, deliberada em sua 55ª Reunião, realizada em 15
de outubro de 2007, atribuindo-se 01 (uma) nova ação em substituição a cada grupo de 1.000 (mil) ações de
cada espécie existente, de forma que as 94.433.283.633 (noventa e quatro bilhões, quatrocentas e trinta e
três milhões, duzentas e oitenta e três mil, seiscentas e trinta e três) ações foram transformadas em
94.433.283 (noventa e quatro milhões, quatrocentas e trinta e três mil, duzentas e oitenta e três) ações. As
novas ações originadas do grupamento, que foi definitivamente implementado no dia 1° de novembro de
2007, conferiram a seus detentores direitos idênticos aos atualmente garantidos pelo Estatuto Social da
Companhia, à respectiva espécie de ação. A Companhia também aprovou nesta mesma assembléia geral
extraordinária, simultaneamente ao grupamento de suas ações, que: (i) os American Depositary Receipts
(ADRs), tanto ordinários quanto preferenciais, emitidos pela Companhia foram desdobrados na proporção de 1
(um) ADR atual para 3 (três) ADR novos, independentemente da espécie; e (ii) a proporção dos ADRs, tanto
ordinários quanto preferenciais, mudaram de 3.000 ADRs por ação para 1 ADR por ação da Companhia,
independentemente da espécie.
26
Pontos Fortes
A Companhia acredita que suas principais vantagens competitivas são as seguintes:
Sólida geração de caixa operacional e baixa necessidade de recursos de capital. Como resultado de uma
cuidadosa gestão de operações e manutenção das usinas hidrelétricas, a Companhia é capaz de controlar os
custos operacionais de forma eficiente. Como resultado, a margem EBITDA da Companhia têm sido maior do
que 61% nos últimos três anos. As necessidades de dispêndios de capital para manter o imobilizado da
Companhia são baixas quando comparadas às receitas da Emissora, sendo de aproximadamente R$23,9
milhões em 2007 e R$26,0 milhões em 2006. A Companhia investiu aproximadamente R$83,0 milhões entre
2001 e 2005 para melhorar o sistema operacional de sete das suas oito usinas, permitindo alcançar uma
melhor performance na habilidade de atingir as metas de energia assegurada da Companhia. A UHE
Chavantes é a única usina da Companhia que ainda necessita atualizar seus sistemas operacionais. Atualmente
a Companhia não possui investimento significativo programado. O orçamento para necessidade de dispêndio
de capital da Companhia é de R$27 milhões para 2008, R$23,4 milhões para 2009 e R$33,2 milhões para
2010.
Condições hidrológicas Favoráveis. As usinas da Companhia estão localizadas na Região Sudeste do Brasil, ao
longo do Rio Paranapanema. Essa região recebe influência dos regimes hidrológicos das Regiões Sul e Sudeste
do País. Durante a escassez de chuvas na Região Sul do País em 2006, a Companhia e outras geradoras de
energia situadas ao norte da Região Sudeste, contribuíram significativamente com a manutenção do
suprimento adequado de energia elétrica em tal Região. As áreas onde as usinas da Companhia estão
localizadas geralmente recebem quantidades significativas de chuvas e raramente são atingidas por secas tal
como periodicamente ocorre em outras regiões do Brasil.
Localização estratégica do Parque Gerador. As usinas da Companhia estão situadas ao longo do Rio
Paranapanema, situado próximo aos principais centros de consumo do País, o que permite à Companhia a
entrega da energia com menor custo de transmissão, bem como uma redução na possibilidade de perda de
energia.
Administração profissional e equipe capacitada. A Companhia conta com uma administração que combina
extensa experiência e conhecimento no setor de energia elétrica tanto doméstico quanto internacional, bem
como dos setores público e privado do País. O Presidente do Conselho de Administração da Companhia, Sr.
Mickey Peters, e o Vice Presidente do Conselho de Administração da Companhia, Sr. Laine Powell, acumulam
experiência na Duke Energy Corp. desde 1990 e 2002, respectivamente, e têm 17 e 15 anos de experiência,
respectivamente, na indústria de geração de energia elétrica. Ambos também acumulam significativa
experiência em operações com ativos do setor de energia elétrica na América do Sul.
Acionistas controladores comprometidos e experientes. A Companhia é indiretamente controlada pela Duke
Energy Corp., que detém, por meio de subsidiárias integrais, 94,7% do seu capital total. O investimento da
controladora na Companhia representa o seu maior investimento internacional. No primeiro semestre de 2008, a
Duke Energy Corp. teve uma receita operacional líquida de US$6,6 bilhões, e uma capitalização, em 31 de
dezembro de 2007, de aproximadamente US$25 bilhões. A Duke Energy Corp é uma experiente operadora de
usinas e atualmente é dona ou detém investimentos em usinas geradoras de energia localizadas nos Estados
Unidos da América, Guatemala, El Salvador, Equador, Peru, Argentina e Brasil. A projeção internacional da Duke
Energy Corp. e sua excelente reputação nessa indústria conferem a Companhia credibilidade na condução de
seus negócios, particularmente com Consumidores Livres. Adicionalmente, a Companhia se beneficia dos altos
padrões de governança corporativa a que a Duke Energy Corp está sujeita e impõe a todas as suas subsidiárias.
A alta administração da Companhia frequentemente faz consultas e sempre se reporta à administração da Duke
Energy Corp. assegurando assim um comprometimento com a qualidade de sua gestão.
27
Eficiência operacional. A Companhia tem operado, há mais de três anos, com uma média de 93,7% de
disponibilidade (índice obtido pela divisão do número de horas que as usinas hidroelétricas estão disponíveis à
geração de energia pelo número total de horas em um ano). A performance operacional da Companhia
decorre da experiência desenvolvida, da qualidade de seus empregados, bem treinados e satisfeitos, da
política de dispêndio de capital consistente, incluindo as melhorias nos sistemas operacionais entre 2001 e
2005, e da eficiente manutenção de seus equipamentos, desta forma, a Companhia consegue maximizar a
sua disponibilidade e a confiança das suas instalações.
Estratégia
O objetivo da Emissora é maximizar a rentabilidade e o valor de seu ativo de geração de energia. Para tanto, a
estratégia da Companhia é implementar iniciativas que resultem na excelência operacional e financeira aliada à
gestão de sua imagem institucional e satisfação de seus clientes. Nesse sentido, os principais componentes da
estratégia da Companhia são os seguintes:
Otimização da carteira de clientes. A estratégia da Companhia é maximizar o volume de receitas com
Consumidores Livres enquanto assegura no ACR uma base estável de receitas. Atualmente, cerca de 50,6% do
volume de energia vendida pela Companhia é negociada no ACL, para as comercializadoras e Consumidores
Livres situados em vários Estados do Brasil. Com a redução gradual dos contratos relativos a energia
comercializada no ACR, que hoje representam cerca de 47% do volume da energia vendido, a Companhia
espera aumentar as suas vendas de energia no ACL, em especial a partir de 2009. Os instrumentos contratuais
celebrados no âmbito do ACL estabelecem termos e condições, principalmente comerciais, em geral mais
atraentes para a Companhia devido à flexibilidade de negociação entre as respectivas partes. Nesse sentido, a
Emissora mantém um compromisso com seus clientes e adota uma política de fidelização. Por outro lado, os
contrato no ACR são geralmente de longo prazo (de cinco a oito anos) e asseguram à Companhia um fluxo de
caixa estável pelo prazo do contrato. Desta forma, enquanto a Companhia procura aumentar a sua margem
aumentando as vendas de energia no ACL, continuará negociando parcela significativa de energia no ACR,
assegurando, desta forma, uma fonte de receita consistente e de longo prazo.
Melhoria da eficiência operacional. A eficiência operacional é essencial para que a Companhia se mantenha
competitiva e maximize o seu valor. A Emissora investe de forma permanente na manutenção de seus
equipamentos, plantas e no treinamento de seus empregados. Atualmente, a Companhia também vem
realizando vários projetos que visam aperfeiçoar a sua capacidade produtiva, a confiabilidade nos seus
equipamentos e a disponibilidade das suas usinas que compõem o seu Parque Gerador, com o objetivo de
reduzir as taxas de falha de sistemas.
Melhoria da eficiência na gestão das políticas ambientais e de recursos humanos. A Companhia acredita que o
desenvolvimento sustentável é um meio de assegurar não apenas a qualidade do meio ambiente e da vida
humana, como também sua sustentabilidade econômico-financeira de longo prazo. Nesse sentido, a Emissora
mantém seu foco na contínua melhoria da eficiência na gestão das políticas ambientais e de recursos
humanos, para, desta forma, evitar quaisquer impactos ao meio ambiente. A Companhia mantém um
departamento de meio ambiente que tem como responsabilidade a preservação dos ecossistemas nas regiões
em que as usinas da Companhia se localizam e a estrita observação das Leis e regras ambientais aplicáveis.
Como parte desta política, a Companhia monitora periodicamente a qualidade das águas, os cardumes de
peixes e as atividades sísmicas no entorno de suas usinas. Como resultado desta preocupação com a gestão
do meio ambiente, a Companhia, desde 1999, data da obtenção de sua concessão, plantou 8 milhões de
árvores nativas no entorno dos seus reservatórios, reflorestando desta forma, aproximadamente 5.500
hectares. A Companhia também mantém políticas de incentivo ao reflorestamento, tendo doado
aproximadamente 2 milhões de sementes aos proprietários de propriedades rurais. Adicionalmente, a
Companhia vem trabalhado bastante na idéia de conscientização pelas questões ambientais e de gestão do
meio ambiente, sobretudo junto aos seus acionistas.
28
Estrutura Organizacional
Na data deste Prospecto o organograma da Companhia era:
Duke Energy Corporation
(DE)
Duke Energy Registration
Services, Inc.
(DE)
Duke Energy International,
LLC (DE)
Duke Energy Americas, LLC
(DE)
Duke Energy Group
Holdings,
LLC (DE)
Duke Energy Group, LLC
(DE)Texas Eastem (Bermuda)
Ltd.
Duke Energy International
Latin America, Ltd.
(Bermuda)
Duke Energy International
Holdings, Ltd
(Bermuda)
Duke Energy International
Group, Ltd.
(Bermuda)
Duke Energy International
Brazil Holdings, Ltd.
(Bermuda)
Duke Energy International,
Brasil Ltda (Brazil)
Duke Energy International
Brasil Holdings, LLC
(EUA)
Duke Energy International Geração Paranapanema S.A
93,95%
Minoritários
5,27%
20,55%79,45
100%
100%
100%
100%
100%
0,78%
100%
100%
0,01%
100%99,99%
A sede da Companhia está localizada na Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, na Cidade
e no Estado de São Paulo, e o telefone do departamento de atendimento aos debenturistas da Companhia é
(55 11) 5501-3513. O website é da Companhia é www.duke-energy.com.br, onde se encontra disponível para
consulta o Prospecto. As informações disponíveis no website, como também aquelas incluídas em qualquer
material de marketing publicado na mídia e em propagandas em jornais e revistas não são parte integrante
deste Prospecto.
29
2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES
Administradores da Emissora
Coordenador Líder
Coordenadores
Banco Mandatário e Depositário
Agente Fiduciário
Consultores Legais
Auditores Independentes
Declaração da Emissora e do Coordenador Líder
31
INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES
Administradores da Emissora
Quaisquer outras informações sobre a Emissora, a Oferta e este Prospecto Preliminar poderão ser obtidas com
o Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Emissora, no seguinte endereço:
Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.
Diretor de Relações com Investidores
Sr. Wagner Bertazo
Av. das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin Novo
São Paulo, SP, CEP 04578-910
Tel.: (11) 5501-3513 / (11) 5501-3411
Fax: (11) 5501-3543 / (11) 5501-3573
E-mail: [email protected]
Internet: www.duke-energy.com.br
O Prospecto Preliminar poderá ser encontrado no seguinte endereço eletrônico:
http://www.duke-energy.com.br/Newsletter/Prospecto_Duke_2008.pdf
Coordenador Líder
Quaisquer outras informações sobre a Oferta e este Prospecto Preliminar poderão ser obtidas com o
Coordenador Líder, no seguinte endereço:
Banco Citibank S.A.
At.: Sr. Hamilton Agle / Gustavo Muller
Avenida Paulista, 1111, 10º andar
São Paulo, SP CEP 01311-100
Tel: (11) 4009-3193 / (11) 4009-2823
Fax: (11) 4009-7558
E-mail: [email protected] / [email protected]
Internet: www.citibank.com.br
O Prospecto Preliminar poderá ser encontrado no seguinte endereço eletrônico:
http://www.latam.citibank.com/brasilcorp/Prospecto.do
Para que os representantes de venda dos Coordenadores recebam previamente exemplar do Prospecto
Preliminar para leitura obrigatória e para que suas dúvidas possam ser esclarecidas, nos termos do inciso III
do §3º do artigo 33 da Instrução CVM n.º 400/03, a Coordenador Líder designou o Sr. Hamilton Agle.
Coordenadores
Banco Itaú BBA S.A.
At.: Sr. Eduardo Prado Santos
Av. Brigadeiro Faria Lima, 3400, 5º andar
São Paulo, SP CEP 04538-132
Tel.: (11) 3708-8717
Fax.: (11) 3708-8107
E-mail: [email protected]
Internet: www.itaubba.com.br
O Prospecto Preliminar poderá ser encontrado no seguinte endereço eletrônico: http://www.itaubba.com.br/portugues/atividades/prospectos.asp
32
Adicionalmente, o Prospecto Preliminar pode ser obtido nos seguintes endereços:
CETIP S.A. – Balcão Organizado de Ativos e Derivativos
Rua Líbero Badaró 425, 24º andar
São Paulo, SP CEP 01009-000
Internet: www.cetip.com.br;
Comissão de Valores Mobiliários – CVM
Rua Sete de Setembro 111, 5º andar
Rio de Janeiro, RJ CEP 20159-900, e
Rua Cincinato Braga 340, 2º, 3º e 4º andares
São Paulo, SP CEP 01333-010
Internet: www.cvm.gov.br
Banco Mandatário e Depositário
O Banco Mandatário e Depositário pode ser contatado no seguinte endereço:
Banco Citibank S.A.
At.: Sr. Hamilton Agle
Avenida Paulista, 1.111, 10º andar
São Paulo, SP CEP 01311-100
Tel: (11) 4009-3193
Fax: (11) 4009-7558
E-mail: [email protected]
Internet: www.citibank.com.br
Agente Fiduciário
O Agente Fiduciário pode ser contatado no seguinte endereço:
Planner Trustee DTVM Ltda.
At.: Viviane Rodrigues
Av. Brigadeiro Faria Lima, 3900, 10º andar
04538-132, São Paulo - SP
Tel.: (11) 2172-2600
Fax.: (11) 3078-6679
E-mail: [email protected]
Internet: www.planner.com.br
Consultores Legais
Os consultores legais da Companhia podem ser contatados no seguinte endereço:
Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados
Alameda Joaquim Eugênio de Lima, 447
São Paulo – SP
CEP: 01403-001
At.: Eduardo Soares
Telefone: (11) 3147-7600
Fac-símile: (11) 3147-7770
E-mail: [email protected]
Internet: www.mattosfilho.com.br
33
Os consultores legais dos Coordenadores podem ser contatados no seguinte endereço:
Pinheiro Guimarães Advogados
Av. Paulista, 1842, 24º andar
01310-923, São Paulo - SP
At.: Pedro Barretto Vasconcellos
Tel.: (11) 4501-5000
Fac-símile: (11) 4501-5025
E-mail: [email protected]
Internet: www.pinheiroguimaraes.com.br
Auditores Independentes
Os auditores responsáveis pelas auditorias das demonstrações financeiras da Emissora anexas a este
Prospecto podem ser contatados no seguinte endereço:
PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes
At.: Sr. Sérgio Zamora
Av. Francisco Matarazzo, n.º 1400 - Torre Torino
São Paulo, SP, CEP 05001-400
Tel: (11) 3674-3506
Fax: (11) 3674-2039
E-mail: [email protected]
Internet: www.pwc.com
Declaração nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03:
Declaração da Emissora e do Coordenador Líder
Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, a Emissora declara, por meio de seus Diretores
Estatutários, Wagner Bertazo e Mickey John Peters, que (i) este Prospecto Preliminar contém, e o Prospecto
Definitivo conterá, todas as informações relevantes necessárias ao conhecimento, pelos investidores, dos
valores mobiliários ofertados, da Companhia, de suas atividades e dos riscos a elas inerentes, de sua situação
econômico-financeira e quaisquer outras informações relevantes, (ii) é responsável pela veracidade,
consistência, qualidade e suficiência das informações prestadas por ocasião do registro da Emissão, do
arquivamento do Prospecto Preliminar e do Prospecto Definitivo e durante o período de distribuição,
permitindo aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito das Debêntures, e (iii) o
Prospecto Preliminar foi, e o Prospecto Definitivo será, elaborado de acordo com as normas pertinentes.
Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, o Coordenador Líder declara, por meio de seus
Diretores Estatutários, que (i) este Prospecto contém e o Prospecto Definitivo conterá as informações
relevantes necessárias ao conhecimento, pelos investidores, das Debêntures, da Emissora, suas atividades,
situação econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades e quaisquer outras informações
relevantes, bem como permite uma tomada de decisões fundamentada a respeito das Debêntures, tendo sido
elaborado de acordo com as normas pertinentes; (ii) tomou as cautelas e agiu com elevados padrões de
diligência, para assegurar que (a) as informações prestadas pela Emissora fossem verdadeiras, consistentes,
corretas e suficientes, permitindo aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito de cada
emissão efetuada ao amparo das Debêntures, e (b) as informações fornecidas ao mercado durante todo o
prazo da Oferta, inclusive aquelas eventuais ou periódicas constantes da atualização do registro da Companhia
que venham a integrar os Prospectos (conforme definido abaixo), são suficientes, permitindo aos investidores
a tomada de decisão fundamentada a respeito da Oferta; e (iii) o Prospecto Preliminar foi, e o Prospecto
Definitivo será, elaborado de acordo com as normas pertinentes, incluindo a Instrução CVM n.º 400/03.
35
3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA
Características da Oferta
Composição do Capital Social
Autorizações Societárias
Características da Oferta
Características das Debêntures
Contrato de Distribuição
Plano da Oferta
Cronograma das Etapas da Oferta
Custos Estimados da Oferta
Ressalvas com Relação a Declarações e Estimativas Acerca do Futuro
Destinação dos Recursos
37
CARACTERÍSTICAS DA OFERTA
Composição do Capital Social Na data deste Prospecto, o capital social da Emissora era de R$1.999.137.503,80, representado por 94.433.283 ações, sendo 34.590.819 ações ordinárias nominativas e sem valor nominal e 59.842.464 ações preferenciais nominativas e sem valor nominal. A tabela abaixo reflete as principais posições acionárias da Emissora.
AÇÕES ORDINÁRIAS AÇÕES PREFERENCIAIS TOTAL
Acionistas QTDE % QTDE % QTDE %
Duke Energy International,
Brasil Ltda 33. 838.211 97,8 54.885.511 91,7 88.723.722 94
Duke Energy International,
Brazil Holdings 0,0 0,0 735.023 1,2 735.023 0,8
Companhia do Metropolitano de
São Paulo 0,0 0,0 1.323.627 1,4 1.323.627 1,4
Outros 752.608 2,2 2.898.303 5,7 3.650.911 3,8
Total 34.590.819 100,00 59.842.464 100,00 94.433.283 100,00
Para obter mais informações adicionais sobre o capital social da Emissora, ver a seção "Atividades da Emissora - Estrutura Organizacional", localizada na página 151 deste Prospecto. Autorizações Societárias A emissão das Debêntures e a Oferta foram aprovadas com base nas deliberações (i) da assembléia geral extraordinária da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008, cuja ata foi protocolada na JUCESP em 03 de setembro 2008, sob o nº 0.693.904/08-2, e será publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Valor Econômico"; (ii) da reunião do conselho de administração da Emissora que fixou as condições das Debêntures, realizada em 1º de setembro de 2008, cuja ata foi arquivada na JUCESP em 15 de setembro de 2008, sob o nº 307.280/08-1, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Valor Econômico", em 30 de setembro de 2008; e (iii) da reunião do conselho de administração da Emissora que aprovou a taxa final da remuneração foi realizada em 30 de setembro de 2008, cuja ata será arquivada na JUCESP,e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Valor Econômico". Características da Oferta Colocação As Debêntures foram objeto de distribuição pública, sob o regime de garantia firme de subscrição, com exceção dos lotes suplementar e adicional, que foram colocados em melhores esforços, nos termos do Contrato de Distribuição, com intermediação de instituições financeiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, não existindo reservas antecipadas, nem fixação de lotes mínimos ou máximos, sendo que a Oferta foi efetivada de acordo com o resultado do Procedimento de Bookbuilding. Coletas de Intenções de Investimento (Bookbuilding) Foi adotado o procedimento de bookbuilding, organizado pelos Coordenadores, por meio da coleta de intenções de investimento, nos termos do artigo 23, parágrafos 1º e 2º, e do artigo 44 da Instrução CVM 400/03, sem recebimento de reservas, sem lotes mínimos ou máximos, em vista do qual a Emissora definiu ("Procedimento de Bookbuilding"):
conforme previsto no item "Séries", (a) a emissão das Debêntures da Primeira Série e a quantidade das Debêntures da Primeira Série; e (b) a emissão das Debêntures da Segunda Série e a quantidade das Debêntures da Segunda Série; e
a Remuneração da Primeira Série e a Remuneração da Segunda Série.
38
Para fins de fixação do preço de distribuição das Debêntures, não foram coletadas intenções de investimento de pessoas vinculadas à distribuição. O resultado do Procedimento de Bookbuilding foi ratificado pelo conselho de administração da Emissora em 30 de setembro de 2008 e divulgado nos termos do artigo 23, parágrafo 2º, da Instrução CVM 400/03, sendo que foi ratificada por meio de aditamento à Escritura de Emissão. Prazo de Subscrição Respeitadas (i) a concessão do registro da Oferta pela CVM; (ii) a publicação do anúncio de início da Oferta ("Anúncio de Início"); e (iii) a disponibilização do prospecto definitivo da Oferta ("Prospecto Definitivo") aos investidores, as Debêntures serão subscritas, a qualquer tempo, em até 6 (seis) meses contados da data da publicação do Anúncio de Início. Forma de Subscrição As Debêntures serão subscritas de acordo com os procedimentos da CETIP. Forma e Preço de Integralização As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição ("Data de Integralização") e em moeda corrente nacional, sendo que (i) as Debêntures da Primeira Série serão integralizadas pelo Valor Nominal (conforme definido abaixo), acrescido da Remuneração da Primeira Série, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão (conforme definido abaixo) até a Data de Integralização; e (ii) as Debêntures da Segunda Série serão integralizadas pelo Valor Nominal, acrescido da Remuneração da Segunda Série, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão até a Data de Integralização. Negociação As Debêntures serão registradas para negociação no mercado secundário por meio do SND e/ou do BOVESPAFIX. Características das Debêntures Número da emissão As Debêntures representam a primeira emissão de debêntures da Emissora. Valor total da emissão O valor total da Oferta é de R$340.890.000,00, na Data de Emissão. Quantidade Serão emitidas 34.089 Debêntures, observado o disposto no item "Séries" abaixo. Nos termos do artigo 24 da Instrução CVM 400/03, a quantidade de Debêntures inicialmente ofertada (sem considerar as Debêntures Adicionais) poderia ser acrescida em até 15%, ou seja, em até 4.500 Debêntures suplementares, nas mesmas condições e preço das Debêntures inicialmente ofertadas ("Debêntures Suplementares"), destinadas a atender excesso de demanda que fosse constatado no decorrer da Oferta, conforme opção outorgada pela Emissora aos Coordenadores no Contrato de Distribuição, que somente poderia ser exercida pelos Coordenadores em comum acordo com a Emissora até a data de conclusão do Procedimento de Bookbuilding, não tendo havido tal acréscimo. Nos termos do artigo 14, parágrafo 2º, da Instrução CVM 400/03, a quantidade de Debêntures inicialmente ofertada (sem considerar as Debêntures Suplementares) foi acrescida em 4.089 Debêntures adicionais, nas mesmas condições e preço das Debêntures inicialmente ofertadas ("Debêntures Adicionais"), que foram emitidas pela Emissora em comum acordo com os Coordenadores até a data de conclusão do Procedimento de Bookbuilding. A critério dos Coordenadores e da Emissora, conforme verificado pelo Procedimento de Bookbuilding, as Debêntures Adicionais são Debêntures da Segunda Série.
39
Valor nominal As Debêntures terão valor nominal unitário de R$10.000,00, na Data de Emissão ("Valor Nominal"). Séries A emissão foi realizada em duas séries, sendo que (i) a primeira série será composta por 24.976 Debêntures ("Debêntures da Primeira Série"); e (ii) a segunda série será composta por 9.113 Debêntures ("Debêntures da Segunda Série"). Em havendo a emissão das duas séries, a Emissora não poderá colocar as Debêntures da Segunda Série antes de colocadas todas as Debêntures da Primeira Série ou cancelando o saldo não colocado. Ressalvadas as referências específicas às Debêntures da Primeira Série ou às Debêntures da Segunda Série, todas as referências às "Debêntures" devem ser entendidas como referências às Debêntures da Primeira Série e às Debêntures da Segunda Série, em conjunto. Forma As Debêntures serão emitidas sob a forma nominativa, escritural, sem emissão de cautelas ou certificados, sendo que, para todos os fins de direito, a titularidade das Debêntures será comprovada pelo extrato de conta de depósito emitido pelo Banco Citibank S.A., prestador de serviços de escrituração e de banco mandatário das Debêntures ("Instituição Depositária"), e, adicionalmente, (i) para as Debêntures custodiadas na CETIP, será expedido por esta um relatório de posição de ativos, acompanhado de extrato em nome do Debenturista, emitido pela instituição financeira responsável pela custódia destes títulos e/ou (ii) para as Debêntures custodiadas na CBLC, será expedido por esta relatório indicando a titularidade das Debêntures que estiverem custodiadas na CBLC, que, igualmente, em ambos os casos, servirão de comprovante de titularidade de Debêntures. Conversibilidade As Debêntures não serão conversíveis em ações. Espécie e Limite de Emissão As Debêntures serão da espécie quirografária, nos termos do artigo 58 da Lei das Sociedades por Ações, não conferindo, portanto, qualquer privilégio especial ou geral a seus titulares, nem especificando bens para garantir eventual execução. Tendo em vista que, na data deste Prospecto, o capital social subscrito e integralizado da Emissora é de R$1.999.137.503,80 (um bilhão, novecentos e noventa e nove milhões, cento e trinta e sete mil, quinhentos e três reais e oitenta centavos), o limite de emissão previsto no artigo 60 da Lei das Sociedades por Ações está atendido. Data de emissão Para todos os efeitos legais, a data de emissão das Debêntures será o dia 15 de setembro de 2008 ("Data de Emissão"). Prazo e data de vencimento Observado o disposto na Escritura de Emissão, o prazo (i) das Debêntures da Primeira Série será de 5 (cinco) anos, contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto, em 15 de setembro de 2013 ("Data de Vencimento da Primeira Série"); e (ii) das Debêntures da Segunda Série será de 7 (sete) anos, contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto, em 15 de setembro de 2015 ("Data de Vencimento da Segunda Série" e, em conjunto com a Data de Vencimento da Primeira Série, "Data de Vencimento"). Pagamento do Valor Nominal O Valor Nominal (i) das Debêntures da Primeira Série será pago em 4 (quatro) parcelas anuais e sucessivas, cada parcela no valor de R$2.500,00 (dois mil e quinhentos reais) por Debênture da Primeira Série, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de setembro de 2010 e o último na Data de Vencimento da Primeira Série; e (ii) das Debêntures da Segunda Série será pago em 3 (três) parcelas anuais e sucessivas, sendo as duas primeiras parcelas no valor de R$3.333,33 (três mil, trezentos e trinta e três reais e trinta e três centavos) por Debênture da Segunda Série, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de setembro de 2013 e o saldo remanescente do Valor Nominal na Data de Vencimento da Segunda Série.
40
Remuneração
As Debêntures da Primeira Série e as Debêntures da Segunda Série serão remuneradas de acordo com o
disposto a seguir.
Remuneração da Primeira Série. A remuneração das Debêntures da Primeira Série será a seguinte:
I. atualização monetária: o Valor Nominal das Debêntures da Primeira Série não será
atualizado; e
II. juros remuneratórios: A partir da Data de Emissão as Debêntures da Primeira Série renderão juros remuneratórios correspondentes à variação acumulada das taxas médias diárias dos DI – Depósitos Interfinanceiros de um dia, "over extra-grupo", calculadas e divulgadas diariamente pela CETIP, no informativo diário disponível em sua página na Internet (http://www.cetip.com.br) ("Taxa DI"), acrescida de um spread ao ano, base 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias úteis, a ser definido de acordo com o Procedimento de Bookbuilding e, em qualquer caso, limitado a 2,15% (dois inteiros e quinze centésimos por cento) ("Spread da Primeira Série", e, em conjunto com a Taxa DI, "Remuneração da Primeira Série"), calculados de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis decorridos, incidentes sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures da Primeira Série desde a Data de Emissão ou a data de vencimento do Período de Capitalização (conforme definido abaixo) anterior, conforme o caso, até a data de seu efetivo pagamento. A Remuneração da Primeira Série será paga semestralmente a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de março de 2009 e, o último, na Data de Vencimento da Primeira Série. Farão jus à Remuneração da Primeira Série os titulares das Debêntures da Primeira Série ("Debenturistas da Primeira Série") ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de pagamento. A Remuneração da Primeira Série será calculada de acordo com a seguinte fórmula:
1 FatorJurosVNeJ, onde:
J = valor da Remuneração da Primeira Série relativa a cada uma das Debêntures da Primeira Série, acumulada no período, devida ao final de cada Período de Capitalização, calculado com 6 (seis) casas decimais sem arredondamento;
VNe = Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Primeira Série para o
primeiro Período de Capitalização, ou saldo do Valor Nominal de cada uma das Debêntures
da Primeira Série no caso dos demais Períodos de Capitalização, informado/calculado com
6 (seis) casas decimais, sem arredondamento;
Fator Juros = fator de juros composto pelo parâmetro de flutuação acrescido de spread calculado com 9 (nove) casas decimais, com arredondamento, apurado da seguinte forma:
)( dFatorSpreaFatorDIFatorJuros , onde
FatorDI = produtório das Taxas DI com uso do percentual aplicado, da data de início de capitalização, inclusive, até a data de cálculo, exclusive, calculado com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento, apurado da seguinte forma:
DIn
k
kTDIFatorDI1
1, onde:
nDI = número total de Taxas DI, sendo "nDI" um número inteiro; e
41
TDIk = Taxa DI, expressa ao dia, calculada com 8 (oito) casas decimais com
arredondamento;
11100
DITDI
252
d
kk
k
, onde:
k = 1, 2, ..., n;
DIk = Taxa DI, utilizada com 2 (duas) casas decimais;
dk = número de dia(s) útil(eis) correspondente(s) ao prazo de validade da Taxa
DI, sendo "dk" um número inteiro;
FatorSpread = corresponde ao spread de juros fixos calculados com 9 (nove) casas decimais, com arredondamento, calculado conforme fórmula abaixo:
1
100
spread dFatorSprea
252
DP
, onde:
spread = Sobretaxa da Primeira Série, definido no Procedimento de Bookbuilding, correspondente a 2,15% (dois inteiros e quinze centésimos por cento);
N = 252 (duzentos e cinqüenta e dois); e
DP = número de dias úteis entre a data de pagamento de juros remuneratórios
anterior e a data atual, sendo "DP" um número inteiro.
O fator resultante da expressão (1 + TDIk) é considerado com 16 (dezesseis) casas
decimais, sem arredondamento.
Efetua-se o produtório dos fatores diários (1 + TDIk), sendo que a cada fator diário
acumulado, trunca-se o resultado com 16 (dezesseis) casas decimais, aplicando-se o
próximo fator diário, e assim por diante até o último considerado.
Uma vez os fatores estando acumulados, considera-se o fator resultante "FatorDI" com
8 (oito) casas decimais, com arredondamento.
O fator resultante da expressão (FatorDI x FatorSpread) é considerado com 9 (nove) casas
decimais, com arredondamento.
A Taxa DI deverá ser utilizada considerando idêntico número de casas decimais divulgado pelo
órgão responsável pelo seu cálculo, salvo quando expressamente indicado de outra forma.
42
Remuneração da Segunda Série. A remuneração das Debêntures da Segunda Série será a seguinte:
I. atualização monetária: o Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série será atualizado
pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, divulgado pelo Instituto
Brasileiro de Geografia e Estatística ("IPCA"), desde a Data de Emissão até a data de seu
efetivo pagamento, calculada de forma pro rata temporis por dias úteis ("Atualização
Monetária da Segunda Série"). A Atualização Monetária da Segunda Série será paga nas
mesmas datas de amortização do Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série,
ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de setembro de 2013 e o último, na Data de
Vencimento da Segunda Série. Farão jus à Atualização Monetária da Segunda Série os
titulares das Debêntures da Segunda Série ("Debenturistas da Segunda Série") ao final
do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de pagamento. O Valor Nominal das
Debêntures da Segunda Série atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série será
calculado de acordo com a seguinte fórmula:
C VNe VNa , onde:
VNa = Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série ou saldo do
Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série, em ambos os casos,
atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série, calculado com 6 (seis) casas
decimais, sem arredondamento;
VNe = Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série ou saldo do
Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série informado/calculado com
6 (seis) casas decimais, sem arredondamento;
C = fator acumulado das variações mensais do IPCA, calculado com 8 (oito)
casas decimais, sem arredondamento, apurado da seguinte forma:
ndut
ndup
2dut
2dup
1dut
1dup
1n
n
1
2
0
1
NI
NI...
NI
NI
NI
NI C
, onde:
NI0 = valor do número-índice do IPCA do mês anterior ao mês de início de
atualização;
NI1 = valor do número-índice do IPCA do mês de início de atualização;
NI2 = valor do número-índice do IPCA do mês subseqüente ao mês de início de
atualização;
NIn = valor do número-índice do IPCA do mês anterior ao mês de atualização
utilizado até a data de aniversário das Debênture da Segunda Série, ou, após a data de
aniversário, valor do número-índice do IPCA do mês de atualização.
NIn-1 = valor do número-índice do IPCA do mês anterior ao mês "n";
dup = número de dias úteis da data-base anterior, sendo essa a data de
aniversário em cada mês, até a data de atualização, limitado ao número total de dias úteis
de vigência do IPCA, sendo "dup" um número inteiro; e
43
dut = número de dias úteis contidos entre a data-base anterior e a próxima
data-base, sendo "dut" um número inteiro.
Considera-se "mês de atualização" o mês compreendido entre duas datas de aniversário
consecutivas e "data de aniversário" todo dia 15 (quinze) de cada mês. Caso o dia
15 (quinze) de cada mês não seja dia útil, prorroga-se a data para o 1º (primeiro) dia útil
subseqüente.
O IPCA deverá ser utilizado considerando idêntico número de casas decimais divulgado pelo
órgão responsável por seu cálculo.
A Atualização Monetária da Segunda Série deverá ser calculada com base na parcela do
Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série efetivamente amortizado nas datas de
pagamento da amortização do Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série, conforme
fórmula a seguir:
AT = AMT x (C-1), onde:
AT = Atualização Monetária da Segunda Série relativa a cada uma das
Debêntures da Segunda Série, a ser paga com as parcelas das amortizações do Valor
Nominal das Debêntures da Segunda Série;
AMT = parcela de amortização do Valor Nominal de cada uma das Debêntures da
Segunda Série, sendo as duas primeiras parcelas no valor de R$3.333,33 (três mil, trezentos
e trinta e três reais e trinta e três centavos) e a última no valor de R$3.333,34 (três mil,
trezentos e trinta e três reais e trinta e quatro centavos);
C = fator acumulado das variações mensais do IPCA, calculado com 8 (oito)
casas decimais, sem arredondamento, conforme definido acima; e
II. juros remuneratórios: sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série
atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série incidirão juros remuneratórios
correspondentes a 11,60% (onze inteiros e sessenta centésimos por cento) ao ano, definido
de acordo com o Procedimento de Bookbuilding ("Sobretaxa da Segunda Série", e, em
conjunto com a Atualização Monetária da Segunda Série, "Remuneração da Segunda
Série" e a Remuneração da Segunda Série em conjunto com a Remuneração da Primeira
Série, "Remuneração"), calculados de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis
por dias úteis decorridos, incidentes sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures da
Segunda Série atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série, desde a Data de
Emissão ou a data de vencimento do Período de Capitalização anterior, conforme o caso, até
a data de seu efetivo pagamento. A Sobretaxa da Segunda Série será paga anualmente a
partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de setembro de 2009 e,
o último, na Data de Vencimento da Segunda Série. Farão jus à Sobretaxa da Segunda Série
os titulares das Debêntures da Segunda Série ("Debenturistas da Segunda Série") ao
final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de pagamento. A Sobretaxa da
Segunda Série será calculada de acordo com a seguinte fórmula:
1FatorJurosVNaJ , onde:
44
J = valor da Sobretaxa relativa a cada uma das Debêntures da Segunda Série,
devida no final de cada Período de Capitalização, calculado com 6 (seis) casas decimais sem
arredondamento;
VNa = Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série ou saldo do
Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série, em ambos os casos,
atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série, calculado com 6 (seis) casas
decimais, sem arredondamento;
FatorJuros = Fator de juros fixos calculado com 9 (nove) casas decimais, com
arredondamento;
1
100
taxa FatorJuros
252
DP
, onde:
taxa = Sobretaxa da Segunda Série, definido no Procedimento de Bookbuilding,
correspondente a 11,60% (onze inteiros e sessenta centésimos por cento) ao ano; e
DP = número de dias úteis entre o último evento e a data atual, sendo "DP" um
número inteiro.
Os fatores resultantes das expressões
ndct
ndcp
1n
n
NI
NI
e
ndut
ndup
1n
n
NI
NI
são considerados com 8 (oito)
casas decimais sem arredondamento.
O produtório é executado a partir do fator mais recente, acrescentando-se, em seguida, os
mais remotos. Os resultados intermediários são calculados com 16 (dezesseis) casas
decimais, sem arredondamento.
Define-se "Período de Capitalização" o intervalo de tempo que se inicia na Data de Emissão, no caso do
primeiro Período de Capitalização, ou na data prevista do pagamento dos juros remuneratórios imediatamente
anterior, no caso dos demais Períodos de Capitalização, e termina na data prevista para o pagamento dos
juros remuneratórios correspondente ao período. Cada Período de Capitalização sucede o anterior sem
solução de continuidade. O valor da Remuneração será agregado ao saldo do Valor Nominal das Debêntures
para efeito de apuração do saldo devedor das Debêntures. O pagamento dos juros remuneratórios será
exigível somente no final de cada Período de Capitalização, sem prejuízo dos demais vencimentos previstos na
Escritura de Emissão.
Indisponibilidade e Substituição da Taxa DI ou do IPCA
Observado o disposto no item Remuneração da Primeira Série acima, no caso de indisponibilidade temporária
da Taxa DI ou do IPCA quando do pagamento de qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura de
Emissão, será utilizada, em sua substituição, para apuração de "TDIk", no caso da Taxa DI, ou do fator "C", no
caso do IPCA, a última Taxa DI ou o último IPCA, divulgados oficialmente, conforme o caso, até a data do
cálculo, não sendo devidas quaisquer compensações financeiras, multas ou penalidades, tanto por parte da
Emissora, quanto pelos Debenturistas, quando da divulgação posterior da Taxa DI ou do IPCA respectivo.
45
Em caso de ausência da apuração e/ou divulgação da Taxa DI ou do IPCA por mais de 10 (dez) dias
consecutivos da data esperada para a sua divulgação ou, imediatamente, em caso de extinção da Taxa DI ou
do IPCA ou de impossibilidade de aplicação da Taxa DI ou do IPCA por imposição legal ou determinação
judicial, a Taxa DI ou o IPCA, conforme o caso, deverá ser substituído pelo substituto determinado legalmente
para tanto. No caso de não haver substituto legal da Taxa DI ou do IPCA, conforme o caso, o Agente
Fiduciário deverá, no prazo de até 2 (dois) dias úteis contados da data de término do prazo de qualquer um
dos eventos previstos no início deste item, convocar assembléia geral de Debenturistas da Primeira Série ou de
Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, para deliberar, de comum acordo com a Emissora, e
observada a Decisão Conjunta BACEN/CVM n.º 13, de 14 de março de 2003, e/ou regulamentação aplicável, o
novo parâmetro de remuneração das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série,
conforme o caso, parâmetro este que deverá preservar o valor real e os mesmos níveis da Remuneração da
Primeira Série ou da Remuneração da Segunda Série, conforme o caso ("Remuneração Substitutiva"). Até
o momento da definição da Remuneração Substitutiva ou da definição, pela Emissora, entre o disposto nos
incisos I ou II abaixo, conforme o caso, quando do pagamento de qualquer obrigação pecuniária prevista na
Escritura de Emissão, será utilizada para apuração de "TDIk", no caso da Taxa DI, ou do fator "C", no caso do
IPCA, a última Taxa DI ou o último IPCA divulgados oficialmente, conforme o caso. Caso Debenturistas da
Primeira Série ou Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, reunidos em assembléia geral,
representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo,
2/3 (dois terços) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso, não aprovem a
Remuneração Substitutiva proposta pela Emissora, a Emissora optará, a seu exclusivo critério, por uma das
alternativas a seguir estabelecidas, obrigando-se a Emissora a comunicar por escrito ao Agente Fiduciário, no
prazo de 15 (quinze) dias contados da data de encerramento da assembléia geral de Debenturistas da
Primeira Série ou de Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, a que se refere este item, qual a
alternativa escolhida:
I. a Emissora deverá resgatar e, conseqüentemente, cancelar, a totalidade das Debêntures da
Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, em circulação, no
prazo de até 30 (trinta) dias contados da data de encerramento da assembléia geral de
Debenturistas da Primeira Série ou de Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, a
que se refere este item, pelo saldo do Valor Nominal, acrescido da Remuneração devida,
apurada conforme os itens Remuneração da Primeira Série ou Remuneração da Segunda
Série acima, conforme o caso, calculada pro rata temporis, até a data do seu efetivo
pagamento, utilizando-se, para apuração de "TDIk", no caso da Taxa DI, ou do fator "C", no
caso do IPCA, a última Taxa DI ou o último IPCA, divulgados oficialmente, conforme o caso,
sendo que o resgate a que se refere este inciso não será acrescido de prêmio ou penalidade
de qualquer natureza; ou
II. a Emissora deverá amortizar integralmente a totalidade das Debêntures da Primeira Série ou
das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, em circulação, e pagar a Remuneração
Substitutiva definida pelos Debenturistas da Primeira Série ou pelos Debenturistas da
Segunda Série, conforme o caso, em cronograma a ser estipulado pela Emissora, o qual
(i) não superará o prazo médio original das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures
da Segunda Série, conforme o caso, ponderado pelos fluxos de caixa (duration); (ii) não
excederá a Data de Vencimento da Primeira Série ou a Data de Vencimento da Segunda
Série, conforme o caso; e (iii) deverá observar mesma periodicidade do pagamento da
Remuneração da Primeira Série prevista no item Remuneração da Primeira Série, ou a
periodicidade do pagamento da Remuneração da Segunda Série prevista no item
Remuneração da Primeira Série acima, conforme o caso.
46
Repactuação
Não haverá repactuação programada.
Resgate Antecipado Obrigatório
A Emissora poderá a partir (i) do 36º (trigésimo sexto) mês após a Data de Emissão das Debêntures da
Primeira Série, e (ii) do 60º (sexagésimo) mês após a Data de Emissão das Debêntures da Segunda Série,
promover o resgate total antecipado de todas as Debêntures em circulação ("Resgate Antecipado
Obrigatório"), conforme o caso, mediante:
I. publicação de "Aviso aos Debenturistas", com antecedência mínima de 20 (vinte) dias da data
do Resgate Antecipado Obrigatório, o qual deverá descrever os termos e condições do Resgate
Antecipado Obrigatório, incluindo (a) a data do Resgate Antecipado; e (b) o valor a ser pago
aos Debenturistas a título do Resgate Antecipado Obrigatório, que deverá ser equivalente ao
saldo do Valor Nominal das Debêntures objeto do resgate, acrescido da Remuneração,
calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da
Remuneração, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento;
II. pagamento de um prêmio de resgate correspondente a seguinte fórmula:
Prêmio de Resgate (%) = Px(DD) (TDC)
onde,
P = 1,5%;
DD = número de dias corridos a partir da data do Resgate Antecipado Obrigatório até a Data
de Vencimento; e
TDC = número total de dias corridos desde o 36º (trigésimo sexto) e 60º (sexagésimo) mês
contado da Data de Emissão até a Data de Vencimento, conforme o caso.
III. a Emissora terá o prazo de 3 (três) dias úteis a partir da data do Resgate Antecipado
Obrigatório para proceder à sua liquidação.
Oferta de Resgate Antecipado Facultativo
A Emissora poderá, a seu exclusivo critério, realizar a qualquer tempo, oferta de resgate antecipado das
Debêntures, com o conseqüente cancelamento de tais Debêntures, endereçada a todos os Debenturistas da
série em questão, sem distinção, assegurado a todos os Debenturistas da referida série igualdade de
condições para aceitar o resgate das Debêntures de que forem titulares, da seguinte forma ("Oferta de
Resgate Antecipado"):
I. a Emissora realizará a Oferta de Resgate Antecipado por meio de publicação de anúncio nos
termos do item "Publicidade" abaixo, o qual deverá descrever os termos e condições da Oferta
de Resgate Antecipado, incluindo (a) se o resgate será total ou parcial; (b) o valor do prêmio
de resgate, caso exista; e (c) a data efetiva para o resgate e pagamento das Debêntures a
serem resgatadas; e (d) demais informações necessárias para tomada de decisão pelos
Debenturistas;
II. após a publicação dos termos da Oferta de Resgate Antecipado, os Debenturistas que optarem
pela adesão à Oferta de Resgate Antecipado terão o prazo de 10 (dez) dias úteis para se
manifestarem formalmente perante o Agente Fiduciário, findo o qual, a Emissora terá o prazo
de 3 (três) dias úteis para proceder à liquidação da Oferta de Resgate Antecipado;
47
III. a Emissora poderá condicionar o Resgate Antecipado à aceitação deste por um percentual
mínimo de Debenturistas que definir quando da realização da Oferta de Resgate Antecipado;
IV. o valor a ser pago aos Debenturistas a título da Oferta de Resgate Antecipado será equivalente
ao saldo do Valor Nominal das Debêntures objeto do resgate, acrescido (a) da Remuneração,
calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da
Remuneração, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento; e (b) de eventual
prêmio de resgate a ser oferecido aos Debenturistas, a exclusivo critério da Emissora, prêmio
de resgate esse que não poderá ser negativo; e
V. na hipótese do Resgate Antecipado parcial, as Debêntures serão resgatadas de forma pro rata
entre todos os titulares de Debêntures. O Resgate Antecipado parcial das Debêntures pela
Emissora deverá ser realizado (i) para as debêntures registradas no SND, conforme
procedimentos adotados pela CETIP, através de "operação de compra e de venda definitiva",
sendo que todas as etapas desse processo, tais como habilitação dos debenturistas,
qualificação, sorteio, apuração, definição do rateio e de validação das quantidades de
Debêntures a serem resgatadas por debenturista, serão realizadas fora do âmbito da CETIP.
Fica definido que, caso a CETIP venha a implementar outra funcionalidade para operacionalizar
o resgate parcial, não haverá a necessidade de ajuste à Escritura de Emissão ou qualquer outra
formalidade, ou (ii) por meio da Instituição Depositária, no caso do debenturista não estar
vinculado à CETIP.
Aquisição facultativa
A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir Debêntures em circulação por preço não superior ao saldo do
Valor Nominal, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do
último pagamento da Remuneração, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento, observado o
disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures adquiridas pela
Emissora poderão, a critério da Emissora, ser canceladas, permanecer em tesouraria ou ser novamente
colocadas no mercado. As Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em tesouraria nos termos
deste item, se e quando recolocadas no mercado, farão jus à mesma Remuneração das demais Debêntures
em circulação daquela série.
Encargos moratórios
Ocorrendo impontualidade no pagamento de qualquer valor devido relativamente a qualquer obrigação
decorrente da Escritura de Emissão, sobre todos e quaisquer valores em atraso incidirão, independentemente
de aviso, notificação ou interpelação judicial ou extrajudicial, e sem prejuízo da Remuneração, calculada
pro rata temporis desde a data de inadimplemento até a data do efetivo pagamento, (i) multa moratória de
2% (dois por cento); e (ii) juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, calculados pro rata temporis desde a
data de inadimplemento até a data do efetivo pagamento ("Encargos Moratórios").
Decadência dos direitos aos acréscimos
O não comparecimento do debenturista para receber o valor correspondente a quaisquer obrigações
pecuniárias nas datas previstas na Escritura de Emissão ou em qualquer comunicação realizada ou aviso
publicado nos termos da Escritura de Emissão não lhe dará o direito a qualquer acréscimo no período relativo
ao atraso no recebimento, assegurados, todavia, os direitos adquiridos até a data do respectivo vencimento ou
pagamento, no caso de impontualidade no pagamento.
Local de pagamento
Os pagamentos referentes às Debêntures e a quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora
nos termos da Escritura de Emissão serão efetuados pela Emissora, por intermédio da CETIP ou da CBLC,
conforme as Debêntures estejam custodiadas na CETIP ou na CBLC ou, ainda, por meio da Instituição
Depositária para os Debenturistas que não tiverem suas Debêntures custodiadas na CETIP ou na CBLC.
48
Imunidade Tributária Caso qualquer Debenturista tenha imunidade ou isenção tributária, este deverá encaminhar à Instituição Depositária, no prazo mínimo de 10 (dez) dias úteis anteriores à data prevista para recebimento de valores relativos às Debêntures, toda a documentação comprobatória de tal imunidade ou isenção tributária, sendo certo que, caso o Debenturista não envie referida documentação, a Emissora fará as retenções dos tributos previstos em lei. Prorrogação dos prazos Considerar-se-ão prorrogados os prazos referentes ao pagamento de qualquer obrigação prevista na Escritura de Emissão até o 1º (primeiro) dia útil subseqüente, se o seu vencimento coincidir com dia em que não haja expediente comercial ou bancário na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, sem nenhum acréscimo aos valores a serem pagos, exceto pelos casos cujos pagamentos devam ser realizados pela CETIP, hipótese em que somente haverá prorrogação quando a data de pagamento coincidir com feriados nacionais, sábados ou domingos. Vencimento Antecipado Sujeito ao disposto nas Cláusulas 6.22.1, 6.22.2 e 6.22.3 da Escritura de Emissão, o Agente Fiduciário deverá declarar antecipadamente vencidas todas as obrigações objeto da Escritura de Emissão e exigir o imediato pagamento, pela Emissora, do saldo do Valor Nominal das Debêntures em circulação, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração, conforme o caso, até a data do efetivo pagamento (e, ainda, no caso do inciso II abaixo, dos Encargos Moratórios, de acordo com o previsto na Cláusula 6.22.3 da Escritura de Emissão), na ocorrência de quaisquer dos seguintes eventos (cada evento, um "Evento de Inadimplemento"):
I. descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação não pecuniária prevista na Escritura de Emissão, não sanada no prazo de 30 (trinta) dias contados da data de comunicação do referido descumprimento (a) pela Emissora ao Agente Fiduciário, ou (b) pelo Agente Fiduciário à Emissora, conforme o caso, dos dois o que ocorrer primeiro, sendo que o prazo previsto neste inciso não se aplica às obrigações para as quais tenha sido estipulado prazo de cura específico;
II. não pagamento, pela Emissora, de qualquer obrigação pecuniária relativa às Debêntures e/ou a Escritura de Emissão na respectiva data de pagamento prevista na Escritura de Emissão, não sanado no prazo de até 2 (dois) dias úteis contado da data do respectivo vencimento;
III. inadimplemento, não sanado no prazo previsto no respectivo contrato ou, nos demais casos, no prazo de até 5 (cinco) dias úteis contados da data estipulada para pagamento, ou vencimento antecipado de qualquer dívida da Emissora, cujo valor, individual ou agregado, seja igual ou superior a R$30.000.000,00 (trinta milhões de reais), atualizado mensalmente, a partir da Data de Emissão, pela variação positiva do IPCA (ou seu equivalente em outras moedas);
IV. protesto legítimo de títulos contra a Emissora, cujo valor, unitário ou agregado, seja igual ou superior a R$30.000.000,00 (trinta milhões de reais), atualizado mensalmente, a partir da Data de Emissão, pela variação positiva do IPCA (ou seu equivalente em outras moedas), exceto se, no prazo de até 5 (cinco) dias úteis contados da data do protesto, tiver sido comprovado ao Agente Fiduciário que (a) o protesto foi efetuado por erro ou má-fé de terceiro; (b) o protesto foi cancelado; ou (c) o valor do(s) título(s) protestado(s) foi depositado em juízo;
V. se, após a transferência de controle acionário direto ou indireto da Companhia, a Moody's, ou a Standard & Poor‘s ou na falta destas, a agência de classificação de risco, Fitch, rebaixar, por motivos diretamente ligados à transferência de controle acionário, os ratings da Emissão e/ou da Companhia em dois níveis em relação aos ratings da Emissão e da Companhia constantes do Anúncio de Início, ou na data da última revisão anual dos referidos ratings, dos dois o que for mais recente;
VI. cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a Emissora, excetuadas a cisão, a fusão e a incorporação quando atendidos os requisitos do artigo 231 da Lei das Sociedades por Ações, previamente aprovadas pelos Debenturistas reunidos em Assembléia Geral de Debenturistas;
49
VII. (a) decretação de falência da Emissora; (b) pedido de autofalência pela Emissora; (c) pedido
de falência da Emissora formulado por terceiros não elidido no prazo legal; (d) pedido de
recuperação judicial ou de recuperação extrajudicial da Emissora, independentemente do
deferimento do respectivo pedido; ou (e) liquidação, dissolução ou extinção da Emissora,
exceto se a liquidação, dissolução e/ou extinção decorrer de uma operação societária que
não constitua um Evento de Inadimplemento;
VIII. transformação da Emissora em sociedade limitada, nos termos dos artigos 220 a 222 da Lei
das Sociedades por Ações;
IX. alteração do objeto social da Emissora, conforme disposto em seu estatuto social, que altere
substancialmente as atividades atualmente praticadas e exclusivamente relacionadas, direta
ou indiretamente, ao setor de geração de energia elétrica;
X. término antecipado ou intervenção pelo poder concedente, por qualquer motivo, de
quaisquer dos contratos de concessão, concedidos a Emissora pelo Poder Concedente (União
Federal), relativo ao serviço público de geração de energia hidroelétrica;
XI. comprovação de que qualquer das declarações prestadas na Cláusula 10 da Escritura de
Emissão e/ou no Contrato de Distribuição provaram-se falsas, incorretas ou enganosas em
qualquer aspecto relevante, não sanado no prazo de até 30 (trinta) dias contados da data de
comunicação da referida comprovação (a) pela Emissora ao Agente Fiduciário, ou (b) pelo
Agente Fiduciário à Emissora, conforme o caso, dos dois o que ocorrer primeiro;
XII. realização de redução de capital social da Emissora, , ressalvado, entretanto, a redução de
capital social obedecido o disposto do parágrafo 3º, do artigo 174 da Lei das Sociedades por
Ações, bem como a redução de capital social quando realizada para absorver prejuízo;
XIII. distribuição de dividendos, pagamento de juros sobre o capital próprio ou a realização de
quaisquer outros pagamentos a seus acionistas após a data do registro da Emissão perante a
CVM e antes da Data de Vencimento das Debêntures, caso a Emissora esteja em mora com
qualquer de suas obrigações estabelecidas na Escritura de Emissão, ressalvado, entretanto,
o pagamento do dividendo mínimo obrigatório previsto no artigo 202 da Lei das Sociedades
por Ações; e
XIV. não observância, pela Companhia, dos limites dos índices financeiros de "Dívida
Liquida/EBITDA" que não poderá ser superior a 3,20 (três inteiros e vinte centésimos); e de
"EBITDA/Resultado Financeiro" que não poderá ser inferior a 2,0 (dois inteiros), a serem
apurados ao final de cada trimestre fiscal a partir da Data de Emissão:
xiv.a. Para fins do disposto no item XIV acima, serão considerados os demonstrativos
financeiros consolidados da Companhia, onde:
xiv.a.1. "Dívida Líquida", significa o endividamento oneroso total da Companhia menos as
disponibilidades em caixa e aplicações financeiras, incluindo as contas de reservas;
xiv.a.2. "EBITDA" (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization), significa o
lucro da Companhia antes de juros, tributos, amortização e depreciação ao longo dos
últimos 12 (doze) meses;
xiv.a.3. "Resultado Financeiro", significa a diferença entre Receitas Financeiras e Despesas
Financeiras da Companhia ao longo dos últimos 12 (doze) meses, das quais deverão ser
excluídos, para efeito da apuração dos compromissos financeiros, os juros sobre capital
próprio. O Resultado Financeiro será apurado em módulo se for negativo e, ser for positivo,
será considerado "1" (um); e
xiv.a.4. "Patrimônio Líquido", significa a soma das contas de capital social, reserva de
lucros, reserva de capital, reserva de reavaliação, subtraído do valor das ações em
Tesouraria.
Ocorrendo quaisquer dos Eventos de Inadimplemento previstos nos incisos II, III, IV, V, VI, VII ou XIII acima,
as Debêntures tornar-se-ão automaticamente vencidas, independentemente de aviso ou notificação, judicial ou
extrajudicial.
50
Ocorrendo quaisquer dos demais Eventos de Inadimplemento (que não sejam aqueles previstos no parágrafo
acima), o Agente Fiduciário deverá, inclusive para fins do disposto nas Cláusulas 8.5 e 8.5.1 da Escritura de
Emissão, convocar, no prazo máximo de 5 (cinco) dias úteis contados da data em que constatar sua
ocorrência, assembléias gerais de Debenturistas de cada uma das séries e de forma individual, a se realizarem
no prazo mínimo previsto em lei. Se, nas referidas assembléias gerais de Debenturistas, Debenturistas
representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo,
2/3 (dois terços) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso, decidirem por não
considerar o vencimento antecipado das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série,
conforme o caso, ou, ainda, em caso de suspensão dos trabalhos para deliberação em data posterior, o
Agente Fiduciário não deverá declarar o vencimento antecipado das Debêntures da Primeira Série ou das
Debêntures da Segunda Série, conforme o caso; caso contrário, ou em caso de não instalação, em segunda
convocação, das referidas assembléias gerais de titulares das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures
da Segunda Série, conforme o caso, o Agente Fiduciário deverá declarar o vencimento antecipado das
Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso.
Na ocorrência do vencimento antecipado das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda
Série, conforme o caso, a Emissora obriga-se a resgatar a totalidade das Debêntures da Primeira Série ou das
Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, em circulação, com o seu conseqüente cancelamento,
obrigando-se a pagar, o saldo do Valor Nominal das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da
Segunda Série, conforme o caso, em circulação, acrescido da Remuneração da Primeira Série ou da
Remuneração da Segunda Série, conforme o caso (e, no caso do inciso II acima, dos Encargos Moratórios,
calculados a partir da data em que tais pagamentos deveriam ter sido efetuados), calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração, até a data do seu efetivo
pagamento, e de quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora nos termos da Escritura de
Emissão, em até 3 (três) dias úteis contados da data da declaração do vencimento antecipado, sob pena de,
em não o fazendo, ficarem obrigadas, ainda, ao pagamento dos Encargos Moratórios.
Publicidade
Exceto o Anúncio de Início, o anúncio de encerramento da Oferta ("Anúncio de Encerramento"), o aviso ao
mercado a que se refere o artigo 53 da Instrução CVM 400/03 e eventuais outros avisos aos investidores que
sejam publicados até a data de publicação do Anúncio de Encerramento, que somente serão publicados no
jornal "Valor Econômico", todos os atos e decisões relativos às Debêntures deverão ser comunicados, na forma
de aviso, no Diário Oficial do Estado de São Paulo e jornal "Valor Econômico", sempre imediatamente após a
realização do ato a ser divulgado. Os prazos para manifestação dos Debenturistas, caso seja necessário,
obedecer ao disposto na legislação em vigor, na Escritura de Emissão ou, na falta de disposição expressa, ser
de, no mínimo, de 10 (dez) dias úteis contados da data da publicação do aviso. A Emissora poderá alterar o
jornal acima por outro jornal de grande circulação, mediante comunicação por escrito ao Agente Fiduciário e a
publicação, na forma de aviso, no jornal a ser substituído.
Assembléias Gerais de Debenturistas
Os Debenturistas da Primeira Série e os Debenturistas da Segunda Série poderão, a qualquer tempo, reunir-se
em assembléia, de acordo com o disposto no artigo 71 da Lei das Sociedades por Ações, a fim de deliberarem
sobre matéria de interesse da comunhão dos Debenturistas da Primeira Série e/ou dos Debenturistas da
Segunda Série, conforme o caso.
Convocação
As assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série poderão ser
convocadas pelo Agente Fiduciário, pela Emissora, por Debenturistas da Primeira Série e Debenturistas da
Segunda Série que representem, no mínimo, 10% (dez por cento) das Debêntures da Primeira Série em
circulação ou 10% (dez por cento) das Debêntures da Segunda Série em circulação ou pela CVM.
A convocação das assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série
se dará mediante anúncio publicado pelo menos 3 (três) vezes no Diário Oficial do Estado de São Paulo e
jornal "Valor Econômico", respeitadas outras regras relacionadas à publicação de anúncio de convocação de
assembléias gerais constantes da Lei das Sociedades por Ações, da regulamentação aplicável e da Escritura de
Emissão.
51
Instalação
As assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série instalar-se-ão,
em primeira convocação, com a presença de titulares de, no mínimo, metade das Debêntures da Primeira
Série em circulação ou metade das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso, e, em
segunda convocação, com qualquer quorum.
Mesa
A presidência das assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série
caberá aos Debenturistas da Primeira Série e aos Debenturistas da Segunda Série eleitos por estes próprios ou
àqueles que forem designados pela CVM.
Deliberações
Nas deliberações das assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda
Série, a cada Debênture em circulação caberá um voto, admitida a constituição de mandatário, Debenturista
ou não. Exceto pelo disposto no parágrafo seguinte, todas as deliberações a serem tomadas em assembléia
geral de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série dependerão de aprovação de
Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou,
no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso.
Não estão incluídos no quorum a que se refere o parágrafo acima: (i) os quoruns expressamente previstos em
outras cláusulas da Escritura de Emissão; e (ii) as alterações, que deverão ser aprovadas por Debenturistas da
Primeira Série ou Debenturistas da Segunda Série representando, no mínimo, 90% (noventa por cento) das
Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo, 90% (noventa por cento) das Debêntures da
Segunda Série em circulação, conforme o caso, (a) dos quoruns previstos na Escritura de Emissão; (b) da
Remuneração, exceto pelo disposto na Cláusula 6.12.5 da Escritura de Emissão; (c) de quaisquer datas de
pagamento de quaisquer valores previstos na Escritura de Emissão; (d) da espécie das Debêntures; (e) da
criação de evento de repactuação; (f) das disposições relativas à Oferta de Resgate Antecipado; ou (g) de
qualquer Evento de Inadimplemento.
Para os fins da Escritura de Emissão e constituição de todos os quoruns, "Debêntures em circulação"
significam todas as Debêntures subscritas e não resgatadas, excluídas as Debêntures mantidas em tesouraria
e pertencentes, direta ou indiretamente, à Emissora ou a qualquer controladora ou controlada, direta ou
indireta, da Emissora ou qualquer de seus diretores ou conselheiros.
Representantes Legais
Será facultada a presença dos representantes legais da Emissora nas assembléias gerais de Debenturistas.
Comparecimento do Agente Fiduciário
O Agente Fiduciário deverá comparecer às assembléias gerais de Debenturistas e prestar aos Debenturistas as
informações que lhe forem solicitadas.
Aplicação da Lei das Sociedades por Ações
Aplica-se às assembléias gerais de Debenturistas, no que couber, o disposto na Lei das Sociedades por Ações,
sobre a assembléia geral de acionistas.
Contrato de Distribuição
O Contrato de Distribuição está disponível para consulta na sede da Emissora e dos Coordenadores indicada
na seção "Informações Sobre os Administradores, Consultores e Auditores", localizada na página 31 deste
Prospecto.
52
Regime de Colocação Observadas as condições previstas no Contrato de Distribuição, os Coordenadores realizarão, sem
solidariedade entre estes, a colocação, em regime de garantia firme, de 30.000 Debêntures, no prazo de até
três dias úteis contados da data de publicação do Anúncio de Início ("Prazo de Colocação"), na proporção
descrita no Contrato de Distribuição ("Debêntures Objeto da Garantia Firme").
Se, até o final do Prazo de Colocação, as Debêntures da Primeira Série e/ou as Debêntures da Segunda Série
não tiverem sido totalmente colocadas, os Coordenadores, sem qualquer solidariedade entre estes e na
proporção das respectivas Debêntures Objeto da Garantia Firme, deverão, até o último dia do Prazo de
Colocação, subscrever e integralizar as respectivas Debêntures Objeto da Garantia Firme que porventura não
forem colocadas junto a investidores, nas condições previstas no Contrato de Distribuição, sendo que a divisão
entre Debêntures da Primeira Série e/ou Debêntures da Segunda Série relativamente às Debêntures Objeto da
Garantia Firme será definida a critério exclusivo dos Coordenadores.
A garantia firme descrita acima é válida até 27 de outubro de 2008 ou a data de liquidação da Oferta, o que
ocorrer primeiro, podendo tal prazo ser estendido a critério exclusivo dos Coordenadores.
A garantia firme descrita acima não se estende às Debêntures Suplementares e/ou às Debêntures Adicionais.
Para os fins do disposto no item 5 do Anexo VI à Instrução CVM 400/03, caso qualquer Coordenador
eventualmente (i) venha a subscrever Debêntures da Primeira Série e/ou Debêntures da Segunda Série por
força da garantia firme acima; e (ii) tenha interesse em vender tais Debêntures da Primeira Série e/ou tais
Debêntures da Segunda Série antes da publicação do Anúncio de Encerramento, o preço de revenda de tais
Debêntures da Primeira Série e/ou de tais Debêntures da Segunda Série será limitado ao Valor Nominal,
acrescido da Remuneração da Primeira Série ou da Remuneração da Segunda Série, conforme o caso,
calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão até a data da respectiva venda. 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.
Plano da Oferta
Observadas as disposições da regulamentação aplicável, os Coordenadores realizarão a Oferta conforme o
plano da Oferta adotado em conformidade com o disposto no parágrafo 3º do artigo 33 da
Instrução CVM 400/03, de forma a assegurar (i) que o tratamento conferido aos investidores seja justo e
eqüitativo, (ii) a adequação do investimento ao perfil de risco dos respectivos clientes dos Coordenadores, e
(iii) que os representantes de venda dos Coordenadores recebam previamente exemplares dos Prospecto
conforme definido abaixo), para leitura obrigatória e que suas dúvidas possam ser esclarecidas por pessoas
designadas pelos Coordenadores ("Plano da Oferta"). O Plano da Oferta será fixado nos seguintes termos:
após o protocolo do pedido de registro da Oferta na CVM e anteriormente à concessão de tal registro,
foram realizadas apresentações para potenciais investidores (road show e/ou one-on-ones) ("Apresentações para Potenciais Investidores"), conforme determinado pelos Coordenadores de
comum acordo com a Emissora, durante os quais foram distribuídos exemplares do prospecto preliminar
da Oferta ("Prospecto Preliminar e, em conjunto com o Prospecto Definitivo, "Prospectos");
os materiais publicitários ou documentos de suporte às Apresentações para Potenciais Investidores
eventualmente utilizados foram submetidos à aprovação prévia da CVM, nos termos do artigo 50 da
Instrução CVM 400/03, ou encaminhados à CVM previamente à sua utilização, nos termos do
parágrafo 5º do artigo 50 da Instrução CVM 400/03, respectivamente;
não existirão reservas antecipadas ou fixação de lotes mínimos ou máximos, devendo a Oferta ser
efetivada de acordo com o resultado do Procedimento de Bookbuilding, podendo ser levadas em
consideração as relações com clientes e outras considerações de natureza comercial ou estratégica dos
Coordenadores e da Emissora, observado, entretanto, que os Coordenadores se comprometem a
direcionar a Oferta a investidores que tenham perfil de risco adequado, bem como a observar
tratamento justo e eqüitativo quanto aos mesmos;
53
o público alvo da Oferta é composto por investidores institucionais ou qualificados, conforme definido
no artigo 109 da Instrução CVM 409, podendo, entretanto, ser atendidos outros investidores, pessoas
físicas ou jurídicas, não qualificados, clientes dos Coordenadores que tenham amplo conhecimento dos
termos, condições e riscos inerentes às Debêntures, bem como acesso aos Prospectos;
encerrado o Procedimento de Bookbuilding, os Coordenadores consolidarão as propostas dos
investidores para subscrição das Debêntures;
observado o disposto no Contrato de Distribuição e no artigo 54 da Instrução CVM 400/03, a Oferta
somente terá início após (a) a concessão do registro da Oferta pela CVM; (b) a publicação do Anúncio
de Início; e (c) a disponibilização do Prospecto Definitivo aos investidores;
iniciada a Oferta, os investidores interessados na subscrição das Debêntures deverão fazê-la por meio
da assinatura do boletim de subscrição;
caso (a) seja verificada divergência relevante entre as informações constantes do Prospecto Preliminar
e do Prospecto Definitivo que altere substancialmente o risco assumido pelo investidor ou a sua decisão
de investimento; (b) a Oferta seja suspensa, nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400/03;
e/ou (c) a Oferta seja modificada, nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400/03, o
investidor poderá revogar sua aceitação à Oferta, devendo, para tanto, informar sua decisão aos
Coordenadores (i) até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à data de disponibilização do
Prospecto Definitivo, no caso da alínea (a) acima; e (ii) até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à
data em que foi comunicada por escrito a suspensão ou modificação da Oferta, no caso das alíneas (b)
e (c) acima, presumindo-se, na falta da manifestação, o interesse do investidor em não revogar sua
aceitação. Se o investidor revogar sua aceitação e se o investidor já tiver efetuado o pagamento do
Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária,
sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da respectiva revogação; e
caso (a) a Oferta seja cancelada, nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400/03; (b) a
Oferta seja revogada, nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400/03; ou (c) o Contrato de
Distribuição seja resilido, todos os atos de aceitação serão cancelados e os Coordenadores, juntamente
com a Emissora, comunicarão aos investidores o cancelamento da Oferta, que poderá ocorrer,
inclusive, mediante publicação de aviso ao mercado. Se o investidor já tiver efetuado o pagamento do
Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária,
sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da comunicação do cancelamento ou
revogação da Oferta.
54
Cronograma das Etapas da Oferta
A Oferta seguirá o cronograma tentativo abaixo:
Evento Datas indicativas*
Publicação do Aviso ao Mercado 28/08/2008
Disponibilização do Prospecto Preliminar 28/08/2008
Assembléia Geral Extraordinária da Companhia aprovando a Oferta 01/09/2008
Reunião do Conselho de Administração da Companhia fixando as condições das Debêntures 01/09/2008
Início das apresentações a potenciais investidores 03/09/2008
Encerramento das apresentações a potenciais investidores 09/09/2008
Procedimento de Bookbuilding 25/09/2008
Reunião do Conselho de Administração da Companhia aprovando o resultado
do Procedimento de Bookbuilding
30/09/2008
Registro da Oferta na CVM 14/10/2008
Publicação do Anúncio de Início e divulgação do resultado do Procedimento de Bookbuilding 15/10/2008
Disponibilização do Prospecto Definitivo 15/10/2008
Liquidação da Oferta 16/10/2008
Publicação do anúncio de encerramento da Oferta 20/10/2008
*As datas previstas para os eventos futuros são meramente indicativas, e estão sujeitas a alterações e atrasos.
Estabilização de Preços e Garantia de Liquidez
Não serão celebrados contrato de estabilização de preços ou contrato de garantia de liquidez tendo por objeto
as Debêntures.
Custo Estimado da Oferta
A tabela abaixo demonstra o custo estimado da Oferta, calculada com base no valor na Data de Emissão,
assumindo a colocação da totalidade das Debêntures (sem considerar as Debêntures Adicionais e/ou as
Debêntures Suplementares).
Descrição Valor Total (R$) Valor por Debênture (R$)(1) % do Valor Total da Oferta
Valor Total 300.000.000,00 10.000,00 100,00%
Custo Total 2.265.740,00 75,52 0,76%
Comissões 1.500.000,00 50,00 0,50%
Comissão de Coordenação 450.000,00 15,00 0,15%
Comissão de Colocação 450.000,00 15,00 0,15%
Comissão de Garantia Firme 600.000,00 20,00 0,20%
Taxa de Registro na CVM 165.740,00 5,52 0,06%
Despesas Estimadas 600.000,00 20,00 0,20%
Advogados 180.000,00 6,00 0,06%
Auditores Independentes 180.000,00 6,00 0,06%
Classificação de Risco 20.000,00 0,67 0,01%
Outras(2) 220.000,00 7,33 0,07%
Valor Líquido para Emissora 297.734.260,00 9.924,48 99,24%
(1) O custo da Oferta por Debêntures corresponde ao quociente obtido pela divisão do custo total da Oferta pelo número de Debêntures.
(2) Inclui despesas gerais, impressão de prospectos e publicações de anúncios e avisos.
55
Público Alvo
O público alvo da Oferta é composto por investidores institucionais ou qualificados, conforme definido no
artigo 109 da Instrução CVM n.º 409, de 18 de agosto de 2004, conforme alterada, podendo, entretanto, ser
atendidos outros investidores, pessoas físicas ou jurídicas, não qualificados, clientes dos Coordenadores que
tenham amplo conhecimento dos termos, condições e riscos inerentes às Debêntures, bem como acesso aos
Prospectos.
Inadequação da Oferta a Certos Investidores
O investimento nos Debêntures não é adequado a investidores que (i) necessitem de liquidez, tendo em vista
a possibilidade de serem pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado secundário;
e/ou (ii) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de empresa do setor privado e/ou do setor de
geração de energia. Em relação a tal assunto os investidores devem ler a seção "Fatores de Risco", localizada
na página 63 deste Prospecto.
Manifestação de Aceitação à Oferta
Os investidores a partir da data de publicação do Anúncio de Início deverão manifestar sua aceitação à Oferta
aos Coordenadores, por meio dos procedimentos da CETIP.
Manifestação de Revogação da Aceitação à Oferta
Caso (a) seja verificada divergência relevante entre as informações constantes do Prospecto Preliminar e do
Prospecto Definitivo que altere substancialmente o risco assumido pelo investidor ou a sua decisão de
investimento; (b) a Oferta seja suspensa, nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400//0033; e/ou (c) a
Oferta seja modificada, nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400//03, o investidor poderá revogar
sua aceitação à Oferta, devendo, para tanto, informar sua decisão aos Coordenadores (i) até as 16 horas do
quinto dia útil subseqüente à data de disponibilização do Prospecto Definitivo, no caso da alínea (a) acima; e
(ii) até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à data em que foi comunicada por escrito a suspensão ou
modificação da Oferta, no caso das alíneas (b) e (c) acima, presumindo-se, na falta da manifestação, o
interesse do investidor em não revogar sua aceitação. Se o investidor revogar sua aceitação e se o investidor
já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros
ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da respectiva revogação.
Suspensão ou Modificação da Oferta
Nos termos do artigo 19 da Instrução CVM 400//0033, a CVM (i) poderá suspender, a qualquer tempo, a Oferta
se (a) estiver se processando em condições diversas das constantes da Instrução CVM 400/03 ou do registro
da Oferta; ou (b) for havida por ilegal, contrária à regulamentação da CVM ou fraudulenta, ainda que após
obtido o respectivo registro da Oferta; e (ii) deverá suspender a Oferta quando verificar ilegalidade ou violação
de regulamento sanáveis. O prazo de suspensão da Oferta não poderá ser superior a 30 dias, durante o qual
a irregularidade apontada deverá ser sanada. Findo tal prazo sem que tenham sido sanados os vícios que
determinaram a suspensão, a CVM deverá ordenar a retirada da Oferta e cancelar o respectivo registro,
aplicando-se, neste caso, o disposto no item "Cancelamento ou Revogação da Oferta", na página 56 deste
Prospecto. Nos termos do artigo 25 e seguintes da Instrução CVM 400/03, a CVM, a seu juízo, poderá acatar
pleito formulado pela Emissora, de comum acordo com os Coordenadores, de modificação da Oferta, na
hipótese de alteração substancial, posterior e imprevisível nas circunstâncias de fato existentes quando da
apresentação do pedido de registro da Oferta perante a CVM, ou que o fundamentem, acarretando aumento
relevante dos riscos assumidos pela Emissora e inerentes à própria Oferta.
56
Se for deferida a modificação, a Oferta poderá, por iniciativa própria da CVM, ou requerimento da Emissora,
ser prorrogada por até 90 dias. A suspensão e a modificação serão divulgadas imediatamente na forma
prevista no item Publicidade acima. Os Coordenadores deverão acautelar-se e certificar-se de que os
investidores, ao formalizarem sua adesão à Oferta, com a assinatura do boletim de subscrição, estão cientes
de que a Oferta original foi alterada e de que têm conhecimento dos novos termos e condições. Caso a Oferta
seja suspensa ou modificada, o investidor poderá revogar sua aceitação à Oferta, devendo, para tanto,
informar sua decisão aos Coordenadores até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à data em que foi
comunicada por escrito a suspensão ou modificação da Oferta, presumindo-se, na falta da manifestação, o
interesse do investidor em não revogar sua aceitação. Se o investidor revogar sua aceitação e se o investidor
já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros
ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da respectiva revogação.
Cancelamento ou Revogação da Oferta
Nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400//0033, a CVM poderá cancelar, a qualquer tempo, a Oferta
se (a) estiver se processando em condições diversas das constantes da Instrução CVM 400//0033 ou do registro
da Oferta; ou (b) for havida por ilegal, contrária à regulamentação da CVM ou fraudulenta, ainda que após
obtido o respectivo registro da Oferta. A rescisão do Contrato de Distribuição importará no cancelamento do
registro da Oferta. Nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400//0033, a CVM, a seu juízo, poderá
acatar pleito formulado pela Emissora, de comum acordo com os Coordenadores, de revogação da Oferta, na
hipótese de alteração substancial, posterior e imprevisível nas circunstâncias de fato existentes quando da
apresentação do pedido de registro da Oferta perante a CVM, ou que o fundamentem, acarretando aumento
relevante dos riscos assumidos pela Emissora e inerentes à própria Oferta.
Caso (a) a Oferta seja cancelada, nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400/03; (b) a Oferta seja
revogada, nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400/03; ou (c) o Contrato de Distribuição seja
resilido, todos os atos de aceitação serão cancelados e os Coordenadores, juntamente com a Emissora,
comunicarão aos investidores o cancelamento da Oferta, que poderá ocorrer, inclusive, mediante publicação
de aviso ao mercado. Se o investidor já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de
Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de três dias úteis
contados da data da comunicação do cancelamento ou revogação da Oferta.
57
RESSALVAS COM RELAÇÃO A DECLARAÇÕES E ESTIMATIVAS ACERCA DO FUTURO
Este Prospecto contém declarações, estimativas, intenções e pretensões quanto a eventos futuros. Quaisquer
declarações e estimativas, intenções e pretensões com relação a eventos futuros envolvem riscos e incertezas.
Diversos fatores importantes considerados nas declarações e estimativas futuras podem se modificar, fazendo
com que os resultados reais possam vir a ser substancialmente diferentes daqueles contidos em tais
declarações e estimativas, e que as intenções e pretensões possam vir a não se materializar. Esses fatores
incluem, dentre outros:
medidas do governo brasileiro;
condições sociais, políticas, econômicas de negócios e, demográficas do Brasil;
a percepção de risco com relação aos mercados emergentes, principalmente a América Latina;
término antecipado ou outras medidas por parte do Poder Concedente;
medidas do governo relativas ao setor de energia elétrica;
inflação, valorização ou desvalorização do Real;
capacidade da Companhia em obter financiamentos quando necessário, em condições razoáveis e
implementar planos de investimentos em manutenção;
resultado de pendências judiciais;
nível de endividamento da Emissora;
flutuações das taxas de juros; e
concorrência.
As palavras ―acredita‖, ―pode‖, ―poderá‖, ―visa‖, ―estima‖, ―continua‖, ―antecipa‖, ―pretende‖, ―espera‖ e outras
palavras similares têm por objetivo identificar estimativas e perspectivas para o futuro. As considerações sobre
estimativas e perspectivas para o futuro incluem informações atinentes a resultados e projeções, estratégia,
planos de financiamentos, posição concorrencial, ambiente do setor, oportunidades de crescimento potenciais,
os efeitos de regulamentação futura e os efeitos da concorrência. Tais estimativas e perspectivas para o futuro
referem-se apenas à data em que foram expressas, sendo que nem a Companhia, nem os Coordenadores
assumem a obrigação de atualizar publicamente ou revisar quaisquer dessas estimativas em razão da
ocorrência de nova informação, eventos futuros ou de quaisquer outros fatores. Em vista dos riscos e
incertezas aqui descritos, as estimativas e perspectivas para o futuro constantes neste Prospecto podem não
vir a se concretizar. Tendo em vista estas limitações, os investidores não devem tomar suas decisões de
investimento exclusivamente com base nas estimativas e perspectivas para o futuro contidas neste Prospecto.
58
DESTINAÇÃO DOS RECURSOS
Os recursos líquidos obtidos pela Companhia com a Oferta, cujo montante total será definido por ocasião do
Procedimento de Bookbuilding, serão integralmente utilizados para pré-pagar parcialmente o saldo devedor do
contrato de empréstimo, celebrado com a Eletrobrás em 19 de julho de 1999, com vencimento previsto para
15 de maio de 2013, garantido pela receita de suprimento de energia elétrica da Companhia. Esse contrato
estabelece que o saldo devedor, no montante de R$1.006,4 milhões em 30 de junho de 2008, deve ser
corrigido com base no Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M) e sobre o mesmo incidem juros de 10% ao
ano.
A Companhia substituiu a CESP como responsável por esta obrigação, como parte do processo de sua
privatização. O contrato objetivou a compra de energia de Itaipu/FURNAS.
Com relação ao valor excedente e não pago do empréstimo com a Eletrobrás, a Companhia avalia outras
oportunidades de captação de recursos que lhe ofereçam condições mais vantajosas que a dívida a ser pré-
paga, entretanto, ainda não há qualquer definição se esta captação se realizará.
Os impactos na situação patrimonial e financeira da Emissora, considerada a utilização dos recursos de acordo
com o previsto acima e após a captação decorrentes da 1ª Emissão pode ser avaliada através da tabela
abaixo, apresentada em duas situações: (i) efetivo em 30 de junho de 2008; e (ii) ajustado para refletir o
recebimento dos recursos provenientes da Emissão, considerando-se o valor máximo de R$300,0 milhões (sem
incluir o valor das Debêntures do Lote Suplementar e das Debêntures do Lote Adicional):
Em milhares de Reais 30 de junho % sobre 30 de junho % sobre
De 2008 (Efetivo) Capitalização de 2008 (Ajustado) (1) Capitalização
Empréstimos e Financiamentos
de Curto Prazo 167.7 5,3 114.0 3,6
Empréstimos e Financiamentos
de Longo Prazo 838.7 26,4 592.4 18,7
Debêntures 0 n/a 300.0 9,5
Total de Empréstimos,
Financiamentos e
Debêntures 1.006.4 31,7 1.006.4 31,7
Patrimônio Líquido 2.166,8 68,3 2.166,8 68,3
Capitalização Total 3.173,2 100,0 3.173,2 100,0
(1) Estes dados financeiros não estão expressamente indicados nas demonstrações financeiras.
59
O impacto na demonstração do resultado da Emissora no período de seis meses encerrado em 30 de junho de
2008, considerada a utilização dos recursos de acordo com o previsto acima e como se a captação decorrente
da 1ª Emissão tivesse ocorrido em 30 de junho de 2008, pode ser avaliado através da tabela abaixo,
apresentada em duas situações: (i) efetivo no período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008; e (ii)
simulado para refletir o recebimento dos recursos provenientes da Emissão.
Em milhares de Reais
Período de seis meses
encerrado em 30 de junho
Período de seis meses
encerrado em 30 de junho
de 2008 (Efetivo) de 2008 (Simulação)(1)
Receita Operacional Líquida 335,7 335,7
Despesas Operacionais 190,3 190,3
Resultado do Serviço 145,4 145,4
Receita Financeira 12,2 12,2
Despesa Financeira 110,7 73,0
Despesas Financeiras (líquida) 98,6 60,9
Resultado não-operacional -0.5 -0,5
Lucro antes do Imposto de Renda e Contribuição Social 46.3 84.0
EBITDA 215.6 215.6
EBITDA/Resultado Financeiro 2,2 3,5
(1) O cálculo do valor simulado considera emissão do valor máximo de R$300 milhões (não inclui o valor das Debêntures do Lote Suplementar e das Debêntures do Lote Adicional) e 100% da emissão na série com o indexador de CDI + 2,15% ao ano. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente
indicado nas demonstrações financeiras.
Para obter mais informações sobre a aplicação dos recursos líquidos e impacto na situação patrimonial e
financeira da Emissora, ver a Seção ―Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os
Resultados Operacionais da Emissora‖, localiza na página 80 deste Prospecto.
61
4. FATORES DE RISCO
Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos
Riscos Relacionados ao Setor de Energia Elétrica e à Emissora
Riscos Relacionados a Oferta
63
FATORES DE RISCO
Antes de tomar uma decisão de investimento nos Valores Mobiliários a serem ofertados no âmbito da Oferta,
os potenciais investidores devem considerar cuidadosamente, à luz de suas próprias situações financeiras e
objetivos de investimento, todas as informações disponíveis neste Prospecto e, em particular, avaliar os
fatores de risco descritos nesta seção. Caso qualquer dos riscos e incertezas aqui descritos efetivamente
ocorra, os negócios, a situação financeira e/ou os resultados operacionais da Emissora poderão ser afetados
de forma adversa. Os fatores de risco descritos abaixo refletem a situação atual da Emissora.
Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos
A Companhia atua no mercado brasileiro, estando sujeita, portanto, aos efeitos da política
econômica do Governo Federal.
Freqüentemente, o Governo Federal intervém na economia do país, realizando, ocasionalmente, mudanças
drásticas e repentinas nas suas políticas. As medidas do governo brasileiro para controlar a inflação e
implementar as políticas econômica e monetária têm envolvido alterações nas taxas de juros, flutuação da
moeda, controle de câmbio, tarifas e limites à importação, controles no consumo de energia elétrica, entre
outras medidas. Essas políticas, bem como algumas condições macroeconômicas, causaram efeitos
significativos na economia brasileira, assim como no mercado de capitais brasileiro.
Além disso, discute-se atualmente no Senado Federal e na Câmara dos Deputados diversas reformas e/ou
medidas que poderão ser aprovadas e implementadas pelo Governo Federal, dentre elas: (i) a reforma
tributária, parcialmente implementada; e (ii) a reforma da legislação trabalhista.
Adicionalmente, não há como prever quais diretrizes das políticas econômica e monetária serão adotadas pelo
Governo Federal e quais serão os impactos dessas medidas sobre a Emissora.
A adoção de medidas que possam resultar em eventuais flutuações da moeda, indexação da economia,
instabilidade de preços, elevação de taxas de juros ou influenciar a política fiscal poderão impactar
negativamente os negócios, a condição financeira, a capacidade de geração de caixa e os resultados
operacionais da Emissora.
A inflação e certas medidas governamentais para contê-la podem ter efeitos adversos sobre a
economia brasileira, o mercado mobiliário brasileiro e/ou os negócios da Emissora.
O Brasil experimentou, no passado, taxas de inflação bastante elevadas, que foram reduzidas com a
implementação do Plano Real, em 1994. A moeda brasileira, historicamente, vem apresentando
desvalorizações freqüentes, criando, assim, pressões inflacionárias adicionais no Brasil, que resulta na
necessidade de adoção de políticas recessivas pelo Governo Federal para conter a demanda agregada.
A inflação, juntamente com medidas governamentais destinadas a combatê-la e as especulações acerca
dessas medidas, tiveram efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira no passado recente.
64
Em 30 de junho de 1999, o CMN fixou os valores de 3,5%, 4,0%, 5,5%, 4,5%, 4,5% e 4,5% como metas para
a variação do IPCA para os anos de 2002, 2003, 2004, 2005, 2006 e 2007 e 2008 respectivamente, com
intervalos de tolerância de 2 pontos percentuais acima e abaixo das metas centrais retromencionadas. Nos
anos de 2002, 2003 e 2004 entretanto, as metas não foram cumpridas, tendo a inflação atingido 12,5%, em
2002, 9,3%, em 2003, e 7,6%, em 2004. Em 2005, 2006 e 2007, o IPCA foi de 5,7%, 3,1% e 4,5%, tendo
sido cumprida a meta, porém a previsão para o ano de 2008 é que a inflação supere a meta e atinja 6,3%.
A inflação medida pelo IGP-M foi de 25,3%, 8,7%, 12,4%, 1,2%, 3,8% e 7,8% em 2002, 2003, 2004, 2005,
2006 e 2007 respectivamente, com a expectativa de atingir 13% em 2008.
Caso as taxas de inflação voltem a aumentar, os negócios da Emissora, sua condição financeira e o resultado
de suas operações poderão ser afetados negativamente.
Efeitos das Flutuações das Taxas de Câmbio.
A moeda brasileira tem historicamente sofrido freqüentes desvalorizações. No passado, 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 31 de dezembro de 2006, a taxa de câmbio entre o Real e o Dólar
era de R$ 2,14 por US$ 1,00, o que representa uma valorização do Real de 9,5% desde 31 de dezembro de
2005. Em 31 de dezembro de 2007, a taxa de câmbio entre o real e o dólar era de R$ 1,77 por US$ 1,00. Não
é possível assegurar que a taxa de câmbio entre o Real e o Dólar irá permanecer nos níveis atuais. Porém, em
30 de junho de 2008, a Companhia não possuía qualquer dívida atrelada ao Dólar.
Efeitos das Flutuações das Taxas de Juros.
O Comitê de Política Monetária – COPOM estabelece as metas das taxas de juros básicas para o sistema
bancário brasileiro. Em anos recentes, a taxa de juros básica tem oscilado, tendo chegado a,
aproximadamente, 45% em março de 1999 e caído para 15,25% em 17 de janeiro de 2001. De fevereiro a
julho de 2002, o COPOM diminuiu a taxa básica de juros de 19,00% para 18,00%. De outubro de 2002 a
fevereiro de 2003, o COPOM aumentou a taxa básica de juros em 8,5 pontos percentuais, para 26,5% em 19
de fevereiro de 2003. A taxa básica de juros permaneceu em alta até junho de 2003, quando o COPOM iniciou
a trajetória de decréscimo da taxa de juros básica. Posteriormente, ao longo dos anos de 2004, 2005 e 2006,
a taxa de juros básica voltou a sofrer variações por decisão do Comitê de Política Monetária, encerrando em
31 de dezembro de 2007 em 11,25% ao ano. A projeção para encerrar o ano de 2008 é de 14,4% ao ano,
sendo que, em 30 de junho de 2008, a taxa básica de juros era de 12,25% ao ano.
A elevação das taxas de juros poderá ter impacto negativo no resultado da Emissora na medida em que pode
inibir o crescimento econômico e conseqüentemente a demanda por energia. Em 30 de junho de 2008, a
Emissora possuía empréstimos e financiamentos não atrelados à variação cambial de R$1.006,4 milhões,
indexado ao IGP-M. Caso haja uma elevação das taxas de juros que influencie esses indexadores, as despesas
financeiras da Emissora também aumentarão, afetando negativamente a capacidade de pagamento da Emissora.
65
A deterioração das condições econômicas e de mercado em outros países, principalmente nos
considerados emergentes, pode afetar negativamente a economia brasileira e os negócios da Emissora.
A economia brasileira e as companhias brasileiras têm sido impactadas, em diferentes intensidades, pelas
condições econômicas de outros países. Mesmo que as condições econômicas sejam diferentes em cada país,
a reação dos investidores aos acontecimentos em um país pode levar o mercado de capitais de outros países a
sofrer flutuações. No passado recente, eventos políticos, econômicos e sociais em países de economia
emergente, incluindo os da América Latina, afetaram adversamente a disponibilidade de crédito para empresas
brasileiras no mercado externo, resultando em saída significativa de recursos do País e na diminuição na
quantidade de moeda estrangeira investida no País.
Não há como garantir que futuros acontecimentos em outros países, principalmente os emergentes, não
afetarão a oferta de crédito às companhias brasileiras, podendo, deste modo, vir a afetar negativamente a
oferta de crédito para a Emissora, podendo, ainda, resultar em impacto material adverso nos seus resultados.
O Governo Federal está realizando uma reforma na legislação fiscal que poderá acarretar
aumento da carga tributária para as empresas brasileiras.
O Governo Federal regularmente implementa alterações no regime fiscal, que afetam os participantes do
mercado de energia, a Emissora, as distribuidoras e os consumidores industriais. Estas alterações incluem
mudanças nas alíquotas e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários, cuja arrecadação é associada
a determinados propósitos governamentais específicos. Algumas dessas medidas poderão resultar em
aumento da carga tributária da Emissora, que poderá, por sua vez, influenciar sua lucratividade, e afetar
adversamente os preços de sua energia vendida e seu resultado financeiro. Não há garantias de que a
Companhia será capaz de manter seus preços, seu fluxo de caixa projetado ou sua lucratividade se ocorrerem
alterações significativas nos tributos aplicáveis às suas operações e ao mercado de energia elétrica.
Riscos Relacionados à Emissora e ao Setor de Energia Elétrica
A Emissora pode ser penalizada pela ANEEL por não cumprir com sua obrigação de expansão em
15% da Capacidade Instalada assumida em decorrência de seu processo de privatização.
A Companhia, por meio do Edital de Privatização no. SF/001/99 do Estado de São Paulo, refletido na cláusula
de obrigações do Contrato de Concessão 76/99, se comprometeu, no prazo máximo de 8 anos a contar de
setembro de 1999 e respeitadas as restrições regulamentares, a: (i) aumentar sua capacidade instalada no
Estado de São Paulo em 15%, ou 322,7 MW; ou (ii) contratar esse mesmo montante de energia proveniente
de novos empreendimentos construídos no referido Estado, por prazo superior a 5 (cinco) anos. Apesar dos
esforços da Companhia, não foi possível cumprir com tais obrigações, seja por razões regulatórias
supervenientes à assinatura do Contrato de Concessão 76/99, seja por impossibilidade técnica e física de
expansão da capacidade de geração no Estado de São Paulo. Dessa forma, nos termos do Contrato de
Concessão 76/99, o Poder Concedente poderá aplicar penalidades de advertência ou multa. No caso de multa,
esta pode ser aplicada pela ANEEL no valor de até 2% do valor do faturamento anual da Companhia,
correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração, por infração incorrida. Além
disso, o Poder Concedente pode rescindir o Contrato de Concessão 76/99, caso entenda ser aplicável para o
caso em questão, sem prejuízo de discussões judiciais cabíveis.
66
A Companhia está envolvida em tratativas com a ANEEL e com o Ministério Público Federal a respeito do
assunto desde 2004, vide "Atividades da Emissora - Contrato de Concessão - Contrato de Concessão 76/99 -
Obrigação de expansão de 15% da capacidade instalada", na página 168 deste Prospecto.
A Companhia não pode assegurar que o Poder Concedente (i) não aplicará as penalidades previstas no
Contrato de Concessão 76/99 pelo descumprimento da obrigação de expansão, bem como (ii) não rescindirá o
Contrato de Concessão 76/99. A imposição de penalidades à Companhia ou a rescisão do Contrato de
Concessão 76/99 podem causar um efeito material adverso na condição financeira, resultados operacionais e
capacidade da Companhia de pagar as Debêntures emitidas ao amparo da Oferta.
Adicionalmente, a Companhia em conjunto com a AES Tietê S.A., a ANEEL, a Fazenda Pública do Estado de
São Paulo e a União Federal figura como ré em ação popular ajuizada por Wilson Marques de Almeida e outros
cidadãos, com o objetivo de aplicação das penalidades expressas nas cláusulas 9ª, 10ª e 11ª do Contrato de
Concessão, baseado no descumprimento desta obrigação de expansão da capacidade produtiva. A Companhia
apresentou sua defesa em 29 de setembro de 2008. Pela avaliação dos assessores legais da Companhia,
responsáveis por esse processo, a chance de perda relativa a esse processo foi considerada como possível.
A Emissora está sujeita à regulação e à fiscalização da ANEEL, a qual pode impor sanções em caso
de descumprimento dos contratos de concessão ou da Lei de Concessões, e, dependendo da
gravidade do descumprimento, a caducidade da respectiva concessão.
A ANEEL pode impor penalidades à Emissora caso esta deixe de cumprir com qualquer disposição da Lei de
Concessões. Dependendo da gravidade do descumprimento, as penalidades aplicáveis incluem: (i) advertências;
(ii) multas, sendo que cada multa está limitada a, no máximo, 2,0% da receita da Emissora no exercício
encerrado imediatamente antes da data da respectiva infração; (iii) embargo à construção de novas instalações e
equipamentos; (iv) restrições à operação das instalações e equipamentos existentes; (v) suspensão temporária
de participação em processos licitatórios de novas concessões; (vi) intervenção da ANEEL; e (vii) extinção da
concessão por caducidade. A Emissora não pode garantir que não será penalizada pela ANEEL por
descumprimentos dos contratos de concessão ou que as concessões de que a Emissora é titular não serão
extintas no futuro. A indenização a que a Emissora tem direito na ocorrência de eventual extinção da concessão
pode não ser suficiente para recuperar o valor integral de certos ativos. Caso qualquer das concessões da
Emissora seja rescindida em virtude de descumprimento das obrigações da Emissora, o valor efetivo de
compensação pelo Poder Concedente pode ser reduzido de maneira significativa por meio da imposição de
multas ou outras penalidades. Por conseguinte, a imposição de multas ou penalidades à Emissora, ou a extinção
de qualquer de suas concessões, pode afetar negativamente a situação econômica da Emissora.
A extinção dos contratos de concessão pelo Poder Concedente poderá impedir a realização do
valor integral de determinados ativos e causar a perda de lucros futuros sem uma indenização
suficiente para fazer frente aos seus compromissos.
O Contrato de Concessão 76/1999 tem prazo de duração de 30 (trinta) anos contados de sua assinatura,
enquanto o 183/1998 é válido por 35 (trinta e cinco) anos a partir de sua celebração. Não obstante haver prazos
determinados, a concessão está sujeita à extinção antecipada, nos termos da Lei de Concessões, em
determinadas circunstâncias quais sejam: encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial e anulação do
Contratos de Concessão e falência ou extinção da concessionária, bem como existe previsão de indenização e
intervenção em situações descritas nos Contratos de Concessão. Ocorrendo a extinção da concessão,
67
o então concessionário não terá direito a qualquer parcela do serviço ou dos poderes que se encontravam sob
sua gestão no curso dos Contratos de Concessão. Os ativos vinculados à concessão serão revertidos ao Poder
Concedente. O Contratos de Concessão prevêem que a Emissora tem o direito ao valor dos ativos que não
tenham sido completamente amortizados ou depreciados, em caso de extinção antecipada, mas não se pode
assegurar que esse valor será suficiente para compensar a perda de lucro futuro. Se a ANEEL extinguir os
Contratos de Concessão com base no inadimplemento por parte da Companhia, o valor da indenização pode ser
reduzido a até zero, pela imposição de multas ou outras penalidades. A extinção antecipada dos Contratos de
Concessão, assim como a imposição de penalidades à Emissora associadas a tal extinção, poderão gerar
significativos impactos nos seus resultados e afetar sua capacidade de pagamento e cumprimento de
obrigações financeiras. Além disso, em manifestação sobre a questão referente ao término antecipado dos
Contratos de Concessão, a ANEEL apresentou comentários nos quais reproduz o parágrafo 6º, do Artigo 38, da
Lei de Concessões, que dispõe que, declarada a caducidade da concessão, não resultará para o Poder
Concedente qualquer espécie de responsabilidade em relação aos encargos, ônus, obrigações ou
compromissos com terceiros ou empregados da respectiva concessionária. Portanto, não há como garantir
que, ocorrido o término antecipado da concessão da Cedente, a Emissora conseguirá fazer frente às suas
obrigações financeiras. Para mais informações acerca dos Contratos de Concessão, veja a seção ―Atividades da
Emissora - Contratos Relevantes - Contratos Operacionais - Contratos de Concessão‖, localizada na página 167
deste Prospecto.
A geração de energia elétrica pela Emissora depende de condições hidrológicas favoráveis.
O setor elétrico brasileiro, muito concentrado em geração hidráulica de energia, enfrenta uma restrição natural
à sua capacidade de geração. As usinas hidrelétricas não podem gerar energia além da capacidade
possibilitada pelos recursos hídricos do País. Chuvas escassas, enchentes ou qualquer outro fator natural
podem causar impacto na capacidade geradora da Emissora e das demais empresas geradoras de energia
elétrica, aumentando ou reduzindo o nível de seus reservatórios. A limitação à capacidade de geração de
energia elétrica pela Emissora poderá ter impacto negativo sobre os seus resultados e condição financeira e no
cumprimento das obrigações da Emissora.
O impacto de uma escassez e/ou racionamento de energia elétrica, como ocorrido em 2001 e
2002, poderá afetar de maneira adversa a geração de energia elétrica pela Emissora.
Devido à dependência do setor de energia elétrica de variáveis naturais e sazonais, como os níveis de chuva e
de água, a deterioração dessas condições pode afetar severamente a geração de energia elétrica no país.
Em junho de 2001, devido à escassez de energia elétrica no mercado brasileiro, que poderia se agravar durante o
período de inverno por falta de chuvas, o Governo Federal implementou um programa de redução do consumo
de energia elétrica. As medidas adotadas incluíam a suspensão do fornecimento de energia para fins ornamentais
e de propaganda e para realização de eventos esportivos noturnos, regimes especiais de tarifação, o
estabelecimento de metas de consumo e multas, além da possibilidade de corte no fornecimento caso os limites
estabelecidos não fossem atendidos. Em fevereiro de 2002, o Governo Federal decidiu pelo fim do racionamento
de energia elétrica. Com o fim do racionamento, os níveis de consumo de energia elétrica aumentaram, mas não
voltaram aos patamares observados antes do racionamento. Adicionalmente, o nível de água dos reservatórios
pode sofrer novas baixas, obrigando o Governo Federal a tomar novas medidas para redução do consumo de
energia elétrica, que poderiam ter um impacto negativo na economia brasileira. Alguns analistas do setor
acreditam que o nível dos investimentos direcionados para o setor de energia elétrica não seja suficiente para
acompanhar o crescimento econômico do Brasil e prevêem a possibilidade de nova crise do setor para o ano de
2011. Caso novas medidas de redução de consumo de energia elétrica venham a ser impostas ao setor, a
geração de receita operacional e o resultado da Emissora poderão ser negativamente afetados.
68
A Emissora atua no setor elétrico brasileiro, o qual foi reestruturado pelo Governo Federal. Os
efeitos do Novo Modelo do Setor Elétrico para as empresas sujeitas às suas regras, como a
Companhia, ainda são incertos.
O Governo Federal vem implementando mudanças significativas na legislação do setor elétrico brasileiro
durante os últimos anos, especialmente por meio da Lei de Concessões, da Lei do Setor Elétrico e da Lei de
Reestruturação do Setor Elétrico, além da regulamentação administrativa.
Em 15 de março de 2004, foi promulgada a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico que promoveu profundas
modificações na atual estrutura do setor elétrico, dentre as quais (i) a alteração das regras sobre a compra e
venda de energia elétrica entre as empresas geradoras de energia e as concessionárias, permissionárias e
autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica; (ii) novas regras para licitação de
empreendimentos de geração; (iii) a extinção do MAE e a criação da CCEE; (iv) a criação de novos órgãos
setoriais; e (v) a alteração nas competências do MME e da ANEEL. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,
atualmente, tem sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio das Ações
Diretas de Inconstitucionalidade ("ADINs").
Em 20 de outubro de 2006, o Plenário do Supremo Tribunal Federal, por maioria, indeferiu os pedidos
liminares que buscavam suspender os efeitos da Medida Provisória - posteriormente convertida na Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico - afastando, por ora, a tese de que ela não poderia alterar artigos constitucionais que
versam sobre o assunto.
Durante o julgamento, foi suscitada questão de ordem, para que não apenas fossem apreciados os pedidos
liminares, mas, também, que o mérito também já fosse julgado. O Plenário, entretanto, rejeitou o pedido de
questão de ordem e postergou o julgamento do mérito das ações, de declarar ou não a inconstitucionalidade
do artigo 1º ao 21 da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico vinha sendo contestada perante o Supremo
Tribunal Federal. No entanto, em 11 de outubro de 2006, o Supremo Tribunal Federal, por 7 votos a 4,
declarou a constitucionalidade daquela lei.
Contudo, reformas futuras no setor elétrico e seus efeitos sobre a Companhia são difíceis de prever. Na
medida em que a Companhia for capaz de repassar aos seus clientes os custos dessa e de outras leis e
regulamentos futuros, seus resultados operacionais podem ser adversamente afetados.
Até a data deste Prospecto, não houve decisão quanto ao mérito das ADINs acima referidas e não é possível
prever os potencias efeitos adversos de uma decisão desfavorável que determine a inconstitucionalidade do
Novo Modelo do Setor Elétrico na situação econômica da Emissora.
A Emissora é parte em diversos processos judiciais que, caso decididos contrariamente à
Emissora, podem ter um impacto negativo em seus resultados e condição financeira.
Atualmente, a Emissora é parte em diversos processos administrativos e judiciais decorrentes do exercício regular de
suas atividades. Em 30 de junho de 2008, de acordo com estimativas da Emissora, o valor total dos processos
judiciais não provisionados que têm prognósticos de perda possível de cerca de R$ 597 milhões e remota de cerca
de R$ 89,8 milhões. Caso o valor total das provisões não seja suficiente para fazer frente às contingências que se
tornem exigíveis, os resultados da Emissora podem ser afetados negativamente, além de poder resultar em impacto
adverso relevante nos negócios e na capacidade de geração de caixa da Emissora.
69
A Companhia é responsável por quaisquer perdas ou danos causados a terceiros que resultem de
falhas de geração de suas usinas, bem como interrupções ou distúrbios que porventura não
venham a ser atribuídos a nenhum agente do sistema elétrico em específico, em decorrência de
suas atividades.
A Companhia poderá ser responsabilizada por:
perdas e danos causados a terceiros que resultem de falhas de operação de suas usinas, o que pode
gerar interrupção ou distúrbios no sistema de distribuição e/ou transmissão; ou
interrupções ou distúrbios que porventura não venham a ser atribuídos a nenhum agente do sistema
elétrico em específico. As indenizações que deverão ser pagas nestes casos seguem a seguinte
proporção: 35,7% para as distribuidoras, 35,7% para as geradoras e 28,6% para as transmissoras.
Quaisquer dessas responsabilidades poderá impactar negativamente nos resultados operacionais e condição
financeira da Companhia.
Os seguros que a Emissora mantém podem não prover a cobertura completa dos riscos a que está
sujeita em decorrência de suas atividades.
A Companhia, na qualidade de prestadora de serviços de geração de energia elétrica, poderá ser responsabilizada
por danos diretos e indiretos decorrentes da sua atividade, tais como interrupções abruptas no suprimento,
variações de voltagem, incêndios e riscos relacionados ao transporte de equipamentos. Além disso, a Companhia
pode ser responsabilizada por até 100% das perdas e danos causados a terceiros em decorrência de interrupções
ou distúrbios que não forem atribuíveis a um integrante identificado do ONS.
A Companhia mantém seguros que proporcionam cobertura de responsabilidade civil por danos causados a
terceiros. No entanto, os seguros que a Emissora mantém, ainda que cubram danos materiais, físicos e morais,
podem não ser suficientes para prover total cobertura dos riscos a que está sujeita.
Ademais, a Companhia não pode garantir que os seguros contratados para os próximos anos manterão o mesmo
nível de cobertura atual. Deste modo, a ocorrência de perdas ou demais responsabilidades que não estejam
cobertas por seguro ou que excedam os limites de seguro da Companhia, poderão acarretar significativos custos
adicionais não previstos, impactando negativamente os resultados da Companhia.
Os equipamentos, instalações e operações da Emissora estão sujeitos à regulamentação
ambiental que poderá se tornar mais rigorosa no futuro, podendo acarretar aumento de
responsabilidade e aumento de custos.
As atividades e instalações da Emissora estão sujeitas a diversas leis e regulamentos federais, estaduais e
municipais, bem como a diversas exigências de funcionamento relacionadas à proteção do meio ambiente. Leis
ou regulamentos adicionais mais rigorosos poderão ser aprovados e a aplicação, assim como a interpretação
da legislação vigente, poderá tornar-se mais severa. Além disso, os órgãos ambientais poderão fazer
exigências adicionais com relação às operações da Emissora, obrigando-a a despender recursos relacionados a
questões ambientais, aumentando, assim, as despesas e, conseqüentemente, reduzindo o resultado da
Emissora. As penalidades que poderiam ser impostas à Emissora, no campo ambiental, podem ser tanto na
esfera criminal como administrativa, sem prejuízo da obrigação de reparar ou indenizar danos causados ao
meio ambiente e a terceiros afetados, não sendo possível mensurar qual seria o exato custo, para a Emissora,
no caso de responsabilização de caráter ambiental. Adicionalmente, eventual impossibilidade de a Emissora
operar suas usinas em virtude de autuações ou processos de cunho ambiental poderá comprometer a geração
de receita operacional e afetar negativamente o resultado da Emissora.
70
Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia constitui propriedade resolúvel em favor da União, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais. Uma parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos. Esses bens não
estarão disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões
judiciais, ou para o pagamento das Debêntures, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente, de
acordo com os termos das concessões da Companhia e com a legislação. A legislação estabelece que a
Companhia tem o direito de receber indenização do Poder Concedente em caso de extinção antecipada de suas
concessões, mas o valor a ser indenizado pode ser menor do que o valor de mercado dos bens revertidos. Essas
limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos acionistas da Companhia em caso de
liquidação, além de poderem ter um efeito negativo na capacidade da Companhia de obter financiamentos.
Ademais, na hipótese de a Companhia não cumprir suas obrigações relativas às Debêntures, parcela significativa
de seus bens e ativos não poderão ser objeto de execução para satisfação dessas obrigações.
As Distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratada no Ambiente de Contratação Regulada.
Em 2007, a Companhia vendeu 4.686.418 MWh de energia no Ambiente de Contratação Regulado, no qual é
obrigatória a compra pelas Distribuidoras da energia que esperam comercializar com seus consumidores
através de leilões regulamentados. O Decreto n.º 5.163/04, que regula a negociação de energia elétrica no
âmbito da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, permite às Distribuidoras reduzirem o montante de energia
contratada por meio dos CCEAR nos seguintes casos: (i) compensação pela saída de Consumidores
Potencialmente Livres do ACR para o ACL; (ii) desvios das estimativas de demanda elaboradas pelas
Distribuidoras, após dois anos da declaração de demanda inicial, sendo que neste caso a redução poderá
atingir até 4% por ano do montante inicialmente contratado; e (iii) aumento dos montantes de energia
adquiridos por meio de contratos firmados antes de 17 de março de 2004. Caso as Distribuidoras que têm
contratos com a Companhia decidam reduzir o montante de energia contratada, os negócios e operações da
Emissora poderão ser adversamente afetados.
A Companhia tem grande parte de sua energia contratada até 2012 e não pode assegurar que, após esse ano, devido ao crescimento da concorrência no setor, o mesmo volume de energia será contratado, tampouco que a contratação será em condições tão favoráveis como as atualmente contratadas.
A Companhia tem 65% de sua energia contratada até 2012 e 71% até 2011, por meio de contratos com
Distribuidoras no Ambiente de Contratação Regulado e de contratos celebrados no Ambiente de Contratação
Livre e não pode assegurar que, após o término da vigência desses contratos, o mesmo volume de energia será
contratado, tampouco que a contratação será em condições tão favoráveis como as atualmente contratadas.
Em se tratando do Ambiente de Contratação Livre, 18% da energia disponível para venda gerada pela
Companhia foi contratada até 2012 e 24% até 2011; além disso, contratos em fase de aprovação elevarão
este percentual. Tendo em vista a concorrência direta entre a Companhia, outras geradoras, inclusive as que
utilizam fontes renováveis de energia, e comercializadoras no segmento de fornecimento de energia elétrica a
Consumidores Livres, a Companhia poderá encontrar dificuldade na renovação dos contratos existentes.
Adicionalmente, a Emissora conta com o MRE para ter assegurada a receita correspondente à sua energia
assegurada, de forma que sua receita não dependa diretamente da energia efetivamente gerada, e sim da
energia assegurada de cada usina, cuja quantidade é fixa e determinada pelo Poder Concedente. A ANEEL, a
partir de informações técnicas de cada geradora e considerando um risco de 5% de não suprimento à
demanda, poderá revisar a Energia Assegurada, a cada cinco anos ou na ocorrência de fatos relevantes, até o
limite de 5% do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções à 10% do valor constante dos
respectivos contratos celebrados com o Poder Concedente.
A venda de energia pela Companhia a preços ou volumes inferiores aqueles atualmente contratados até 2010,
ou a redução pela ANEEL da Energia Assegurada da Companhia, poderá ter um relevante efeito adverso nas
atividades, operações e resultados financeiros da Companhia.
71
Os interesses do acionista controlador da Companhia poderão ser diferentes dos interesses dos
titulares das Debêntures
Duke Energy International, Brasil Ltda., acionista controladora direta da Companhia, é titular de 93,95% das
ações de emissão da Companhia. Em situações de conflitos de interesse entre a Duke Energy International,
Brasil Ltda. e os titulares das Debêntures, a controladora poderá exercer seus direitos de forma a se beneficiar
em detrimento dos titulares das Debêntures.
O não atendimento, pela Emissora, de obrigações assumidas por meio de contratos financeiros
podem acarretar o vencimento antecipado de suas dívidas.
O não cumprimento de obrigações contratuais da Companhia pode acarretar em vencimento antecipado de
suas dívidas e em aplicação de multas, afetando de forma negativa, a condição financeira da Emissora.
O projeto de Reforma das Agências Reguladoras em tramitação no Congresso Nacional pode
afetar a competência da ANEEL.
Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional, que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle
social das Agências Reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre
outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os
Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela
qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações
dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável
pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República.
Caso a mencionada lei entre em vigor, as medidas dela decorrentes poderão reduzir as atribuições da ANEEL,
passando o Poder Concedente, por outro lado, sobretudo o MME – ao qual a ANEEL é vinculada – a ter maior
atuação e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas
não afetarão negativamente as empresas geradoras de energia elétrica, incluindo a Emissora.
O não atendimento do padrão de serviços estabelecido pela ANEEL poderá sujeitar a Emissora a
penalidades.
Os indicadores técnicos relativos a padrões de serviços e atendimento que devem ser observados pela
Emissora constantes dos Contratos de Concessão e fixados pela ANEEL são objeto de constante
aperfeiçoamento, nos períodos de adaptação, transição e finalmente aplicação desses indicadores. Caso a
Emissora não atenda aos padrões estabelecidos, estará sujeita a penalidades que vão desde advertência ou
multa pecuniária até caducidade da respectiva concessão, nos casos de reincidência continuada no
descumprimento dos indicadores. Ademais, o completo atendimento desses padrões de serviços é requisito
essencial para a renovação das concessões nos termos da Lei de Concessões. Caso a Companhia viole os
indicadores de qualidade para ela estabelecidos e venha a sofrer reincidentes penalidades, a sua condição
financeira e os seus resultados poderão ser adversamente afetados.
72
Riscos Relacionados À Oferta
A baixa liquidez do mercado secundário brasileiro para negociação de debêntures poderá
dificultar a venda das Debêntures.
O mercado secundário existente no Brasil para negociação de debêntures apresenta historicamente baixa
liquidez, e não há nenhuma garantia de que existirá no futuro um mercado para negociação das Debêntures
que permita aos seus subscritores sua alienação caso estes assim decidam. Dessa forma, os titulares de
Debêntures emitidas no âmbito da Oferta podem ter dificuldade em realizar a venda das Debêntures no
mercado secundário.
As obrigações da Emissora constantes da Escritura de Emissão estão sujeitas a hipóteses de
vencimento antecipado.
A Escritura de Emissão estabelece hipóteses que ensejam o vencimento antecipado (automático ou não) das
obrigações da Emissora com relação às respectivas Debêntures, tais como pedido de recuperação judicial, ou
de autofalência pela Emissora, não cumprimento de obrigações previstas na Escritura de Emissão, perda de
concessões e vencimento antecipado de outras dívidas. Não há garantias de que a Emissora disporá de
recursos suficientes em caixa para fazer face ao pagamento das Debêntures na hipótese de ocorrência de
vencimento antecipado de suas obrigações, hipótese na qual a Companhia poderá sofrer um impacto negativo
relevante nos seus resultados e operações.
Súmula 176 do Superior Tribunal de Justiça.
O Superior Tribunal de Justiça editou a Súmula n.º 176, declarando ser ―nula a cláusula contratual que sujeita
o devedor à taxa de juros divulgada pela ANBID/CETIP‖. As Debêntures serão remuneradas com referência à
taxa paga aos Depósitos Interbancários – DI, divulgada diariamente pela CETIP. Apesar da referida súmula
não vincular as decisões do Poder Judiciário, existe a possibilidade de, numa eventual disputa judicial, a
validade da estipulação da Taxa DI ser questionada.
Eventual rebaixamento na classificação de risco da Oferta poderá acarretar redução de liquidez
das Debêntures para negociação no mercado secundário.
Para se realizar uma classificação de risco (rating), certos fatores relativos à Emissora são levados em
consideração, tais como sua condição financeira, administração e desempenho. São analisadas, também,
características das Ofertas e das Debêntures, assim como as obrigações assumidas pela Emissora e os fatores
político-econômicos que podem afetar a condição financeira da Emissora. Dessa forma, as avaliações
representam uma opinião quanto às condições da Emissora de honrar seus compromissos financeiros, tais
como pagamento do principal e juros no prazo estipulado. Um eventual rebaixamento em classificações de
risco obtidas com relação à Oferta durante a vigência das Debêntures poderá afetar negativamente o preço
desses valores mobiliários e sua negociação no mercado secundário.
Adicionalmente, alguns dos principais investidores que adquirem valores mobiliários por meio de ofertas
públicas no Brasil (tais como entidades de previdência complementar) estão sujeitos a regulamentações
específicas que condicionam seus investimentos em valores mobiliários a determinadas classificações de risco.
Assim, o rebaixamento de classificações de risco obtidas com relação às Debêntures pode obrigar esses
investidores a alienar suas Debêntures no mercado secundário, podendo vir a afetar negativamente o preço
dessas Debêntures e sua negociação no mercado secundário.
73
As Debêntures são quirografárias
As Debêntures são quirografárias, não contando com garantias ou preferências. Em caso de liquidação da
Companhia, os créditos das Debêntures serão realizados apenas sobre os créditos dos acionistas, após o
pagamento de todos os demais credores da Emissora.
Informações Acerca do Futuro da Duke Energy.
Este Prospecto contém informações acerca das perspectivas do futuro da Duke Energy que refletem as
opiniões da Emissora em relação a desenvolvimentos futuros e que, como em qualquer atividade econômica,
envolvem riscos e incertezas. Embora a Emissora acredite que as informações acerca das perspectivas do seu
futuro sejam baseadas em convicções e expectativas razoáveis, não pode haver garantia de que o
desempenho futuro seja consistente com essas informações. Os eventos futuros poderão diferir sensivelmente
das tendências aqui indicadas, dependendo de vários fatores discutidos nesta Seção ―Fatores de Risco‖, na
página 63, e em outras seções deste Prospecto. Os potenciais investidores são advertidos a examinar com
toda a cautela e diligência as informações acerca do futuro da Emissora e não tomar decisões de investimento
unicamente baseados em previsões futuras ou expectativas. A Companhia não assume nenhuma obrigação de
atualizar ou revisar qualquer informação acerca das perspectivas de seu futuro.
75
5. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS
Informações Financeiras Selecionadas
Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais da Emissora
Visão Geral
Fatores que Afetam os Resultados Operacionais
Energia Contratada e Contratos
Resultados Operacionais
77
INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS O potencial investidor deve ler esta seção juntamente com as Demonstrações Financeiras da Companhia, que seguem anexas a este Prospecto, e com todas as demais informações que estão descritas neste Prospecto, antes de tomar uma decisão de investimento nos Valores Mobiliários emitidos pela Companhia. Os quadros a seguir exibem informações financeiras selecionadas da Companhia. As informações de Balanço Patrimonial e Demonstrações de Resultado foram obtidas a partir das Demonstrações Financeiras da Companhia relacionadas aos respectivos períodos indicados, elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil no caso dos Exercícios findos em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005 e elaboradas de acordo com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM, aplicáveis à elaboração das Informações Trimestrais, incluindo a Instrução CVM no. 469/08 no caso dos períodos de seis meses findos em 30 de junho de 2008 e 2007. Conforme mencionado na Nota 3 as Informações Trimestrais em 30 de junho de 2008, em 28 de dezembro de 2007 foi promulgada a Lei no. 11.638, com vigência a partir de 1o. de janeiro de 2008. Essa Lei alterou, revogou e introduziu novos dispositivos à Lei no. 6.404/76 (Lei das Sociedades por Ações) e provocou mudanças nas práticas contábeis adotadas no Brasil. Embora a referida Lei já tenha entrado em vigor, algumas alterações por ela introduzidas dependem de normatização por parte dos órgãos reguladores para serem aplicadas pelas companhias. Dessa forma, nessa fase de transição, a CVM, por meio da Instrução CVM no. 469/08, facultou a não-aplicação de todas as disposições da Lei no. 11.638/07 na preparação das Informações Trimestrais. Assim, as informações contábeis contidas nas Informações Trimestrais do trimestre findo em 30 de junho de 2008 foram elaboradas de acordo com instruções específicas da CVM e não contemplam todas as modificações nas práticas contábeis introduzidas pela Lei no. 11.638/07. As Demonstrações Financeiras dos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005 foram auditadas pelos Auditores Independentes, conforme indicado nos seus pareceres anexos a este Prospecto, e todas referem-se somente à Companhia, na medida em que a Companhia não possui controladas. As informações ora apresentadas deverão ser analisadas no contexto das Demonstrações Financeiras da Companhia e respectivas notas explicativas, que são parte integrante do presente Prospecto.
Balanço Patrimonial 30 de junho de Exercícios encerrados em 31 de dezembro de
( Em Reais Mil )
%
Variação ( Em Reais Mil )
%
Variação ( Em Reais Mil )
%
Variação
ATIVO 2008
% do
Total
do
Ativo 2007
% do
Total
do
Ativo
2008/
2007
% do
Total
do
Ativo 2006
% do
Total
do
Ativo
2007/
2005
% do
Total
do
Ativo
2006/
2007 2006 2005
CIRCULANTE
Numerário Disponível 3.252 0,1 1.598 0,0 103,5 4.913 0,1 4.112 0,1 19,5 3.332 0,1 23,4
Aplicações no Mercado Aberto 209.448 6,3 103.565 3,1 102,2 128.795 3,9 53.210 1,6 142,1 6.762 0,2 686,9
Concessionárias e Permissionárias 79.891 2,4 78.798 2,4 1,4 80.143 2,4 86.764 2,6 -7,6 90.628 2,6 -4,3
Devedores Diversos 1072 0,0 769 0,0 39,4 149 0,0 535 0,0 -72,1 402 0 33,1
Tributos e Contribuições Sociais 20.358 0,6 40.770 1,2 -50,1 40.554 1,2 39.110 1,2 3,7 35.643 1 9,7
Cauções e Depósitos Vinculados a
Litígios 0,0 354 0,0 -100,0 787 0,0 725 0,0 8,6 589 0 23,1
Outros Créditos 636 0,0 354 0,0 79,7 508 0,0 204 0,0 149,0 264 0 -22,7
Despesas Pagas Antecipadamente 2.008 0,1 1.243 0,0 61,5 70 0,0 1.172 0,0 -94,0 4.501 0,1 -74
316.665 9,5 227.451 6,8 39,2 255.919 7,7 185.832 5,5 37,7 142.121 4,1 30,8
REALIZÁVEL A LONGO PRAZO
Concessionárias e Permissionárias 1.662 0,1 3.168 0,1 -47,5 2.413 0,1 432 0,0 458,6 24.183 0,7 -98,2
Impostos e Contribuições Sociais
Diferidos 86.095 2,6 105.953 3,2 -18,7 91.188 2,8 116.246 3,5 -21,6 130.772 3,8 -11,1
Cauções e Depósitos Vinculados a
Litígios 2.903 0,1 588 0,0 393,7 756 0,0
Fundos Vinculados (garantias
CCEE) 6.670 0,2
Despesas Pagas Antecipadamente 0,0 0,0 595 0,0
97.330 2,9 109.709 3,3 -11,3 94.952 2,9 116.678 3,5 -18,6 154.955 4,5 -24,7
PERMANENTE
Investimentos 26 0,0 26 0,0 0,0 26 0,0 26 0,0 0,0 26 0 0
Imobilizado
Em Serviço 2.836.888 85,5 2.979.179 89,0 -4,8 2.924.464 88,3 3.031.897 90,1 -3,5 3.133.229 90,5 -3,2
Em Curso 20.611 0,6 19.108 0,6 7,9 24.690 0,7 18.464 0,5 33,7 20.341 0,6 -9,2
Diferido 47.261 1,4 10.765 0,3 339,0 11.662 0,4 11.232 0,3 3,8 10.124 0,3 10,9
2.904.786 87,5 3.009.078 89,9 -3,5 2.960.842 89,4 3.061.619 91,0 -3,3 3.163.720 91,4 -3,2
TOTAL DO ATIVO 3.318.781 100,0 3.346.238 100,0 -0,8 3.311.713 100,0 3.364.129 100,0 -1,6 3.460.796 100 -2,8
78
Balanço Patrimonial Exercícios encerrados em 31 de dezembro de
( Em Reais Mil )
%
Variação ( Em Reais Mil )
PASSIVO 2008
% do
Total do
Ativo 2007
% do
Total
do
Ativo
2008/
2007
% do
Total
do
Passivo 2006
% do
Total
do
Passivo
2007/
2005
% do
Total
do
Passivo
2006/
2007 2006 2005
CIRCULANTE
Fornecedores 45.992 1,4 38.458 1,1 19,6 50.294 1,5 38.731 1,2 29,9 24.945 0,7 55,3
Folha de Pagamento 4.705 0,1 4.437 0,1 6,0 9.757 0,3 7.516 0,2 29,8 10.518 0,3 -28,5
Empréstimos e Financiamentos -
Eletrobrás 167.689 5,1 133.078 4,0 26,0 148.741 4,5 123.674 3,7 20,3 110.139 3,2 12,3
Empréstimos e Financiamentos -
BNDES 0 0,0 9.460 0,3 -100,0 2.437 0,1 13.733 0,4 -82,3 14.103 0,4 -2,6
Empréstimos e Financiamentos -
CESP 0 0,0 0 0,0 0 0 0,0 408 0,0 -100,0 387 0,0 5,4
Tributos e Contribuições Sociais 11.873 0,4 28.209 0,8 -57,9 8.582 0,3 8.545 0,3 0,4 8.365 0,2 0,4
Dividendos Declarados 387 0,0 382 0,0 1,3 15.500 0,5 35.801 1,1 -56,7 60.225 1,7 -40,6
Obrigações Estimadas 5.519 0,2 5.125 0,2 7,7 4.658 0,1 4.265 0,1 9,2 4.327 0,1 -1,4
CIBACAP a Pagar 2.829 0,1 15.131 0,5 -81,3 4.027 0,1 16.792 0,5 -76,0 13.573 0,4 23,7
Credores Diversos 5006 0,2 885 0,0 465,6 2768 0,1 971 0,0 185,1 5.042 0,1 -80,7
Outras Obrigações 19.992 0,6 6.515 0,2 206,9 16.814 0,5 5.252 0,2 220,1 2.825 0,1 91,1
263.992 8,0 241.680 7,2 9,2 263.578 8,0 255.688 7,6 3,1 254.449 7,4 0,5
EXIGÍVEL A LONGO PRAZO
Empréstimos e Financiamentos -
Eletrobrás 838.694 25,3 886.205 26,5 -5,4 865.086 26,1 940.574 28,0 -8,0 1.025.953 29,6 -8,3
Empréstimos e Financiamentos -
BNDES 0 0,0 0 0,0 0 2.293 0,1 -100,0 16.467 0,5 -86,1
Obrigações a Pagar - Plano de
Aposentadoria e Pensão 22.045 0,7 16.089 0,5 37,0 22.922 0,7 21.827 0,6 5,0 18.543 0,5 17,7
CIBACAP a Pagar 9.685 0,3 138 0,0 6918,1 9.569 0,3 138 0,0 6834,1 5.662 0,2 -97,6
Obrigações Especiais 6.229 0,2 4.947 0,1 25,9 6.229 0,2 4.947 0,1 25,9 4.947 0,1 0,0
Provisão para Contingências
Trabalhistas, Legais e Ambientais 11.310 0,3 9.399 0,3 20,3 9.814 0,3 7.785 0,2 26,1 33.971 1,0 -77,1
887.963 26,8 916.778 27,4 -3,1 913.620 27,6 977.564 29,1 -6,5 1.105.543 31,9 -11,6
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital Social 1.999.138 60,2 1.999.138 59,7 0,0 1.999.138 60,4 1.999.138 59,4 0,0 1.973.376 57,0 1,3
Reservas de Capital 97.889 2,9 97.889 2,9 0,0 97.889 3,0 97.889 2,9 0,0 97.889 2,8 0,0
Reservas de Lucros 37.488 1,1 33.850 1,0 10,7 37.488 1,1 33.850 1,0 10,7 29.539 0,9 14,6
Lucros Acumulados 32.311 1,0 56.903 1,7 -43,2
2.166.826 65,3 2.187.780 65,4 -1,0 2.134.515 64,5 2.130.877 63,3 0,2 2.100.804 60,7 1,4
TOTAL DO PASSIVO 3.318.781 100,0 3.346.238 100,0 -0,8 3.311.713 100,0 3.364.129 100,0 -1,6 3.460.796 100,0 -2,8
79
DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO Exercícios encerrados em 31 de dezembro de
( Em Reais Mil ) %
Variação ( Em Reais Mil ) ( Em Reais Mil )
RECEITA OPERACIONAL 2008
% da Receita
Operacional 2007
% da Receita
Operacional
2008/
2007
% da Receita
Operacional 2006
% da Receita
Operacional
2007/
2005
% da Receita
Operacional
2006/
2007 2006 2005 Suprimento de energia elétrica 388.581 100 351.674 100 10,5 729.229 100 664.065 100 9,8 664.698 100 -0,1
Outras receitas 63 0 36 0 75,0 243 0 28 0 767,9 88 0 -68,2
388.644 100 351.710 100 10,5 729.472 100 664.093 100 9,8 664.786 100 -0,1
DEDUÇÕES À RECEITA OPERACIONAL
ICMS -19.708 5,1 -15.369 4,4 28,2 -33.151 4,5 -26.056 3,9 27,2 -18.562 2,8 40,4
PIS/COFINS/ISS -29.845 7,7 -23.534 6,7 26,8 -48.975 6,7 -37.902 5,7 29,2 -31.156 4,7 21,7
P&D -3.391 0,9 -13.108 1,8
-52.944 13,6 -38.903 11,1 36,1 -95.234 13,1 -63.958 9,6 48,9 -49.718 7,5 28,6
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 335.700 -86,4 312.807 -88,9 7,3 634.238 86,9 600.135 90,4 5,7 615.068 92,5 -2,4 DESPESAS OPERACIONAIS
Pessoal -28.626 7,4 -24.750 7,0 15,7 -51.376 7,0 -48.323 7,3 6,3 -43.606 6,6 10,8
Material -1.583 0,4 -1.280 0,4 23,7 -2.380 0,3 -2.412 0,4 -1,3 -2.094 0,3 15,2
Serviços de terceiros -14.354 3,7 -14.643 4,2 -2,0 -29.268 4,0 -28.664 4,3 2,1 -36.473 5,5 -21,4
Taxa Fiscalização ANEEL -1.692 0,4 -1.611 0,5 5,0 -3.222 0,4 -3.692 0,6 -12,7 -3.378 0,5 9,3
Energia elétrica comprada para revenda -12.740 3,3 -5.048 1,4 152,4 -18.384 2,5 -26.938 4,1 -31,8 -16.637 2,5 61,9 Encargos de uso da rede elétrica -36.994 9,5 -35.491 10,1 4,2 -72.258 9,9 -68.262 10,3 5,9 -48.529 7,3 40,7 Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos -20.312 5,2 -17.172 4,9 18,3 -36.956 5,1 -36.364 5,5 1,6 -37.963 5,7 -4,2
Depreciação e amortização -70.698 18,2 -71.475 20,3 -1,1 -142.779 19,6 -144.749 21,8 -1,4 -148.526 22,3 -2,5
Outras -3.342 0,9 -9.252 2,6 -63,9 -16.276 2,2 -13.328 2,0 22,1 -3.478 0,5 283,2
-190.341 49,0 -
180.722 51,4 5,3 -372.899 51,1 -372.732 56,1 0,0 -
340.684 51,2 9,4 RESULTADO DO SERVIÇO 145.359 -37,4 132.085 -37,6 10,0 261.339 35,8 227.403 34,2 14,9 274.384 41,3 -17,1
RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS
Receitas 12.180 -3,1 19.163 -5,4 -36,4 24.306 -3,3 43.187 -6,5 -43,7 71.699 10,8 -39,8
Despesas -110.740 28,5 -68.723 19,5 61,1 -182.167 25,0 -157.754 23,8 15,5 -186.894 28,1 -15,6
-98.560 25,4 -49.560 14,1 98,9 -157.861 21,6 -114.567 17,3 37,8 -
115.195 17,3 -0,5 RESULTADO OPERACIONAL 46.799 -12,0 82.525 -23,5 -43,3 103.478 14,2 112.836 17,0 -8,3 159.189 23,9 -29,1
RESULTADO NÃO OPERACIONAL -507 0,1 143 0,0 -454,5 -226 0,0 -2.521 0,4 -91,0 -447 0,1 464 LUCRO ANTES DO IMPOSTO RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 46.292 -11,9 82.668 -23,5 -44,0 103.252 14,2 110.315 -16,6 -6,4 158.742 23,9 -30,5
Imposto de renda e contribuição social -13.981 3,6 -25.765 7,3 -45,7 -30.469 4,2 -24.093 3,6 26,5 -45.661 6,9 -47,2
LUCRO LÍQUIDO DO PERÍODO/EXERCÍCIO 32.311 -8,3 56.903 -16,2 -43,2 72.783 10,0 86.222 13,0 -15,6 113.081 17 -23,8 Lucro líquido por lote de mil ações no final do período/exercício - R$ 342,16 0,6 770,7 0,92 1,21
* Exceto lucro líquido por lote de mil ações
(1) grupamento de ações
Exercícios encerrados em 31 de dezembro de JUN JUN % Variação % Variação 2008 2007 2007 2006 2007/2006 2005 2006/2005 Outros Dados Financeiros:
EBITDA(1) 215.550 203.703 403.892 369.631 9,3 422.463 -12,5
Margem de EBITDA(2) 64,21% 65,12% 63,68% 61,59% 68,70% -10,3
(1) O EBITDA consiste no lucro líquido deduzido das receitas e despesas financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição não contábil, calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No. 01/2007. O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e comparar empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP e que pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.
(2) EBITDA dividido pela receita líquida operacional. Este dado financeiro não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.
80
ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE A SITUAÇÃO FINANCEIRA E OS RESULTADOS OPERACIONAIS DA EMISSORA
A discussão a seguir sobre a situação financeira da Companhia e o seu resultado operacional é baseada nas, e deve ser lida em conjunto com, as Informações Trimestrais não-auditadas da Companhia, e respectivas notas explicativas, de 30 de junho de 2008 e para os períodos encerrados em 30 de junho de 2008 e 2007 e nas Demonstrações Financeiras auditadas da Companhia, e respectivas notas explicativas, para os exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005, incluídas no Anexo 3 - "Demonstrações Financeiras" – na página 209 deste Prospecto, bem como as informações apresentadas sob o título ―Apresentação de Informações Financeiras e Outras Informações‖ e ―Informações Financeiras Selecionadas‖ (página 77).
Visão Geral
A Emissora atua no setor de geração e comercialização de energia elétrica e está entre as três maiores
geradoras privadas do País, em termos de Capacidade Instalada, segundo a ANEEL, representando, em 30 de
junho de 2008, aproximadamente 2,3% de toda a Capacidade Instalada do Brasil.
O Parque Gerador da Emissora é composto por 8 usinas hidrelétricas, dentre as quais seis são integralmente
detidas pela Companhia e duas são compartilhadas por meio de um consórcio com a CBA, todas situadas ao
longo do Rio Paranapanema, localizado nos Estados de São Paulo e Paraná, principais centros de consumo do
País, contando com um total de 29 turbinas e 2.307,0 MW de Capacidade Instalada.
No período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, a receita bruta da Companhia foi de R$ 388,6
milhões, a receita líquida de R$ 335,7 milhões, o EBITDA de R$ 215,6 milhões e, o total de ativos era de R$
3.318,8 milhões. A margem de EBITDA da Companhia no período de seis meses encerrado em 30 de junho de
2008 foi de 64,2%. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações
financeiras.
Em 2006, a receita bruta da Companhia foi de R$ 664,1 milhões, a receita líquida de R$ 600,1 milhões, o
EBITDA de R$ 369,6 milhões e, em 31 de dezembro de 2006, o total de ativos era de R$ 3.364,1 milhões. Em
2007, a receita bruta da Companhia foi de R$729,5 milhões, a receita líquida de R$ 634,2 milhões, o EBITDA
de R$ 403,9 milhões e, em 2007, o total de ativos de R$ 3.311,7 milhões. A margem de EBITDA da
Companhia em 2006 foi de 61,6% e 63,7% em 2007. O EBITDA é um dado financeiro que não está
expressamente indicado nas demonstrações financeiras.
Fatores que Afetam os Resultados Operacionais
O desempenho da Companhia está sujeito a uma série de fatores externos e internos, e a situação financeira
da Companhia e seus resultados operacionais refletem, dentre outras, as respostas da administração a esses
fatores. Os resultados operacionais são primariamente afetados pelos seguintes fatores:
O volume de energia elétrica que a Companhia se compromete a vender conforme os seus contratos;
O volume da Energia Assegurada destinada a Companhia;
Disponibilidade de recursos hídricos para a geração de energia elétrica;
A disponibilidade das usinas da Companhia para despachar, o volume do despacho de energia elétrica das
usinas da Companhia e o volume de energia elétrica que a Companhia negocia em operações no MRE;
Os preços da energia;
As despesas operacionais da Companhia;
Os efeitos da inflação; e
O valor dos impostos federais, estaduais e municipais, além das contribuições sociais, bem como as
previdenciárias no Brasil que a Companhia é obrigada a pagar.
81
Energia Assegurada
De acordo com as regras do setor elétrico brasileiro, cada usina hidrelétrica recebe um determinado valor de
Energia Assegurada, conforme uma fórmula de risco de fornecimento de energia elétrica definida pelo MME
que é baseada nos registros históricos dos recursos hídricos existentes. A Energia Assegurada representa o
valor máximo de energia que pode ser vendido por aquela usina hidrelétrica de acordo com seu contrato de
concessão, independentemente do volume de energia elétrica que é despachado por aquela usina.
A cada cinco anos, a ANEEL pode rever o volume de Energia Assegurada em virtude dos contratos de
concessão com base na análise de diversos fatores, incluindo a disponibilidade da Companhia em anos
anteriores, e manter, aumentar ou diminuir sua Energia Assegurada em até 5,0% do valor estabelecido na
última revisão. As reduções durante o prazo de um contrato de concessão estão limitadas a um total de 10,0%
do valor da Energia Assegurada constante no contrato de concessão. Geralmente, a análise da Energia
Assegurada do MME envolve todos os geradores. O MME, em sua última revisão relacionada à Companhia,
decidiu que a Companhia teria o seu valor atual de Energia Assegurada até 2014.
Atualmente, a Energia Assegurada da Companhia é de 1.086,9 MW, dos quais 53,8 MW estão alocados para as
usinas de Canoas que a Companhia opera em virtude de seu contrato com a CBA. Dos restantes 1.033,1 MW
de Energia Assegurada disponível para a Companhia, 33,1 MW são perdidos ou consumidos e 1.000,0 MW
estão disponíveis para contratação.
Disponibilidade, Despacho e o MRE
Disponibilidade refere-se ao tempo em que a usina fica disponível para gerar energia elétrica. As usinas estão
indisponíveis quando são retiradas de operação para manutenção ou quando há cortes de energia não
programados. De acordo com o ONS, a disponibilidade média da Companhia em 2006 foi de 94,3%. A ANEEL
considera a capacidade média da Companhia quando aloca a Energia Assegurada em sua revisão de cinco
anos das usinas da Companhia.
O despacho do sistema elétrico (incluindo as usinas da Companhia) é realizado pelo ONS, com base em
critérios técnicos e disponibilidade efetiva de recursos hídricos. O objetivo do ONS é otimizar a geração de
energia ao menor custo possível controlando a mistura de energia elétrica despachada pela energia hídrica,
térmica, alternativa e nuclear, em qualquer prazo, determinado e controlando quanto cada gerador gera em
um prazo determinado.
O MRE procura mitigar os riscos dos geradores de energia elétrica pela variação no despacho causada pela
incerteza dos fluxos de recursos hídricos existentes. O MRE está projetado para garantir que cada empresa
geradora participante do MRE possa vender toda sua Energia Assegurada, independentemente do volume de
energia elétrica que ela realmente gera. O MRE efetivamente realoca energia elétrica, transferindo o
excedente daquelas que geraram energia além de sua Energia Assegurada para aquelas que geraram menos
do que sua Energia Assegurada. A realocação, que ocorre no Sistema Interligado Nacional, é determinada pelo
ONS com base na demanda nacional de energia elétrica e nas condições hidrológicas, independentemente da
energia que qualquer gerador em particular está comprometido a vender em virtude de seus contratos de
compra de energia elétrica. A energia elétrica despachada por uma usina é precificada de acordo com a TEO,
sendo destinada a cobrir somente os custos de operação variável e de manutenção da usina. Uma vez que a
tarifa paga pelos geradores do MRE que não geram seu quociente de Energia Assegurada, é somente o valor
dos custos que eles economizaram por não gerar a energia elétrica, o efeito líquido para esses geradores da
realocação do MRE é o mesmo que se eles tivessem realmente gerado a energia elétrica. Em 31 de dezembro
de 2007, a TEO era R$7,47/MWh, em junho de 2008 R$7,77/MWh. A CCEE paga e liquida as compras e
vendas em operações no MRE mensalmente.
82
Energia Contratada e Contratos
Estratégia de Contratação
A Companhia adota uma política de gestão de riscos na qual uma porcentagem de sua Energia Assegurada
permanece descontratada. Essa política permite a Companhia se proteger em uma situação em que a geração
do sistema não atinja o quociente total de Energia Assegurada resultando em falta de energia elétrica ao MRE.
Nessa situação, a Companhia e outros geradores precisariam comprar energia no mercado spot a preços mais
altos devido ao aumento na demanda e diminuição no fornecimento. A política de ter uma parte de sua
Energia Assegurada não contratada, protege a Companhia de exposição a preços potencialmente altos no
mercado spot.
O comitê de riscos da Companhia reúne-se no mínimo duas vezes por ano, após a estação da seca e a estação
das chuvas para determinar a porcentagem de sua capacidade assegurada que permanecerá sem contrato.
Esse comitê analisa as condições do sistema de energia elétrica do Brasil e as expectativas para o saldo de
fornecimento e demanda. Após essa análise, o comitê revisa o volume da Energia Assegurada da Companhia a
ser contratado e define a estratégia a ser adotada para a celebração de contratos para otimizar sua carteira
em um horizonte de cinco anos.
A carteira contratual atual da Companhia inclui contratos com empresas de distribuição no ACR e contratos
bilaterais no ACL. A Companhia vende também energia em operações no MRE e no mercado spot.
Em agosto de 1998, a ANEEL revisou regulamentações anteriores para requerer que empresas de geração e
de distribuição contratassem com outra à base de ―take-or-pay‖ em volumes e taxas aprovadas pela ANEEL
conforme contratos denominados ―Contratos de Fornecimento Inicial.‖ Em virtude da Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico, que entrou em vigor em 2004, o esquema do Contrato de Fornecimento Inicial foi eliminado.
Para efetuar a transição entre os dois sistemas de contratação, a ANEEL reduziu o valor da energia a ser
vendida em virtude dos Contratos de Fornecimento Inicial em 25,0% em cada ano entre 2002 e 2005. Os
Contratos de Fornecimento Inicial finais venceram em 31 de dezembro de 2005. Os resultados operacionais da
Companhia nos últimos anos refletem os efeitos do vencimento dos Contratos de Fornecimento Inicial e sua
substituição desses contratos por contratos no ACR e no ACL.
Contratos no ACR
De acordo com as regras do setor elétrico brasileiro, empresas de distribuição devem comprar 100,0% de suas
necessidades esperadas de energia elétrica para seus clientes que não se qualificam como Consumidores
Livres no ACR através de um processo de leilão público administrado pela ANEEL, conforme determinadas
diretrizes fornecidas pelo MME. Vide seção ―Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro‖, localizada na página 119
deste Prospecto. A Companhia está comprometida a fornecer energia elétrica às distribuidoras, em virtude dos
processos de leilão ocorridos em 2004 e 2005, sendo que a entrega de energia elétrica teve início em 2005,
2006 e 2007. Os resultados operacionais da Companhia refletem uma diminuição no valor da energia elétrica
vendida, uma vez que os Contratos Iniciais apresentavam preços por MWh superiores aos decorrentes dos
contratos no ACR.
A Companhia participou dos leilões que ocorreram em 7 de dezembro de 2004, e do leilão de 11 de outubro
de 2005.
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A Companhia firmou CCEARs como resultado desses leilões, segundo os quais se comprometeu a fornecer
energia às empresas de distribuição conforme indicado na tabela abaixo:
Data do Leilão
Ano da Primeira
Entrega Prazo
Capacidade
Contratada
Preço Base
Médio
Número de Empresas
de distribuição
(anos) (MW) (Reais por MWh)
7 de dezembro de 2004 2005 8 214.0 60.0 34
7 de dezembro de 2004 2006 8 58.0 70.0 35
7 de dezembro de 2004 2007 8 218.0 76.0 31
11 de outubro de 2005 2006 3 66.0 62.8 5
Em 2007, os contratos no ACR geraram 47,3% das receitas brutas da Companhia e contabilizaram,
aproximadamente, 49,2% de sua geração de Energia Assegurada. Os contratos no ACR são corrigidos com
base na variação do IPCA. Em junho de 2008, representaram 43,9% das receitas brutas.
Contratos no ACL
No Ambiente de Contratação Livre é realizada a venda de energia entre concessionárias de geração, PIE,
Autoprodutores, comercializadoras de energia elétrica, importadores de energia e Consumidores Livres. O
Ambiente de Contratação Livre também inclui contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras
até a sua respectiva expiração, quando deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do novo
Modelo do Setor Elétrico.
A partir de 2003, a Companhia aumentou consideravelmente sua participação no ACL como resultado da
gradual redução de vendas sob os Contratos de Fornecimento Inicial e a migração dessas vendas para
contratos no ACR e no ACL. A Companhia tem previsão de aumentar a porcentagem da energia elétrica que
vende no ACL, ao mesmo tempo em que assegura mediante suas vendas no ACR um fluxo constante de
receita. Desta forma, a Companhia acredita que deve continuar a ter uma carteira bem diversificada de
clientes, formada por distribuidoras, comercializadoras e Consumidores Livres, a partir de contratos flexíveis,
tanto em termos de duração, quanto de volume.
Em 2007, a Companhia já havia celebrado contratos de vendas com 34 empresas no ACL, seus contratos no
ACL geraram 50,6% de suas receitas brutas e contabilizaram, aproximadamente, 42,6% da geração de sua
Energia Assegurada. Em junho de 2008 os contratos de ACL representaram 51,1% das receitas brutas da
Companhia. Os contratos no ACL têm prazos que variam de um mês a oito anos. Os preços médios no ACL
tendem a ser maiores do que os preços médios que a Companhia obtém no ACR. Os Preços dos contratos no
ACL com prazos superiores a um ano são corrigidos, em sua maioria, com base na variação do IGP-M, sendo
os demais corrigidos pelo IPCA.
Receitas do Spot
A Companhia vende parte de sua geração de energia elétrica que não está contratada ou usada para concluir
operações no MRE, no mercado spot. A CCEE contabiliza e compensa transações entre os agentes do
mercado. Os geradores vendem e compram energia no mercado spot em um valor igual à diferença entre os
volumes de energia despachada de suas usinas e os volumes que eles vendem em virtude de contratos do
ACR, contratos do ACL e operações no MRE. Os geradores vendem a energia excedente (ou, alternativamente,
compram a energia necessária para cumprir suas obrigações contratuais) pelo preço de liquidação de
diferenças, ou PLD. O PLD é atualizado semanalmente e a compensação e o pagamento são feitos
mensalmente.
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Pesquisa e Desenvolvimento
A Lei nº 9.991, promulgada em 24 de julho de 2000, exigiu que, em dezembro de 2005, as empresas de
geração de energia elétrica gastassem no mínimo 1,0% de sua receita operacional líquida, conforme definido
pela ANEEL, em pesquisa e desenvolvimento. Antes de dezembro de 2005, a Companhia era obrigada a
destinar 0,25% da receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento. Do valor total alocado pela
Companhia como pesquisa e desenvolvimento, 40,0% são pagos mensalmente ao Fundo Nacional de
Desenvolvimento Cientifico e Tecnológico — FNDCT, 20,0% são pagos mensalmente ao MME, e 40% restante
é aplicado em projetos próprios de pesquisa e desenvolvimento. A Companhia registra os valores gastos com
projetos próprios em pesquisa e desenvolvimento como despesas provisórias e pode reverter essas despesas e
registrar esses valores como dispêndios de capital para propriedade, usina e equipamentos na medida em que
a ANEEL aprove os projetos apresentados. A Resolução da ANEEL nº 2003, estabeleceu como fato gerador da
obrigação o reconhecimento da receita, sendo assim a empresa reconheceu além dos valores do ciclo
2006/2007, a parcela correspondente a receita contabilizada, isto é, ciclos 2007/2008 e 2008/2009.
A ANEEL, através do Oficio Circular SFF/ANEEL no. 2.409/07 de 14 de novembro de 2007, estabeleceu que as
despesas com P&D deveriam ser contabilizadas no grupo Deduções à Receita Operacional. Até então os
montantes não capitalizados eram registrados na rubrica Serviços de Terceiros, representando R$ 0,9 milhão
em 2006 e R$ 1,2 milhão em 2005.
Despesas Operacionais
As variações nas despesas operacionais da Companhia são devidas principalmente aos custos de serviços de
terceiros, pessoal, taxas para compensar o governo pelo uso de recursos hídricos e encargos pelo serviço de
redes de transmissão e distribuição.
Serviços de Terceiros
Serviços de Terceiros incluem determinados serviços que são prestados à Companhia, atividades de
consultoria (ou seja, serviços jurídicos e de auditoria), e custos de manutenção. As variações na maioria
dessas despesas são causadas pela inflação.
Os TACs são acordos entre prefeituras, o Ministério Público e concessionárias, segundo os quais as partes
concordam em quitar suas obrigações, decorrentes dos contratos de concessão, pela realização de ações
estabelecidas nesses acordos. A Companhia é parte em um TAC, junto ao CIBACAP, conforme o qual concorda
em tomar determinadas medidas ambientais compensatórias na bacia do reservatório da UHE de Capivara. Em
2005, a Companhia aditou esse TAC com o CIBACAP, que levou a uma despesa adicional de R$ 10,1 milhões.
Pessoal
A Companhia paga bônus a seus empregados com base no cumprimento de determinadas metas. O valor dos
bônus varia de acordo com o desempenho obtido, sendo menores quando não cumpridas algumas metas, e
maiores caso atingidas determinadas metas. No último trimestre de cada ano, a Companhia analisou seus
registros financeiros provisórios, como forma de prever o bônus que será pago, além de realizar ajustes finais
em suas disposições sobre bônus.
Em 2005, a Companhia provisionou o montante de R$ 3,8 milhões, considerando que estes seriam os bônus
devidos. Entretanto, a Companhia superou as metas estabelecidas, fazendo com que os bônus pagos
superassem em R$ 3,2 milhões. Este complemento foi reconhecido em 2006.
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Em 2006, a Companhia provisionou o montante R$ 4,6 milhões para bônus. Entretanto, a Companhia superou
as metas estabelecidas, fazendo com que os bônus pagos superassem em R$ 1,7 milhões os bônus pagos.
Este complemento foi reconhecido em 2007.
Já em 2007, a Companhia provisionou o montante de R$ 6,4 milhões para bônus, porém os bônus pagos
superaram em R$ 2,3 o valor provisionado, sendo este montante reconhecido em 2008.
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos
A regulamentação do setor elétrico brasileiro exige que os titulares de concessões e autorizações, que utilizem
recursos hídricos, paguem uma taxa igual a 6,75% da tarifa atual de referência estabelecida para a energia
elétrica gerada. Esses pagamentos são devidos à estados e municípios em que a usina ou seu reservatório
está localizado. A compensação pelo uso de recursos hídricos é igual ao seguinte produto:
6,75% * energia gerada mensalmente (MWh) * tarifa de referência atual (R$/MWh)
A tarifa de referência é estabelecida pela ANEEL e é corrigida anualmente pelo IPCA. Antes de 2005, a tarifa
de referência era corrigida anualmente pelo IGP-M. A ANEEL revê a tarifa de referência a cada quatro anos e
estabelece uma nova base. Como resultado da revisão mais recente em 2005, a ANEEL aumentou a tarifa base
em 19,0%. As tarifas vigentes foram: R$44,20/MWh em 2004, R$52,67/MWh em 2005, R$55,94/MWh em
2006 e R$57,63/MWh em 2007. Em junho de 2008 a tarifa vigente é de R$60,04/MWh.
Encargos de Uso da Rede Elétrica
A ANEEL regula as tarifas que regem o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. As tarifas devidas
pela Companhia são (1) Tarifas de Uso de Sistema de Transmissão (TUST) e (2) Tarifas de Uso do Sistema de
Distribuição aplicável às centrais geradoras (TUSDg) e (3) encargos de conexão.
A TUST remunera o uso da Rede Básica, que é composta por instalações de transmissão com tensão igual ou
superior a 230 kV. Encargos oriundos da TUST são computados de julho a junho de cada ano. A ANEEL
primeiro determina o valor total das receitas que deverão ser ressarcidas pelos encargos TUST somando o
seguinte: (1) o valor total de receitas de transmissão a que as concessionárias de transmissão têm direito pela
prestação do serviço, ou a RAP (Receita Anual Permitida); (2) uma parte do orçamento operacional do ONS;
(3) uma previsão das novas receitas oriundas de melhorias ou expansão da Rede Básica de Transmissão; e (4)
correções da inflação. Essa soma é então alocada a todas as empresas que utilizam a Rede Básica de
Transmissão. Segundo o critério estabelecido, geradores despachados centralizadamente pelo ONS devem
arcar em conjunto com 50% do valor total, sendo que os outros 50% devem ser arcados pelas empresas de
distribuição e Consumidores livres conectados à Rede Básica de Transmissão. A parte de cada empresa do
total do encargo é calculada com base em (1) valor comum a todos os empreendimentos (selo), referente a
80,0% do encargo TUST, e (2) valor que considera a proximidade do empreendimento de geração em relação
aos grandes centros consumidores no caso da geração ou a proximidade em relação aos grandes centros
geradores no caso das distribuidoras ou consumidores livres (locacional), referente a 20,0% do encargo TUST.
O principal fator que leva a aumentos nos encargos TUST é o aumento constante do valor total de receitas a
serem obtidas através dos encargos TUST.
A TUSD remunera o uso do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição específica. As
concessionárias de distribuição operam linhas de energia em baixa e média tensão que são utilizadas pelos
geradores para ligar suas usinas à Rede Básica ou a centros de consumo. Somente quatro das usinas da
Companhia devem pagar TUSD para acessar os centros de consumo, quais sejam: Usina Rosana (que se
encontra na área de concessão da Elektro Eletricidade e Serviços S.A.) e Usinas Canoas I, Canoas II e Salto
Grande (que se encontram na área de concessão da Empresa de Distribuição de Energia Vale
Paranapanema S.A.); as outras usinas (Jurumirim, Capivara, Chavantes e Taquaruçu) estão ligadas
diretamente à Rede Básica.
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Historicamente, a Companhia pagava às concessionárias de serviços públicos de transmissão a TUST, pelo uso
da Rede Básica, o que incluía os transformadores de fronteira, e os chamados encargos de conexão.
Os encargos de conexão eram pagos diretamente à concessionária de transmissão a qual a Companhia está
ligada (CTEEP) e remunerava o uso das instalações de transmissão de tensão inferior a 230 kV bem como as
instalações que conectam as usinas ao sistema elétrico (uso exclusivo).
O cálculo dos encargos de conexão era feito utilizando-se o critério postal (ou de selo), em que todos os
usuários do sistema pagam a mesma tarifa, independentemente de sua localização onerar mais ou menos o
Sistema Interligado Nacional. Por sua vez, para a remuneração dos transformadores de fronteira, era utilizado
o método do sinal locacional, que considera o impacto que os agentes causam nos custos gerais do sistema
em função de sua localização e na proporção em que onerem o mesmo.
A partir de 2004, com a alteração da Lei n. 9.427/96 pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em seu artigo
3º, inciso XVIII, alínea ―b‖, todas as tarifas que remuneram o uso do sistema de transmissão devem ser
fixadas com base no critério do sinal locacional. Adicionalmente, com a edição da Resolução 067/2004,
mudou-se a forma de remuneração das instalações com tensão inferior a 230 kV (que passaram a ser
denominadas DITs – Demais Instalações de Transmissão) e dos transformadores de fronteira, mantendo-se
esses ativos na propriedade da CTEEP, mas cedendo o seu uso para a concessionária de distribuição local.
Dessa forma, criou-se a Tarifa de Distribuição Aplicável às centrais geradoras (TUSDg). Assim, o encargo de
conexão passou a contemplar apenas a remuneração pelas instalações de uso exclusivo da Companhia.
A TUSDg é definida anualmente pela ANEEL, e, de acordo com a metodologia estabelecida na Resolução
Homologatória ANEEL n. 497/2007 (―Resolução ANEEL 497/2007‖), que foi editada com o objetivo de
aprimorar a metodologia contida na Resolução 067/2004, deve ser paga com base na quantidade máxima de
energia elétrica que um gerador tem contratado para transferir através das linhas de distribuição com a
concessionária de distribuição, independentemente da localização do agente no sistema de transmissão
(critério postal, ou de selo).
Em razão da aplicação do critério postal, os valores devidos pela Companhia a título de TUSDg tornaram-se
excessivamente mais elevados que os antigos encargos de conexão. Por entender que tanto as DITs quanto os
transformadores de fronteira (ativos remunerados pela TUSDg) integram o sistema de transmissão e que, por
força de lei, o sinal locacional deve ser utilizado para o cálculo da correspondente tarifa, a Companhia
ingressou com recurso com pedido de efeito suspensivo contra a ANEEL. A ANEEL não acolheu o pedido de
efeito suspensivo, razão pela qual a Companhia ingressou com mandado de segurança solicitando uma liminar
para conferir efeito suspensivo à aplicação da Resolução ANEEL 497/2007 até que todos os recursos cabíveis
na esfera administrativa fossem esgotados. A liminar foi concedida e, até 30 de junho de 2008, continuava
em vigor. Em julho de 2008, foi publicado o despacho da ANEEL, o qual encerrava o processo administrativo,
tendo a Companhia perdido em toda a instância administrativa.
Imediatamente após a publicação do despacho acima referido, a Companhia ingressou com uma ação
ordinária com pedido de tutela antecipada perante o juízo federal questionando a legalidade da Resolução
ANEEL 497/2007. Mais uma vez, a tutela antecipada foi concedida. Atualmente, o processo encontra-se na
fase de citação das distribuidoras credoras (Elektro e Vale do Paranapanema) e da ANEEL.
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Inflação e Taxas de Câmbio
Todos os contratos do ACR da Companhia e contratos do ACL com prazos maiores do que doze meses têm
preços indexados à inflação. A maioria de seus contratos do ACL são indexados ao IGP-M e todos seus
contratos do ACR são indexados ao IPCA.
As despesas da Companhia são denominadas em reais e incorridas no Brasil. A principal dívida da Companhia
é um contrato celebrado entre a Eletrobrás e a CESP, posteriormente cedido à Companhia no processo de
privatização. Esse contrato é corrigido pelo IGP-M.
A totalidade de suas receitas e despesas são incorridas em reais. Conseqüentemente, a Companhia não está
exposta a variações na taxa de câmbio do real frente ao dólar dos EUA.
Deduções à Receita Operacional
A receita operacional bruta da Companhia está sujeita ao ICMS e ao PIS/COFINS. O ICMS é cobrado sobre a receita
operacional bruta recebida de Consumidores Livres a uma taxa entre 12,0% e 18,0%, dependendo do estado em
que o Consumidor Livre está localizado. PIS e COFINS são cobrados sobre a receita operacional bruta a uma taxa
que depende da data de assinatura do contrato que gerou a receita operacional bruta. A tarifa sobre a receita
operacional bruta gerada em virtude de contratos assinados antes de outubro de 2003 é de 3,65%, e a tarifa sobre
receita operacional bruta gerada em virtude de contratos assinados posteriormente é de 9,25%.
Em 1998, o governo promulgou a Lei nº 9.718, que permitiu a cobrança de PIS e COFINS sobre todas as
receitas geradas, e não apenas sobre a receita operacional. Em conformidade a essa lei, entre 2003 e 2005, a
Companhia pagou PIS e COFINS sobre todas as receitas. Em 2005, o Supremo Tribunal Federal decidiu que a
Lei nº 9.718 era inconstitucional e que somente a receita operacional poderia ser tributada.
Conseqüentemente, em 2006, a Companhia reconheceu créditos fiscais pelos impostos excedentes pagos
entre 2003 e 2005.
Em 2007, a ANEEL, através do Oficio Circular SFF/ANEEL no. 2.409/07 de 14 de novembro de 2007,
estabeleceu que as despesas com P&D deveriam ser classificadas como Deduções à Receita Operacional.
Imposto de Renda e Contribuição Social
O imposto de renda e a contribuição social são cobrados com base em renda tributável, corrigida pelas
despesas não dedutíveis, renda não-tributável, diferenças temporárias e a compensação de perdas de imposto
de renda e contribuição social até o limite de 30,0% da renda tributável por ano. A atual taxa de imposto de
renda é 25,0% e a atual taxa da contribuição social é 9,0%. A Companhia registrou ativos fiscais diferidos em
perdas com imposto de renda e contribuição social e em provisões temporárias não-dedutíveis de acordo com
a Deliberação da CVM nº. 273 e Instrução CVM nº 371.
As empresas com operações em determinadas áreas do país têm direito de investir 18,0% do total de seus
impostos de renda anuais diretamente no Fundo de Investimento da Amazônia, ou FINAM, um fundo que
investe no desenvolvimento econômico e social da região amazônica, ao invés de pagar esse valor à Receita
Federal. Nos meses de janeiro, fevereiro e março de 2000, a Companhia contribuiu 100,0% de sua parcela do
imposto de renda para o FINAM, e não recolheu à Receita Federal. Em 2003, a Receita Federal cobrou da
Companhia a parcela de imposto de renda, alegando que podia contribuir apenas 18,0% dessa parcela de
imposto de renda ao FINAM. Em 2002, a Companhia registrou uma provisão no valor de R$17,8 milhões e
interpôs recurso administrativo contra essa cobrança. Em 2004, a Companhia reclassificou os juros
relacionados à variação monetária sobre essa cobrança como uma despesa com juros em um valor de R$2,8
milhões. Em 2006, recebeu uma decisão em seu favor com relação às contribuições relativas a janeiro e
fevereiro de 2000, e a Companhia reverteu a provisão referente a estes meses. A Companhia continua a
contestar a cobrança com relação à contribuição relativa a março de 2000.
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Práticas Contábeis Críticas
A discussão e análise da situação financeira e resultados operacionais da Companhia são baseadas em suas
demonstrações financeiras, que foram preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil
("Práticas contábeis adotadas no Brasil") no caso dos Exercícios findos em 31 de dezembro de 2007, 2006 e
2005 e elaboradas de acordo com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM, aplicáveis
à elaboração das Informações Trimestrais, incluindo a Instrução CVM no. 469/08 no caso dos períodos de seis
meses findos em 30 de junho de 2008 e 2007.
A preparação dessas demonstrações financeiras exige a aplicação de critérios bem como o uso de estimativas.
Uma política contábil crítica é aquela que é importante para a apresentação da condição financeira e
resultados operacionais da Companhia e exige que a administração faça estimativas contábeis difíceis,
subjetivas ou complexas. As práticas contábeis críticas descritas abaixo exigem que a administração da
Companhia faça estimativas ou adotes premissas sobre questões que são incertas na ocasião em que a
estimativa é feita. Além disso, estimativas diferentes que a administração poderia ter usado poderiam ter um
impacto substancial na apresentação da situação financeira ou resultados operacionais da Companhia. As
circunstâncias que tornam esses julgamentos difíceis, subjetivos e/ou complexos têm a ver com a necessidade
de fazer estimativas sobre o efeito de questões que são inerentemente incertas. A Companhia baseia suas
estimativas na experiência histórica e em várias outras suposições que sua administração acredita serem
razoáveis em virtude das circunstâncias, cujos resultados formam a base para fazer julgamentos. Essas
estimativas podem mudar conforme novos eventos ocorram, conforme mais experiência seja adquirida,
conforme outras informações sejam obtidas e conforme o ambiente operacional da Companhia mude. A
administração da Companhia acredita que as seguintes políticas contábeis envolvem a aplicação de estimativas
contábeis críticas.
Provisão para Devedores Duvidosos
A provisão para devedores duvidosos é registrada com base na estimativa de perdas prováveis que podem
surgir da cobrança de recebíveis, com base em experiência anterior da Companhia. A Companhia não
experimentou qualquer atraso significativo em pagamentos de seus clientes, e não espera experimentar
qualquer atraso no futuro. Antes de celebrar um novo contrato, a Companhia analisa cuidadosamente o
crédito de seus clientes, o que resultou em uma carteira de clientes de alta qualidade.
A RTE – Recomposição Tarifária Extraordinária tem por finalidade fazer frente aos impactos financeiros a que
ficou submetida a Companhia, dentre outras empresas do setor, em virtude de despesas com a compra de
energia livre no mercado de curto prazo (―Energia Livre‖), forçada pela redução da geração de energia elétrica
nas usinas participantes do MRE – Mecanismo de Realocação de Energia, durante o período do racionamento,
ocorrido entre 2001 e 2002, implantado em face das condições hidrológicas desfavoráveis e do baixo nível de
armazenamento dos reservatórios de várias regiões do país.
Foi elaborado, no âmbito do Acordo Geral do Setor Elétrico, pelos agentes do mercado para equacionar os
impactos oriundos do racionamento, Acordo de Reembolso de Energia Livre, em que está estabelecido o
compromisso de ressarcimento pelas distribuidoras (arrecadadoras da RTE) da Companhia, bem como das
demais empresas afetadas pela compra da energia livre. Os recursos via RTE deveriam ser recebidos num
prazo médio de 72 meses, conforme determinado pela Resolução GCE nº 91, de 21 de dezembro de 2001, e
pela Resolução ANEEL nº 31, de 24 de janeiro de 2004, conforme nota explicativa nº 21 das Demonstrações
de Resultado da Companhia.
89
O período para realização dos valores a receber relativos à RTE baseado na Resolução Normativa nº 1, de 12
de janeiro de 2004 emitida pela ANEEL, é considerado insuficiente pela Administração da Companhia para
fazer frente ao crédito de Energia Livre. Conseqüentemente, a Companhia reconhece provisão para créditos de
liquidação duvidosa para a parcela cuja recuperação é considerada improvável. Em relação aos demais
créditos, a provisão, quando aplicável, foi constituída após criteriosa análise das contas a receber. A
Companhia revisa esse valor, mensalmente, com base no recebimento médio dos últimos três meses.
A Companhia acredita que, caso as regras atuais não sejam alteradas, não receberá a totalidade do valor de
seus recebíveis de RTE.
O valor de R$ 40.572 mil anteriormente constante do saldo de Contas a Receber – Concessionárias e
Permissionárias, e também do saldo de Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa foi revertido em 2007
para a rubrica de Despesas com Vendas conforme instrução expressa recebida da ANEEL, em conformidade
com o Item 16 do Ofício Circular SFF/ANEEL nº 2.409/07, sem prejuízo do direito, que a Companhia se
reserva, de vir a recuperar o devido recebimento de 100% do valor baixado correspondente à recomposição
de receitas relativas ao período de vigência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia
Elétrica. Em 2008 o montante revertido foi de R$ 31.274 mil.
Ativo Imobilizado
O ativo imobilizado da Companhia é registrado ao custo da aquisição ou construção, corrigido monetariamente
até 31 de dezembro de 1995, incluindo a remuneração sobre capital próprio, encargos financeiros, e variações
monetárias e cambiais sobre empréstimos e financiamentos relacionados à construção em andamento, menos
a depreciação e amortização acumuladas. A depreciação é calculada com base no método linear por classe de
ativo em virtude dos termos das Resoluções 2 e 44 da ANEEL.
Benefício Fiscal sobre a Amortização do Ágio
A Companhia registrou como ativo um benefício fiscal de R$103,8 milhões, como resultado de fusão com a
Duke Sudeste. Conforme determinado pela Instrução CVM nº.319/99, o benefício fiscal foi registrado com
contrapartida na reserva especial para ágio na fusão incluído no patrimônio líquido.
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Esse ágio o está sendo amortizado até 2030 de acordo com as resoluções da ANEEL baseadas na projeção de
lucros futuros preparada por consultores externos, conforme estabelecido na tabela abaixo:
Demonstrativo da Amortização do Ágio
Saldo a amortizar 31/12/01 305.873.597,65
Índice para Amortização do ágio, conforme Resolução ANEEL Nº 28/2002
2001 0,01727 5.282.437,03 300.591.160,62
2002 0,01834 5.609.721,78 294.981.438,84
2003 0,04200 12.846.691,10 282.134.747,74
2004 0,06001 18.355.474,59 263.779.273,14
2005 0,07720 23.613.441,74 240.165.831,40
2006 0,06488 19.845.079,02 220.320.752,39
2007 0,06144 18.792.873,84 201.527.878,55
2008 0,05816 17.789.608,44 183.738.270,11
2009 0,05512 16.859.752,70 166.878.517,41
2010 0,05232 16.003.306,63 150.875.210,78
2011 0,04974 15.214.152,75 135.661.058,03
2012 0,04737 14.489.232,32 121.171.825,71
2013 0,04496 13.752.076,95 107.419.748,76
2014 0,04167 12.745.752,81 94.673.995,94
2015 0,03848 11.770.016,04 82.903.979,91
2016 0,03553 10.867.688,92 72.036.290,98
2017 0,03172 9.702.310,52 62.333.980,46
2018 0,02833 8.665.399,02 53.668.581,44
2019 0,02529 7.735.543,28 45.933.038,16
2020 0,02258 6.906.625,83 39.026.412,32
2021 0,02016 6.166.411,73 32.860.000,60
2022 0,01800 5.505.724,76 27.354.275,84
2023 0,01607 4.915.388,71 22.438.887,12
2024 0,01435 4.389.286,13 18.049.601,00
2025 0,01281 3.918.240,79 14.131.360,21
2026 0,01144 3.499.193,96 10.632.166,25
2027 0,01021 3.122.969,43 7.509.196,82
2028 0,00912 2.789.567,21 4.719.629,61
2029 0,00814 2.489.811,08 2.229.818,53
2030 0,00729 2.229.818,53
1,00000 305.873.597,65
De acordo com a Instrução CVM nº. 349/01, para finalidade de apresentação de demonstrações financeiras, o
valor líquido correspondente ao benefício fiscal descrito acima é apresentado em ativos circulantes e recebíveis
em longo prazo, na conta ―Impostos e contribuição sociais,‖ com base no prazo esperado de sua realização.
91
Planos de Pensão
A Companhia patrocina planos de pensão para seus empregados, que incluem planos de benefícios definidos
e, após 1997, planos de contribuição definidos. Para os planos de benefícios definidos, os custos, contribuições
e passivos atuariais são registrados anualmente, de acordo com a Deliberação da CVM 371/00, com base em
cálculos realizados por atuários independentes utilizando premissas que são fornecidas pela Companhia sobre
taxas de juros, retornos sobre investimentos, níveis de inflação, taxas de mortalidade e níveis futuros de
emprego. Essas premissas causam impacto diretamente sobre o passivo da Companhia referentes a custos de
pensão acumulados e sobre os valores que registra como custos de pensões no resultado.
A Fundação CESP é um plano de pensão que cobre alguns de seus empregados. Nos termos deste plano, caso
a Fundação CESP apresente um superávit, esse reduzirá o valor da dívida da Companhia aberto. A Companhia
reconhece os itens relacionados à Fundação CESP em sua conta de ―Receitas (Despesas) Financeiras‖ de
acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.
Provisão para Contingências
A Companhia é atualmente parte em processos judiciais, conforme descrito na seção ―Atividade da
Companhia— Contingências Judiciais e Administrativas‖, localizada na página 204 deste Prospecto, e em suas
Demonstrações Financeiras. Os consultores jurídicos da Companhia analisam, trimestralmente, os processos
em que é parte e classificam o risco de perda desses processos como sendo provável, possível ou remoto.
As provisões para contingências são registradas com base no parecer desses consultores jurídicos.
A contabilização de contingências exige um julgamento significativo por parte da administração da Companhia,
em relação às estimativas de probabilidades e variações de exposição a potencial passivo. O resultado dessas
contingências pode variar significativamente, podendo causar impacto significativos sobre os resultados
operacionais, fluxos de caixa e resultados da Companhia.
Antes de 2006, a provisão para reclamações trabalhistas era constituída com base no valor total de
reclamações trabalhistas em que a Companhia é parte. Desde o início de 2006, a cada três meses, os
consultores jurídicos da Companhia analisam o andamento das ações e classificam cada processo judicial
conforme seu risco de perda, de forma que a Companhia possa claramente identificar os riscos potenciais e
registrar essa provisão mais precisamente. Como resultado dessa análise, a Companhia reduziu sua provisão
para reclamações trabalhistas em R$7,5 milhões líquidos em 2006.
A Companhia é parte em uma série de processos ambientais e um processo por danos culturais e ao
patrimônio histórico. A Companhia classifica o risco de perda, na maioria desses casos, como sendo possível
ou remoto. As ações classificadas como prováveis totalizavam, em 30 de junho de 2008, R$ 5,2 milhões, cujo
valor encontrava-se totalmente provisionado.
Em 2004, a Companhia reverteu sua provisão para perdas por litígios ambientais em R$31,8 milhões porque
obteve licenças ambientais para a maioria de suas instalações. Em 1999, somente as usinas de Canoas
possuíam as licenças ambientais necessárias para operar. Uma série de ações públicas e privadas foram
ajuizadas contra a Companhia, em virtude do descumprimento de algumas normas ambientais, necessárias à
obtenção das licenças ambientais. A Companhia registrou uma provisão para os valores devidos em virtude
desses processos. Entre 1999 e 2004, a Companhia iniciou uma série de programas de correção ambiental
destinados a satisfazer as exigências para as licenças ambientais. Quando a Companhia obteve as licenças
ambientais em 2004, reverteu as provisões por reivindicações ambientais.
92
Reconhecimento de Receita
As compras e vendas de energia elétrica da Companhia são registradas pelo regime da competência em
conformidade com às informações prestadas pela CCEE, que é a entidade responsável pelo cálculo de compras
e vendas de energia elétrica transportada sob sua supervisão. Nos meses em que essa informação não está
disponível no prazo de preparação das demonstrações financeiras, os valores são estimados pela Companhia,
utilizando informações disponíveis, e são subsequentemente corrigidas quando as informações são
disponibilizadas pela CCEE.
Resultados Operacionais
Período encerrado em 30 de junho de 2008 em comparação ao Período Encerrado em 30 de junho
de 2007
A tabela abaixo apresenta os resultados operacionais da Companhia, para os períodos encerrados em 30 de
junho de 2008 e 2007.
Período encerrado em 31 de junho de
2008 % Receita
Operacional 2007 % Receita
Operacional % Variação 2008/2007
(em milhares de Reais)
Receita operacional
388.644 100 351.710 100 10,5 Suprimento de energia elétrica
388.581 100 351.674 100 10 Outras receitas
63 0 36 0 75 Deduções à receitas operacionais
-52.944 13,6 -38.903 11,1 36,1 Receita operacional líquida
335.700 86,4 312.807 88,9 7,3 Despesas operacionais
Pessoal
-28.626 7,4 -24.750 7,0 15,7 Materiais
-1.583 0,4 -1.280 0,4 23,7 Serviços de Terceiros
-14.354 3,7 -14.643 4,2 -2,0 Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos -20.312 5,2 -17.172 4,9 18,3 Taxa de Fiscalização da ANEEL
-1.692 0,4 -1.611 0,5 5,0 Energia elétrica comprada para revenda
-12.740 3,3 -5.048 1,4 152,4 Encargos de Uso da Rede Elétrica
-36.994 9,5 -35.491 10,1 4,2 Depreciação e amortização
-70.698 18,2 -71.475 20,3 -1,1 Outras despesas
-3.342 0,9 -9.252 2,6 -63,9 Total despesas operacionais -
190.341 49,0 -
180.722 51,4 5,3 Resultado Operacional
145.359 37,4 132.085 37,6 10,0 Despesas financeiras (líquidas)
-98.560 25,4 -49.560 14,1 98,9 Resultado não operacional
-507 0,1 143 0,0 -454,5 Impostos de renda e contribuição social
-13.981 3,6 -25.765 7,3 -45,7 Lucro Líquido
32.311 8,3 56.903 16,2 -43,2
93
Receita Operacional
A receita operacional aumentou em 10,5% para R$388,6 milhões, durante o período de seis meses encerrado
em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$351,7 milhões no mesmo período de 2007. Esse crescimento
foi devido a um aumento em todas os tipos de receita, seja no ACL, no ACR, MRE e Spot.
Período encerrado em 30 de junho de
2008 2007 %
Variação
Fornecimento de Energia Volume
Receita operacional1 % Volume
Receita operacional1 % 2008/2007
(em MWh) (em milhares
de Reais) (em MWh) (em milhares
de Reais)
Contratos no ACL 1.944.313 198.562 51,1 1.973.874 173.480 49,3 14,5
Contratos no ACR 2.255.617 170.551 43,9 2.269.892 164.764 46,9 3,5
Mercado Spot 210.534 14.511 3,7 452.991 12.340 3,5 17,6
MRE 637.639 4.957 1,3 144.794 1.082 0,3 358,1 Contratos de Fornecimento Inicial 0 0,0 1 8 0,0 -100,0
Total 5.048.103 388.581 100 4.841.552 351.674 100 10,5 (1) Receitas operacionais oriundas exclusivamente do fornecimento de energia.
Fornecimento de Energia – Contratos no ACL
A receita operacional derivada dos contratos do ACL aumentou 14,5%, para R$ 198,6 milhões, durante o
período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$173,5 milhões no mesmo
período de 2007. Houve diminuição de 1,5% no volume de energia elétrica vendida de contratos do ACL, em
2008, como resultado do vencimento de alguns dos contratos bilaterais celebrados pela Companhia. Os efeitos
dessa diminuição foram compensados por um aumento de 16,2 % no preço médio da energia elétrica vendida
dos contratos do ACL da Companhia para R$ 102,1/MWh, em 2008, em comparação aos R$ 87,9/MWh, no
mesmo período de 2007, como resultado (1) dos ajustes de preço com base na inflação anual contidos nesses
contratos do ACL, e (2) dos aumentos dos preços da energia elétrica que a Companhia negocia nos contratos
do ACL iniciados em 2008, em comparação aos preços de seus outros contratos do ACL.
Fornecimento de Energia – Contratos no ACR
A receita operacional derivada de contratos do ACR aumentou 3,5%, totalizando R$ 170,6 milhões, durante o
período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$164,8 milhões no mesmo
período de 2007,a pequena redução de 0,6% no volume de energia elétrica vendido de contratos do ACR em
2008, foi compensada por um aumento de 4,2% no preço médio da energia elétrica para R$ 75,6/MWh
durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$ 72,6/MWh no
mesmo período de 2007, principalmente devido a ajustes de preços com base na inflação anual contidos
nesses contratos do ACR.
94
Fornecimento de Energia – MRE
A receita operacional derivada de operações no MRE aumentou 358,1% para R$ 5,0 milhões durante o
período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$ 1,1 milhão, no mesmo
período de 2007, principalmente como resultado do aumento de 340,4 % no volume de energia elétrica
vendida em operações no MRE para 637,6 GWh durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho
de 2008, em comparação de 144,8 GWh no mesmo período em 2007, principalmente como resultado de
maior volume de geração em 2008.
Fornecimento de Energia – Mercado spot
A receita operacional derivada das vendas no mercado spot aumentou em 17,6%, para R$14,5 milhões,
durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$ 12,3 milhões no
mesmo período de 2007. A redução de 53,5 % no volume de energia elétrica vendido em transações spot para
210,5 GWh durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, de 453,0 GWh no mesmo
período em 2007, compensado por um aumento de 153,0% no preço médio da energia elétrica vendida em
transações spot para R$ 68,9/MWh durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, de
R$ 27,2 /MWh no mesmo período em 2007.
Deduções à Receita Operacional
O ICMS acumulado sobre a venda de energia elétrica para Clientes Livres aumentou em 28,2% para R$
19,7milhões, durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$
15,4 milhões no mesmo período de 2007, principalmente como resultado do menor volume de créditos
decorrentes de aquisições de equipamentos.
A contribuição PIS/COFINS aumentou em 26,8% para R$ 29,8 milhões durante o período de seis meses
encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$ 23,5 milhões no mesmo período de 2007,
principalmente como resultado do aumento da receita operacional sujeita a esses impostos.
O valor de P&D durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 no período representou
R$3,4 milhões.
Receita Operacional Líquida
Como resultado dos fatores descritos acima, a receita operacional líquida foi superior em 7,3% para R$ 335,7
milhões, durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$312,8
milhões no mesmo período de 2007. Desconsiderando-se a despesa com P&D, a receita operacional líquida
ajustada de 2008 seria de R$339,1 milhões, em comparação aos R$312,8 milhões no mesmo período de 2007.
95
Despesas Operacionais
As despesas operacionais foram superiores em 5,3%, R$ 190,3 milhões durante o período de seis meses
encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$180,7milhões no mesmo período de 2007.
Considerando-se a despesa de R$ 2,5 milhões com P&D, referente somente ao exercício de 2007, a despesa
operacional ajustada2 referente a 2007 seria de R$ 178,2 milhões. O quadro abaixo apresenta as despesas
operacionais da Companhia, para os períodos indicados.
A discussão abaixo descreve as mudanças significativas nas despesas operacionais da Companhia, que
levaram à variação em suas despesas operacionais, entre o período de seis meses encerrado em 30 de junho
de 2008 e o mesmo período em 2007.
Pessoal
A despesa com pessoal aumentou 15,7%, para R$28,6 milhões durante o período de seis meses encerrado em
30 de junho de 2008, em comparação aos R$24,8milhões no mesmo período de 2007, devido aos seguintes
fatores: (i) provisão para INSS expatriados no montante de R$ 1,0 milhão;(ii) dissídio de 5%; (iii)
complemento provisão bônus referente ao ano anterior R$2,3 milhões durante o período de seis meses
encerrado em 30 de junho de 2008 comparado com R$1,7 milhão no mesmo período de 2007 e (iv) reversão
parcial de provisão para PLR durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 no montante
de R$0,5 milhão.
Serviços de Terceiros
A despesa com serviços de terceiros diminuiu em 2,0% para R$,14,4 milhões durante o período de seis meses
encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$14,6 milhões no mesmo período de 2007,
principalmente devido a despesas de P&D classificadas nesta rubrica durante o período de seis meses
encerrado em 30 de junho de 2007 no montante de R$2,5 milhões, compensado por reajustes dos contratos
correntes.
2 A Despesa Operacional Ajustada foi calculada com base nos eventos acima descritos nesta seção.
2008 % de Total 2007 % de Total % Variação
2008/2007 Pessoal -28.626 -7,4 -24.750 -7,0 15,7 Material -1.583 -0,4 -1.280 -0,4 23,7 Serviços de Terceiros -14.354 -3,7 -14.643 -4,2 -2,0 Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos -20.312 -5,2 -17.172 -4,9 18,3 Taxa de Fiscalização da ANEEL -1.692 -0,4 -1.611 -0,5 5,0 Energia Elétrica comprada para revenda -12.740 -3,3 -5.048 -1,4 152,4 Encargos de Uso da Rede Elétrica -36.994 -9,5 -35.491 -10,1 4,2 Depreciação e amortização -70.698 -18,2 -71.475 -20,3 -1,1 Outras despesas -3.342 -0,9 -9.252 -2,6 -63,9 Despesas Operacionais -190.341 -49,0 -180.722 -51,4 5,3
(Milhares de Reais) (Milhares de Reais)
96
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos
Os pagamentos de compensação financeira pela utilização de recursos hídricos aumentaram em 18,3%,%
para R$ 20,3 milhões durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação
aos R$17,2 milhões, no mesmo período de 2007, principalmente como resultado do aumento da tarifa em
4,2% (R$ 60,04/MWh durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 versus R$
57,63/MWh em 2007) aliado ao aumento de 13,5% no volume de energia despachada das usinas para 5.012
GWh durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos 4.414 GWh no
mesmo período de 2007.
Energia Elétrica comprada para revenda - Compras MRE/Spot – CCEE
Compras de energia em operações no MRE e no mercado spot aumentaram para R$12,7 milhões, durante o
período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$5,0 milhões no mesmo
período de 2007, principalmente como resultado de (i) operações no mercado spot de 11,5 GWh durante o
período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 em comparação aos 1,1GWh durante o período de
seis meses encerrado em 30 de junho de 2007 compensada por (ii) uma redução no volume de energia
elétrica comprada em operações no MRE para 1,3GWh, durante o período de seis meses encerrado em 30 de
junho de 2008, em comparação a 3,9GWh no mesmo período em 2007, e (iii) um aumento de no preço médio
da energia elétrica comprada em operações do mercado spot para R$449,2/MWh durante o período de seis
meses encerrado em 30 de junho de 2008, contra R$22,95/MWh no mesmo período em 2007, principalmente
devido aos altos valores de PLD no mês de Janeiro em função da estiagem.
Encargos de Uso da Rede Elétrica
Os encargos de uso da rede elétrica aumentaram em 4,2% para R$37,0 milhões durante o período de seis
meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$35,5 milhões no mesmo período de 2007,
principalmente como resultado de (1) um aumento de 3,65% na média das Tarifas TUST para R$
2,496/kW/mês durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$
2,408/kW/mês no mesmo período de 2007 e (2) um aumento de 4,2% em encargos TUSD para R$ 4,5
milhões durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$ 4,3
milhões no mesmo período de 2007.
Depreciação e Amortização
Despesas com depreciação e amortização permaneceram estáveis.
Outras Despesas
Outras despesas reduziram em 63,9% para R$3,3 milhões durante o período de seis meses encerrado em 30
de junho de 2008, em comparação aos R$9,3 milhões no mesmo período de 2007, principalmente pela
redução de R$ 7,3 milhões na Provisão para Devedores Duvidosos sobre RTE compensados por constituição de
Provisões ambientais durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 no montante de
R$1,2 milhão e maiores despesas com publicações.
Resultado Operacional
O resultado operacional aumentou em 10,0% para R$145,4 milhões, durante o período de seis meses
encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$132,1 milhões no mesmo período de 2007. Em
relação a receita operacional o resultado operacional foi 37,4% durante o período de seis meses encerrado em
30 de junho de 2008, em comparação aos 37,6% no mesmo período de 2007.
97
Despesas Financeiras, Líquidas
As despesas financeiras, líquidas aumentaram em 98,9% para R$98,6 milhões durante o período de seis
meses encerrado em 2008, em comparação aos R$49,6 milhões no mesmo período de 2007, principalmente
devido a:
Uma diminuição de 80,3% em receitas nos juros RTE para R$1,2 milhão durante o período
de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$6,0 milhões no
mesmo período de 2007, resultado do esgotamento dos prazos de repasses de várias
distribuidoras durante 2007.
Um aumento de 387,9% na variação monetária relacionada à dívida da Eletrobrás devido à
variação do IGP-M no período (6,82% durante o período de seis meses encerrado em 30 de
junho de 2008 comparado a 1,46% no mesmo período de 2007), o que representa um
montante de R$ 61,8 milhões em 2008, em comparação aos R$12,7 milhões no mesmo
período de 2007, compensados por
Uma diminuição de 13,6% em despesas com juros, R$46,7 milhões durante o período de
seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$54,0 milhões no
mesmo período de 2007, como resultado de amortização do endividamento da Companhia; e
Rendimentos com aplicações financeiras superiores em 64,5%, representando R$9,5 milhões
durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 em comparação a
R$5,8 milhões no mesmo período de 2007.
Imposto de Renda
O imposto de renda diminuiu em 45,7% para R$ 14,0 milhões durante o período de seis meses encerrado em
30 de junho de 2008, em comparação aos R$ 25,8 milhões no mesmo período de 2007. A taxa de imposto
efetiva da Companhia foi de 30,2% durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em
comparação aos 31,2% no mesmo período de 2007, principalmente devido ao menor volume de provisões
para RTE em adições.
Lucro Líquido
Afetado principalmente pelo resultado financeiro, o lucro líquido diminuiu em 43,2% para R$ 32,3 milhões
durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$56,9 milhões no
mesmo período de 2007.
EBITDA
O EBITDA durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 foi de R$ 215,6 milhões, 5,0 %
superior aos R$ 203,7 milhões apurados no mesmo período de 2007, tendo em vista principalmente a maior
receita operacional líquida gerada nesse período. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente
indicado nas demonstrações financeiras.
98
(1) O EBITDA consiste no lucro líquido deduzido das receitas e despesas financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e
depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição não contábil, calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No.
01/2008- O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da
Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA
fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e comparar
empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP e que
pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas
demonstrações financeiras.
O EBITDA Ajustado durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 foi de R$218,9
milhões,7,8% superior ao EBITDA Ajustado de R$203,0 milhões apurados no mesmo período de 2007, tendo
em vista principalmente a maior receita operacional líquida gerada nesse período. O EBITDA Ajustado é um
dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.
(1) O EBITDA Ajustado foi calculado com base nos eventos acima, descritos nesta seção. O EBITDA é um dado financeiro que não está
expressamente indicado nas demonstrações financeiras.
Endividamento
A tabela abaixo apresenta os saldos de empréstimos e financiamentos de longo prazo e plano de pensão da
Companhia, em:
30 de junho de 2008 30 de junho de 2007
Em R$ (Mil) Curto Prazo
Longo
Prazo Total Curto Prazo Longo Prazo Total
Eletrobrás 167.689 838.694 1.006.383 133.078 886.205 1.019.283
BNDES 9.460 9.460
Plano de Pensão 22.045 22.045 16.089 16.089
Total 167.689 860.739 1.028.428 142.538 902.294 1.044.832
Período de deis meses
encerrado em 30 de junho de % Variação
2008 2007 2008/2007
(Em reais mil)
LUCRO LÍQUIDO 32.311 56.903 -43,2
Imposto de Renda e Contribuição Social 98.560 25.765 98,9
Despesas Financeiras ( Líquida ) 13.981 49.560 -45,7
Depreciação e Amortização 70.698 71.475 -1,1
EBITDA (1) 215.550 203.703 5,8
Período de seis meses encerrado
em 30 de junho de em 30 de junho de
% Variação
2008 2007 2008/2007
(Em reais milhões exceto %)
EBITDA 215,6 203,7 5,8
Despesas com Pessoal referentes a exercícios anteriores (bônus) 2,3 -0,6
INSS Expatriados anos anteriores 1,0 -0,1
EBITDA Ajustado(1) 218,9 203,0 7,8
Margem EBITDA Ajustado 64,6% 64,9% -
99
A discussão abaixo descreve brevemente as transações financeiras significativas da Companhia:
Eletrobrás – A Companhia celebrou um contrato de financiamento substituindo a CESP, como parte no
contrato de financiamento com a Eletrobrás, referente à compra de energia de Itaipu/FURNAS, sujeito a
uma consolidação com base no IGP-M mais juros de 10,0% por ano e pagável mensalmente até maio de
2013. O empréstimo da Eletrobrás está garantido por meio dos recebíveis da Companhia, e a Eletrobrás
detém uma procuração para as finalidades de exercer seus direitos ao pagamento. A Eletrobrás
concordou em permitir que a Companhia efetue o pagamento antecipado, total ou parcial, em qualquer
tempo, durante o ano de 2008.
BNDES – A Companhia celebrou dois contratos de dívida com o Banco Nacional do Desenvolvimento
Econômico e Social (BNDES), para cobrir 90,0% dos custos oriundos da compra de energia elétrica
efetuada para cobrir os compromissos contratuais da Companhia, durante o racionamento ocorrido em
2001, os quais foram totalmente amortizados.
Contas Relevantes do Balanço Patrimonial
Ativo Circulante
O saldo do ativo circulante em 30 de junho de 2008 era de R$316,7 milhões, um crescimento de 39,2% em
comparação a R$227,5 milhões em 30 de junho de 2007. Caixa e Aplicações no Mercado Aberto
representaram em 30 de junho de 2008 R$ 212,7 milhões em comparação aos R$105.2 milhões em 30 de
junho de 2007, um aumento de 102,2% principalmente devido à maior geração de caixa e utilização de
créditos fiscais.
Ativo Não-Circulante
O saldo do ativo não circulante em 30 de junho de 2008 foi de R$ 97,3 milhões, uma redução de 11,3% em
comparação aos R$109,7 milhões em 30 de junho de 2007. Esta variação foi causada principalmente por
utilização de parte do imposto de renda diferido.
Ativo Permanente
O saldo do ativo permanente em 30 de junho de 2008 foi de R$ 2.904,8 milhões, em comparação aos
R$3.009,1 milhões em 30 de junho de 2007. O saldo foi afetado pela depreciação e amortização do ativo
imobilizado para o período, compensada parcialmente pela capitalização de obras compensatórias ambientais,
aquisições e baixas.
Passivo Circulante
O saldo do passivo circulante em 30 de junho de 2008 era de R$ 264,0 milhões, um aumento de 9,2% em
comparação com os R$241,7milhões em 30 de junho de 2007. As principais razões para tal variação são: (i)
aumento de R$ 10,4 milhões em P&D; (ii) R$ 34,6 milhões correspondentes a atualização monetária dos
empréstimos e reclassificações de longo prazo para curto prazo; compensados por (iii) menor saldo de
CIBACAP a pagar decorrente de reclassificação para longo prazo no montante de R$12,3 milhões e (iv) menor
saldo de Impostos a recolher R$16,3 milhões.
100
Passivo Não Circulante
O saldo do passivo não circulante em 30 de junho de 2008 foi de R$ 888,0 milhões, uma redução de 3,1%
comparada a R$916,8 milhões em 30 de junho de 2007, devido principalmente à transferência dos saldos de
empréstimos de longo prazo para curto prazo.
Patrimônio Líquido
O saldo em 30 de junho de 2008 foi de R$ 2.166,8 milhões, relativamente estável comparado com os R$
2.187,8 milhões em 30 de junho de 2007. Este saldo foi afetado pelos seguintes eventos no período: (i) menor
resultado no período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 comparado ao mesmo período de 2007
em R$ 24,6 milhões compensado por (ii) constituição da reserva legal no montante de R$3,6 milhões.
EXERCÍCIO SOCIAL ENCERRADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2007 EM COMPARAÇÃO AO EXERCÍCIO SOCIAL ENCERRADO
EM 31 DE DEZEMBRO DE 2006
A tabela abaixo apresenta os resultados operacionais da Companhia, para os anos encerrados em 31 de
dezembro de 2007 e 2006.
Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de
2007 % Receita
Operacional 2006
% Receita
Operacional
% Variação
2007/2006
(em milhares de Reais)
Receita operacional ....................................................................................................... 729.472 100 664.093 100 9,8
Suprimento de energia elétrica 729.229 100 664.065 100 9,8
Outras receitas 243 0 28 0 767,9
Deduções à receitas operacionais .................................................................................. -95.234 13,1 -63.958 9,6 48,9
Receita operacional líquida ............................................................................................ 634.238 86,9 600.135 90,4 5,7
Despesas operacionais ..................................................................................................
Pessoal ...................................................................................................................... -51.376 7,0 -48.323 7,3 6,3
Materiais ...................................................................................................................... -2.380 0,3 -2.412 0,4 -1,3
Serviços de Terceiros .................................................................................................... -29.268 4,0 -28.664 4,3 2,1
Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos.................................................. -36.956 5,1 -36.364 5,5 1,6
Taxa de Fiscalização da ANEEL -3.222 0,4 -3.692 0,6 -12,7
Energia elétrica comprada para revenda ........................................................................ -18.384 2,5 -26.938 4,1 -31,8
Encargos de Uso da Rede Elétrica .................................................................................. -72.258 9,9 -68.262 10,3 5,9
Depreciação e amortização ............................................................................................ -142.779 19,6 -144.749 21,8 -1,4
Outras despesas ........................................................................................................... -16.276 2,2 -13.328 2,0 22,1
Total despesas operacionais .......................................................................................... -372.899 51,1 -372.732 56,1 0,0
Resultado Operacional .................................................................................................. 261.339 35,8 227.403 34,2 14,9
Despesas financeiras (líquidas) ...................................................................................... -157.861 21,6 -114.567 17,3 37,8
Resultado não operacional ............................................................................................ -226 0,0 -2.521 0,4 -91,0
Impostos de renda e contribuição social ......................................................................... -30.469 4,2 -24.093 3,6 26,5
Lucro Líquido ...................................................................................................... 72.783 10,0 86.222 13,0 -15,6
101
Receita Operacional
A receita operacional aumentou em 9,8% para R$ 729,5 milhões, em 2007, em comparação aos R$664,1
milhões no mesmo período de 2006. Esse aumento foi devido principalmente (1) a um aumento de 92,2% na
receita operacional derivada de contratos do ACR, (2) em uma menor medida, a um aumento de 82,2% nas
vendas de energia elétrica no mercado spot . Os efeitos desses aumentos foram parcialmente compensados
por uma diminuição de 21,9% na receita operacional derivada de contratos do ACL bem como redução de
28,0% na receita operacional derivada de operações no MRE.
Exercício Social Encerrado em 31
de dezembro de 2007
Exercício Social Encerrado em 31
de dezembro de 2006
%
Variação
Fornecimento de Energia Volume
Receita
operacional1 % Volume
Receita
operacional1 % 2007/2006
(em MWh)
(em milhares
de Reais) (em MWh)
(em milhares
de Reais)
Contratos no ACL .......................................... 4.051.967 368.679 50,6 5.982.634 472.077 71,1 -21,9
Contratos no ACR .......................................... 4.686.418 344.951 47,3 2.777.177 179.480 27,0 92,2
Mercado Spot ................................................ 428.024 10.886 1,5 197.049 5.976 0,9 82,2
MRE ............................................................ 630.061 4.705 0,6 880.620 6.539 1,0 -28,0
Contratos de Fornecimento Inicial .................. 1 8 0,0 (7) (0,0) -214,3
Total ........................................................ 9.796.471 729.229 100 9.837.480 664.065 100 9,8
(1) Receitas operacionais oriundas exclusivamente do fornecimento de energia.
Fornecimento de Energia – Contratos no ACL
A receita operacional derivada dos contratos do ACL diminuiu 21,9%, para R$368,7 milhões, em 2007, em
comparação aos R$472,1 milhões no mesmo período de 2006. Esta redução se dá, principalmente em razão
de uma diminuição de 32,3% no volume de energia elétrica vendida de contratos do ACL, em 2007, como
resultado do vencimento de alguns dos contratos bilaterais celebrados pela Companhia. Os efeitos dessa
diminuição foram parcialmente compensados por um aumento de 15,3% no preço médio da energia elétrica
vendida dos contratos do ACL da Companhia para R$ 91,0/MWh, em 2007, em comparação aos R$ 78,9/MWh,
no mesmo período de 2006, como resultado (1) dos ajustes de preço com base na inflação anual contidos
nesses contratos do ACL, e (2) dos aumentos dos preços da energia elétrica que a Companhia negocia nos
contratos do ACL iniciados em 2007, em comparação aos preços de seus outros contratos do ACL.
Fornecimento de Energia – Contratos no ACR
A receita operacional derivada de contratos do ACR aumentou 92,2%, totalizando R$345,0 milhões, em 2007, em
comparação aos R$179,5 milhões no mesmo período de 2006, principalmente devido a (1) um aumento de
68,7% no volume de energia elétrica vendido de contratos do ACR em 2007, como resultado do início da entrega
de energia elétrica em janeiro de 2007 referente a um contrato do ACR pelo qual a Companhia está
comprometida em entregar 218 MW até 2014, e (2) um aumento de 13,9% no preço médio da energia elétrica
vendida em virtude dos contratos do ACR celebrados pela Companhia para R$ 73,6/MWh em 2007, em
comparação aos R$ 64,6/MWh no mesmo período de 2006, principalmente devido a (a) ajustes de preços com
base na inflação anual contidos nesses contratos do ACR, e (b) aumentos de preços da energia elétrica dos
contratos do ACR iniciados durante o ano de 2007, em comparação aos preços de seus outros contratos do ACR.
102
Fornecimento de Energia – MRE
A receita operacional derivada de operações no MRE diminuiu 28,0% para R$ 4,7milhões em 2007, em
comparação aos R$6,5 milhões, no mesmo período de 2006, principalmente como resultado da diminuição de
28,5% no volume de energia elétrica vendida em operações no MRE para 630,1 GWh em 2007, em
comparação de 880,6 GWh no mesmo período em 2006, principalmente como resultado de menor volume de
geração em 2007.
Fornecimento de Energia – Mercado spot
A receita operacional derivada das vendas no mercado spot aumentou em 82,2%, para R$10,9 milhões, em
2007, em comparação aos R$6,0 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado de um
aumento de 117,2 % no volume de energia elétrica vendido em transações spot para 428,0 GWh em 2007, de
197,0 GWh no mesmo período em 2006, compensado por uma diminuição de 16,1% no preço médio da
energia elétrica vendida em transações spot para R$ 25,4 /MWh em 2007, de R$ 30,3 /MWh no mesmo
período em 2006.
Deduções à Receita Operacional
O ICMS acumulado sobre a venda de energia elétrica para Clientes Livres aumentou em 27,2% para R$33,2
milhões, em 2007, em comparação aos R$26,1 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como
resultado do menor volume de créditos decorrentes de aquisições de equipamentos.
A contribuição PIS/COFINS aumentou em 29,2% para R$49,0 milhões em 2007, em comparação aos R$37,9
milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado do aumento da receita operacional sujeita
a esses impostos.
Em 2007, a ANEEL, através do Oficio Circular SFF/ANEEL no. 2.409/07 de 14 de novembro de 2007,
estabeleceu que as despesas com P&D deveriam ser classificadas neste grupo. A Companhia então reconheceu
nesta rubrica o montante de R$ 13,1 milhões. Em 2006 este item representou R$ 0,9 que se encontram
registrados como Serviços de Terceiros, os quais não foram reclassificados. Este aumento foi decorrente
principalmente pela não capitalização de projetos de P&D em 2007 e R$ 6,3 milhões devido à Resolução da
Aneel nº 233 em vigor a partir de janeiro de 2007.
Receita Operacional Líquida
Como resultado dos fatores descritos acima, a receita operacional líquida aumentou em 5,7% para R$634,2
milhões, em 2007, em comparação aos R$600,1 milhões no mesmo período de 2006. Desconsiderando-se a
despesa com P&D mencionada acima, a receita operacional líquida ajustada de 2007 seria de R$647,1
milhões, em comparação aos R$600,1 milhões no mesmo período de 2006.
103
Despesas Operacionais
As despesas operacionais permaneceram estáveis, R$372,9 milhões em 2007, em comparação aos R$372,7
milhões no mesmo período de 2006. Considerando-se a despesa de R$8,0 milhões com P&D, referente
somente ao exercício de 2007, e desconsiderando-se a despesa de R$1,7 milhões com bônus, referente ao
exercício de 2006, a despesa operacional ajustada referente a 2007 seria de R$379,2 milhões. O quadro
abaixo apresenta as despesas operacionais da Companhia, para os períodos indicados.
2007 % de Total 2006 % de Total
% Variação
2007/2006
(Milhares
de Reais)
(Milhares
de Reais)
Pessoal....... ....................................................................... -51.376 7,0 -48.323 7,3 6,3
Material. ............................................................................. -2.380 0,3 -2.412 0,4 -1,3
Serviços de Terceiros .......................................................... -29.268 4,0 -28.664 4,3 2,1
Compensação Financeira pela Utilização
de Recursos Hídricos ........................................................... -36.956 5,1 -36.364 5,5 1,6
Taxa de Fiscalização da ANEEL ............................................ -3.222 0,4 -3.692 0,6 -12,7
Energia Elétrica comprada para revenda .............................. -18.384 2,5 -26.938 4,1 -31,8
Encargos de Uso da Rede Elétrica ........................................ -72.258 9,9 -68.262 10,3 5,9
Depreciação e amortização .................................................. -142.779 19,6 -144.749 21,8 -1,4
Outras despesas ................................................................. -16.276 2,2 -13.328 2,0 22,1
Despesas Operacionais ............................................ -372.899 51,1 -372.732 56,1 0,0
A discussão abaixo descreve as mudanças significativas nas despesas operacionais da Companhia, que
levaram à variação em suas despesas operacionais, entre 2007 e 2006.
Pessoal
A despesa com pessoal aumentou 6,3%, para R$51,4 milhões em 2007, em comparação aos R$48,3 milhões
no mesmo período de 2006, principalmente como resultado de reajuste salarial.
Serviços de Terceiros
A despesa com serviços de terceiros aumentou em 2,1 % para R$ 29,3 milhões em 2007, em comparação aos
R$28,7 milhões no mesmo período de 2006, devido a reajuste regular dos contratos.
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos
Os pagamentos de compensação financeira pela utilização de recursos hídricos aumentaram em 1,6% para
R$37,0 milhões em 2007, em comparação aos R$36,4 milhões, no mesmo período de 2006, principalmente
como resultado do aumento da tarifa em 3% ( R$ 57,63/MWh em 2007 versus R$ 55,94/MWh em 2006)
compensado pela redução de 1,3% no volume de energia despachada das usinas para 9.500,3 GWh em
2007, em comparação aos 9.630,3 GWh no mesmo período de 2006.
Energia Elétrica comprada para revenda - Compras MRE/Spot – CCEE
Compras de energia em operações no MRE e no mercado spot diminuíram para R$18,4 milhões, em 2007, em
comparação aos R$26,9 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado de (1) um
aumento no volume de energia elétrica comprada em operações no MRE para 562,8 GWh, em 2007, em
comparação 476,8 GWh no mesmo período em 2006, principalmente como resultado da diminuição no
volume de energia despachada das usinas, e (2) uma diminuição de 30,4% no volume de energia elétrica
comprada em operações no mercado spot para 128,8 GWh em 2007, contra 185,1 GWh no mesmo período em
2006, e compensados por (3) um aumento de 19,1% no preço médio da energia elétrica comprada em
operações do mercado spot para R$114,5/MWh em 2007, contra R$98,5/MWh no mesmo período em 2006.
104
Encargos de Uso da Rede Elétrica
Os encargos de uso da rede elétrica aumentaram em 5,9% para R$72,3 milhões em 2007, em comparação
aos R$68,3 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado de (1) um aumento de 6,5%
na média das Tarifas TUST para R$2,45/kW/mês em 2007, em comparação aos R$2,3/kW/mês no mesmo
período de 2006 e (2) um aumento de 6,8% em encargos TUSD para R$8,9 milhões em 2007, em comparação
aos R$8,3 milhões no mesmo período de 2006.
Depreciação e Amortização
Despesas com depreciação e amortização diminuíram em 1,4% para R$142,8 milhões em 2007, em
comparação aos R$144,7 milhões no mesmo período de 2006. A amortização do ágio diminuiu para R$ 18,8
milhões em 2007, em comparação aos R$ 19,8 milhões no mesmo período de 2006.
Outras Despesas
Outras despesas aumentaram em 22,1% para R$16,3 milhões em 2007, em comparação aos R$13,3 milhões
no mesmo período de 2006. O valor provisionado de RTE apresentou uma redução de R$7,3milhões (causada
pelo recálculo de juros em 2006), compensado pela variação em provisão para contingências trabalhistas –
R$7,5 milhões, dos quais 9,1 milhões devido a reversão de provisão ocorrida em 2006.
Resultado Operacional
O resultado operacional aumentou em 14,9% para R$261,3 milhões, em 2007, em comparação aos R$227,4
milhões no mesmo período de 2006. Em relação a receita operacional líquida, o resultado operacional foi
35,8% em 2007, em comparação aos 34,2% no mesmo período de 2006.
Despesas Financeiras, Líquidas
As despesas financeiras, líquidas aumentaram em 37,8% para R$ 157,9 milhões em 2007, em comparação aos
R$ 114,6 milhões no mesmo período de 2006, principalmente devido a:
Uma diminuição de 60,1% em receitas nos juros RTE para R$10,4 milhões em 2007, em
comparação aos R$26,0 milhões no mesmo período de 2006, resultado do reconhecimento
de juros adicionais sobre recebíveis RTE em 2006.
Reversão de provisão fiscal referente a juros e multa sobre o FINAM referente ao processo
administrativo nº 19515.003540/2005-96, no valor de R$ 11,3 milhões no exercício de 2006.
Um aumento de 83,8% na variação monetária relacionada à dívida da Eletrobrás devido à
variação do IGP-M no período (7,8% em 2007 comparado a 3,8% em 2006), o que
representa um montante de R$ 70,2 milhões em 2007, em comparação aos R$38,2 milhões
no mesmo período de 2006, compensados por
uma diminuição de 8,7% em despesas com juros, R$ 106,4 milhões em 2007, em
comparação aos R$116,5 milhões no mesmo período de 2006, como resultado de
amortização do endividamento da Companhia; e
Rendimentos com aplicações financeiras superiores em 50,7%, representando R$ 11,9
milhões em 2007 em comparação a R$ 7,9 milhões em 2006.
105
Resultado Não-Operacional
O resultado não-operacional foi negativo em R$0,2 milhão em 2007, em comparação às despesas não-
operacionais de R$2,5 milhão no mesmo período de 2006. A variação foi principalmente devido à baixa de
algumas instalações doadas à prefeitura de Rosana, baixa de TC‘s e disjuntores na planta Capivara e baixa de
alguns bens de pequena monta pelo inventário.
Imposto de Renda
O imposto de renda aumentou em 26,5% para R$30,5 milhões em 2007, em comparação aos R$24,1 milhões
no mesmo período de 2006. A taxa de imposto efetiva da Companhia aumentou para 29,4% em 2007, em
comparação aos 21,8% no mesmo período de 2006, principalmente devido ao efeito no imposto diferido da
reversão da provisão relacionada ao FINAM em 2006 no montante de R$8,6 milhões.
Lucro Líquido
Como resultado dos fatores mencionados, o lucro líquido diminuiu em 15,6% para R$72,8 milhões em 2007,
em comparação aos R$86,2 milhões no mesmo período de 2006. Como uma porcentagem de receita
operacional líquida, a renda líquida foi 10,0% em 2007, em comparação aos 13,0% no mesmo período de
2006.
EBITDA e EBITDA ajustado
O EBITDA em 2007 foi de R$403,9 milhões, 9,3% superior aos R$369,6 milhões apurados no mesmo período
de 2006, tendo em vista principalmente a maior receita operacional líquida gerada nesse período. O EBITDA é
um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.
(1)
O EBITDA consiste no lucro líquido deduzido das receitas e despesas financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e
depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição não contábil, calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No.
01/2007- O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da
Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA
fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e comparar
empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP e que
pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas
demonstrações financeiras.
Em 31 de dezembro de % Variação
2007 2006 2007/2006
(Em reais mil)
LUCRO LÍQUIDO 72.783 86.222 -15,6
Imposto de Renda e Contribuição Social 30.469 24.093 26,5
Despesas Financeiras ( Líquida ) 157.861 114.567 37,8
Depreciação e Amortização 142.779 144.749 -1,4
EBITDA (1) 403.892 369.631 9,3
106
O EBITDA Ajustado em 2007 foi de R$408,1 milhões, 12,9% superior ao EBITDA Ajustado de R$361,6 milhões
apurados no mesmo período de 2006, tendo em vista principalmente a maior receita operacional líquida
gerada nesse período. O EBITDA Ajustado é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas
demonstrações financeiras.
(1) O EBITDA Ajustado foi calculado com base nos eventos acima, descritos nesta seção. O EBITDA Ajustado é um dado financeiro que não
está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.
Endividamento
A tabela abaixo apresenta os saldos de empréstimos e financiamentos de longo prazo e plano de pensão da
Companhia, em 31 de dezembro de 2007:
2007 2006
Em R$ (Mil) Curto Prazo Longo Prazo Total Curto Prazo Longo Prazo Total
Eletrobrás 148.741 865.086 1.013.827 123.674 940.574 1.064.248
BNDES 2.437 2.437 13.733 2.293 16.026
CESP 408 5.675 6.083
Plano de Pensão 22.922 22.922 16.152 16.152
Total 151.178 888.008 1.039.186 137.815 964.694 1.102.509
A discussão abaixo descreve brevemente as transações financeiras significativas da Companhia:
Eletrobrás – A Companhia substituiu a CESP, como parte no contrato de financiamento com a Eletrobrás, no
processo de sua privatização, referente à compra de energia de Itaipu/FURNAS, sujeito a uma
consolidação com base no IGP-M mais juros de 10,0% por ano e pagável mensalmente até maio de
2013. O empréstimo da Eletrobrás está garantido por meio dos recebíveis da Companhia, e a Eletrobrás
detém uma procuração para as finalidades de exercer seus direitos ao pagamento. Em 31 de dezembro
de 2007, o saldo principal em aberto da dívida era de R$1.013,8 milhões, e a data de vencimento
programado era 15 de maio de 2013. A Eletrobrás concordou em permitir que a Companhia efetue o
pagamento antecipado, total ou parcial, em qualquer tempo, durante o ano de 2008.
Em 31 de dezembro de % Variação
2007 2006 2007/2006
(Em reais milhões exceto %)
EBITDA 403,9 369,6 9,3
P&D 5,1 0 -
Despesas com Pessoal referentes a exercícios anteriores (bônus) -0,6 1,5 -
Provisão trabalhista 0 -6,8 -
INSS Expatriados -0,3 -0,2 -
Baixa de ativos 0 -2,5 -
EBITDA Ajustado(1) 408,1 361,6 12,9
Margem EBITDA Ajustado 63,1% 60,3% -
107
BNDES – Saldo liquidado em fevereiro de 2008.
Fundação CESP – Antes de 1998, os empregados da CESP tinham direito a uma pensão igual a 100% de seus
salários em virtude de um plano administrado pela Fundação CESP. A Fundação CESP fundou esse plano
através da compra de contratos de anuidade. A Companhia é agora responsável por qualquer deficiência
relacionada a empregados atuais e antigos de suas usinas, em virtude do plano para empregados que
começaram a trabalhar para a Companhia antes de 2002. Anualmente, atuários determinam o valor do
possível passivo da Companhia por deficiências em virtude do plano. Caso seja determinado que haverá
uma deficiência, a Companhia é obrigada a pagar um valor necessário para eliminar a deficiência; caso
seja determinado que haverá um ágio, então os futuros passivos por deficiências serão reduzidos.
Atualmente, o saldo do endividamento pendente com a CESP em virtude deste contrato é zero.
Contas Relevantes do Balanço Patrimonial
Ativo Circulante
O saldo do ativo circulante em 31 de dezembro de 2007 era de R$ 255,9 milhões, um crescimento de 37,7%
em comparação a R$185,8 milhões em 31 de dezembro de 2006. Caixa e Aplicações no Mercado Aberto
representaram em 31 de dezembro de 2007 R$ 128,8 milhões em comparação aos R$ 53,2 milhões em 31 de
dezembro de 2006, um aumento de 142,1% principalmente devido à maior geração de caixa e utilização de
créditos fiscais provenientes da cisão.
Ativo Não-Circulante
O saldo do ativo não circulante em 2007 foi de R$ 95,0 milhões, uma redução de 18,6% em comparação aos
R$116,7 milhões em 2006. Esta variação foi causada principalmente por utilização de parte do imposto de
renda diferido.
Ativo Permanente
O saldo do ativo permanente em 2007 foi de R$ 2.960,8 milhões, em comparação aos R$3.061,6 milhões em
2006. O saldo foi afetado pela depreciação e amortização do ativo imobilizado para o período (R$ 121,4
milhões), compensada parcialmente pela capitalização de obras compensatórias ambientais, aquisições e
baixas.
Passivo Circulante
O saldo do passivo circulante em 2007 era de R$263,6 milhões, um aumento de 3,1% em comparação com os
R$255,7milhões em 2006. As principais razões para tal variação são: (i) crescimento de R$9,1 milhões nos
encargos de uso da rede de transmissão; (ii) aumento de R$10,1 milhões em P&D; (iii) R$ 13,8 milhões
correspondentes a atualização monetária dos empréstimos e reclassificações de longo prazo para curto prazo;
compensados por (iv) menor saldo de CIPACAP a pagar decorrente de reclassificação para longo prazo no
montante de R$ 9,6 milhões em 2007 e (v) menor volume de dividendos pendentes de pagamento.
Passivo Não Circulante
O saldo do passivo não circulante em 2007 foi de R$ 913,6 milhões, uma redução de 6,5% comparado com os
R$977,6 milhões em 2006, devido principalmente à transferência dos saldos de empréstimos de longo prazo
para curto prazo, redução da dívida com a CESP compensado parcialmente por aumento nas provisões
trabalhistas em razão da reavaliação das expectativas de perda e novos processos.
Patrimônio Líquido
O saldo em 2007 foi de R$ 2.134,5 milhões, relativamente estável comparado com os R$ 2.130,9 milhões em
2006. Este saldo foi afetado pelos seguintes eventos no período: (i) resultado no período de R$72,8 milhões,
(ii) dividendos distribuídos/propostos no valor de R$ 69,1 milhões pela constituição da reserva legal no
montante de R$3,6 milhões.
108
Exercício Social Encerrado em 31 de dezembro de 2006 em comparação ao Exercício Social
Encerrado em 31 de dezembro de 2005
A tabela abaixo apresenta os resultados operacionais da Companhia para os anos encerrados em 31 de
dezembro de 2006 e 2005.
Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de
2006
% Receita
Operacional 2005
% Receita
Operacional
% Variação
2006/2005
(em milhares de Reais)
Receita operacional 664.093 100,0 664.786 100,0 -0,1
Suprimento de energia elétrica 664.065 100 664.698 100 -0,1
Outras receitas 28 0 88 0 -68,2
Deduções à receitas operacionais (63.958) 9,6 (49.718) 7,5 28,6
Receita operacional líquida 600.135 90,4 615.068 92,5 -2,4
Despesas operacionais
Pessoal (48.323) 7,3 (43.606) 6,6 10,8
Materiais (2.412) 0,4 (2.094) 0,3 15,2
Serviços de Terceiros (28.664) 4,3 (36.473) 5,5 -21,4
Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (36.364) 5,5 (37.963) 5,7 -4,2
Taxa de Fiscalização da ANEEL (3.692) 0,6 (3.378) 0,5 9,3
Energia elétrica comprada para revenda (26.938) 4,1 (16.637) 2,5 61,9
Encargos de Uso da Rede Elétrica (68.262) 10,3 (48.529) 7,3 40,7
Depreciação e amortização (144.749) 21,8 (148.526) 22,3 -2,5
Outras despesas (13.328) 2,0 (3.478) 0,5 283,2
Total despesas operacionais (372.732) 56,1 (340.684) 51,2 9,4
Resultado Operacional 227.403 34,2 274.384 41,3 -17,1
Despesas financeiras (líquidas) (114.567) 17,3 (115.195) 17,3 -0,5
Resultado não operacional (2.521) 0,4 (447) 0,1 464,0
Impostos de renda e contribuição social (24.093) 3,6 (45.661) 6,9 -47,2
Lucro Líquido 86.222 13,0 113.081 17,0 -23,8
Receita Operacional
A receita operacional permaneceu relativamente estável em R$664,1 milhões em 2006, em comparação aos
R$664,8 milhões em 2005. A estabilidade na receita resultou dos efeitos líquidos do (1) vencimento dos
Contratos de Fornecimento Inicial, que representavam 28,5% da receita operacional em 2005, (2) um
aumento de 62,4% na receita operacional derivada de contratos do ACR e (3) um aumento de 36,1% na
receita operacional derivada de contratos do ACL.
109
Exercício Social Encerrado em 31 de
dezembro de 2006
Exercício Social Encerrado em 31 de
dezembro de 2005
%
Variação
Fornecimento de Energia Volume
Receita
operacional1 % Volume
Receita
operacional1 % 2006/2005
(em MWh) (em milhares
de reais)
(em MWh) (em milhares
de reais)
Contratos no ACL 5.982.634 472.077 71,1 4.366.185 346.851 52,2 36,1
Contratos no ACR 2.777.177 179.480 27,0 1.857.365 110.489 16,6 62,4
MRE 880.620 6.539 1,0 1.314.100 9.125 1,4 -28,3
Mercado spot 197.049 5.976 0,9 495.585 8.712 1,3 -31,4
Contratos de Fornecimento Inicial 1 (7) - 2.501.269 189.521 28,5 -100,0
Total 9.837.480 664.065 100,0 10.534.504 664.698 100,0 -0,1
(1) Receitas operacionais oriundas exclusivamente do fornecimento de energia.
Fornecimento de Energia – Contratos no ACL
A receita operacional derivada de contratos do ACL aumentou em 36,1% para R$472,1 milhões em 2006, em
comparação aos R$346,9 milhões em 2005, principalmente devido a um aumento de 37,0% no volume de
energia elétrica vendido em virtude de contratos do ACL em 2006, resultante do vencimento dos Contratos de
Fornecimento Inicial e da substituição desses contratos por contratos do ACL.
Fornecimento de Energia – Contratos no ACR
A receita operacional derivada de contratos do ACR aumentou em 62,4% para R$179,5 milhões em 2006, em
comparação aos R$110,5 milhões em 2006, principalmente devido a (1) um aumento de 49,5% no volume de
energia elétrica vendido em virtude de contratos do ACR em 2006 como resultado do vencimento dos
Contratos de Fornecimento Inicial e a substituição desses contratos por contratos do ACR e (2) um aumento
de 7,9% no preço médio da energia elétrica vendida em virtude dos contratos do ACR celebrados pela
Companhia para R$64,6/MWh em 2006 em comparação aos R$59,9/MWh em 2005 devido a (a) correções da
inflação em virtude desses contratos e (b) um aumento no preço base médio para os contratos que iniciaram a
entrega em 2006 para R$66,2/MWh de R$60,0/MWh para contratos que iniciaram a entrega em 2005.
Fornecimento de Energia – MRE
A receita operacional derivada de operações no MRE diminuiu em 28,3% para R$6,5 milhões em 2006, em
comparação aos R$9,1 milhões em 2005, principalmente como resultado de (1) uma diminuição de 33,0% no
volume de energia elétrica vendido em operações no MRE para 880,6 GWh em 2006 de 1.314,1 GWh em
2005, principalmente como resultado do menor despacho em 2006, (2) um aumento de 6,0% no preço médio
da energia elétrica vendida em operações no MRE para R$7,25/MWh em 2006 de R$6,84/MWh em 2005.
110
Fornecimento de Energia – Mercado spot
A receita operacional derivada da venda no mercado spot diminuiu em 31,4 % para R$6,0 milhões em 2006,
em comparação aos R$8,7 milhões em 2005, principalmente como resultado de (1) uma diminuição de 60,2 %
no volume de energia elétrica vendido para 197,0 GWh em 2006 de 495,6 GWh em 2005, (2) um aumento de
72,5% no preço médio da energia elétrica vendida no mercado spot para R$30,3/MWh em 2006 de
R$17,6/MWh em 2005.
Fornecimento de Energia – Contratos de Fornecimento Inicial
A receita operacional derivada de Contratos de Fornecimento Inicial em 2006 foi irrelevante, devido ao
vencimento dos Contratos de Fornecimento Inicial no final de 2005. A receita operacional derivada de
Contratos de Fornecimento Inicial em 2005, foram de R$189,5 milhões.
Deduções à Receita Operacional
O ICMS acumulado sobre a venda de energia elétrica para Consumidores Livres aumentou em 40,4% para
R$26,1 milhões em 2006, em comparação aos R$18,6 milhões em 2005, principalmente como resultado de
aumento nas vendas para Consumidores Livres.
A contribuição PIS/COFINS aumentou em 21,7% para R$37,9 milhões em 2006, em comparação aos R$31,2
milhões em 2005, principalmente devido a maior alíquota do PIS/COFINS para contratos com entrega iniciando
em 2006 para 9,25% em comparação aos 3,65% para os contratos que venceram ou foram rescindidos.
Receita Operacional Líquida
Como resultado dos fatores descritos acima, a receita operacional líquida diminuiu em 2,4% para R$600,1
milhões em 2006, em comparação aos R$615,1 milhões em 2005. Desconsiderando-se os efeitos das
alterações nas deduções da receita operacional mencionadas acima, a receita operacional líquida ajustada3 de
2005 seria R$600,8 milhões.
Despesas Operacionais
As despesas operacionais aumentaram em 9,4% para R$372,7 milhões em 2006 em comparação aos R$340,7
milhões em 2005. Desconsiderando-se a reversão da provisão trabalhista de R$ 6,8 milhões, e considerando-
se a despesa com bônus de R$ 1,5 milhão, e provisão INSS de R$ 0,2 milhão, a despesa operacional ajustada
de 2006 seria de R$ 377,8 milhões. O quadro abaixo apresenta as despesas operacionais da Companhia para
os períodos indicados.
3 A Receita Ajustada foi calculada com base nos eventos acima descritos nesta seção.
111
Exercício social
encerrado em 31 de
dezembro de 2006 % de Total
Exercício social
encerrado em 31 de
dezembro de 2005 % de Total
% Variação
2006/2005
(Milhares de Reais) (Milhares de Reais)
Pessoal 48.323 13,0 43.606 12,8 10,8
Material 2.412 0,6 2.094 0,6 15,2
Serviços de terceiros.. 28.664 7,7 36.473 10,7 -21,4
Compensação por uso de
recursos hídricos rever 36.364 9,8 37.963 11,1 -4,2
Taxa de Fiscalização
da ANEEL 3.692 1,0 3.378 1,0 9,3
Energia Elétrica comprada pra
revenda 26.938 7,2 16.637 4,9 61,9
Encargos do uso da rede
elétrica 68.262 18,3 48.529 14,2 40,7
Depreciação e amortização
144.749 38,8 148.526 43,6 -2,5
Outras despesas 13.328 3,6 3.478 1,0 283,2
Despesas operacionais
372.732 100,0 340.684 100,0 9,4
A discussão abaixo descreve as mudanças significativas nas despesas operacionais da Companhia, que
levaram à variação nas despesas operacionais entre 2006 e 2005.
Pessoal
As despesas com pessoal aumentaram em 10,8% para R$48,3 milhões em 2006, em comparação aos R$43,6
milhões em 2005, principalmente por (1) reajuste salarial de 4,0% e (2) um complemento no valor do bônus
referente a 2005, de R$3,2 milhões em 2006, em virtude dos resultados da Companhia de 2005 terem sido
melhores do que esperado.
Serviços de Terceiros
A despesa diminuiu em 21,4% para R$28,7 milhões em 2006, em comparação aos R$36,5 milhões em 2005,
principalmente pelo fato da despesa de 2005 ter sido impactada pela despesa única de R$10,1 milhões,
referente ao Contrato CIBACAP.
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos
A redução em 4,2% para R$36,4 milhões em 2006, em comparação aos R$38,0 milhões em 2005, decorreu
principalmente pela redução de 9,8% no volume de energia despachada das usinas para 9.630,3 GWh em
2006, em comparação aos 10.678,1 GWh em 2005. A diminuição foi parcialmente compensada por um
aumento de 6,2% na média da tarifa de referência para R$55,94/MWh em 2006 em comparação aos
R$52,67/MWh em 2005.
112
Energia Elétrica comprada para revenda - Compras MRE/Spot - CCEE
As compras de energia aumentaram para R$26,9 milhões em 2006 em comparação aos R$16,6 milhões em
2005, principalmente como resultado de (1) energia elétrica comprada em operações no MRE de 4,5 GWh em
2006 o que não ocorreu em 2005,ao preço médio de R$7,25/MWh , (2) um aumento de 71,8% no volume de
energia elétrica comprada em operações do mercado spot para 185,1 GWh em 2006 de 107,7 GWh em 2005,
(3) um aumento de 127,8% no preço médio da energia elétrica comprada em operações do mercado spot
para R$98,46/MWh em 2006 de R$43,21/MWh em 2005 e menor volume de outras compras de energia.
Encargos de Uso da Rede Elétrica
Os encargos aumentaram em 40,7% para R$68,3 milhões em 2006, em comparação aos R$48,5 milhões em
2005, principalmente devido à liberação dos contratos iniciais remanescentes, sobre os quais não incidia
encargos de transmissão e reajuste tarifário.
Depreciação e Amortização
A despesa com depreciação e amortização diminuiu em 2,5% para R$144,7 milhões em 2006, em comparação
aos R$148,5 milhões em 2005. A amortização do ágio diminuiu para R$19,8 milhões em 2006, em comparação
aos R$23,6 milhões em 2005.
Outras Despesas
Outras despesas aumentaram 283,2% para R$13,3 milhões em 2006, em comparação aos R$3,5 milhões em
2005. As despesas de R$13,3 milhões em 2006 foram principalmente devidas a (1) Aumento na provisão para
RTE no montante de R$14,1 milhões, causada pela reversão em 2005 de uma provisão de R$18,8 milhões
constituída em 2003, que foi parcialmente compensada por um recálculo de juros pagáveis sobre essas contas
em 2006, em cada caso como resultado da reavaliação dos recebíveis RTE da Companhia, e (2) variação em
provisão para contingências trabalhistas – R$7,5 milhões, dos quais R$9,1 devido a reversão de provisão
ocorrida em 2006.
Despesas Financeiras Líquidas
As despesas financeiras líquidas permaneceram relativamente estáveis em R$114,6 milhões em 2006, em
comparação aos R$115,2 milhões em 2005, principalmente devido a:
Uma diminuição de 6,5% em despesas com juros, para R$116,5 milhões em 2006, em comparação
aos R$124,6 milhões em 2005, decorrente da amortização regular do endividamento da Companhia;
Uma diminuição de 60,8% em receitas por aplicações financeiras de curto prazo, para R$7,9 milhões
em 2006, em comparação aos R$20,1 milhões em 2005, principalmente pela menor disponibilidade
de caixa em 2006, devido à redução de capital da Companhia ocorrida no final de 2005;
Um aumento de 150,2% na variação monetária relacionada ao endividamento da Eletrobrás, devido à
variação do IGP-M no período - R$ 38,2 milhões em 2006, em comparação aos R$15,3 milhões em
2005; e
Um aumento de R$11,5 milhões em outras receitas financeiras em 2006, para R$5,2 milhões,
comparada com uma despesa financeira de R$6,3 milhões em 2005, devido à reversão de uma
provisão relacionada às contribuições ao FINAM no valor de R$11,3 milhões. Vide seção ―Fatores Que
Afetam Resultados Operacionais — Efeitos de Impostos sobre a Renda — Imposto de Renda e
Contribuição Social‖, localizada na página 80 deste Prospecto.
113
Resultado Operacional
O resultado operacional diminuiu em 17,1% para R$227,4 milhões em 2006, em comparação aos R$274,4
milhões em 2005. Como uma porcentagem da receita operacional líquida, o resultado operacional foi 37,9%
em 2006 em comparação aos 44,6% em 2005.
Resultado Não-Operacional
A despesa não-operacional foi de R$2,5 milhões em 2006, em comparação à despesa não-operacional de
R$0,4 milhão em 2005. As variações foram principalmente devidas à baixa de algumas instalações doadas à
prefeitura de Rosana, baixa de alguns equipamentos da UHE Capivara e baixa de alguns bens de pequena
monta e resultado líquido do leilão da frota. (A Companhia mantém uma frota de veículos que utiliza para
transportar seus empregados dentro e entre suas usinas. Em função dos desgastes desses veículos, a
Companhia substitui sua frota a cada dois anos, leiloando-os.)
Imposto de Renda
A redução em 47,2% para R$24,1 em 2006, em comparação aos R$45,7 milhões em 2005, deveu-se
principalmente a (1) uma diminuição de 2,4% na receita operacional líquida da Companhia, para R$615,1
milhões em 2006, em comparação aos R$600,1 milhões em 2005, afetando o resultado tributável e (2) à
reversão de uma provisão fiscal relacionada ao FINAM de R$8,6 milhões. Vide seção ―Fatores Que Afetam
Resultados Operacionais - Efeitos de Impostos a Renda da Companhia — Imposto de Renda e Contribuição
Social‖, localizada na página 80 deste Prospecto. A taxa de imposto efetiva da Companhia diminuiu para
21,8% em 2006, em comparação aos 28,8% em 2005, principalmente devido à reversão da provisão FINAM.
Lucro Líquido
Como resultado do precedente, a renda líquida diminuiu em 23,8% para R$86,2 milhões em 2006, em
comparação aos R$113,1 milhões em 2005. Em relação à receita operacional líquida, o lucro líquido
representou 14,4% em 2006 em comparação aos 18,4% em 2005.
EBITDA e EBITDA ajustado
O EBITDA em 2006 foi de R$ 369,6 milhões, 12,5% inferior aos R$ 422,5 milhões apurados no mesmo período
de 2005. Esta variação decorreu, principalmente da menor receita operacional líquida ocasionada pela maior
incidência de impostos sobre a receita, tendo em vista o término dos Contratos Iniciais, bem como maiores
encargos de uso da rede. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas
demonstrações financeiras.
Em 31 de dezembro de % Variação
2006 2005 2006/2005
(Em reais mil)
LUCRO LÍQUIDO 86.222 113.081 -23,8
Imposto de Renda, Contribuição Social 24.093 45.661 -47,2
Despesa Financeira, Líquida 114.567 115.195 -0,5
Depreciação e Amortização 144.749 148.526 -2,5
EBITDA (1) 369.631 422.463 -12,5
(1) O EBITDA consiste no lucro líquido deduzido das receitas e despesas financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição não contábil, calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No. 01/2007- O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e comparar empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP e que pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.
114
O EBITDA Ajustado(1) em 2006 foi de R$366,8 milhões, 2,6% inferior ao EBITDA Ajustado de R$376,6 milhões
apurados no mesmo período de 2005, principalmente devido a menor receita operacional líquida ocasionada
pela maior incidência de impostos sobre a receita, tendo em vista o término dos Contratos Iniciais, bem como
maiores encargos de uso da rede. O EBITDA Ajustado é um dado financeiro que não está expressamente
indicado nas demonstrações financeiras.
(1) O EBITDA Ajustado foi calculado com base nos eventos acima, descritos nesta seção. O EBITDA é um dado financeiro que não está
expressamente indicado nas demonstrações financeiras.
Endividamento
A tabela seguinte mostra nosso endividamento, representado pelos saldos de empréstimos e financiamentos
de longo prazo e plano de pensão da Companhia:
2006 2005
Em R$ (Mil) Curto Prazo
Longo
Prazo Total Curto Prazo Longo Prazo Total
Eletrobrás 123.674 940.574 1.064.248 110.139 1.025.953 1.136.092
BNDES 13.733 2.293 16.026 14.103 16.467 30.570
CESP 408 5.675 6.083 387 6.075 6.462
Plano de Pensão 16.152 16.152 12.468 12.468
Total 137.815 964.694 1.102.509 124.629 1.060.963 1.185.592
Contas Relevantes do Balanço Patrimonial
Ativo Circulante
O ativo circulante em 2006 era de R$ 185,8 milhões, um aumento de 30,8% em comparação aos R$142,1
milhões em 2005. Caixa e Aplicações no Mercado Aberto em 2006 representaram R$ 57,3 milhões em
comparação a R$ 10,1 milhões em 2005, devido principalmente à redução de capital no montante de R$ 163,0
milhões ocorrida em dezembro de 2005.
Em 31 de dezembro de % Variação
2006 2005 2006/2005
(Em reais milhões exceto %)
EBITDA 369,6 422,5 -12,5
P&D- 0 0 -
Despesas com Pessoal referentes a exercícios anteriores (bônus) 1,5 -3,2 -
Provisão trabalhista -6,8 0 -
INSS Expatriados -0,2 -0,2 -
Baixa de ativos -2,5 0 -
Revisão CIBACAP 0 10,1 -
Revisão RTE 0 -18,8 -
Encargo de Uso da Rede 0 -19,7 -
ICMS sobre Contratos Iniciais e Alíquota de PIS/COFINS 0 -14,2 -
EBITDA Ajustado(1) 361,6 376,4 -3,9
Margem EBITDA Ajustado 60,3% 62,7% -
115
Ativo Não-Circulante
O saldo do ativo não circulante em 2006 foi de R$ 116,7 milhões, uma redução de 24,7% em comparação aos
R$155,0 milhões em 2005. Essa variação foi provocada por: (i) aumento da provisão para devedores
duvidosos sobre recebíveis RTE, e (ii) utilização de parte do imposto de renda diferido.
Ativo Permanente
O saldo do ativo permanentes em 2006 foi de R$ 3.061,6 milhões, em comparação aos R$ 3.163,7 milhões de
2005. O saldo foi impactado pela capitalização de obras compensatórias ambientais, aquisições e baixas no
valor de R$ 11,6 milhões, compensados pela depreciação e amortização do ativo imobilizado do período.
Passivo Circulante
O saldo do passivo circulante em 2006 foi de R$ 255,7 milhões, um aumento de 0,5% em comparação aos
R$254,4 milhões de 2005. As principais razões para tal variação foram: (i) aumento no volume de compras de
energia face menor volume gerado em 2006, e (ii) atualização monetária dos empréstimos e reclassificações
de longo prazo para curto prazo no valor total de R$ 13,1 milhões.
Passivo Não-Circulante
O saldo do passivo não circulante em 2006 era de R$ 977,6 milhões, um decréscimo de 11,6% em
comparação aos R$1.105,5 milhões em 2005, devido principalmente aos saldos dos empréstimos transferidos
do longo para o curto prazo.
Patrimônio Líquido
O patrimônio líquido em 2006 era de R$ 2.130,9 milhões, em comparação aos R$ 2.100,8 milhões em 2005.
Esse saldo foi impactado pelos seguintes eventos: (i) resultado de R$ 86,2 milhões, (ii) dividendos
distribuídos/propostos de R$ 80,1 milhões, (iii) ajustes de exercícios anteriores de R$ 1,8 milhões referente a
amortização de ágio, e (iv)aumento no patrimônio líquido pela incorporação de alguns ativos da Duke Energy
International, Brasil Ltda. em novembro de 2006, no valor de R$ 25,8 milhões.
Capacidade de Pagamento
Os Administradores da Companhia, com base em análise de seus indicadores de desempenho e de sua
geração operacional de caixa, entendem que a Emissora tem plenas condições para honrar suas obrigações de
curto e médio prazo, incluindo as Debêntures. A Emissora pretende pagar o montante principal da sua dívida
de curto e longo prazo descrito acima, inclusive as Debêntures, e os respectivos juros, com recursos
provenientes da sua geração operacional de caixa. Não obstante o entendimento da administração da
Companhia, caso sejam necessários recursos à complementação de tal montante, estes serão obtidos por
meio de empréstimos bancários ou outros financiamentos a serem avaliados e contratados pela Emissora, bem
como por meio de outras distribuições públicas de valores mobiliários da Emissora.
116
As tabelas abaixo indicam a evolução da relação Dívida líquida/EBITDA e EBITDA/Resultado financeiro nos
cinco últimos exercícios sociais e no período de seis meses encerrados em 30 de junho de 2007 e 2008.
O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras:
Em 31 de dezembro
Em milhões de reais 2003 2004
2005
2006
2007 jun/07 jun/08
EBITDA
452 439 422 370 404 204 216
Endividamento 1.277 1.301 1.186 1.102 1.039 1.045 1.028
Caixa e aplicações financeiras 67 121 10 57 134 105 213 Dívida Líquida
1.210 1.180 1.176 1.045 905 940 815
Índice Dívida Liquida/EBITDA 2,7 2,7 2,8 2,8 2,2 4,6 3,8
Em milhões de reais 2003 2004 2005 2006 2007 jun/07 jun/08
EBITDA 452 439 422 370 404 204 216
Resultado Financeiro -196 -240 -115 -115 -158 -50 -99
EBITDA / Resultado Financeiro 2,3 1,8 3,7 3,2 2,6 4,1 2,2
Utilizando-se o EBITDA anualizado teríamos a seguinte posição:
Em milhões de reais jun/07 jun/08
EBITDA(¹) 380 416 Endividamento 1.045 1.028 Caixa e aplicações financeiras 105 213 Dívida Líquida 940 815
Índice Dívida Liquida/EBITDA 2,5 2,0
Em milhões de reais jun/07 jun/08
EBITDA(¹) 380 416 Resultado Financeiro -50 -99
EBITDA / Resultado Financeiro 7,6 4,2
(¹) últimos 12 meses. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.
Segue abaixo descrição da dívida atual da Companhia e o perfil da dívida após a presente Emissão, caso a as
debêntures sejam vendidas 100% para a série 1 , com vencimento em 2013, estes dados financeiros não
estão expressamente indicado nas demonstrações financeiras:
Atual 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Após 2015
Principal R$ Milhões 83,7 173,8 193,5 213,8 236,1 105,5 - - -
Pós Emissão 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Após 2015
Principal R$ Milhões 55,6 130,9 209,3 223,4 238,9 148,3 - - -
Eventos Subseqüentes
Em julho de 2008, foi publicado o despacho da ANEEL, o qual encerrou o processo em que a Companhia
discutia administrativamente a aplicação da Resolução ANEEL 497/2007.
Imediatamente após a publicação do despacho acima referido, a Companhia ingressou com uma ação
ordinária com pedido de tutela antecipada perante o juízo federal questionando a legalidade da Resolução
ANEEL 497/2007. A tutela antecipada foi concedida e, atualmente, o processo encontra-se na fase de citação
das distribuidoras credoras (Elektro e Vale do Paranapanema) e da ANEEL. O valor em disputa é de R$ 62
milhões. Para informações adicionais ver seção "Contingências Judiciais e Administrativas - Processos de
Natureza Regulatória", localizada na página 206 deste Prospecto.
117
6. INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA
Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil
Geral
O Negócio de Geração de Energia Elétrica
Análise Setorial
Concessões
Principais Entidades Regulatórias
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
Os Leilões de Energia
Contratos Firmados Anteriormente à Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico
Limitações Governamentais de Participação dos Agentes no Mercado
A Desverticalização no Âmbito do Novo Marco Regulatório
Garantias Financeiras
Remuneração das Geradoras
Mecanismo de Realocação de Energia – MRE
Incentivos a Fontes Alternativas de Energia
Encargos Setoriais
Racionamento
Aspectos Ambientais
Atividades da Emissora
Introdução
Estrutura Organizacional e Principais Acionistas
Reestruturações Societárias
Participações Societárias
Acordo de Acionistas
Breve Histórico
Pontos Fortes
Estratégia
Atividades da Emissora
Manutenção
Excelência Operacional
Comercialização
Mercado Atacadista de Energia
Sazonalidade
Concorrência
Contratos Relevantes
Contratos Financeiros
Investimentos Relevantes
Desinvestimentos
Propriedade Intelectual, Patentes, Marcas e Licenças
Meio Ambiente
Gestão de Crises
Seguros
Pesquisa e Desenvolvimento
118
Ativo Imobilizado
Recursos Humanos
Descrição do Capital Social e Dividendos
Geral
Objeto Social
Capital Social
Capital Autorizado
Grupamento de Ações da Companhia
Conversão de Ações da Companhia
Ações em Tesouraria
Direito das Ações
Direitos dos Acionistas
Destinação do Resultado do Exercício
Destinação do Lucro Líquido
Reserva de Lucros
Acordo de Acionistas
Ações em Tesouraria e Política para Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Companhia
Restrições
Ações da Companhia Direta ou Indiretamente Detidas pelos Administradores
Política de Distribuição de Dividendos
Práticas de Governança Corporativa
Políticas de Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural
Administração
Conselho de administração
Diretoria
Conselho Fiscal
Remuneração da Administração
Relação entre administradores e Companhia
Planos de Opção de Compra de Ações
Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia
Contingências Judiciais e Administrativas
Operações com Partes Relacionadas
Operações Vinculadas à Oferta
119
VISÃO GERAL DO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL
Geral
Em 21 de fevereiro de 2007, o MME, por meio da Portaria nº. 48, aprovou o Plano Decenal de Expansão de
Energia Elétrica - PDEE 2007-2016, o qual estabelece critérios para a expansão do sistema de energia
elétrica brasileiro relativo aos mercados de distribuição, geração e transmissão de energia elétrica para o
período compreendido entre os anos de 2007 e 2016.
O PDEE visa à expansão do Sistema Interligado Nacional (SIN) por meio de um planejamento que oriente as
ações governamentais futuras e forneça uma correta sinalização a todos os agentes do setor elétrico
brasileiro, a fim de garantir o suprimento de energia de forma sustentável para o meio ambiente, a
minimização dos custos totais, os quais incluem os custos sócio-ambientais e os custos de operação, e a
alocação eficiente dos investimentos, base para modicidade tarifária futura.
Os estudos de planejamento feitos pelo PDEE abrangem o horizonte dos próximos dez anos, sendo objeto de
revisões anuais que considerarão, entre outras, as mudanças nas previsões de crescimento do consumo de
energia elétrica e as reavaliações da economicidade e viabilidade dos projetos de geração.
De acordo com os dados da ANEEL em agosto de 2008, considerando o Parque Gerador existente, as
interligações internacionais já em operação e ainda a parcela de energia de Itaipu importada do Paraguai, o
Brasil tinha capacidade instalada de 109,6 GW, dos quais aproximadamente 70,5% correspondiam à geração
hidrelétrica, 20,1% à geração termelétrica (gás natural, petróleo, biomassa, e carvão mineral), 1,8% à
energia nuclear, 0,2% à energia eólica, e 7,4% à importação de energia elétrica pelo SIN.
Com objetivo de alcançar expressiva redução da Conta de Consumo de Combustíveis nos Sistemas Isolados,
o PDEE contempla ainda a integração dos sistemas isolados ao SIN, por intermédio da construção das linhas
de transmissão Jauru/Samuel, em 230kV, com entrada em operação prevista para setembro de 2008 para
integração do sistema isolado Acre-Rondônia e das linhas de transmissão Tucuruí/Manaus (Cariri), em 500kV,
e Jurupari/Macapá, em 230kV para integração dos sistemas isolados Manaus e Macapá, com entrada prevista
em janeiro/2012 tendo em vista que as análises econômicas para a implementação do projeto de integração
já foram efetuadas.
Atualmente, o SIN é dividido em quatro subsistemas elétricos: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte.
Segundo o PDEE, está prevista, até janeiro/2012 a integração dos sistemas isolados Acre-Rondônia e
Manaus-Macapá.
Além da integração dos sistemas isolados, o PDEE também prevê, para a expansão da geração de energia
elétrica, a repotenciação, definida pela PDEE como a execução de um conjunto de obras que visam gerar
ganho de potência e rendimento, e à modernização das usinas existentes, o que, embora possa não
representar muito em termos de energia assegurada, contribuirá para o atendimento do crescimento da
demanda máxima de energia prevista.
De acordo com a ANEEL, até a data deste Prospecto, existem um total de 1.722 empreendimentos de
geração em operação no Brasil, gerando 101.453.613KW de potência. A adição de 34.602.371kW na
capacidade de geração do país é esperada para os próximos anos, proveniente dos 139 empreendimentos
atualmente em construção e mais 467 empreendimentos com concessão e/ou autorização outorgada.
120
Aproximadamente 39,0% da capacidade instalada de geração de energia no Brasil é atualmente detida pela
Eletrobrás (incluindo a sua subsidiária integral Eletronuclear e a participação de 50,0% na Itaipu), holding
controlada pelo Governo Federal, que detém também 65,9% da capacidade instalada de transmissão acima
de 230 kV. Além disso, alguns estados brasileiros controlam empresas que se dedicam à geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica, tais como a CESP, a COPEL e a CEMIG.
O Negócio de Geração de Energia Elétrica
O Mercado Atacadista de Energia – MAE (atual CCEE) – foi criado para regulamentar e contabilizar
transações de compra e venda de energia. O Operador Nacional do Sistema – ONS – foi criado para
coordenar a operação e o despacho de energia no sistema. ONS e MAE são entidades privadas dirigidas por
representantes da indústria.
A geração de energia elétrica no Brasil tem a característica peculiar de ser altamente baseada na geração
hidrelétrica, com aproximadamente 75% da capacidade instalada de geração. A geração termoelétrica é
normalmente utilizada em sistemas isolados como os da região Norte, ou em períodos de escassez de
fornecimento hidrelétrico ou para garantir o suprimento de energia em casos de restrição elétrica.
Fonte: MME – Balanço Energético Nacional 2007
Conforme informações obtidas a partir do site da ANEEL, em 2007, a capacidade instalada de geração
elétrica foi acrescida de 4.028 MW (2.915 MW de UHE, 253 MW de PCH, 850 de geração termelétrica e 10
MW de eólica), resultando em 108,7 GW instalados em 31 de dezembro de 2007.
O crescimento do consumo de energia elétrica em 2007 foi de 5,4% em relação a 2006, segundo dados
divulgados pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE. Com este resultado, foi mantida a tendência histórica de
crescimentos anuais do mercado de eletricidade superiores ao da economia. Este aumento está associado ao
aumento da renda, à queda dos juros e a maior disponibilidade e expansão do crédito, assim como à ligação
de novas unidades residenciais.
121
Por outro lado, com a interrupção das privatizações e a crise energética de 2001, o crescimento da demanda
ainda não retomou seus patamares históricos. Há, entretanto, uma tendência de recuperação de crescimento
que deverá ser consolidada com a retomada da expansão da economia brasileira, uma vez que a dinâmica do
mercado de energia elétrica tem forte inter-relação com a evolução econômica do país.
A tabela abaixo apresenta o consumo final energético total (incluindo o consumo do setor energético) para
as duas trajetórias de crescimento analisadas no PDEE 2007/2016. Espera-se, portanto, que o crescimento
do consumo de energia acompanhe de perto a evolução da economia, situando-se a elasticidade-renda em
torno da unidade.
Fonte: Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 2007/2016– EPE
A análise da necessidade futura de energia elétrica demandada pelos agentes econômicos e pela sociedade
em geral constitui-se em uma importante atividade técnica do planejamento do setor elétrico brasileiro.
Observa-se, desta forma, no gráfico abaixo, as projeção de oferta firme de energia elétrica para o período
2008-2012, associadas a curva de crescimento da demanda.
Fonte: Programa Energia Transparente, 4ª Edição/Fevereiro de 2008 – Instituto Acende Brasil
122
Interpretando as informações, é possível notar que existe um desequilíbrio entre a oferta firme e a demanda
projetada para os próximos anos- exceto em 2010. É por este motivo que novos projetos de geração de
energia são vitais para redução do risco de insuficiência de energia elétrica no Brasil.
A seguir é apresentado o risco de ocorrência de déficits de energia para cada um dos subsistemas (Região
Sudeste/ Centro-Oeste/ Estados do Acre e Rondônia, Região Sul, Região Nordeste e Região Norte/ Manaus),
para cada um dos cenários de demanda idealizados no plano, os quais atendem ao critério de garantia de
suprimento do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que consideram riscos de déficit não
superiores a 5%.
Fonte: Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 2007/2016 – EPE
A estrutura do consumo de energia elétrica entre os segmentos de consumidores brasileiros mostra uma
forte concentração do seu uso na indústria, com 47,0% da energia elétrica consumida no Brasil em 2006,
seguido do uso residencial, com 22,0%, como visto na figura abaixo:
Fonte: MME – Balanço Energético Nacional 2007
CONSUMO DE ELETRICIDADE - TWh
0
50
100
150
200
250
300
350
400
1970
1973
1976
1979
1982
1985
1988
1991
1994
1997
2000
2003
2006
RESIDENCIAL
COMERCIAL
INDUSTRIAL
OUTROS
123
Poucas variações ocorreram na estrutura no período, tendo o setor industrial iniciado processo de ligeira
queda de participação a partir da segunda metade da década de 80, mas mostrando recuperação nos últimos
anos. A queda verificada nos anos de 2001 e 2002 é decorrente das restrições impostas pelo racionamento
de energia elétrica, que atingiu todas as classes de consumidores.
Em 2006, o consumo industrial registrou alta de 4,6% com relação ao ano anterior, acima do crescimento
esperado para a produção brasileira neste ano, de cerca de 3%. O consumo do segmento residencial,
apresentou expansão de 3,9% com a incorporação de 1,65 milhão de novas unidades residenciais,
totalizando um consumo de 85,8 TWh em 2006. O consumo médio por consumidor residencial foi de 142
kWh/mês em 2006, valor ligeiramente abaixo dos 143 kWh/mês do ano anterior. Esses valores permanecem
muito abaixo do recorde de 180 kWh/mês registrado em períodos que antecederam o racionamento.
Segundo dados da EPE, até novembro de 2007, o consumo industrial apresentou um crescimento acumulado
de 5,2% em relação ao mesmo período de 2006, neste mesmo período a atividade industrial apresentou um
crescimento de 6,7% impulsionado pelo aumento na fabricação de automóveis e caminhões e de máquinas
para colheita e carregadoras-transportadoras. O consumo do segmento residencial apresentou expansão de
6,1% no período janeiro-novembro de 2007 em relação ao mesmo período de 2006. Este aumento no
consumo se deve a quantidade expressiva de novas ligações residenciais; entre novembro de 2006 e
novembro de 2007, foram incorporados 1,7 milhão de novos consumidores residenciais. O consumo médio
mensal aumentou de 144,0kWh/mês para 147,6kWh/mês. Esses valores permanecem muito abaixo do
recorde de 180 kWh/mês registrado em períodos que antecederam o racionamento.
A categoria comercial registrou um crescimento acumulado de janeiro a novembro de 2007 de 6,8%, este
avanço significativo durante o ano de 2007 reflete não somente o surgimento de novos pontos comerciais
como também o aquecimento das atividades dos estabelecimentos já existentes no país, motivado pelo
desempenho favorável da economia brasileira, conforme dados da EPE.
125
Análise Setorial
O mercado de energia elétrica experimenta um crescimento próximo a 4,0% ao ano, para 2008, a
expectativa é de que ultrapasse a casa dos 53.000 MW em 2008. O planejamento governamental de médio
prazo prevê a necessidade de investimentos da ordem de R$ 14 a 15 bilhões por ano para expansão da
matriz energética brasileira, com investimentos no parque gerador e na malha de transmissão de energia
elétrica, em atendimento à demanda do mercado consumidor.
A capacidade instalada de geração de energia elétrica no Brasil em 2007 foi de aproximadamente 108,7 GW,
da qual 70,7% são provenientes de fonte hidrelétrica. A distância entre a região geradora de energia e a
região consumidora ocasiona como particularidade do sistema elétrico brasileiro a necessidade de grandes
extensões de linhas de transmissão. O mercado consumidor (51,9 milhões de unidades) concentra-se nas
regiões Sul e Sudeste, mais industrializadas. A região Norte é atendida de forma intensiva por pequenas
centrais geradoras, a maioria delas é termoelétrica, com o óleo diesel como combustível.
Grande parte do potencial hidrelétrico do país foi comprometida com usinas já construídas ou em construção,
exceto no sul da Amazônia. Assim, os grandes projetos hidrelétricos tendem a concentrar-se nesta região, o
que exige um investimento maior em linhas de transmissão devido à distância em relação aos centros
consumidores. Nas regiões onde o potencial hidrelétrico já foi amplamente utilizado, a tendência é de que os
projetos sejam crescentemente baseados em energia termoelétrica, com destaque para usinas a gás natural,
cujo fornecimento deverá ser focado nas reservas da Bacia de Campos, de Santos e do Espírito Santo.
Concessões
As empresas ou consórcios que desejam construir e/ou operar instalações para geração, transmissão ou
distribuição de energia no Brasil devem participar de processos licitatórios. Empresas ou consórcios que
desejem atuar em comercialização ou geração térmica devem solicitar permissão ou autorização ao MME ou
à ANEEL, conforme o caso. Concessões dão o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia em
determinada área de concessão por um período determinado. Esse período é limitado a 35 anos para novas
concessões de geração, e 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Concessões
existentes poderão ser renovadas a exclusivo critério do Poder Concedente, ainda que a respectiva
concessionária tenha cumprido com todas as suas obrigações nos termos dos Contratos de Concessão e
solicitado a prorrogação dentro do prazo. Assim, não há garantia de que as concessões hoje outorgadas às
respectivas concessionárias, inclusive a Companhia, serão prorrogadas pelo Poder Concedente. A
prorrogação de uma concessão provavelmente terá como contrapartida o pagamento, pela respectiva
concessionária, de valores a título de uso de bem público para produção e comercialização de energia
elétrica.
A Lei de Concessões estabelece, entre outras disposições, as condições que a concessionária deve cumprir ao
fornecer serviços de energia, os direitos dos consumidores, e as obrigações da concessionária e do poder
concedente. Ademais, a concessionária deverá cumprir o regulamento vigente do setor elétrico. Os principais
dispositivos da Lei de Concessões estão resumidos como segue:
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 os bens necessários à execução do serviço ou obra
pública de necessidade ou utilidade pública para fins de instituição de servidão administrativa, em
benefício de uma concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da
concessionária;
126
Responsabilidade Objetiva. A concessionária é responsável por todos os danos diretos ou indiretos
resultantes da prestação de seus serviços;
Alterações na participação controladora: O Poder Concedente deve aprovar qualquer alteração
direta ou indireta de participação controladora na concessionária;
Intervenção pelo poder concedente: O Poder Concedente poderá intervir na concessão, por meio de
processo administrativo, a fim de garantir o desempenho adequado dos serviços e o cumprimento
integral das disposições contratuais e regulatórias;
Término antecipado da concessão: O término dos Contratos de Concessão poderá ser antecipado
por meio de encampação, caducidade ou rescisão do contrato. Encampação consiste no término
prematuro de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público. A caducidade consiste
na declaração pelo poder concedente depois de a ANEEL ou o MME terem expedido um ato
normativo dizendo que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar serviços
adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável, (2) não tem mais capacidade
técnica financeira ou econômica para fornecer serviços adequados, ou (3) não cumpriu as
penalidades eventualmente impostas pelo poder concedente. A concessionária tem direito à
indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente
amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas e danos devidos pela
concessionária. Por fim, a rescisão contratual pode ser feita de comum acordo entre as partes ou
em decorrência de decisão judicial irrecorrível, proferida em processo interposto pelo
concessionário; e
Término por decurso do prazo: Quando a concessão expira, todos os bens, direitos e privilégios
transferidos à concessionária que sejam materialmente relacionados à prestação dos serviços de
energia revertem ao poder concedente. Depois do término, a concessionária tem direito de
indenização por seus investimentos em ativos revertidos, exceto quanto àqueles relacionados ao
projeto original, que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados.
Penalidades aplicáveis às Concessionárias
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 ou
autorizações e caducidade). Para cada violação, as multas podem atingir até 2,0% (dois por cento) da
receita oriunda de venda de energia elétrica e prestação de serviços (deduzidos o ICMS e ISS) das
concessionárias verificada no período de 12 meses imediatamente anterior à lavratura do auto de infração.
Algumas das infrações que podem resultar em aplicação de multas referem-se à ausência de requerimento,
pelo agente, de aprovação da ANEEL, relativos a:
assinatura de contratos entre partes relacionadas nos casos previstos na regulamentação;
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; e
alterações no estatuto social, transferência de ações que implique a mudança de seu controle
acionário, assim como efetuar reestruturação societária da concessionária.
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.
127
Principais Entidades Regulatórias
Ministério de Minas e Energia - MME
O MME é o principal órgão regulador do setor energético do Governo Federal, atuando como Poder
Concedente em nome do governo federal, e tendo como principal atribuição o estabelecimento das políticas,
diretrizes e da regulamentação do setor. Subseqüentemente à aprovação 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.
Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
O setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, autarquia federal autônoma. Depois da promulgação da Lei
do Novo Modelo do Setor Elétrico, as principais responsabilidades da ANEEL passaram a ser (i) regular e
fiscalizar o setor elétrico segundo a política determinada pelo MME e (ii) responder a questões a ela
delegadas pelo Governo Federal e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras, (i)
fiscalização de concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica,
inclusive aprovação de tarifas de energia elétrica; (ii) promulgação de regulamentos para o setor elétrico; (iii)
implementação e regulamentação da exploração das fontes de energia, incluindo a utilização de energia
hidrelétrica; (iv) promoção do processo licitatório para novas concessões; (v) solução de litígios
administrativos entre os agentes do setor elétrico; e (vi) definição dos critérios e metodologia para
determinação das tarifas de transmissão.
Conselho Nacional de Política de Energia - CNPE
Em agosto de 1997, foi criado o CNPE para o desenvolvimento e criação da política nacional de energia.
Presidido pelo MME, sendo a maioria de seus membros ministros do Governo Federal. Sua finalidade consiste
em otimizar o uso dos recursos de energia do Brasil e para garantir o fornecimento de energia no País.
Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS
O ONS foi criado em 1998 e se caracteriza como uma entidade de direito privado sem fins lucrativos
constituída por geradores, transmissores, distribuidores e Consumidores Livres. A Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico concedeu ao Governo Federal poder para indicar três diretores para a Diretoria Executiva do
ONS. O papel básico do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do Sistema
Interligado, sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do
ONS incluem: (i) planejamento da operação da geração e transmissão de energia elétrica; (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) 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); (vi) proposição de normas relativas à operação do sistema de transmissão para
aprovação pela ANEEL; e (vii) a elaboração de um programa de despacho otimizado com base na
disponibilidade declarada pelos agentes geradores.
128
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
Em 12 de agosto de 2004, o Governo Federal editou um decreto estabelecendo a regulamentação aplicável à
CCEE que, em 10 de novembro de 2004, sucedeu o MAE, absorvendo todas as suas atividades e ativos.
Um dos principais papéis da CCEE é viabilizar a comercialização de energia elétrica no SIN, conduzindo os
leilões públicos de energia elétrica no Ambiente Regulado. Além disso, a CCEE é responsável, entre outras
coisas, por (1) registrar todos os contratos de comercialização de energia no Ambiente de Contratação
Regulada, os contratos resultantes de contratações de ajustes e os contratos celebrados no Ambiente de
Contratação Livre, e (2) contabilizar e liquidar as transações de curto prazo.
A CCEE é composta por detentores de concessões, permissões e autorizações do setor elétrico, bem como
por Consumidores Livres e consumidores que adquirem energia por meio de fonte solar, eólica e biomassa, e
o seu Conselho de Administração é formado por quatro membros, nomeados por tais agentes, e por um
membro nomeado pelo MME, que ocupa o cargo de Presidente do Conselho de Administração.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o cálculo do preço da energia elétrica comprada ou
vendida no mercado spot (Preço de Liquidação de Diferenças – PLD) é de responsabilidade da CCEE que leva
em conta, dentre outros fatores, (i) a otimização do uso dos recursos eletroenergéticos para atendimento
das cargas do sistema, (ii) as necessidades de energia elétrica dos agentes e (iii) o custo do déficit de
energia elétrica.
Em 26 de outubro de 2004, por meio da Resolução Normativa n.º 109, a ANEEL instituiu a Convenção de
Comercialização de Energia Elétrica, que estabelece a estrutura e a forma de funcionamento da CCEE,
dispondo, entre outros assuntos, sobre as obrigações e direitos dos agentes da CCEE, a forma de solução
dos conflitos, as condições de comercialização de energia elétrica no ambiente regulado e no ambiente livre
e o processo de contabilização e liquidação financeira das operações realizadas no mercado de curto prazo.
Empresa de Pesquisa Energética - EPE
Criada em agosto de 2004, por meio do Decreto nº 5.189, a Empresa de Pesquisa Energética, ou EPE, é uma
empresa pública federal, cuja autorização para criação foi concedida pela Lei nº 10.847, de 15 de março de
2004, sendo responsável por conduzir pesquisas estratégicas no setor elétrico, inclusive com relação à
energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes energéticas renováveis. As pesquisas realizadas pela EPE
serão usadas para subsidiar a formulação, o planejamento e a implementação de ações do MME no âmbito
da política energética nacional.
Comitê de Monitoramento do Setor de Energia - CMSE
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, ou
CMSE, que atua sob a direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições de
fornecimento do sistema, propondo medidas preventivas para restaurar as condições adequadas de
atendimento, incluindo ações no lado da demanda, da contratação de uma reserva conjuntural do lado da
oferta e outras.
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Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico promoveu alterações significativas na regulamentação do setor
elétrico com vistas a (i) proporcionar incentivos a empresas privadas e públicas para construção e
manutenção da capacidade de geração; e (ii) assegurar o fornecimento de energia elétrica no Brasil, por
meio de processos licitatórios. As principais modificações introduzidas pela Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico incluem:
a criação de dois ambientes paralelos para a comercialização de energia, sendo (i) um mercado de
venda de energia elétrica para distribuidores, de forma a garantir o fornecimento de energia elétrica
para consumidores cativos, chamado de Ambiente de Contratação Regulada; e (ii) um mercado
especificamente voltado a atividades não reguladas, do qual podem participar os geradores,
Consumidores Livres, PIE e agentes comercializadores e que permitirá um certo grau de competição
em relação ao Ambiente de Contratação Regulada, qual seja, o Ambiente de Contratação Livre;
obrigatoriedade, por parte das empresas de distribuição, de adquirir energia suficiente para
satisfazer 100% (cem por cento) da sua demanda;
restrições a determinadas atividades das distribuidoras, que incluir a proibição de venda de
eletricidade aos Consumidores Livres a preços não regulamentados e de desenvolver atividades de
geração e transmissão de energia elétrica, de forma a assegurar que estas se concentrem somente
em sua atividade principal, para garantir serviços mais eficientes e confiáveis aos Consumidores
Cativos;
existência de Garantia Física de Lastro de geração para toda energia comercializada em contratos;
proibição das distribuidoras venderem energia a Consumidores Livres a preços não regulamentados
e desenvolver atividades de geração ou transmissão de energia elétrica;
eliminação da auto-contratação (self-dealing), de forma a proporcionar um incentivo a que as
distribuidoras comprem energia aos mais baixos preços disponíveis, ao invés de comprar energia
elétrica de partes relacionadas; e
respeito aos contratos firmados anteriormente à vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,
de forma a proporcionar estabilidade às transações efetuadas antes da sua promulgação.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico também excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Programa
Nacional de Privatização criado pelo Governo Federal em 1990 visando promover o processo de privatização
das empresas estatais.
Questionamentos quanto à Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico tem, atualmente, sua constitucionalidade contestada perante o
Supremo Tribunal Federal. O Governo Federal recorreu, argumentando inexistir inconstitucionalidades na Lei
do Novo Modelo do Setor Elétrico, já que a Medida Provisória que a instituiu foi convertida em lei. Embora os
Ministros do Supremo Tribunal Federal já tenham negado, por maioria, o pedido de medida liminar que
buscava suspender os efeitos da Medida Provisória que deu origem à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,
não há uma decisão final de mérito sobre o assunto e não é possível prever quando tal decisão será
expedida. Independentemente da decisão do Supremo Tribunal Federal, espera-se que certas disposições da
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico relacionadas à proibição de atividades não atinentes à distribuição de
energia elétrica pelas distribuidoras, de venda de energia elétrica para Consumidores Livres, e a eliminação
do direito à auto-contratação, continuem em vigor.
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Se a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, 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.
Comercialização de Energia
A comercialização de energia como atividade autônoma está prevista na Lei n.º 9.648/98 e no Decreto n.º
2.655/98, estando sujeita a um regime competitivo, do qual diversos agentes podem participar, dentre os
quais as geradoras, atuando no regime de serviço público ou no de produção independente, as
comercializadoras e os importadores de energia.
A comercialização de energia tem por finalidade o abastecimento energético, por meio das distribuidoras de
seus consumidores cativos e por meio de geradoras e comercializadoras para os consumidores Livres, sendo
realizada também entre agentes setoriais que não sejam consumidores finais.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, no âmbito do Ambiente de Contratação Regulada, os
CCEAR deverão ser celebrados entre cada geradora e todas as concessionárias e permissionárias de
distribuição do SIN, que são obrigadas a oferecer garantias aos geradores. As contratações entre as
distribuidoras e empreendimentos de geração existentes prevêem a entrega da energia sempre a partir do
ano seguinte ao da respectiva licitação e terão prazos de duração de, no mínimo, 3 e, no máximo, 15 anos.
Excepcionalmente, até 2006, as licitações de compra poderão prever início da entrega de energia em até 5
anos. As contratações entre as distribuidoras e novos empreendimentos de geração prevêem a entrega da
energia a partir do 3° ou do 5° ano contado do ano da respectiva licitação e terão prazo de duração de, no
mínimo, 15 e, no máximo, 35 anos.
Ambientes para a Comercialização de Energia Elétrica
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as negociações envolvendo compra e venda de energia
elétrica serão conduzidas, paralelamente, em dois diferentes segmentos de mercado: (i) o Ambiente de
Contratação Regulada, que contempla a compra por distribuidoras em leilões públicos para atender aos seus
Consumidores Cativos e (ii) o Ambiente de Contratação Livre, que compreende a compra de energia elétrica
por entidades não-reguladas, tais como Consumidores Livres e comercializadoras.
A energia gerada por (i) projetos de baixa capacidade de geração, localizados próximo a centrais de consumo
(―Geração Distribuída‖); (ii) usinas qualificadas nos termos do PROINFA, conforme definido abaixo; e (iii)
Itaipu, não estarão sujeitas a processos de leilão centralizados para o fornecimento de energia no Ambiente
de Contratação Regulada. A energia elétrica gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e os volumes
que devem ser comprados por cada distribuidora são determinados compulsoriamente pela ANEEL. Os preços
pelos quais a energia gerada por Itaipu é comercializada são denominados em dólares dos Estados Unidos da
América, e estabelecidos em conformidade com um tratado firmado entre o Brasil e o Paraguai.
Conseqüentemente, os preços para Itaipu estão sujeitos à variação da taxa de câmbio dólar/real. A aquisição
pelas distribuidoras de energia proveniente de processos de Geração Distribuída, fontes eólicas, PCHs devem
observar um processo competitivo de chamada pública, que garanta publicidade, transparência e igualdade
de acesso.
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O Ambiente de Contratação Regulada
No Ambiente de Contratação Regulada, as empresas de distribuição compram a energia que esperam
comercializar com seus Consumidores Cativos, por meio de leilões regulados pela ANEEL e organizados pela
CCEE. As compras de energia elétrica são feitas com as geradoras, comercializadoras e importadores de
energia elétrica (referidos em conjunto como ―Agentes Vendedores‖) por meio de duas espécies de acordos
bilaterais: (i) Contratos de Quantidade de Energia; e (ii) Contratos de Disponibilidade de Energia.
Nos termos de um Contrato de Quantidade de Energia, os Agentes Vendedores se comprometem a fornecer
uma determinada quantidade de energia e assumem o risco de que o fornecimento poderá ser afetado por
condições hidrológicas e baixos níveis de reservatórios, entre outros fatores que poderão afetar ou diminuir o
fornecimento de energia, e neste caso terão que comprar a energia no mercado, de forma a cumprir seus
compromissos de fornecimento.
De outra forma, nos termos de um Contrato de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora se
compromete a disponibilizar uma determinada capacidade ao Ambiente de Contratação Regulada. Neste
caso, a receita da geradora é garantida e o risco hidrológico de despacho de tais usinas (pagamento de
custos variáveis) é assumido pela distribuidora. Em conjunto, estes contratos constituem o CCEAR.
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a estimativa de demanda por parte das distribuidoras é
o principal fator levado em conta quando da determinação da quantidade de energia que o sistema como um
todo deverá contratar. De acordo com o novo modelo, as distribuidoras são obrigadas a contratar 100% de
suas necessidades de energia, ao invés dos 95% exigidos pelo modelo antigo. A insuficiência de energia para
suprir todo o mercado é verificada no processo de contabilização da CCEE e pode resultar em penalidades às
distribuidoras.
As distribuidoras de energia têm o direito de repassar a seus consumidores os custos relacionados à energia
adquirida por meio de leilões, bem como quaisquer tributos e encargos setoriais relativos aos leilões. Nesse
repasse, determinados desvios de volumes para maior e para menor são admitidos em virtude da
impossibilidade das distribuidoras de declararem montantes exatos e com antecedência em relação à sua
demanda de energia elétrica para um determinado período.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, no âmbito do Ambiente de Contratação Regulada, os
CCEAR deverão ser celebrados entre cada Agente Vendedor e todas as concessionárias e permissionárias de
distribuição que participaram de um determinado leilão, sendo estas obrigadas a oferecer garantias às
geradoras. As contratações entre as distribuidoras e empreendimentos de geração existentes poderão prever
entrega da energia a partir do ano seguinte ao da respectiva licitação e terão prazos de duração de, no
mínimo, 3 e, no máximo, 15 anos. As contratações entre as distribuidoras e novos empreendimentos de
geração poderão prever entrega da energia a partir do 3° ou do 5° ano contado do ano da respectiva
licitação e terão prazo de duração de, no mínimo, 15 e, no máximo, 35 anos. A regulamentação da
contratação de energia no Ambiente de Contratação Regulada deverá prever, ainda, condições e limites para
repasse do custo de aquisição de energia elétrica para os consumidores finais, bem como o
compartilhamento dos riscos hidrológicos entre geradoras e compradores.
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Redução da Energia Contratada
O Decreto n.º 5.163/04, que regula a negociação de energia elétrica no âmbito da Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico, permite às distribuidoras reduzirem o montante de energia contratada por meio dos CCEAR
nos seguintes casos: (i) compensação pela saída de Consumidores Potencialmente Livres do ACR para o ACL;
(ii) desvios das estimativas de demanda elaboradas pelas distribuidoras, após dois anos da declaração de
demanda inicial, sendo que neste caso a redução poderá atingir até 4% por ano do montante inicialmente
contratado; e (iii) aumento dos montantes de energia adquiridos por meio de contratos firmados antes de 17
de março de 2004.
Redução Compulsória no Consumo
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, em uma situação na qual o Governo Federal venha a
decretar a redução compulsória do consumo de energia em determinada região, todos os Contratos de
Quantidade de Energia no Ambiente de Contratação Regulada, registrados pela CCEE, deverão ter seus
respectivos volumes reajustados na mesma proporção da redução do consumo.
O Ambiente de Contratação Livre
No Ambiente de Contratação Livre é realizada a venda de energia entre concessionárias de geração, PIE,
Autoprodutores, comercializadoras de energia elétrica, importadores de energia e Consumidores Livres. O
Ambiente de Contratação Livre também inclui contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras
até a sua respectiva expiração, quando deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do novo
Modelo do Setor Elétrico.
Consumidores Livres são aqueles cuja demanda supere 3 MW ao ano, atendidos em tensão igual ou superior
a 69 kV ou em qualquer tensão (desde que o suprimento tenha sido iniciado após 07 de julho de 1995), e
que, em virtude desse critério de elegibilidade, podem ser atendidos por outros fornecedores, além da
distribuidora local. Adicionalmente, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW
também poderão ser atendidos por outros fornecedores de energia, se tais consumidores passarem a ser
supridos por fontes incentivas de energia alternativa, tais como usinas de biomassa, energia eólica, Pequenas
Centrais Hidrelétricas ou sistemas de co-geração qualificada.
Um consumidor que esteja habilitado para escolher seu fornecedor, no caso, um Consumidor Livre, e que
tenha um contrato por prazo indeterminado com uma distribuidora, somente poderá rescindir tal contrato
mediante notificação à distribuidora, com antecedência mínima de 15 dias da data em que tal Distribuidora
deverá declarar suas necessidades de energia para o leilão seguinte, ressalvado que o fornecimento no
Ambiente de Contratação Livre só será iniciado no ano seguinte ao da notificação.
O Consumidor Livre em potencial, quando exerce a sua prerrogativa de se tornar livre, somente poderá
retornar ao ACR mediante o envio de notificação à distribuidora local com antecedência de 5 anos, podendo
a distribuidora aceitar prazo inferior a seu exclusivo critério. O prazo de aviso tem por finalidade assegurar
que, se necessária, a construção de novas unidades geradoras possa ser finalizada para suprir os
Consumidores Livres que voltarem ao Ambiente de Contratação Regulada.
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A fim de minimizar os efeitos de perdas resultantes de consumidores que escolhem se tornar Consumidores
Livres, as distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratado junto às geradoras de acordo com
o volume de energia que não será distribuído aos Consumidores Livres. As geradoras estatais, 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.
Eliminação da Auto-Contratação (Self-Dealing)
Tendo em vista que a compra de energia elétrica para clientes cativos será feita no Ambiente de Contratação
Regulada, a chamada auto-contratação (self-dealing), na qual cada distribuidora podia satisfazer até 30% de
suas necessidades de energia por meio da compra junto a partes relacionadas, não mais é permitida, exceto
no contexto de contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei
do Novo Modelo do Setor Elétrico.
Compras de Energia Elétrica conforme a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
Em 30 de julho de 2004, o Governo Federal instituiu a regulamentação que rege a compra e a venda de
energia no Ambiente de Contratação Regulada e no Ambiente de Contratação Livre, e disciplina as
autorizações e concessões para projetos de geração de energia, incluindo regras relacionadas aos
procedimentos de leilões e ofertas, a forma dos contratos de compra de energia e o método de repasse aos
consumidores finais, entre outros.
A regulamentação determina que todos os agentes compradores de energia elétrica devem contratar a
totalidade da sua demanda conforme as diretrizes do novo modelo. Por outro lado, os Agentes Vendedores
devem demonstrar que a energia disponibilizada para venda tem como respaldo suas próprias instalações de
geração existentes ou contratos de compra de energia. Os Agentes Vendedores que não cumprirem estas
exigências estarão sujeitos às penalidades por insuficiência de Lastro.
Os Leilões de Energia
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras devem contratar 100% da sua
demanda esperada de energia elétrica para suas respectivas áreas de concessão. Para cumprir essa
finalidade, as distribuidoras devem realizar aquisições de energia nos leilões regulados pela ANEEL (conforme
mencionado anteriormente existem algumas situações excepcionais onde o suprimento de energia elétrica à
distribuidora não requer a realização dos leilões regulados, quer por ser a compra da energia compulsória –
caso de Itaipu – caso por ser autorizada a contratação por meio de chamada pública – Geração Distribuída,
fontes eólicas, PCHs, biomassa), seja para a aquisição junto a projetos de geração já existentes ou novos.
Os leilões de energia para os novos projetos de geração são realizados (i) cinco anos antes da data de
entrega inicial (chamados de leilões ―A-5‖), e (ii) três anos antes da data de entrega inicial (chamados de
leilões ―A-3‖). Haverá também leilões de energia das instalações de geração existentes (i) realizados um ano
antes da data da entrega inicial (chamados de leilões ―A-1‖), e (ii) realizados em até quatro meses antes da
data de entrega (chamados de ―leilões de ajuste‖).
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Cada Agente Vendedor que contrate a venda de energia por meio do leilão firmará um CCEAR com cada
distribuidora, proporcionalmente à demanda declarada na intenção de compra da distribuidora. A única
exceção a esta regra acontecerá no leilão de ajuste, no qual os contratos celebrados entre Agentes
Vendedores e distribuidoras serão específicos, observadas as diretrizes gerais fixadas pela ANEEL. Os CCEAR
dos leilões ―A-5‖ e ―A-3‖ têm prazos que variam de 15 a 35 anos, e os CCEAR dos leilões ―A-1‖ têm prazo
variado entre 3 e 15 anos. Contratos decorrentes dos leilões de ajuste de mercado estarão limitados ao prazo
de dois anos.
Após a conclusão de cada leilão, as geradoras e as distribuidoras celebram CCEAR estabelecendo os termos,
condições, preços e montantes de energia contratada. As distribuidoras apresentam garantias em benefício
das geradoras, podendo optar entre fiança bancária, dação de recebíveis em um montante equivalente a
100,0% da média do valor das últimas três faturas relativas ao CCEAR e cessão de Certificados de Depósito
Bancários.
O Leilão de 2004 e os Leilões de Energia Nova
Em 07 de dezembro de 2004, a CCEE conduziu o primeiro leilão 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 cinco 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. O
leilão ocorreu em duas fases, por meio de um sistema eletrônico.
Após a conclusão do leilão de 2004, as geradoras e as distribuidoras celebraram CCEAR estabelecendo os
termos, condições, preços e montantes de energia contratada. As distribuidoras apresentaram garantias de
forma a assegurar o pagamento do montante devido às geradoras, podendo optar entre fiança bancária,
dação de recebíveis em montante equivalente a 100,0% (cem por cento) da média do valor das últimas três
faturas relativas ao CCEAR e cessão de CDB – Certificado de Depósito Bancário.
Em complemento ao leilão inicial de energia realizado em dezembro de 2004, visando a contratação de
energia para os anos de 2008 e 2009 e a cobertura da demanda não contratada no 1° leilão, foram
realizados 3 leilões em 2005.
Assim, ao longo do ano de 2005, buscou-se uma consolidação do Novo Modelo do Setor Elétrico em relação
à garantia de suprimento e modicidade tarifária, por meio da realização de leilões de energia existente e de
energia nova no Ambiente de Contratação Regulada, e na regulação específica de artigos da Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico e do Decreto n° 5.163/04.
Em 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 1.325 MW médios, correspondente a apenas
23,0% da energia inicialmente prevista pelo MME para 2008. Tal energia foi vendida a um preço médio de
R$ 83,1/MWh.
135
A energia a ser vendida com entrega prevista para 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, com todas as geradoras retirando suas ofertas. Como
conseqüência, há, ainda, energia existente a ser contratada para 2009.
Em outubro de 2005, foram realizados o terceiro e quarto leilões de energia existente, com preços médios de
R$ 63,0/MWh para entrega de energia entre 2006 e 2008 e R$ 95,0/MWh para entrega de energia entre
2009 e 2016. Os volumes de energia vendidos foram de 102 MW médios para entrega entre 2006 e 2008 e
de 1.166 MW médios para entrega entre 2009 e 2016.
Mesmo com as inovações na sistemática, foi mantido o controle absoluto de único leiloeiro pelo governo
federal. Desta forma, a demanda não contratada nos referidos leilões anteriores foi consolidada num produto
de 3 anos, com vigência de 2006 a 2008, sendo negociados 102 MW-médios a um preço médio de R$ 62,95
por MWh. Considerando que a modelagem para contratação de energia nova e energia existente não
possibilitou o reingresso da energia não contratada, há um montante de energia existente da ordem de 800
MW-médios sem contratação.
Em dezembro de 2005 foi realizado o primeiro leilão de energia nova, o qual foi dividido em 3 fases. A
segmentação do mercado em hidrelétrico e termoelétrico possibilitou a expansão e contratação de montantes
de energia térmica a preços superiores ao da energia hidráulica, deslocada por falta de espaço no mercado.
A 1ª fase do leilão, em função de tais fatos, acabou por definir o preço marginal de expansão único em R$
116,00 por MWh, objetivando estabelecer o vínculo entre o proponente que ofertasse o maior desconto em
relação ao preço marginal e o empreendimento, recebendo uma concessão condicionada ao desempenho das
outras duas fases do leilão.
A partir da 2ª fase do leilão, além dos novos empreendimentos hidrelétricos, foram também incorporados os
demais empreendimentos, incluindo termoelétricas, pequenas centrais hidrelétricas e usinas botox, conforme
as definições contidas nos artigos 17 e 22 da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e no Decreto n° 5.163/04.
Durante a 2ª e a 3ª fases do leilão foram estabelecidas rodadas visando ao estabelecimento de uma disputa
entre os ofertantes de energia. Tais rodadas tiveram como objetivo atender a demanda de energia nova das
distribuidoras a partir dos anos de 2008, 2009 e 2010, por 15 e 30 anos, segundo a fonte térmica e
hidráulica, respectivamente. Foram negociados 3.286 MW-médios, sendo 69,0% térmicos e 31,0% hídricos,
a um preço médio de R$ 123,30/MWh, e foi observado um preço marginal do leilão de R$ 139,00/MW. O
preço médio hidrelétrico foi R$ 114,30/MWh, ao passo que o preço médio termoelétrico foi de R$
127,30/MWh. Aproximadamente 28% da energia elétrica disponível neste leilão não foi contratada. Tal leilão
de energia nova não despertou grande interesse no setor privado, sendo 69,0% das vendas realizadas por
empresas estatais.
Em 29 de junho de 2006, foi realizado o 2º Leilão de Energia Nova, no qual foi transacionado um total de
1.682 MW médios, através de contratos com maturidade de 30 anos para os empreendimentos hidrelétricos
e de 15 anos para os termoelétricos. O preço médio ficou em R$ 128,13/MWh. A energia contratada será
entregue a partir de 01 de janeiro de 2009.
No 3º Leilão de Energia Nova, realizado em 10 de outubro de 2006, foi transacionado um total de 1.104 MW
médios através de contratos com maturidade de 30 anos para os empreendimentos hidrelétricos, e de 15
anos para os termoelétricos. O preço médio ficou em R$ 126,16/MWh. A energia contratada será entregue a
partir de 01 de janeiro de 2011.
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Limitação de Repasse de Custos de Aquisição
No que se refere ao repasse dos custos de aquisição de energia elétrica dos leilões às tarifas dos
consumidores finais, o Decreto estabeleceu um mecanismo denominado Valor Anual de Referência - VR, 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.
Valor Anual de Referência é um incentivo para que as distribuidoras façam a aquisição das suas necessidades
de energia elétrica nos leilões ―A-5‖, cujo custo de aquisição tende a ser inferior ao da energia contratada em
leilões ―A-3‖, por se acreditar que no leilão de ―A-5‖ existirá uma maior oferta de fontes hidroelétricas. O VR
é aplicado como limite de repasse às tarifas dos consumidores nos três primeiros anos de vigência dos
contratos de energia proveniente de novos empreendimentos. A partir do quarto ano, os custos individuais
de aquisição serão repassados integralmente. O Decreto estabelece as 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 cento e três por cento de sua carga anual;
quando a contratação ocorrer em um leilão ―A-3‖ e a contratação exceder em dois por cento a
demanda contratada em ―A-5‖, o direito de repasse deste excedente estará limitado ao menor
dentre os custos de contratação relativos aos leilões ―A-5‖ e ―A-3‖, (art. 38 do Decreto 5163/04);
caso a aquisição de energia proveniente de empreendimento existente seja menor que o limite
inferior de contratação (correspondente a 96,0% do volume vigente dos contratos que se
extinguirem no ano dos leilões), o repasse do custo de aquisição de energia proveniente de novos
empreendimentos correspondente a esse valor não contratado será limitado por um redutor (art. 34
do Decreto 5163/04);
no período compreendido entre 2006 a 2008, a contratação de energia existentes nos leilões ―A-1‖
não poderá exceder a um por cento da demanda das distribuidoras, observado que o repasse do
custo referente à parcela que exceder a este limite estará limitado a setenta por cento do valor
médio do custo de aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes para
entrega a partir de 2007 até 2009. O MME definirá o preço máximo de aquisição de energia elétrica
proveniente de empreendimentos existentes;
para a energia adquirida no leilão "A-1" a ser promovido em 2008, ao limite de 1,0% será acrescida
a quantidade de energia contratada no leilão "A-1" promovido em 2005, com prazo de duração de
três anos (art. 41 do Decreto 5163/04);
o MME definirá o preço máximo de aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos
existentes; e
caso as distribuidoras não atendam a obrigação de contratar a totalidade da sua demanda, a
energia elétrica adquirida no mercado de curto prazo será repassada aos consumidores ao menor
valor entre o PLD e o VR, sem prejuízo da aplicação de penalidades por insuficiência de contratação
(art. 42 do Decreto 5163/04).
137
Contratos Firmados Anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico determina que os contratos de aquisição de energia celebrados pelas
distribuidoras, firmados e aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da referida lei, não poderão
ser alterados para a prorrogação dos prazos ou aumento nos preços ou volumes de energia já contratados,
com exceção dos Contratos Iniciais de fornecimento vigentes em março de 2004, os quais puderam ser
alterados até dezembro de 2004, limitando-se a um prazo máximo de suprimento, qual seja, 31 de dezembro
de 2005.
Durante o período de transição (1998- 2005) para o mercado de energia livre e competitivo, a compra e
venda de energia entre concessionárias de geração e distribuição deveriam ocorrer por meio de Contratos
Iniciais. O objetivo do período de transição era permitir a introdução gradual da competição no setor e
proteger os participantes do mercado contra a exposição a preços de mercado de curto prazo,
potencialmente volátil e com viés de preços baixos. Durante este período, o montante de energia contratada
por meio dos Contratos Iniciais foram sendo reduzidos em 25,0% a cada ano, a partir de 2003, encerrando-
se em 31 de dezembro de 2005.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de geração podem comercializar sua
energia não contratada no Ambiente de Contratação Regulado ou Livre. Quando os Contratos Iniciais
venceram no fim de 2005, toda a energia descontratada passou a ser negociada no Ambiente de Contratação
Regulado ou Livre. Entretanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico permitiu que empresas públicas e
privadas de geração, inclusive produtoras independentes de energia, aditassem seus Contratos Iniciais em
vigor em março de 2004, recontratando suprimento até 31 de dezembro de 2004. Empresas de geração,
públicas e privadas, inclusive produtoras independentes de energia que aditaram seus Contratos Iniciais, não
foram obrigadas a reduzir 25,0% do montante de energia comprometido de acordo com tais contratos.
Limitações Governamentais de Participação dos Agentes no Mercado
Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de determinados serviços e atividades dentro
do setor elétrico. De acordo com tais limites, com exceção das empresas participantes do Programa Nacional
de Desestatização (que apenas devem observar tais limites uma vez que sua reestruturação societária final
estiver concluída), nenhuma companhia do setor elétrico poderá (i) deter mais de 20,0% da capacidade
instalada do Brasil, 25% da capacidade instalada nas regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% da
capacidade instalada das regiões Norte/Nordeste, exceto se tal percentagem corresponder à capacidade
instalada de uma única usina geradora; (ii) deter mais de 20,0% do mercado brasileiro de distribuição,
25,0% do mercado de distribuição das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% do mercado de
distribuição das regiões Norte/Nordeste, exceto na hipótese de um aumento na distribuição de energia
superior às taxas de crescimento nacional ou regional; ou (iii) deter mais de 20% do mercado brasileiro de
comercialização para consumidores finais, 20,0% do mercado brasileiro de comercialização para usuários
não-finais ou 25,0% da soma das percentagens acima.
138
A Desverticalização no Âmbito do Novo Marco Regulatório
A desverticalização no setor de energia elétrica é um processo aplicável às empresas que atuam de forma
verticalmente integrada, visando à segregação das atividades de geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica e vem sendo implementada no Brasil desde 1995.
O processo de desverticalização tem como objetivos: (i) preservar a identidade de cada concessão, evitando
a contaminação na formação dos custos e da base de remuneração da atividade de serviço público,
permitindo a aferição do equilíbrio econômico-financeiro de cada concessão, ensejando a transparência da
gestão e permitindo ao mercado e à sociedade o pleno conhecimento dos resultados da concessão; e (ii)
efetivar e estimular a competição no setor elétrico nos segmentos nos quais a competição é possível
(geração e comercialização), bem como aprimorar o sistema de regulação dos segmentos nos quais há
monopólio de rede (transmissão e distribuição).
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico determina que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de
serviço público de distribuição de energia elétrica que atuem no SIN, não poderão desenvolver atividades: (i)
de geração de energia (exceto Geração Distribuída); (ii) de transmissão de energia; (iii) de venda de energia
a Consumidores Livres situados fora de sua área de concessão; (iv) de participação em outras sociedades,
direta ou indiretamente, ressalvado quando para captação, aplicação e gerência de recursos financeiros
necessários a prestação do serviço e quando disposto nos contratos de concessão; ou (v) estranhas ao
objeto social, exceto nos casos previsto em lei e nos respectivos contratos de concessão. Tais restrições não
se aplicam (i) ao fornecimento de energia a sistemas elétricos isolados; (ii) ao atendimento de seu próprio
mercado desde que inferior a 500 GWh/ano; e (iii) na captação, aplicação ou empréstimo destinados à
própria distribuidora ou a sociedade do mesmo grupo econômico, mediante prévia anuência da ANEEL.
Da mesma forma, as concessionárias e as autorizadas de geração ou transmissão que atuem no SIN não
poderão ser coligadas ou controladoras de sociedades que desenvolvam atividades de distribuição de energia
elétrica no SIN.
As concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição, transmissão e de geração de energia
elétrica tiveram que se adaptar às regras da referida desverticalização até setembro de 2005. Esse prazo
poderia ser prorrogado pela ANEEL, uma única vez, se efetivamente comprovada a impossibilidade do
cumprimento das disposições decorrentes de fatores alheios à vontade das concessionárias, permissionárias
e autorizadas.
Garantias Financeiras
A Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002, estabeleceu que as concessionárias e permissionárias de
serviço público de energia elétrica somente poderão oferecer os direitos emergentes da concessão,
permissão ou autorização e qualquer outro ativo vinculado à prestação de serviço público, em garantia de
empréstimo, financiamento ou qualquer outra operação vinculada ao objeto da respectiva concessão e,
excepcionalmente, poderão oferecer garantias a financiamentos de empreendimentos de geração de energia
elétrica de que participem direta ou indiretamente, outorgados antes da vigência da lei em questão.
A Resolução ANEEL nº 521/2002 determinou que as concessionárias de serviço público de energia elétrica
interessadas em constituir garantias em favor de empreendimentos de geração de energia elétrica, com
outorga já concedida, encaminhem solicitação de autorização à ANEEL, indicando o valor, o prazo e demais
condições da operação. Referidas garantias somente poderão ser constituídas para lastrear financiamento
dos bens e serviços destinados à implantação dos empreendimentos de geração de energia elétrica de que
se trata e desde que esses pertençam ao mesmo grupo controlador da concessionária de serviço público de
energia elétrica garantidora.
139
Essa modalidade de garantia será autorizada para o período correspondente à construção da obra,
extinguindo-se 180 dias após sua entrada em operação comercial, esta, caracterizada pela operação da
última unidade geradora, respeitada a data prevista no cronograma de implantação da usina aprovado pela
ANEEL. A Resolução também estabelece a metodologia para cálculo dos limites a serem respeitados pelas
concessionárias: (i) em função do endividamento em relação ao passivo total; ou (ii) em função da geração
interna de recursos apurados anualmente, no período abrangido pela garantia pretendida.
Deverá constar da contratação pleiteada a expressa renúncia dos agentes financiadores a qualquer ação ou
direito contra a ANEEL e o Poder Concedente, em decorrência de desatendimento pelas concessionárias dos
compromissos assumidos, ressalvando-se ainda, no instrumento de contratação que, o uso do produto da
eventual indenização dos bens reversíveis para pagamento aos financiadores estará limitado ao valor dos
débitos não liquidados.
Em 28 de fevereiro de 2005, a ANEEL editou a Resolução Normativa nº 150/05 que altera a forma de cálculo
das garantias financeiras previstas na comercialização de energia elétrica. Os novos critérios instituídos pela
nova resolução, no que concerne à comercialização, levam em conta a apuração dos três últimos saldos
devedores por empresa, nos 24 meses precedentes à contabilização das transações de compra e venda de
energia na CCEE. Períodos atípicos como os de racionamento e os de redução, em níveis críticos, da
capacidade de armazenamento dos reservatórios de usinas hidroelétricas não serão considerados no histórico
desses 24 meses de contabilização. A ANEEL já sinalizou que está analisando uma proposta de regra de
mercado com a caracterização definitiva dos períodos atípicos.
Remuneração das Geradoras
Ao contrário das concessionárias de distribuição de energia elétrica, em geral, as geradoras 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 ou de contratos bilaterais. No âmbito dos Contratos Iniciais, as geradoras são remuneradas
pelas tarifas fixadas entre estas e as respectivas distribuidoras, as quais são homologadas pela ANEEL. Já no
âmbito dos contratos bilaterais, são fixados preços entre as partes, habitualmente decorrentes da
participação em licitações públicas.
Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem vender sua
energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela
CCEE. No Ambiente de Contratação Livre, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente
negociados a comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500 GWh/ano e Consumidores Livres.
No âmbito dos contratos bilaterais firmados 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 ao repasse dos custos de aquisição de energia às tarifas cobradas pelas distribuidoras de seus
consumidores finais. O repasse de energia adquirida por meio de contratos de fornecimento firmados antes
da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico é limitado por um valor estabelecido pela ANEEL, o
chamado valor normativo.
140
Para os contratos 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 distribuidoras. O Valor
Anual de Referência cria um incentivo para que as distribuidoras contratem suas demandas esperadas de
energia nos leilões ―A-5‖, nos quais se espera 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 restringindo os
preços de energia praticados pelos Agentes Vendedores, uma vez que estes devem ser similares ao valor
normativo ou ao Valor Anual de Referência para serem competitivos. Com a promulgação da Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras somente poderão adquirir energia por meio de leilões públicos
regulados pela ANEEL e, via de regra, operacionalizados pela CCEE. Tal restrição não se aplica à venda de
energia no Ambiente de Contratação Livre, onde a comercialização é realizada pela livre negociação de
preços e demais condições.
Algumas geradoras contam, ainda, com o MRE para ter assegurada a receita correspondente à sua Energia
Assegurada. De acordo com a regulamentação brasileira, a receita proveniente da venda de energia elétrica
pelas geradoras não depende diretamente da energia efetivamente gerada, e sim da Energia Assegurada de
cada usina, cuja quantidade é fixa e determinada pelo Poder Concedente, constando no respectivo Contrato
de Concessão. As diferenças entre a energia gerada e a Energia Assegurada são cobertas pelo MRE, cujo
principal propósito é mitigar os riscos hidrológicos, assegurando que todas as usinas participantes recebam
pelo seu nível de Energia Assegurada, independentemente da quantidade de energia elétrica por elas
efetivamente gerado. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo o excedente daqueles que
geraram quantidades superiores às suas Energias Asseguradas, para aqueles que geraram quantidade de
energia insuficiente para atender à Energia Assegurada. A geração efetiva é determinada pelo ONS, tendo
em vista a demanda de energia, as restrições do sistema e as condições hidrológicas. A quantidade de
energia efetivamente gerada pelas usinas, seja ela superior ou inferior à Energia Assegurada, tem seu preço
fixado por uma tarifa denominada ―Tarifa de Energia de Otimização – TEO‖, que cobre somente os custos de
operação e manutenção da usina. Esta receita ou despesa adicional será contabilizada mensalmente para
cada gerador.
Além disso, de acordo com a regulamentação brasileira, a receita proveniente da venda de energia elétrica
por termelétricas não depende somente de sua potência instalada, e sim da Garantia Física. Além disso, as
usinas termelétricas contratam a energia equivalente a sua Garantia Física através de contratos de compra e
venda de energia, que são livremente negociados entre as partes. Na prática, as usinas termelétricas podem
entregar sua energia contratada através de geração própria ou de aquisição de energia no mercado à vista
(CCEE) e repasse da mesma, dependendo das condições verificadas entre seu custo de geração e o preço da
energia praticado no mercado à vista e, conseqüentemente, tal decisão depende das condições de mercado e
hidrológicas. Desta forma, as receitas das usinas termelétricas encontram-se vinculadas à diferença entre o
preço contratado e (i) seu custo de geração, ou (ii) o preço da energia no mercado à vista.
141
Mecanismo de Realocação de Energia - MRE
O MRE é um mecanismo destinado a distribuir o risco hidrológico entre as geradoras. Todas as geradoras
hidroelétricas com despacho centralizado e as geradoras termelétricas beneficiárias da CCC desde que
tenham celebrado Contratos Iniciais são membros do MRE (sendo que a partir de janeiro de 2006, apenas
geradoras hidroelétricas serão membros do MRE). De acordo com este mecanismo cada planta possui uma
quantidade de energia a ser comercializada proporcional à sua participação no valor total da Energia
Assegurada. Desta forma, a produção total de um membro do MRE é alocada a cada membro de acordo com
sua participação no total, independentemente de sua produção individual. Em suma, o MRE transfere o
excedente de produção daquelas plantas que produziram acima de seu nível de Energia Assegurada para
outros membros que registraram produção abaixo de tal nível. A ANEEL define a Energia Assegurada de cada
empreendimento de geração hidroelétrica com base em modelos computacionais que fazem uso do
tratamento estatístico do histórico de afluências na região em questão, fluxos de água dos rios e níveis de
água no reservatório de cada usina, em um período de tempo de múltiplos anos. A partir dessas informações
e considerando um risco de 5,0% de não suprimento à demanda, a Energia Assegurada é calculada e seu
valor poderá será revisto a cada cinco anos pela ANEEL ou na ocorrência de fatos relevantes, até o limite de
5,0% do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções à 10,0% do valor constante dos
respectivos contratos celebrados com o Poder Concedente.
Alocação do MRE
O MRE é alocado por meio de um processo de quatro etapas que examina, primeiramente, a capacidade das
usinas, dentro da mesma região, de satisfazer os níveis de Energia Assegurada e, a seguir, considera o
compartilhamento da geração excedente entre as diferentes regiões. Tais etapas são detalhadas abaixo:
aferição se a produção total líquida dentro do MRE alcança os níveis totais de Energia Assegurada
dos membros do MRE como um todo;
aferição se alguma geradora gerou volumes acima ou abaixo de seus volumes de Energia
Assegurada, conforme determinados pelo ONS;
caso determinadas geradoras, membros do MRE, tenham produzido acima de seus respectivos
níveis de Energia Assegurada, o adicional da energia gerada será alocado a outras geradoras do
MRE que não tenham atingido seus níveis de Energia Assegurada. Esta alocação do adicional da
energia gerada, designada de Energia Otimizada, é feita, primeiramente, entre as geradoras dentro
de uma mesma região (sub-mercado) e, depois, entre as diferentes regiões, de forma a assegurar
que todos os membros do MRE atinjam seus respectivos níveis de Energia Assegurada;
se, após a etapa (3) acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de
Energia Assegurada e houver saldo de energia produzida, o adicional da geração regional líquida,
designada de Energia Secundária, deve ser alocado entre as geradoras das diferentes regiões. A
energia será negociada pelo preço MAE prevalecente na região em que tiver sido gerada; e
se, após a etapa (2) ou (3) acima, todos os membros do MRE não tenham atingido seus níveis de
Energia Assegurada, a energia faltante será paga pelos membros do MRE com base no PLD.
142
As geradoras membros do MRE que produziram energia excedente além de seus níveis de Energia
Assegurada são compensadas por custos variáveis de operação e manutenção (―O&M‖), e custos com o
pagamento de ―royalties‖ pelo uso da água. Na impossibilidade de gerar os níveis de Energia Assegurada
estabelecidos, as mesmas devem pagar custos de O&M e custos com os ―royalties‖ pelo uso da água às
geradoras que produziram acima de seus respectivos níveis de Energia Assegurada durante o mesmo
período.
Em situações nas quais as geradoras do MRE em conjunto não tenham produção líquida suficiente para
atingir os níveis de Energia Assegurada do MRE, a Energia Assegurada é escalonada de forma a refletir os
números efetivos de geração do MRE. Isto é, as geradoras recebem um nível de Energia Assegurada
Escalonada que é baseado na porcentagem do seu nível de Energia Assegurada em relação ao nível de
Energia Assegurada do sistema como um todo, multiplicado pela geração efetiva. Ainda que algumas
geradoras do MRE gerem acima de seus níveis de Energia Assegurada, se o MRE como um todo não for
capaz de atingir os níveis totais de Energia Assegurada, aquelas geradoras receberão, ainda assim, níveis de
Energia Assegurada Escalonada, que estarão abaixo de seus níveis de Energia Assegurada.
Caso as geradoras do MRE, em conjunto, não tenham produção líquida suficiente para atingir os níveis de
Energia Assegurada, mas as geradoras termelétricas que não são membros do MRE gerem energia suficiente
para evitar a necessidade de um racionamento, as geradoras do MRE deverão comprar de tais geradoras
termelétricas a quantidade suficiente de energia para atingir seus respectivos níveis de Energia Assegurada
no mercado local. O mecanismo do MRE tenta assegurar que todos os membros atinjam seus respectivos
níveis de Energia Assegurada, independentemente do montante contratado. Assim sendo, se um membro do
MRE não tiver a totalidade de sua Energia Assegurada contratada, o MRE assegurará que tal membro
satisfaça seus compromissos contratuais, e não seus níveis de Energia Assegurada. A necessidade de
racionamento é determinada pelo ONS em bases regionais. Na hipótese de racionamento, o preço refletirá o
custo da energia não entregue, ou o preço máximo que os consumidores pagariam pela energia, conforme
determinado pelo ONS. O racionamento é alocado segundo critérios técnicos, ao invés de uma base
comercial que daria prioridade a contratos de comercialização de energia.
Energia Secundária
O montante total de energia do MRE restante, após a alocação para cobertura da insuficiência das geradoras
que deixaram de produzir suas respectivas Energias Asseguradas, é denominado ―Energia Secundária‖. A
Energia Secundária é alocada de acordo com a participação relativa de Energia Assegurada de cada geradora
em relação à Energia Assegurada global de todos os membros do MRE.
Incentivos a Fontes Alternativas de Energia
Em 2000 foi criado o Programa Prioritário de Termeletricidade (―PPT‖), com o objetivo de diversificar a matriz
energética brasileira e reduzir sua forte dependência de usinas hidroelétricas. Os benefícios concedidos a
usinas termelétricas nos termos do PPT incluem: (1) fornecimento garantido de gás por 20 anos, (2) garantia
de que os custos relativos à aquisição da energia produzida por usinas termelétricas serão transferidos às
tarifas até o limite do valor normativo determinado pela ANEEL, e (3) acesso garantido a um programa
especial de financiamento do BNDES para o setor elétrico.
143
O PPT enfrentou diversos obstáculos durante sua implementação, particularmente no que diz respeito ao
preço de gás, o qual está geralmente atrelado ao dólar e, apesar de diversas alterações regulatórias, o PPT
nunca foi integralmente implementado.
Desde a promulgação da Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, vêm sendo criados alguns incentivos às fontes
alternativas de geração de energia elétrica, tais como: (i) o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA, administrado pelo Ministério de Minas e Energia – MME, que garante aos
empreendimentos habilitados a compra, pela Eletrobrás, da energia elétrica gerada pelo prazo de 20 anos e
apoio financeiro do BNDES; (ii) Redução nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão de
energia elétrica (na produção e no consumo), com desconto não inferior a 50,0%; e (iii) Condição especial
para migração para o ACL de consumidores com carga entre 500 kV e 3 MW, desde que tais consumidores
adquiram energia elétrica de geradores a partir de fontes alternativas de energia elétrica,aumentando assim
o mercado consumidor desses produtores.
Além desses incentivos, no dia 15 de fevereiro de 2007, o MME editou a Portaria nº 31 por meio da qual
ficou estabelecido que a ANEEL deverá promover um leilão de energia proveniente de fontes alternativas no
dia 24 de maio de 2007.
Encargos Setoriais
Tarifas de uso dos Sistemas de Distribuição e de Transmissão
A ANEEL fiscaliza e regulamenta o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. As tarifas são (i) a
TUSD, tarifa cobrada pelo uso da rede de distribuição/sub-transmissão (DIT) pertencente à área de
concessão de cada distribuidora e (ii) a TUST, tarifa pelo uso do sistema de transmissão, que consiste na
Rede Básica e suas instalações auxiliares. Adicionalmente, as distribuidoras do sistema interligado
Sul/Sudeste pagam encargos específicos pela transmissão da energia elétrica gerada em Itaipu. A seguir
encontra-se um resumo de cada tarifa ou encargo.
A TUSD é paga pelas geradoras e pelos consumidores pelo uso do sistema de distribuição da distribuidora à
qual a geradora ou o Consumidor estejam conectados, e é reajustada anualmente, levando-se em conta a
variação de seus componentes. A TUSD compreende os custos de operação, manutenção e expansão da
rede, encargos setoriais, remuneração dos investimentos e suas depreciações. 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.
Os consumidores especiais, com carga entre 500 kV e 3 MW, que contratem energia de geradores a partir de
fontes alternativas, podem ter de 50,0% a 100,0% de desconto na TUSD.
Além disso, o Decreto nº 5.597, de 26 de novembro de 2005, autorizou os Consumidores Livres a se
conectarem à rede básica por meio de rede própria. Como resultado, caso um consumidor livre se conecte
diretamente à rede básica, sem utilizar o sistema de distribuição da concessionária, o pagamento da TUSD
não será mais devido.
A TUST remunera o uso da Rede Básica, que é composta por instalações de transmissão com tensão igual ou
superior a 230 kV. Encargos oriundos da TUST são computados de julho a junho de cada ano. A ANEEL
primeiro determina o valor total das receitas que deverão ser ressarcidas pelos encargos TUST somando o
seguinte: (1) o valor total de receitas de transmissão a que as concessionárias de transmissão têm direito
pela prestação do serviço, ou a RAP (Receita Anual Permitida); (2) uma parte do orçamento operacional do
ONS; (3) uma previsão das novas receitas oriundas de melhorias ou expansão da Rede Básica de
Transmissão; e (4) correções da inflação. Essa soma é então alocada a todas as empresas que utilizam a
Rede Básica de Transmissão. Segundo o critério estabelecido, geradores despachados centralizadamente
pelo ONS devem arcar em conjunto com 50% do valor total, sendo que os outros 50% devem ser arcados
144
pelas empresas de distribuição e Consumidores livres conectados à Rede Básica de Transmissão. A parte de
cada empresa do total do encargo é calculada com base em (1) valor comum a todos os empreendimentos
(selo), referente a 80,0% do encargo TUST, e (2) valor que considera a proximidade do empreendimento de
geração em relação aos grandes centros consumidores no caso da geração ou a proximidade em relação aos
grandes centros geradores no caso das distribuidoras ou consumidores livres (locacional), referente a 20,0%
do encargo TUST. O principal fator que leva a aumentos nos encargos TUST é o aumento constante do valor
total de receitas a serem obtidas através dos encargos TUST.
Em conformidade com critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários das diferentes partes da rede de
transmissão transferiram a coordenação da operação de suas instalações ao ONS em troca do recebimento
de pagamentos regulados dos usuários do sistema de transmissão. Os usuários da rede, incluindo as
empresas de geração, assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o direito de usar a rede de
transmissão em troca do pagamento das tarifas divulgadas.
Encargo de Transporte de Itaipu
A usina hidroelétrica de Itaipu possui uma rede de transmissão operada em corrente alternada e contínua,
que não é considerada parte da Rede Básica ou do sistema de transmissão interligado. O uso deste sistema é
remunerado por uma tarifa específica denominada encargo de transporte de Itaipu, pago pelas empresas
detentoras de quotas da energia produzida por Itaipu, na proporção de suas quotas.
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos
Nos termos da Lei n.º 9.648/98, os titulares de concessão ou autorização para exploração de potencial
hidráulico devem pagar, a título de compensação pela utilização de recursos hídricos, 6% sobre o valor da
energia elétrica produzida. O pagamento é devido aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, em cujos
territórios se localize o aproveitamento ou que tenham áreas alagadas por águas do respectivo reservatório,
e o órgãos da Administração Direta da União. Em 2000, nos termos da Lei n.º 9.984 (que criou a Agência
Nacional de Águas - ANA), esse percentual foi alterado para 6,75%, sendo que as grandes centrais geradoras
de energia elétrica iniciaram o pagamento do adicional de 0,75% em julho daquele ano.
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia – TFSEE
A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia (TFSEE) foi instituída pela Lei n.º 9.427/96, e regulamentada
pelo Decreto n.º 2.410/97. Trata-se de taxa anual, diferenciada em função da modalidade de serviço e
proporcional ao porte da concessão, permissão ou autorização (aqui incluídas a produção independente e a
auto-produção de energia).
A TFSEE alcança 0,5% do benefício econômico anual auferido pelo concessionário, permissionário ou
autorizado e deve ser recolhida diretamente à ANEEL, em doze quotas mensais.
Contribuição para Pesquisa e Desenvolvimento
As concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição, geração e transmissão
de energia elétrica devem investir a cada ano um mínimo de 1,0% de sua receita operacional líquida em
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico. PCHs, projetos de energia solar, eólica e biomassa estão
isentos de tal exigência.
145
Racionamento
A baixa quantidade de chuvas na estação úmida 2000/2001 resultou em uma queda anormal nos níveis de
água em diversos reservatórios utilizados pelas maiores usinas hidroelétricas do Brasil. Tal fato, aliado à
restrição de investimentos em projetos de geração e transmissão nos anos que antecederam a esse período,
levou o Governo Federal a adotar restrições no atendimento ao consumo de energia no ano de 2001. Em
maio de 2001, o Presidente da República criou a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica,
posteriormente transformada em Câmara de Gestão do Setor Elétrico - CGSE, com o objetivo de propor e
implementar medidas de natureza emergencial para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica,
de forma a evitar interrupções imprevistas de suprimento.
A CGSE estabeleceu regimes especiais de cobrança de tarifas, limites de uso e fornecimento de energia e
outras medidas visando à redução do consumo de energia elétrica nas regiões Sudeste, Centro-Oeste,
Nordeste e Norte.
Em virtude da melhoria nas condições hídricas no País e do êxito na política de contenção do consumo de
energia elétrica, que propiciaram aumento significativo dos níveis nos reservatórios das usinas hidroelétricas,
o Governo Federal anunciou, em fevereiro de 2002, o fim das medidas de racionamento.
Contudo, o impacto de um eventual racionamento pode ser estimado a luz do ocorrido no racionamento de
2001:
o consumo de energia elétrica em 2001 apresentou uma retração de 7,7% em relação a 2000, em
função do racionamento;
a classe residencial, que detinha uma participação de 26,0% do mercado nacional, apresentou um
decréscimo de 11,8% no ano, com o maior engajamento no racionamento, em relação às demais
categorias;
influenciado pelo racionamento, que contribuiu fortemente para o baixo crescimento da produção
industrial brasileira (1,5%) no ano, o segmento industrial, que respondia por 43,2% do consumo
total de eletricidade brasileiro, apresentou redução de 6,6% em 2001;
a categoria comercial, que representava 15,7% do consumo total, a exemplo das demais,
apresentou uma retração em seu consumo de eletricidade fechando o ano de 2001 com uma queda
de 6,3%;
as outras classes de consumo, que respondiam por cerca de 15,1% do consumo total, registraram,
em seu conjunto, uma variação de (4,7)%, em relação ao valor verificado no ano 2000;
o consumo total de energia elétrica brasileiro somente recuperou o mesmo patamar verificado no
ano anterior ao racionamento (2000) no ano de 2003;
o consumo médio por consumidor residencial, em nível nacional, após ter crescido à taxa média de
4,8% ao ano no período 1994/1998, situou-se em 146 kWh/mês no ano de 2001, ficando 15,6%
abaixo do verificado em 2000; e
a manutenção dos hábitos de consumo adquiridos no racionamento, entre os principais motivos,
tem mantido o consumo residencial médio praticamente estável desde 2001, sendo que o valor
verificado em 2006 é, ainda, mais de 20,0% inferior ao do ano 2000.
146
Acordo Geral do Setor Elétrico
O Acordo Geral do Setor Elétrico foi o acerto firmado entre geradoras e distribuidoras com o objetivo
de definir regras para compensação das perdas financeiras geradas pelo Racionamento de energia
2001/2002. O acordo, fechado em dezembro de 2001, prevê financiamento de até R$ 7,5 bilhões do BNDES
às empresas e reajuste tarifário extraordinário de 2,9% para consumidores rurais e residenciais,
com exceção dos consumidores de baixa renda, e de 7,9% para consumidores de outras classes, a título de
recomposição das perdas.
Custo devido ao despacho de recursos energéticos devido à ultrapassagem da CAR – Curva de
Aversão a Risco
A Resolução CNPE nº 08/2007 trata do estabelecimento de diretrizes para a utilização da CAR e determina,
em seu art. 2º, que o ONS poderá despachar recursos energéticos fora da ordem de mérito econômico ou
mudar o sentido do intercâmbio entre submercados, por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor
Elétrico - CMSE, com vistas à garantia do suprimento energético.
O art. 3º dessa Resolução estabelece que o Custo Variável Unitário - CVU da UTE despachada por decisão
do CMSE ou devido à ultrapassagem da CAR não será utilizado para a determinação do PLD.
Com relação ao despacho de recursos energéticos fora da ordem de mérito por violação da CAR, o § 4º do
art. 3º estabelece que o custo adicional do despacho de UTE acionada por ultrapassagem da CAR, dado pela
diferença entre o CVU e o PLD obtido dos modelos computacionais, deve ser rateado de acordo com normas
vigentes, mediante processo de contabilização e liquidação da CCEE, a ser disciplinado pela ANEEL
Diante do exposto, a ANEEL por meio da Resolução 306/2008 aprovou as regras de comercialização de
energia elétrica de que trata o art. 3º CNPE 08/2007, estabelecendo que o custo adicional do despacho de
usina acionada por ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco – CAR, dado pela diferença entre o Custo
Variável Unitário – CVU e o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, seja rateado entre todos os agentes
de mercado, proporcionalmente à energia comercializada nos últimos doze meses contabilizados, inclusive o
mês corrente, de acordo com as normas vigentes, mediante processo de contabilização e liquidação da CCEE.
Nos meses de janeiro e fevereiro de 2008, quando o nível de armazenamento dos reservatórios ficou inferior
à CAR e, por conseguinte, o valor do PLD atingiu patamares elevados, o valor contabilizado pela CCEE para a
Duke representou R$ 265 mil.
Procedimentos operativos de curto prazo para aumento da segurança energética
A Resolução nº109, de 24 de janeiro de 2002, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - GCE, em
seu Artigo 8º, § 1º, estabeleceu a incorporação da Curva de Aversão a Risco – CAR nos modelos
computacionais de otimização energética.
Posteriormente, a Resolução nº10, de 16 de dezembro de 2003, do Conselho Nacional de Política Energética
– CNPE e a Resolução nº 686, de 24 de dezembro de 2003, da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
estabeleceram que o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS poderá, para fins de atendimento aos
critérios de segurança do Sistema Interligado Nacional – SIN, determinar antecipadamente, em relação à
violação da CAR, o despacho de usinas térmicas, dentro dos períodos de vigência dos Programas Mensais de
Operação – PMO e suas Revisões Semanais.
147
Com base no exposto, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE aprovou Procedimentos
Operativos de Curto Prazo que busquem aumentar a garantia do atendimento energético nos dois primeiros
anos do horizonte qüinqüenal, considerando hipóteses conservadoras de ocorrência de afluências e de
requisitos de níveis mínimos de armazenamento de segurança ao final de cada mês, visando atingir um
determinado estoque de segurança ao final do período seco, denominado Nível Meta.
Aspectos Ambientais
Responsabilidade Ambiental
As violações à legislação ambiental podem resultar na responsabilização nas esferas administrativa e
criminal, independentemente do dever de reparar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros
afetados. Na esfera criminal, as sanções aplicáveis podem atingir tanto os Administradores da Companhia,
que podem até ser presos, como a própria pessoa jurídica da Companhia. Na esfera administrativa, as penas
podem ser de multa de até R$ 50 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de reincidência) e
a suspensão temporária ou definitiva de atividades.
Na esfera civil, os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isso
significa que a obrigação de reparar a degradação causada poderá afetar a todos os direta ou indiretamente
envolvidos, independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como conseqüência, a contratação
de terceiros para proceder a qualquer intervenção nas operações da Companhia, como a disposição final de
resíduos, não exime a responsabilidade da contratante por eventuais danos ambientais causados pela
contratada. Ainda na esfera civil, a legislação ambiental contempla a possibilidade de desconsideração da
personalidade jurídica sempre que esta for obstáculo à reparação dos danos ambientais causados.
Licenciamento Ambiental
A Política Nacional do Meio Ambiente, instituída pela Lei Federal nº 6.938/1981, determina que o regular
funcionamento de atividades consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras, ou que, de qualquer forma,
causem degradação do meio ambiente, está condicionado ao prévio licenciamento ambiental. Este
procedimento é necessário tanto para a instalação inicial e operação do empreendimento quanto para as
ampliações nele procedidas, sendo que as licenças emitidas precisam ser renovadas periodicamente. O
licenciamento ambiental de atividades cujos impactos ambientais são considerados significativos está sujeito
ao Estudo Prévio de Impacto Ambiental e seu respectivo Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA), assim
como à implementação de medidas de compensação ambiental (recursos destinados à implantação e
manutenção de unidades de conservação, no montante de, pelo menos, 0,5% do custo total previsto para a
implantação do empreendimento).
Para os empreendimentos de impacto ambiental nacional ou 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, os órgãos estaduais de meio ambiente, como
o Instituto Ambiental do Paraná - IAP, no Estado do Paraná, e a Secretaria de Estado do Meio Ambiente –
SMA, no Estado de São Paulo, 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 compreende, basicamente, a emissão de três licenças: licença prévia,
licença de instalação e licença de operação.
148
Antes da licitação para obtenção da outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos, a
ANEEL deve providenciar, por meio da EPE, a realização dos estudos ambientais exigidos e a obtenção da
respectiva licença prévia para o empreendimento. 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 que, no âmbito federal, podem chegar a R$
10 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de reincidência), e interdição de atividades.
As demoras ou indeferimentos, por parte dos órgãos ambientais licenciadores, na emissão ou renovação
dessas licenças, assim como a eventual impossibilidade da Companhia de atender às exigências e
condicionantes estabelecidas por tais órgãos ambientais no curso do processo de licenciamento ambiental,
poderão prejudicar, ou mesmo impedir, conforme o caso, a instalação e a operação dos seus
empreendimentos.
Para informações sobre as licenças ambientais relativas à instalação e funcionamento do Parque Gerador da
Companhia, vide seção ―Atividades da Emissora‖, localizada na página 149 deste Prospecto.
Recursos Hídricos
A Política Nacional de Recursos Hídricos, instituída por meio da Lei Federal nº 9.433/1997, determina que o
uso de corpos d‘água para fins de captação ou lançamento de efluentes (i) deverá ser previamente
autorizado pelo Poder Público por meio de outorga de direito de uso, além de (ii) ensejar a cobrança de
valores para essa finalidade. Como todas as hidroelétricas da Companhia estão situadas em rios de domínio
da União, a competência para a emissão da outorga cabe à ANA.
O aproveitamento de potencial hidroelétrico por meio das usinas hidroelétricas da Companhia configura
atividade sujeita à outorga e conseqüente cobrança pelo uso da água. A cobrança pelo uso da água nas
usinas hidroelétricas, porém, já ocorre por meio do pagamento da compensação financeira instituída para
este fim.
149
ATIVIDADES DA EMISSORA
Introdução
A Emissora atua no setor de geração e comercialização de energia elétrica e está entre as três maiores
geradoras privadas do País, em termos de Capacidade Instalada, segundo a ANEEL, representado, em 30 de
junho de 2008, aproximadamente 2,3% de toda a Capacidade Instalada do Brasil.
O Parque Gerador da Emissora é composto por 8 usinas hidrelétricas, dentre as quais seis são integralmente
detidas pela Companhia e duas são compartilhadas por meio de um consórcio com a CBA, todas situadas ao
longo do Rio Paranapanema, localizado nos Estados de São Paulo e Paraná, principais centros de consumo do
País, contando com um total de 29 turbinas e 2.307,0 MW de Capacidade Instalada.
No período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, a receita bruta da Companhia foi de R$ 388,6
milhões, a receita líquida de R$335,7, milhões, o EBITDA de R$ 215,6 milhões e, total de ativos era de R$
3.318,8 milhões. No mesmo período de 2007, a receita bruta da Companhia foi de R$351,7 milhões, a receita
líquida de R$312,8 milhões, o EBITDA de R$203,7 milhões e, o total de ativos de R$3.346,2 milhões. A
margem de EBITDA da Companhia no período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 foi de 64,2%
e 65,1% no mesmo período em 2007. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado
nas demonstrações financeiras.
Endividamento
A tabela abaixo apresenta os saldos de empréstimos e financiamentos de longo prazo e plano de pensão da
Companhia, em:
30 de junho de 2008 30 de junho de 2007
Em R$ (Mil) Curto Prazo
Longo
Prazo Total Curto Prazo Longo Prazo Total
Eletrobrás 167.689 838.694 1.006.383 133.078 886.205 1.019.283
BNDES 9.460 9.460
Plano de Pensão 22.045 22.045 16.089 16.089
Total 167.689 860.739 1.028.428 142.538 902.294 1.044.832
A Capacidade Instalada da Companhia e geração de energia por parque gerador estão dispostas abaixo
conforme os períodos indicados.
Capacidade Instalada Geração de Energia
Período de seis meses
encerrado em 30 de Junho de
Exercício encerrado em
31 de dezembro de
Usina 2008 2007 2006 2005
(MW) (GWh)
Capivara ....................................................... 640,0 3.198,8 2.858,3 3.483,8
Taquaruçu .................................................... 554,0 1.894,3 1.787,3 2.033,6
Chavantes .................................................... 414,0 1.390,5 1.801,8 1.804,4
Rosana ......................................................... 372,0 1.741,4 1.689,5 1.889,9
Jurumirim ..................................................... 98,0 474,9 551,7 454,8
Canoas I ....................................................... 83,0 483,2 516,2 555,0
Salto Grande ................................................. 74,0 408,2 480,6 487,3
Canoas II ..................................................... 72,0 380,6 416,3 440,8
Total ......................................................... 2.307,0 9.971,8 10.101,8 11.149,6
150
Estrutura Organizacional e Principais Acionistas
A Companhia foi constituída como sociedade anônima de capital aberto, denominada Companhia de Geração
de Energia Elétrica Paranapanema S.A., em julho de 1999. A criação da Companhia decorreu da cisão parcial
da CESP. No mesmo ano, a Duke Energia do Sudeste Ltda., empresa controlada indiretamente pela Duke
Energy Corp., adquiriu em leilão as ações representativas do bloco de controle da Companhia. Após o leilão de
privatização, a Duke Energy International, Brasil Ltda. efetuou oferta pública para aquisição de ações
ordinárias e preferenciais remanescentes no mercado. Conseqüentemente, a Duke Energy Corp. passou a
deter indiretamente 94,4% do total do capital social da Companhia. A razão social da Emissora passou a ser
Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.. Para mais informações sobre o histórico da Emissora,
favor ver seção ―Informações Relativas à Emissora‖ - ―Histórico da Emissora‖, localizada na página 157 deste
Prospecto.
Os principais clientes da Companhia são as Distribuidoras, os Comercializadores e os Consumidores Livres de
energia elétrica no Estado de São Paulo. A Companhia vende energia também no mercado de curto prazo,
mercado Spot. Em 31 de dezembro de 2007, a receita de venda de energia no ACR (Distribuidoras) e no ACL
(Consumidores Livre e Comercializadores) representou, respectivamente, 47,3% e 50,6% do total da receita
bruta da Companhia. Em 31 de dezembro de 2007, a Companhia tinha celebrado contratos de venda de
energia com 34 clientes no ACL localizados, principalmente, nas Regiões Centro-Oeste e Sudeste, o que
representa 471 MW médios.
A Companhia opera suas usinas com base em dois contratos de concessão. O Contrato de Concessão 76/99
regula a concessão da UHE Jurumim, UHE Chavantes, UHE Salto Grande, UHE Capivara, UHE Taquaruçu e
UHE Rosana, pelo período de 30 anos, encerrando-se em 2029. O segundo contrato de concessão regula a
concessão dos aproveitamentos hidrelétricos Canoas I e Canoas II, os quais são compartilhados por meio do
consórcio entre a Companhia e a CBA, com prazo de 35 anos, o qual se encerrará em 2033. A Companhia tem
direito a 49,7% da energia gerada por Canoas I e Canoas II e a CBA tem direito aos 50,3% restantes.
151
Estrutura Organizacional
O Organograma abaixo demonstra de maneira simplificada a estrutura organizacional e os principais acionistas
da Companhia.
Duke Energy Corporation
(DE)
Duke Energy Registration
Services, Inc.
(DE)
Duke Energy International,
LLC (DE)
Duke Energy Americas, LLC
(DE)
Duke Energy Group
Holdings,
LLC (DE)
Duke Energy Group, LLC
(DE)Texas Eastem (Bermuda)
Ltd.
Duke Energy International
Latin America, Ltd.
(Bermuda)
Duke Energy International
Holdings, Ltd
(Bermuda)
Duke Energy International
Group, Ltd.
(Bermuda)
Duke Energy International
Brazil Holdings, Ltd.
(Bermuda)
Duke Energy International,
Brasil Ltda (Brazil)
Duke Energy International
Brasil Holdings, LLC
(EUA)
Duke Energy International Geração Paranapanema S.A
93,95%
Minoritários
5,27%
20,55%79,45
100%
100%
100%
100%
100%
0,78%
100%
100%
0,01%
100%99,99%
152
Acionistas da Companhia
AÇÕES ORDINÁRIAS AÇÕES PREFERENCIAIS TOTAL
Acionistas QTDE % QTDE % QTDE %
Duke Energy International,
Brasil Ltda. (¹) 33. 838.211 97,8 54.885.511 91,7 88.723.722 94
Duke Energy International Brazil
Holdings, LLC (¹) 0,0 0,0 735.023 1,2 735.023 0,8
Companhia do Metropolitano de
São Paulo 0,0 0,0 1.323.627 1,4 1.323.627 1,4
Outros 752.608 2,2 2.898.303 5,7 3.650.911 3,8
Total 34.590.819 100,00 59.842.464 100,00 94.433.283 100,00
(¹) A Duke Energy International, Brasil Ltda. e a Duke Energy International Brazil Holdings, LLC são ambas controladas pela Duke Energy
International Brazil Holdings, Ltd., que, por sua vez, é controlada pela Duke Energy International Group, Ltd.
A Duke Energy International Group, Ltd. é controlada pela Duke Energy International Holdings, Ltd., cuja controladora é a Duke Energy
International Latin America, Ltd.
A Duke Energy International Latin America, Ltd. é controlada Duke Energy Group, LLC e Texas Eastern Ltd., que são controladas pela Duke
Energy Group Holdings, LLC.
A Duke Energy Group Holdings, LLC. é controlada pela Duke Energy Internacional, LLC, cuja controladora é a Duke Energy Americas, LLC. A
Duke Energy Americas, LLC. é controlada pela Duke Energy Registration Services, Inc., que, por fim, é controlada pela Duke Energy
Corporation.
Descrição da Acionista Controladora
Duke Energy Corp.
O investimento indireto da Duke Energy Corp. na Companhia, no montante de US$ 1,5 bilhão, representa o seu
maior investimento internacional. A Duke Energy Corp. situa-se entre as cinco maiores concessionárias de energia
nos Estados Unidos da América em valor de mercado, de acordo com Edison Electric Institute, relativo ao
primeiro semestre de 2007 e presta serviços de energia nesse país há mais de 100 anos. As ações da Duke
Energy Corp. são listadas e negociadas na New York Stock Exchange, ou Bolsa de Valores de Nova Iorque, desde
1961.
Em 30 de junho de 2008, a Duke Energy Corp. era titular, indiretamente, de 100% das ações representativas
do capital social da Duke Energy International, Brasil Ltda. e Duke Energy International Brazil Holdings Ltd.,
respectivamente.
A Duke Energy Corp. é uma companhia listada na bolsa de valores de Nova York e possui o seu capital
pulverizado. Conforme pode ser verificado na tabela abaixo, os dez maiores acionistas da Duke Energy Corp
detinham, em 30 de junho de 2008, 22,5% de seu capital, sendo que, dentre eles, o acionista majoritário,
State Street Global Advisors (US), detinha, naquela mesma data, 3,7% da Duke Energy Corp.
Além disso, não existe acordo de acionistas da Duke Corp. que vincule dois ou mais acionistas, formando um
bloco de controle. Dessa forma, não existe um único acionista da Duke Energy Corp. ou grupo de acionistas
vinculados por acordo de voto ou sob controle comum que: (i) seja titular de direitos de sócio que lhe
assegurem, de modo permanente, a maioria dos votos nas deliberações das assembléias-gerais e o poder de
eleger a maioria dos administradores da Duke Corp.; e (ii) use efetivamente seu poder para dirigir as
atividades sociais e orientar o funcionamento da Duke Corp.
153
A tabela abaixo indica os dez maiores acionistas da Duke Energy Corp. em 30 de junho de 2008
Duke Energy International, Brasil Ltda.
A Duke Energy International, Brasil Ltda. é uma sociedade limitada, constituída em fevereiro de 1998, com
sede na cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo, cujo objeto social consiste em: participar em licitação
e/ou leilões de transferência de participação acionária de empresas do setor de energia elétrica, obtendo as
correspondentes concessões, permissões ou autorizações; representar outras sociedades, nacionais ou
estrangeiras, por conta própria ou de terceiros; e participar em outras sociedades, comerciais ou civis, como
sócia, acionista ou sócio.
A tabela abaixo indica a composição do capital social de Duke Energy International, Brasil Ltda.:
Além de deter 94% das ações da Companhia, a Duke Energy International, Brasil Ltda. é detentora de 99,99%
da empresa DEB – Pequenas Centrais Hidrelétricas Ltda. juntamente com Duke Energy International Brazil
Holdings Ltd., quotista de 0,01% do capital social. As PCHs de Palmeiras e Retiro, localizadas,
respectivamente, no município de São Joaquim da Barra e Guará, ambas localizadas no Estado de São Paulo,
com capacidade instalada de 16 MW cada uma pertencem à DEB.
Atualmente, a PCH de Retiro encontra-se em estágio de obras civis e a PCH de Palmeiras encontra-se em
estágio de sondagem, com previsão de início das obras civis para o mês de outubro de 2008.
Duke Energy International, Brazil Holding Ltd.
A Duke Energy International, Brazil Holding Ltd. é uma sociedade limitada, constituída em novembro de 2006,
com sede nas Ilhas Bermudas, cujo objeto social consiste em: deter bens e ativos; e participar em outras
sociedades, comerciais ou civis, como sócia, acionista ou quotista.
Sócio Quotas %
State Street Global Advisors (US) 47.402.000 3,7%
Barrow Hanley Mewhinney & Strauss Inc. 42.600.000 3,4%
Barclays Global Investors N.A. 40.175.000 3,2%
Vanguard Group, Inc. 39.950.000 3,2%
Franklin Advisers, Inc. 38.800.000 3,1%
Pictet Asset Management, Ltd. 23.100.000 1,8%
T. Rowe Price Associates, Inc. 16.500.000 1,3%
Capital World Investors 14.000.000 1,1%
Columbia Management Advisors, Inc. 12.000.000 0,9%
Northern Trust Investments, N.A. 10.100.000 0,8%
Sócio Quotas %
Duke Energy International, Brazil Holdings Ltd. 1.082.084.766 99,99
Duke Energy International, Brazil Holdings, LLC. 1 0,01
154
A tabela abaixo indica a composição acionária dos acionistas da Duke Energy International Brazil Holding:
Reestruturações Societárias da Companhia
A Companhia foi constituída a partir da cisão parcial da CESP. Em 1999, o controle acionário da Companhia foi
adquirido em leilão pela Duke Energia do Sudeste Ltda., empresa do grupo Duke Energy. Posteriormente,
Duke Energy International, Brasil Ltda. adquiriu, por meio de uma oferta pública de ações, grande parte das
ações ordinárias e preferenciais não pertencentes ao bloco de controle da Companhia e, por incorporação da
Duke Energia do Sudeste Ltda., o referido bloco de controle, definindo a atual participação no Capital Social da
Companhia.
Para mais informações sobre as reestruturações societárias, ver o item ―Breve Histórico‖ da Seção ―Atividades
da Emissora‖, localizado na página 154 deste Prospecto.
Participações Societárias
Até a data deste Prospecto a Companhia não detém participações em outras sociedades.
Acordo de Acionistas
Até a data deste Prospecto não há qualquer acordo de acionistas arquivado na sede da Companhia.
Breve Histórico
A Emissora foi constituída em julho de 1999, com a denominação de Companhia de Geração de Energia
Elétrica Paranapanema S.A., uma sociedade por ações de capital aberto, concessionária de uso de bem público
destinado a geração de energia elétrica, decorrente da cisão parcial da CESP em três Companhias de geração,
ocorrida em virtude de recomendação do Conselho Diretor do Programa Estadual de Desestatização (PED). As
outras duas são a Companhia de Geração de Energia Elétrica Tietê e a CESP remanescente. A Companhia de
Geração de Energia Elétrica Paranapanema reuniu os ativos relacionados às operações de geração de energia
elétrica nas usinas da bacia do Rio Paranapanema. Ainda no ano de 1999, o controle acionário da Companhia
foi adquirido em leilão pela Duke Energia do Sudeste Ltda., empresa do grupo Duke Energy.
Em 20 de dezembro de 1999 a Duke Energy International, Brasil Ltda., adquiriu por meio de uma oferta
pública grande parte das ações ordinárias e preferenciais da Companhia remanescentes no mercado. Em
2002, a Duke Energy International, Brasil Ltda. incorporou a Duke Energia do Sudeste Ltda., tornando-se
controladora da Companhia.
Em abril de 2000, a denominação social da Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema S.A.
passou a ser Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A, como permanece até esta data.
O Capital Social da Companhia em 2005 foi aumentado dos iniciais R$ 120.001.000,00 para R$ 2.136.376.403,80,
sendo posteriormente reduzido, no mesmo ano, para R$ 1.973.376.403,80.
Por fim, a Companhia incorporou, em 2006, parcela cindida de ativos de Duke Energy International,
Brasil Ltda., tendo seu capital social majorado para os R$ 1.999.137.503,80 e dividido em 94.433.283 ações, em
junho de 2008.
A Companhia aprovou, em assembléia geral extraordinária realizada 31 de outubro de 2007, proposta de
grupamento de suas ações pelo Conselho de Administração, deliberada em sua 55ª Reunião, realizada em 15
de outubro de 2007, atribuindo-se 01 (uma) nova ação em substituição a cada grupo de 1.000 (mil) ações de
cada espécie existente, de forma que as 94.433.283.633 (noventa e quatro bilhões, quatrocentas e trinta e
três milhões, duzentas e oitenta e três mil, seiscentas e trinta e três) ações foram transformadas em
94.433.283 (noventa e quatro milhões, quatrocentas e trinta e três mil, duzentas e oitenta e três) ações. As
novas ações originadas do grupamento, que foram definitivamente implementado no dia 1° de novembro de 2007,
Sócio Quotas %
Duke Energy International Group, Ltd. N/D 100%
155
conferiram a seus detentores direitos idênticos aos atualmente garantidos pelo Estatuto Social da Companhia à
respectiva espécie de ação. A Companhia também aprovou nesta mesma assembléia geral extraordinária que
simultaneamente ao grupamento de suas ações, (i) os American Depositary Receipts (ADRs), tanto ordinários
quanto preferenciais, emitidos pela Companhia foram desdobrados na proporção de 1 (um) ADR atual para 3
(três) ADR novos, independentemente da espécie; e (ii) a proporção dos ADRs, tanto ordinários quanto
preferenciais, mudaram de 3.000 ADRs por ação para 1 ADR por ação da Companhia, independentemente da
espécie.
Em 29 de janeiro de 2008, por meio da Ata da 125ª Reunião de Diretoria, a Companhia acatou o pedido
formulado por acionista minoritário para conversão de ações ordinárias em ações preferenciais, à razão de 1
(uma) ação ordinária para cada 1 (uma) ação preferencial, sendo que a conversão estaria sujeita ao limite
legal de composição do capital social de 1/3 de ações ordinárias e 2/3 de ações preferenciais, bem como ao
limite estabelecido pelo artigo 7º, I, b, do Estatuto Social, que determina que, a cada Período de
Conversão, cada acionista poderá formular pedidos de conversão de ações correspondentes a até 3% do
capital social, desde que o montante total a ser convertido no referido Período de Conversão não exceda
5% do capital social.
Nesse sentido, em 1º de fevereiro de 2008, a Companhia publicou Fato Relevante informando aos acionistas
os termos e condições aprovados pela Reunião de Diretoria. No mesmo dia a Companhia iniciou seus Períodos
de Conversão por meio da publicação de Avisos aos Acionistas que foram realizadas em 1° de fevereiro de
2008, 20 de fevereiro de 2008, 10 de março de 2008, 27 de março de 2008 e 04 de abril de 2008, anunciando
o início do primeiro, segundo, terceiro e quarto Período de Conversão, respectivamente, sendo encerrado o
último Período no dia 15 de abril de 2008.
A Companhia abriu 4 (quatro) Períodos de Conversão de ações ordinárias em preferenciais, de acordo com o
Fato Relevante publicado em 1° de fevereiro de 2008, de 15 (quinze) dias consecutivos cada. Em 18 de
fevereiro de 2008, foi publicado o Aviso aos Acionistas informando o encerramento do quarto e último período
de conversão, bem como a composição acionária após todos os períodos de conversão.
Em 30 de abril de 2008, por meio da Assembléia Geral Ordinária e Extraordinária a Companhia alterou,
mediante deliberação, o número de ações ordinárias e preferenciais representativas do capital social da
Companhia para refletir as conversões solicitadas durante os Períodos de Conversão de ações ordinárias em
preferenciais, permanecendo com 34.590.819 ações ordinárias e 59.842.464 ações preferenciais.
Nos últimos dois exercícios sociais, não foi realizada qualquer oferta pública de distribuição envolvendo valores
mobiliários de sua emissão. No mesmo período, a Companhia não realizou qualquer oferta pública de ações de
emissão de outra companhia.
Pontos Fortes
A Companhia acredita que suas principais vantagens competitivas são as seguintes:
Sólida geração de caixa operacional e baixa necessidade de recursos de capital. Como resultado de uma
cuidadosa gestão de operações e manutenção das usinas hidrelétricas, a Companhia é capaz de controlar os
custos operacionais de forma eficiente. Como resultado, a margem EBITDA da Companhia têm sido maior do
que 61% nos últimos três anos. As necessidades de dispêndios de capital para manter o imobilizado da
Companhia são baixas quando comparadas às receitas da Emissora, sendo de aproximadamente R$23,9
milhões em 2007 e R$26,0 milhões em 2006. A Companhia investiu aproximadamente R$83,0 milhões entre
2001 e 2005 para melhorar o sistema operacional de sete das suas oito usinas, permitindo alcançar uma
melhor performance na habilidade de atingir as metas de Energia Assegurada da Companhia. A UHE
Chavantes é a única usina da Companhia que ainda necessita atualizar seus sistemas operacionais. Atualmente
a Companhia não tem outro investimento significativo programado. O orçamento para necessidade de
dispêndio de capital da Companhia é de R$27 milhões para 2008, R$23,4 milhões para 2009 e R$33,2 milhões
para 2010.
156
Condições hidrológicas Favoráveis. As usinas da Companhia estão localizadas na Região Sudeste do Brasil, ao
longo do Rio Paranapanema. Essa região recebe influência dos regimes hidrológicos das Regiões Sul e Sudeste
do País. Durante a escassez de chuvas na Região Sul do País em 2006, a Companhia e outras geradoras de
energia situadas ao norte da Região Sudeste, contribuíram significativamente com a manutenção do
suprimento adequado de energia elétrica em tal Região. As áreas onde as usinas da Companhia estão
localizadas geralmente recebem quantidades significativas de chuvas e raramente são atingidas por secas tal
como periodicamente ocorre em outras regiões do Brasil.
Localização estratégica do Parque Gerador. As usinas da Companhia estão situadas ao longo do Rio
Paranapanema, situado próximo aos principais centros de consumo do País, o que permite à Companhia a
entrega da energia com menor custo de transmissão, bem como uma redução na possibilidade de perda de
energia. Adicionalmente, a proximidade das usinas da Companhia da Rede Básica permite uma reduzida perda
de energia quando comparado a média dos competidores da Companhia.
Administração profissional e equipe capacitada. A Companhia conta com uma administração que combina
extensa experiência e conhecimento no setor de energia elétrica tanto doméstico quanto internacional, bem
como dos setores público e privado do País. O Presidente do Conselho de Administração da Companhia, Sr.
Mickey Peters, e o Vice Presidente do Conselho de Administração da Companhia, Sr. Laine Powell, acumulam
experiência na Duke Energy Corp. desde 1990 e 2002, respectivamente, e têm 17 e 15 anos de experiência,
respectivamente, na indústria de geração de energia elétrica. Ambos também acumulam significativa
experiência em operações com ativos do setor de energia elétrica na América do Sul.
Acionistas controladores comprometido e experiente. A Companhia é indiretamente controlada pela Duke Energy
Corp., que detém, por meio de subsidiárias integrais, 94,7% do seu capital total. O investimento da controladora na
Companhia representa o seu maior investimento internacional. No primeiro semestre de 2008, a Duke Energy Corp.
teve uma receita operacional líquida de US$ 6,6 bilhões, e uma capitalização, em 31 de dezembro de 2007, de
aproximadamente US$ 25 bilhões. A Duke Energy Corp. é uma experiente operadora de usinas e atualmente é dona
ou detém investimentos em usinas geradoras de energia localizadas nos Estados Unidos da América, Guatemala, El
Salvador, Equador, Peru, Argentina e Brasil. A projeção internacional da Duke Energy Corp. e sua excelente
reputação nessa indústria conferem a Companhia credibilidade na condução de seus negócios, particularmente com
Consumidores Livres. Adicionalmente, a Companhia se beneficia dos altos padrões de governança corporativa a que
a Duke Energy Corp está sujeita e impõe a todas as suas subsidiárias. A alta administração da Companhia
frequentemente faz consultas e sempre se reporta à administração da Duke Energy Corp. assegurando assim um
comprometimento com a qualidade de sua gestão.
Eficiência operacional. A Companhia tem operado, há mais de três anos, com uma média de 94,3% de
disponibilidade (índice obtido pela divisão do número de horas que as usinas hidroelétricas estão disponíveis à
geração de energia pelo número total de horas em um ano). A performance operacional da Companhia
decorre da experiência desenvolvida, da qualidade de seus empregados, bem treinados e satisfeitos, da
política de dispêndio de capital consistente, incluindo as melhorias nos sistemas operacionais entre 2001 e
2005, e da eficiente manutenção de seus equipamentos, desta forma, a Companhia consegue maximizar a
sua disponibilidade e a confiança das suas instalações.
Estratégia
O objetivo da Emissora é maximizar a rentabilidade e o valor de seu ativo de geração de energia. Para tanto, a
estratégia da Companhia é implementar iniciativas que resultem na excelência operacional e financeira aliada à
gestão de sua imagem institucional e satisfação de seus clientes. Nesse sentido, os principais componentes da
estratégia da Companhia são os seguintes:
Otimização da carteira de clientes. A estratégia da Companhia é maximizar o volume de receitas com
Consumidores Livres enquanto assegura no ACR uma base estável de receitas. Atualmente, cerca de 50,6% do
volume de energia vendida pela Companhia é negociada no ACL, para as comercializadoras e Consumidores
Livres situados em vários Estados do Brasil. Com a redução gradual dos contratos relativos a energia
comercializada no ACR, que hoje representam cerca de 47% do volume da energia vendido, a Companhia
espera aumentar as suas vendas de energia no ACL, em especial a partir de 2009. Os instrumentos contratuais
celebrados no âmbito do ACL estabelecem termos e condições, principalmente comerciais, em geral mais
157
atraentes para a Companhia devido à flexibilidade de negociação entre as respectivas partes. Nesse sentido,
a Emissora mantém um compromisso com seus clientes e adota uma política de fidelização. Por outro lado, os
contrato no ACR são geralmente de longo prazo (de cinco a oito anos) e asseguram à Companhia um fluxo de
caixa estável pelo prazo do contrato. Desta forma, enquanto a Companhia procura aumentar a sua margem
aumentando as vendas de energia no ACL, continuará negociando parcela significativa de energia no ACR,
assegurando, desta forma, uma fonte de receita consistente e de longo prazo.
Melhoria da eficiência operacional. A eficiência operacional é essencial para que a Companhia se mantenha
competitiva e maximize o seu valor. A Emissora investe de forma permanente na manutenção de seus
equipamentos, plantas e no treinamento de seus empregados. Atualmente, a Companhia também vem
realizando vários projetos que visam aperfeiçoar a sua capacidade produtiva, a confiabilidade nos seus
equipamentos e a disponibilidade das suas usinas que compõem o seu Parque Gerador, com o objetivo de
reduzir as taxas de falha de sistemas.
Melhoria da eficiência na gestão das políticas ambientais e de recursos humanos. A Companhia acredita que o
desenvolvimento sustentável é um meio de assegurar não apenas a qualidade do meio ambiente e da vida
humana, como também sua sustentabilidade econômico-financeira de longo prazo. Nesse sentido, a Emissora
mantém seu foco na contínua melhoria da eficiência na gestão das políticas ambientais e de recursos
humanos, para, desta forma, evitar quaisquer impactos ao meio ambiente. A Companhia mantém um
departamento de meio ambiente que tem como responsabilidade a preservação dos ecossistemas nas regiões
em que as usinas da Companhia se localizam e a estrita observação das Leis e regras ambientais aplicáveis.
Como parte desta política, a Companhia monitora periodicamente a qualidade das águas, os cardumes de
peixes e as atividades sísmicas no entorno de suas usinas. Como resultado desta preocupação com a gestão
do meio ambiente, a Companhia, desde 1999, data da obtenção de sua concessão, plantou 8 milhões de
árvores nativas no entorno dos seus reservatórios, reflorestando desta forma, aproximadamente 5.500
hectares. A Companhia também mantém políticas de incentivo ao reflorestamento, tendo doado
aproximadamente 2 milhões de sementes aos proprietários de propriedades rurais. Adicionalmente, a
Companhia vem trabalhado bastante na idéia de conscientização pelas questões ambientais e de gestão do
meio ambiente, sobretudo junto aos seus acionistas.
A sede da Companhia está localizada na Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, na Cidade e no
Estado de São Paulo, e o telefone do departamento de atendimento aos debenturistas da Companhia é (55
11) 5501-3513. O website é da Companhia é www.duke-energy.com.br, onde se encontra disponível para
consulta o Prospecto. As informações disponíveis no website, como também aquelas incluídas em qualquer
material de marketing publicado na mídia e em propagandas em jornais e revistas não são parte integrante
deste Prospecto.
Atividades da Emissora
Atualmente a Companhia gera energia por meio de oito usinas hidrelétricas com Capacidade Instalada em
operação de 2.307 MW, conforme declarado para os Contratos de Uso do Sistema de Transmissão junto ao
ONS, todas localizadas ao longo do Rio Paranapanema, nas divisas dos Estados de São Paulo e Paraná. Devido
à privilegiada localização, a Companhia recebe a influência dos regimes hidrológicos das Regiões Sudeste e
Sul do País e representa cerca de 7% do armazenamento de água das Regiões Sudeste e Centro-Oeste do
País.
Em 2007, a Companhia gerou 9.971,82 GWh de energia elétrica, representando aproximadamente 2,43% da
geração de energia hidráulica no Brasil naquele ano, de acordo com dados do ONS.
158
O mapa abaixo aponta a localização das 8 usinas da Companhia:
UHE Jurumirim
Foi o segundo aproveitamento hidrelétrico do Rio Paranapanema. Construída a partir de 1956, a usina de
Jurumirim representou mais um passo na implementação do desenvolvimento em toda a área de influência do
rio. Além da importante contribuição energética de seus 98MW, a regularização do Rio Paranapanema,
proporcionada por esta usina, tornou possível a operação da UHE Salto Grande na totalidade do seu potencial.
Com 449 km² o reservatório da usina Jurumirim, além de estar localizado numa região de grande
desenvolvimento econômico do Estado de São Paulo, é local de práticas esportivas, lazer e turismo.
UHE Chavantes
A usina Chavantes é um dos mais significativos aproveitamentos do Rio Paranapanema e possui 414 MW de
potência instalada. Seu porte e importância revelam-se a cada etapa do trabalho de construção, iniciado em
1959. A barragem, por exemplo, situada a 3 km abaixo da foz do rio Itararé, proporciona o armazenamento de
9.410 hm³ de água e permitiu a regularização de 90,5% da vazão média do rio, evitando enchentes e
assegurando irrigação a toda a região ribeirinha. Em Chavantes, a Companhia concentra uma equipe de
profissionais que desenvolve diversos programas ambientais, com o objetivo de reconstruir a fauna e flora
originais das áreas de formação do reservatório.
UHE Salto Grande
Também conhecida como Usina Lucas Nogueira Garcez, Salto Grande, com 74 MW de potência, situa-se no rio
Paranapanema, 6km a jusante da foz do Rio Pardo, entre os Estados de São Paulo e Paraná. Inaugurada em
1958, a usina se constituiu em importante contribuição para o desenvolvimento local, atraindo indústrias de
transformação e desenvolvendo o transporte ferroviário. Salto Grande é obra pioneira na conquista do
potencial da bacia do Paranapanema, além de ter sido responsável pelo início da nacionalização da tecnologia
hidrelétrica. Junto à usina, a Companhia mantém a estação de hidrobiologia e aqüicultura de Salto Grande,
aonde conduz trabalhos de reprodução de espécies de peixes nativos do Paranapanema e de repovoamento do rio.
Canoas I 83 MW
Canoas II
72 MW
Salto Grande 74 MW
Jurumirim 98 MW
Chavantes
414 MW
Rosana
372 MW
Taquaruçu 554 MW
Capivara
640 MW
159
UHE Canoas II
A construção da hidrelétrica Canoas II começou em 1992 entre as usinas de Salto Grande e Capivara, na bacia
do Paranapanema. Além de aumentar a geração de energia a usina traz benefícios para a região. Obras de
infra-estrutura, como pontes e estradas, possibilitam o escoamento da produção entre regiões vizinhas,
facilitam o tráfego e geram mais empregos para a população. Canoas II, com 72 MW de potência, é um típico
exemplo do respeito que a Companhia tem pela natureza, onde se optou pela construção de uma hidrelétrica
de menor porte, devido aos impactos que uma usina de grande porte causaria ao meio ambiente. Com essa
decisão, a empresa conseguiu reduzir a área de inundação de terras férteis em mais de 40%.
UHE Canoas I
A hidrelétrica Canoas I, com 82,5 MW de potência, está localizada entre as usinas de Canoas II e Capivara, na
bacia do Paranapanema. A preocupação com a preservação do meio ambiente está presente em todos os
empreendimentos realizados pela Companhia. Diversos programas ambientais são realizados visando preservar
substancial parcela da flora e da fauna nas áreas que circundam os empreendimentos, além de garantir a
continuidade de atividades industriais e rurais. Canoas I e II são típicos exemplos de respeito pela natureza,
onde se optou pela construção de uma hidrelétrica de menor porte, devido aos impactos que uma usina de
grande porte causaria ao meio ambiente. Com essa decisão, foi possível reduzir a área de inundação de terras
férteis em mais de 40%.
UHE Capivara
Com obras iniciadas em 1970, a usina hidrelétrica Capivara está localizada no Rio Paranapanema, na região de
Porto Capim, tendo à margem direita o município de Taciba (SP) e à margem esquerda Porecatu (PR). Com
uma capacidade instalada de 640 MW, Capivara é a maior usina do Paranapanema, colocando-se entre as
maiores usinas geradoras produtoras independentes de energia do país, segundo a ANEEL. Com um grande
lago e 515 km² de área e 10,5 bilhões de metros cúbicos represados, a usina propicia o desenvolvimento da
piscicultura e mantém à disposição da população local um grande centro recreativo. Com as obras da usina,
foram construídos 40 km de estradas municipais, mais de 20 pontes, implantados 67 km de linhas telefônicas
e edificadas mais de 1.000 casas, o que demonstra a importância de Capivara para o desenvolvimento sócio
econômico de toda a região.
UHE Taquaruçu
A usina Taquaruçu está localizada a 80km à jusante da usina Capivara. Composta por cinco turbinas, com
potência total de 554 MW, Taquaruçu é o segundo maior aproveitamento do Rio Paranapanema, segundo a
ANEEL. Inaugurada em 1992, a usina tem ainda a importante função de controlar a vazão do Rio
Paranapanema, através de nove comportas, por onde passa um total de 18.100 m3 de água por segundo. Em
Taquaruçu, a Companhia desenvolve diversos programas ambientais de médio e longo prazos, com o objetivo
de reconstituir a fauna e a flora originais das áreas de formação do reservatório.
UHE Rosana
O aproveitamento hidrelétrico de Rosana teve sua construção iniciada em julho de 1980 e entrou em operação
em março de 1987, com a instalação do seu primeiro grupo gerador acrescentando 80 MW ao potencial
instalado. Com uma potência final de 372 MW, totalizando 4 grupos geradores, a usina está localizada no Rio
Paranapanema entre os municípios de Rosana (SP) e Diamante do Norte (PR).
160
A Companhia opera suas usinas com base em dois contratos de concessão. O Contrato de Concessão 76/99
regula a concessão da UHE Jurumim, UHE Chavantes, UHE Salto Grande, UHE Capivara, UHE Taquaruçu e
UHE Rosana, pelo período de 30 anos, encerrando-se em 2029. O segundo contrato de concessão regula a
concessão dos aproveitamentos hidrelétricos Canoas I e Canoas II, os quais são compartilhados por meio do
consórcio entre a Companhia e a CBA, com prazo de 35 anos, o qual se encerrará em 2033. A Companhia tem
direito a 49,7% da energia gerada por Canoas I e Canoas II e a CBA tem direito aos 50,3% restantes.
Atualmente, a Companhia tem 1.086,9 MW de Energia Assegurada. Desse total, 52,2MW são referentes às
duas plantas Canoas que a Companhia opera em conjunto com a CBA, 27,3MW são perdidas ou consumidas
pela própria Companhia e 1.000MW são disponíveis para contratação das outras usinas da Companhia.
Os Contratos de Concessão da Companhia consideram cada usina como uma unidade individual de concessão,
particularmente no que diz respeito a cancelamento, intervenção pela ANEEL, expropriação, transferência ou
término da concessão. O quadro abaixo indica os períodos de concessão para cada usina da Companhia:
Usinas Início da Concessão Fim da Concessão
Capivara................................. 1999 2029
Taquaruçu............................. 1999 2029
Chavantes............................. 1999 2029
Rosana................................. 1999 2029
Jurumirim............................. 1999 2029
Canoas I............................... 1998 2033
Salto Grande......................... 1999 2029
Canoas II................................. 1998 2033
Para mais informações sobre os contratos de concessão da Companhia, favor ver seção ―Atividades da
Emissora - Contratos Relevantes - Contratos de Concessão‖, localizada na página 167 deste Prospecto.
Manutenção
A Companhia mantém um quadro de especialistas em manutenção treinados para monitorar o sistema a
qualquer tempo. Cada membro do quadro de especialistas em manutenção deve ser licenciado a atuar na sua
atividade. A base do programa de manutenção desenvolvido e utilizado pela Companhia são as experiências
adquiridas em muitos anos de prática utilizadas pela indústria e pela Duke Energy Corp.
161
A tabela abaixo ilustra a capacidade de geração, em operação, das oito usinas hidrelétricas da Companhia:
** Potencia Instalada declarada para os Contratos de Uso do Sistema de Transmissão junto ao ONS
Usinas
Unidades
Nº.
Entrada em
Operação
Reforma
Capacidade Instalada
(MW**)
Total de Capacidade
Instalada (MW)**
Jurumirim 1 1962 2005 49 98
2 1962 2004 49
Chavantes 1 1970 103,50 414,00
2 1970 103,50
3 1970 103,50
4 1970 2000 103,50
Salto Grande 1 1958 2002 18,5 74,00
2 1959 2003 18,5
3 1959 2003 18,5
4 1960 1998 18,5
Canoas I 1 1999 27,70 83,00
2 1999 27,70
3 1999 27,70
Canoas II 1 1999 24,00 72,00
2 1999 24,00
3 1999 24,00
Capivara 1 1977 152,00 640,00
2 1977 152,00
3 1978 2004 163,00
4 1979 152,00
Taquaruçu 1 1992 105,20 554,00
2 1994 105,20
3 1994 105,20
4 1996 105,20
5 1997 105,20
Rosana 1 1987 2007 93,00 372,00
2 1994 93,00
3 1994 93,00
4 1996 93,00
Total 2.307,00
162
A tabela abaixo representa a produção de energia elétrica das usinas hidrelétricas da Companhia:
Geração de Energia
Exercício encerrado em 31 de dezembro
de
Usina 2007 2006 2005
(GWh)
Capivara ....................................................... 3.198,8 2.858,3 3.483,8
Taquaruçu .................................................... 1.894,3 1.787,3 2.033,6
Chavantes .................................................... 1.390,5 1.801,8 1.804,4
Rosana ......................................................... 1.741,4 1.689,5 1.889.9
Jurumirim ..................................................... 474,9 551,7 454,8
Canoas I ....................................................... 483,2 516,2 555,0
Salto Grande ................................................. 408,2 480,6 487,3
Canoas II ..................................................... 380,6 416,3 440,8
Total ........................................................ 9.971,8 10.101,8 11.149,7
A produção de energia em 2007, comparada com a de 2006, foi inferior em 1,34%. Um dos principais fatores
foi a operação sistêmica do SIN, fruto da política de despacho centralizado exercida pelo ONS.
Excelência Operacional
Com o bom desempenho geral das usinas, a Companhia continua desenvolvendo vários projetos visando a
melhoria de sua capacidade produtiva, com foco na confiabilidade dos equipamentos e na disponibilidade de
suas instalações.
Em 2006, a Companhia concluiu o programa de automação de 7 de suas usinas, sendo que somente a usina
Chavantes ainda não possui este recurso. O programa de automação permite que a Companhia opere suas
usinas à distancia, a partir do Centro de Operação da Geração – COG, localizado em Chavantes. Além de
reduzir os seus custos operacionais da Emissora em razão da diminuição de postos de trabalho nas usinas, a
automação aumenta a sua confiabilidade operativa, visto que ações que eram feitas manualmente, passaram a
ser realizadas de forma automática.
A Emissora desenvolveu em parceria com universidades algumas ferramentas tecnológicas como o "Dam
Operation", "SISGESB" e o "Modelo chuva x vazão", que auxiliam no seu planejamento e na tomada de
decisões sobre suas operações. O "Dam Operation" sinaliza os possíveis impactos de cheia nas regiões de
Chavantes e Ourinhos decorrentes do total de água liberada pela usina de Chavantes, o "SISGESB" auxilia na
segurança das barragens e o "Modelo chuva x vazão", baseado em previsões metereológicas e informações de
vazões, permite que a Companhia tenha um melhor planejamento da geração e controle de cheias.
163
Visando atender requisitos regulatórios, a Companhia instalou o sistema de medição do faturamento e
telesupervisão do sistema. O sistema de medição do faturamentos envia informações sobre a energia gerada
de cada unidade geradora da Emissora à CCEE. Já o sistema de telesupervisão envia de forma instantânea o
estado operacional dos principais equipamentos da cadeia de produção de energia ao ONS.
Com os investimentos acima, segundo dados da ABRAGE - Associação Brasileira das Empresas Geradoras de
Energia Elétrica, após a constituição da Companhia, as taxas de falhas operacionais da Duke foram calculadas
da seguinte forma:
Conforme definição da CCEE, o fator de disponibilidade representa a eventual deteriorização da disponibilidade
técnica de uma Usina, sendo menor do que um quando se verifica essa deteriorização e igual ou maior do que
um em caso contrário. O gráfico abaixo representa o fator de disponibilidade de cada uma das usinas:
Este fator é obtido a partir da comparação da disponibilidade verificada e medida nos últimos 60 meses das
Unidades Geradoras das plantas em relação a uma disponibilidade de referência utilizada pelo ONS.
Essa disponibilidade é medida através da apuração das quantidades de horas utilizadas para manutenções
programadas e forçadas nas Unidades Geradoras.
A confiabilidade da política de manutenção dos equipamentos pode ser comprovada pelos resultados
relacionados aos Fatores de Disponibilidades – FID, fator este homologados pela ANEEL, consistidos pelo ONS
e mensalmente utilizados para contabilização e liquidação na CCEE.
Quando os resultados do FID forem superiores a 1 as disponibilidades verificadas em todas as Usinas são
maiores que os valores estabelecidos como referências, nesse cenário, existe uma disponibilidade adicional
para situações emergenciais, evitando-se prejuízos financeiros à Companhia decorrente da aplicação das
Regras de Mercado estabelecidas na CCEE.
Adicionalmente, a Companhia possui ainda outros projetos em análise e/ou estudo, para que seja fortalecida a
confiabilidade operativa das usinas e para que a Companhia não fique exposta a riscos junto aos órgãos
reguladores e normativos. A concretização desses projetos dependerá, em parte, da evolução da
regulamentação existente.
1,04 1,09 1,06 1,06 1,07 1,05 1,07 1,05
Juru
mirim
Chav
antes
Salto
Gra
nde
Cano
as I
Cano
as II
Capi
vara
Taquar
uçu
Rosa
na
164
Comercialização
Após o implemento da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Companhia dividiu seu esforço de marketing
nas duas frentes de comercialização instituídas por aquele marco regulatório, conforme segue:
No ACR, celebrou, em decorrência do 1º Leilão de Energia ocorrido em dezembro de 2004, contratos com as
principais distribuidoras do país para suprimento de energia por 8 anos a contar de 2005, 2006 e 2007, nos
termos de cada produto ofertado naquela oportunidade. Firmou, ainda, no âmbito do 4º Leilão de Energia
realizado em outubro de 2005, contratos com 5 distribuidoras para suprimento entre 2006 e 2008. Em virtude
de tais operações comerciais, está comprometida a entregar aproximadamente 500 MW médios no ACR entre
2007 e 2012. Esta quantidade será reduzida para aproximadamente 300 MW médios em 2013 e 2014, quando
se encerram os Contratos no ACR ora vigentes.
Já no ACL, a Companhia possui contratos com mais de 34 empresas para suprimento entre os anos de 2008 e
2014, representando um volume de 471 MW médios em 2008. A Companhia, no esforço de comercialização
nesse ambiente, buscou com êxito construir carteira sólida de clientes de primeira linha, definindo garantias
apropriadas a situação financeira de cada comprador.
A Companhia encerrou o ano de 2007 com 100,0% da sua energia contratada. Assim, ficou assegurada à
Companhia uma maior estabilidade quanto ao seu fluxo de receitas para os próximos períodos.
De forma complementar, a Companhia manteve com êxito o seu programa de fortalecimento da marca e
ampliação da capacidade de comercialização, refletidos no fechamento de novos contratos com Consumidores
Livres e demais comercializadores e PIE.
Mercado Atacadista de Energia
O ano de 2007 foi marcado pela permanente estabilização e liquidez das operações do CCEE, embora o
mercado spot tenha apresentado uma grande instabilidade de preços, com uma volatilidade bastante
acentuada em função da hidrologia e da falta de oferta de gás. O índice médio de adimplência entre os
agentes de mercado foi próximo a 100%.
Permanecem, ainda na CCEE, algumas pendências financeiras relativas às operações realizadas anteriormente
a 2003, mas que não representam exposições significativas à Companhia.
Fornecedores
A Companhia não possui fornecedores relevantes. Entretanto, o principal fornecedor da Companhia é Banco
VR S.A. Além desta empresa, os maiores pagamentos são destinados a TUST para diversas transmissoras (e.g.
Furnas, Chesf), e Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (ANEEL).
Clientes
Os principais clientes da Companhia no mercado doméstico podem ser subdivididos em (i) Clientes do ACL; e
(ii) Clientes do ACR.
Os Clientes do ACL são comercializadoras e Consumidores Livres de energia elétrica, sendo que os últimos
podem não apenas escolher sua empresa fornecedora, como também gerenciar suas necessidades da maneira
que lhes parecer melhor, levando em conta vantagens em preços, produtos e serviços. Os Clientes do ACR são
as concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica.
165
Clientes do ACL
A Companhia possui relação comercial com mais de 34 empresas de primeira linha para fornecimento, em
2007, de 471 MW médios, representando um faturamento médio de R$ 33 milhões/mês.
Clientes do ACR
Os leilões de compra de energia existente ("energia velha"), que aconteceram em 2004 e 2005, foram
previstos para o período de transição anterior aos leilões de "energia nova", conforme o artigo 19 da Lei do
Novo Modelo do Setor Elétrico, e foram regulamentados pelo Decreto nº 5.163/04.
O primeiro desses leilões aconteceu em 7 de dezembro de 2004, para os produtos com início de suprimento
em 2005, 2006 e 2007 e contratos com duração de 8 anos. A Companhia vendeu naquele leilão 214 MWm a
R$ 59,98/MWh, para o produto com início de suprimento em 2005; 58 MWm a R$ 69,98/MWh, para o produto
com início de entrega em 2006; e 218 MWm a R$ 75,98/MWh, para o produto com início de entrega em 2007.
O segundo leilão para energia existente aconteceu em 2 de abril de 2005, para os produtos com início de
suprimento em 2008 e 2009 e contratos com duração de 8 anos. A Companhia não vendeu energia nesse
leilão.
Dado que uma parte significativa da demanda não foi contratada nos leilões de energia existente em
dezembro de 2004 e abril de 2005, aconteceram dois novos leilões de energia existente em 11 de outubro de
2005. O primeiro leilão, para o produto com início de suprimento em 2006, com duração de 3 anos e o
segundo, para o produto com início de suprimento em 2009, com duração de 8 anos. A Companhia vendeu 66
MWh a um preço médio de R$ 62,76/MWh no leilão do produto com início de entrega em 2006 e não ofertou
nada no leilão para o produto com início de entrega em 2009. A tabela abaixo ilustra o comprometimento de
suprimento de energia da Companhia com distribuidoras de energia decorrente dos leilões de energia:
Data do Leilão
Ano de Início de
Fornecimento Prazo
Capacidade
Contratada Média de Preço
Número de
Distribuidoras
(Anos) (MW) (reais per MWh)
7 dez 2004 2005 8 214,0 60,0 34
7 dez 2004 2006 8 58,0 70,0 35
7 dez 2004 2007 8 218,0 76,0 31
11 out 2005 2006 3 66,0 62,8 5
166
Além dos leilões de energia existente ao longo de 2005, a Companhia complementou a venda de sua energia
disponível no ACL. A tabela abaixo resume os volumes em MW de Energia Assegurada contratadas pela
Companhia no ACL e ACR.
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Energia Assegurada Disponível (MW) Energia Assegurada 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9
Compra Itaipu 72,0 Consumo interno e perdas do sistema 27,0 28,2 32,9 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1
Consórcio Canoas 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8
Energia disponível para venda 1.078,1 1.004,8 1.000,1 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0
ACR 214,0 312,8 536,0 534,4 472,8 472,8 472,8 472,8 273,3 218,0 0 0
2005 (8 anos) 214,0 194,9 199,5 199,5 199,5 199,5 199,5 199,5
2006 (8 anos) 55,3 55,3 55,3 55,3 55,3 55,3 55,3 55,3
2006 (3 anos) 62,6 62,0 62,2
2007 (8 anos) 218,0 217,3 218,0 218,0 218,0 218,0 218,0 218,0
ACL 408,2 474,1 637,9 471,0 445,5 490,4 404,4 235,9 180,1 174,0 145,5 48,4 16,2 Contratos bilaterais com Consumidores Livres 83,9 134,8 249,7 301,0 445,5 490,4 404,4 235,9 180,1 174,0 145,5 48,4 16,2 Contratos bilaterais com Distribuidoras e outras 324,3 339,3 388,2 170,0
Contratos Iniciais 583,1 286,7 - - - - - - - - - - -
Subtotal 991,3 974,8 950,7 1.007,0 979,9 963,2 877,2 708,7 652,9 447,3 363,5 48,4 16,2
Energia livre para contratação 86,8 30,0 49,4 -7 20,1 36,8 122,8 291,3 347,1 552,7 636,5 951,6 983,8 Percentual de energia contratada 91,9 97,0 95,0 100,7 98,0 96,3 87,7 70,9 65,3 44,7 36,4 4,8 1,6
Preço Médio de venda de energia contratada (R$/MWh) 69,7 71,8 71,9 81.7 88,4 90,2 92,9 93,8 93,0 102,4 103,7 127,6 134,0
Sazonalidade
Eventual sazonalidade no mercado de atuação da Companhia não impacta seus resultados da maneira
relevante, em virtude do sistema de venda de energia com quantidades de Energia Assegurada fixadas pela
ANEEL e forma de contratação de energia pela Companhia.
Concorrência
Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem vender sua
energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela
CCEE. No Ambiente de Contratação Livre, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente
negociados a comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500 GWh/ano e Consumidores Livres.
167
Com base na legislação vigente, os concorrentes da Companhia são todos os demais agentes do setor elétrico
detentores de ativos de geração, além dos agentes comercializadores de energia elétrica. A tabela abaixo
ilustra a posição da Companhia frente aos seus concorrentes em relação a energia gerada e total de
Capacidade Instalada:
Operadora
Localização
Capacidade Instalada
(MW)
Acionista Controlador
Chesf Pernambuco 10.615 Governo Federal
Furnas Rio de Janeiro 9.656 Governo Federal
Eletronorte Região Norte 9.256 Governo Federal
CESP São Paulo 7.456 Estado de São Paulo
CEMIG Minas Gerais 6.782 Estado de Minas Gerais
Tractebel Santa Catarina 6.515 Grupo Suez
COPEL Paraná 4.542 Estado do Paraná
AES Tietê São Paulo 2.651 Grupo AES
Duke São Paulo 2.307 Duke Energy Corp.
Emae São Paulo 1.397 Estado de São Paulo
Fonte: ANEEL
O gráfico abaixo ilustra a capacidade instalada dos principais agentes privados que concorrem com a
Companhia (GW):
Fonte: ANEEL e Websites das Companhias
O gráfico abaixo ilustra a capacidade instalada dos principais agentes públicos que concorrem com a
Companhia (GW):
Contratos Relevantes
Contratos Operacionais
Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica - Contratos no ACL
A Companhia possui Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica firmados com 34 Clientes no ACL. Os
contratos têm períodos de suprimento entre um mês e oito anos, e representaram, 60% da energia elétrica
comercializada pela Companhia em 2006 e 47% em 2007 e 45% em 2008.
O preço de venda da energia elétrica de tais contratos é livremente negociado com os respectivos
compradores e são reajustados por índices de inflação. Os contratos dispõem de mecanismo que visa inibir a
rescisão pelos compradores e vendedores ao estabelecer multa rescisória que leva em consideração o valor
remanescente do contrato, além dos custos adicionais para a recontratação da energia.
6,5
2,7 2,31,6
1,1 1,0 1,0
Tractebel Tiête CPFL Neo
Energia
Endesa Energias
do Brasil
2,3%
38,9%
7,4%6,8%6,5%
4,5%
2,7%
2,6%
26,9%
1,4%DUKE ENERGY
ELETROBRÁS
CESP
CEMIG
TRACTEBEL
COPEL
PETROBRÁS
AES
OUTROS
EMAE
2,3%
38,9%
7,4%6,8%6,5%
4,5%
2,7%
2,6%
26,9%
1,4%DUKE ENERGY
ELETROBRÁS
CESP
CEMIG
TRACTEBEL
COPEL
PETROBRÁS
AES
OUTROS
EMAE
168
Como garantia do fiel cumprimento dos contratos pelos compradores a Companhia recebe prioritariamente
carta de fiança bancária, emitidas por bancos de primeira linha, podendo ainda utilizar outros instrumentos de
garantia, tais como as garantias corporativas ou cessão de CDB – Certificados de Depósito Bancário. A
Companhia, para a garantia do fiel cumprimento de suas obrigações nos respectivos contratos oferece aos
compradores uma fiança corporativa em valor equivalente.
Os contratos celebrados pela Companhia trazem cláusula de redução do montante contratado em caso de
racionamento instituído por Lei, além de prever a solução de controvérsias por meio de arbitragem.
Contratos de Concessão
Contrato de Concessão 76/99 – ANEEL - Contrato de Concessão de Uso de Bem Público para a Geração de Energia Elétrica
A Companhia é concessionária de uso do bem público (Contrato de Concessão nº 76/1999, datado de 22 de
setembro de 1999) destinado a produção, para posterior comercialização, de energia elétrica, na condição de
PIE, por meio das centrais geradoras UHE Jurumim (Armando Avellanal), com potência instalada de 98 MW e
energia assegurada de 47 MW, UHE Chavantes, com potência instalada de 414 MW e energia assegurada de
172 MW, UHE Salto Grande (Lucas Nogueira Garcez), com potência instalada de 74 MW e energia assegurada
de 55 MW, UHE Capivara (Escola de Engenharia Mackenzie), com potência instalada de 640 MW e energia
assegurada de 330 MW, UHE Taquaruçu (Escola Politécnica), com potência instalada de 554 MW e energia
assegurada de 201 MW, e UHE Rosana, com potência instalada de 372 MW e energia assegurada de 177 MW
e das correspondentes instalações de transmissão de interesse restrito às centrais geradoras.
Nos termos do Contrato de Concessão, a outorga para exploração das centrais elétricas acima constitui
concessão individualizada para cada uma das respectivas centrais, para todos os efeitos contratuais e legais,
em especial para eventual declaração de caducidade, intervenção, encampação, transferência ou extinção das
concessões.
O prazo de concessão é de 30 anos, podendo ser prorrogado por mais 20 anos, nas condições que forem
estabelecidas, a critério da ANEEL, mediante requerimento da Companhia e desde que a exploração dos
aproveitamentos hidrelétricos venha sendo realizada de acordo com as condições previstas no contrato e na
legislação vigente.
Pagamento pelo uso do bem público: como pagamento pelo uso do bem público a concessionária recolheu ao
longo do prazo de 5 anos contados de 1999 (já encerrados), os valores anuais abaixo:
UHE Jurumirim – R$ 442.000,00
UHE Chavantes – R$ 1.568.000,00
UHE Salto Grande – R$ 456.000,00
UHE Capivara – R$ 2.674.000,00
UHE Taquaruçu – R$ 1.859.000,00
UHE Rosana – R$ 1.610.000,00
Além de outras obrigações assumidas pela Companhia por meio do Contrato de Concessão, a concessionária
deverá atender a todas as obrigações de natureza fiscal, trabalhista e previdenciária, bem como outras
obrigações relacionadas ou decorrentes da exploração dos aproveitamentos hidrelétricos, especialmente os
pagamentos relativos à: a) compensação financeira pela exploração de recursos hídricos, para fins de geração
de energia elétrica; b) quotas mensais da ―Conta de Consumo de Combustíveis – CCC‖; c) taxa de fiscalização
de serviços de energia elétrica; d) pelo uso do bem público.
A concessionária deverá ainda aplicar anualmente, no mínimo, 1% de sua receita operacional anual, referente
ao ano de sua apresentação, em pesquisa e desenvolvimento tecnológico do setor elétrico no Brasil, devendo
elaborar programa contendo metas físicas e respectivos orçamentos, a serem apresentados a ANEEL, até 30
de dezembro de cada ano.
169
Penalidades – Por descumprimento das disposições legais, regulamentares e do Contrato de Concessão, a
Companhia estará sujeita às penalidades previstas na legislação e nos Contratos de Concessão. No caso de
multa, esta pode ser aplicada pela ANEEL no valor de até 2% do valor do faturamento anual da
concessionária, correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração, por infração
incorrida.
A Companhia deve submeter à prévia aprovação da ANEEL qualquer transferência de ações que implique
mudança de seu controle acionário, bem como proposta de reestruturação societária da Companhia. No caso
de transferência do controle acionário e da concessão – o acionista controlador obriga-se a introduzir no
estatuto social da concessionária disposição no sentido de não transferir, ceder ou, de qualquer forma alienar,
direta ou indiretamente, gratuita ou onerosamente, as ações que fazem parte do controle acionário da
Companhia sem a prévia concordância da ANEEL.
Obrigação de expansão de 15% da capacidade instalada
A Companhia, por meio do Edital de Privatização, refletido na cláusula de obrigações do Contrato de
Concessão, se comprometeu, no prazo máximo de 8 anos a contar de setembro de 1999 e respeitadas as
restrições regulamentares, a: (i) aumentar sua capacidade instalada no Estado de São Paulo em 15%, ou
322,7 MW; ou (ii) contratar esse mesmo montante de energia proveniente de novos empreendimentos
construídos no referido Estado, por prazo superior a 5 (cinco) anos.
De forma a antecipar o atendimento da obrigação de expansão e aproveitando o ambiente regulatório então
vigente, em maio de 2000, a Duke Energy solicitou autorização à ANEEL para implantar a Usina Termelétrica
Duke Energy 1 (UTE D1), na Cidade de Pederneiras, Estado de São Paulo, com potência instalada de 510,1
MW, com possibilidade de expansão futura para 1.000 MW. A correspondente autorização foi expedida em 6
de junho de 2000 por aquela Agência, nos termos da Resolução 185.
Nessa linha, a Companhia também obteve junto ao ONS parecer favorável de acesso à rede básica, bem como
a licença ambiental de instalação junto ao Departamento de Avaliação de Impacto Ambiental - DAIA da
Secretaria do Meio Ambiente do Estado de São Paulo, providências necessárias para implantação de
empreendimento de geração.
Entretanto, o cenário setorial sofreu profundas e significativas alterações a partir do ano de 2001,
primeiramente com o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica (racionamento)
implementado em 1º de junho daquele ano, o qual causou redução no consumo de energia elétrica e, ao seu
término, um amplo excesso de oferta. Além dos efeitos do racionamento, em 2004 foram realizadas
substanciais alterações estruturais no setor elétrico, trazidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,
principalmente quanto às condições de venda de energia no mercado.
Acrescenta-se a estes fatos, questões relacionadas (i) às condições comerciais de aquisição e suprimento do
gás natural para geração elétrica, (ii) ao tratamento tributário dispensado ao gás natural importado, (iii) à
viabilidade econômica do gasoduto de distribuição que levaria gás à usina, (iv) à exposição do
empreendimento a riscos cambiais, e (v) ao baixo preço de venda da energia gerada, principalmente em face
dos altos custos de produção.
Tal cenário acabou por inviabilizar o projeto da UTE D1, descontinuado então, ao final de 2002, conforme
correspondência encaminhada pela Duke Energy à ANEEL ACG/151/02, datada de 25 de novembro de 2002. A
descontinuidade desse Projeto implicou uma baixa contábil, pela Companhia, de R$ 400 milhões equivalentes
aos investimentos realizados, dentro de um investimento total previsto de R$ 1,5 bilhões.
Em 08 de dezembro de 2004, a ANEEL, por meio do ofício nº 669/2004-SFG/ANEEL, solicitou que a
Companhia apresentasse o planejamento de expansão de sua capacidade instalada até 31 de janeiro de 2005.
170
Em 10 de março de 2005, a Companhia respondeu referido ofício, informando sobre a impossibilidade de
atendimento da obrigação de expansão, seja por razões regulatórias supervenientes, seja por impossibilidade
técnica e física de expandir a sua capacidade de geração no Estado de São Paulo.
Em 05 de agosto de 2005, a Companhia foi oficiada pelo Ministério Público Federal – Procuradoria da
República de São Paulo, para que esta informasse sobre as providências para o atendimento do seu contrato
de concessão no que tange ao compromisso de expansão da sua capacidade instalada.
Em 29 de agosto de 2005, a Companhia enviou suas justificativas ao Ministério Público, informando as
dificuldades encontradas pela Companhia em razão da edição de novas regras referentes à comercialização de
energia elétrica e que estava em contato com a ANEEL e a Secretaria de Energia/SP.
Em 11 de outubro de 2005, a Companhia enviou mais uma correspondência à ANEEL, ratificando suas
justificativas, para apontar que a obrigação de expansão expressa no edital havia se tornado inexeqüível.
Em 29 de junho de 2007, a Companhia enviou outra correspondência à ANEEL, que faz referência a uma
reunião realizada entre a Companhia e a referida Agência, por meio da qual propõe à ANEEL a contratação de
consultoria especializada para elaborar, no prazo de 12 meses, a contar da aceitação da ANEEL, relatório
técnico abordando as condições para efetivação da expansão de 15% da capacidade de geração no Estado de
São Paulo. Até a data deste Prospecto não houve qualquer manifestação formal da ANEEL sobre este assunto.
Em 1º de fevereiro de 2008, a Companhia foi citada em Ação Popular promovida por Wilson Marques de
Almeida e Outros, em face da União Federal, ANEEL, Fazenda Pública do Estado de São Paulo, AES Tietê e a
Companhia. Referida ação tem por objeto a aplicação, pelas Autoridades Governamentais, das penalidades
previstas no Contrato de Concessão 76/99, além de responsabilização pessoal civil e criminal dos agentes
públicos da ANEEL e da União Federal. A Companhia apresentou sua contestação nos autos em 29 de
setembro de 2008.
.
Por fim, a Companhia recebeu, em dezembro de 2007, ofício da ANEEL, por meio do qual a Superintendência
de Concessão da Geração daquela Agência sinalizou com a possibilidade de prorrogar o prazo para
cumprimento da obrigação até dezembro 2010, de acordo com pedido feito pelo Governo do Estado de São
Paulo, mediante celebração de Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n. 76/1999, cujo objeto seria a
inclusão de cláusula prevendo expressamente esta obrigação, além da inclusão de obrigatoriedade de
apresentação de Plano de Ação num prazo não superior a três meses, contemplando o início da operação
comercial das usinas.
Em março de 2008, foi expedido o Parecer da Procuradoria Geral da ANEEL n. 123/2008-PF/ANEEL, o qual
concluiu que não compete à ANEEL determinar o cumprimento da obrigação de expansão constante do edital
de privatização e do contrato de compra e venda de ações, estabelecido entre a Companhia e o Estado de São
Paulo, bem como opina que a cláusula contratual que impõe a expansão do parque gerador em, no mínimo
15%, é insubsistente diante da legislação vigente.
Em 26 de agosto de 2008, a Diretoria da ANEEL se reuniu para votar o Processo Administrativo envolvendo a
Companhia e decidiu indeferir a proposta de celebração de termo aditivo ao Contrato de Concessão nº.
76/1999, por entender que a obrigação estabelecida no edital de privatização, que prevê a expansão da
capacidade instalada em no mínimo 15%, no período de 8 anos, vincula o alienante de controle societário e
não o poder concedente federal. A decisão foi publicada no Diário Oficial da União em 17 de setembro de
2008, sob o Despacho ANEEL nº. 3.168.
Contrato de Concessão 183/98 - Consórcio Canoas
O Contrato de Concessão n.º 183/98 assinando em 30 de julho de 1998, conforme aditado pelo Primeiro
Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n.º 183/98 assinado em 18 de agosto de 2000, firmado entre a União
e as empresas do Consórcio Canoas, formado pela Companhia e a Companhia Brasileira de Alumínio - CBA,
tem como escopo regular a concessão de geração de energia elétrica decorrente do aproveitamento dos
potenciais hidráulicos situados no rio Paranapanema, entre São Paulo e Paraná.
171
O Contrato de Concessão possui prazo de 35 anos contados a partir de data de assinatura do Contrato,
qual seja: 30 de julho de 1998. No entanto, o Contrato de Concessão poderá ser prorrogado por mais 20 anos
desde que haja o requerimento por parte da Companhia, enquanto líder do Consórcio Canoas, submetendo-se
à análise da ANEEL.
Os aproveitamentos hidrelétricos objeto da concessão denominam-se Usina Hidrelétrica Canoas I e Canoas II e
terão potência instalada de 82,5 MW e 72 MW respectivamente, com 3 (três) unidades geradoras cada um.
Por ser um contrato de concessão na forma compartilhada, Companhia e CBA dividem as quotas de
participação na concessão em 48,7% e 50,3%, respectivamente. O Contrato de Concessão estabelece ainda a
energia elétrica produzida nos aproveitamentos hidrelétricos será utilizada ou comercializada pela Companhia
na condição de PIE, e pela CBA na condição de autoprodutor. Isso significa dizer que a Companhia poderá
utilizar para consumo próprio e/ou comercializar livremente a sua parcela de energia e potência, até o limite
da potência e energia asseguradas para os aproveitamentos hidrelétricos, enquanto a CBA deverá
exclusivamente nas instalações industriais, podendo comercializar seus excedentes de potência e energia
elétrica com a autorização prévia da ANEEL, também respeitando-se o limite da potência e energia
asseguradas para os aproveitamentos hidrelétricos.
As energias e potências asseguradas para Canoas I e Canoas II estão assim definidas:
ENERGIA ASSEGURADA
(MW médios)
1999 2000 2001 2002 Após 2002
Canoas I 58 64 64 64 57
Canoas II 43 52 52 52 48
APÓS 2002
POTÊNCIAS ASSEGURADAS (MW) – mensal
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
Canoas I 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77
Canoas II 65 65 66 66 67 67 66 65 64 63 63 64
A Companhia será a responsável pelo cumprimento de algumas obrigações. A primeira delas é a de responder
perante o poder concedente e a ANEEL pelo cumprimento do Contrato, sem que haja, no entanto, prejuízo da
responsabilidade solidária da CBA. Em adição a isso, a Companhia será responsável pelo Gerenciamento da
Operação e das atividades relacionadas ao meio ambiente. A transferência do controle societário da
Companhia também deverá ser precedido de autorização da ANEEL.
Ainda sobre as questões que dependerão de prévia análise da ANEEL, as seguintes hipóteses, mas não se
limitando a elas, dependerão da prévia autorização da Agência: (i) qualquer ampliação ou modificação dos
aproveitamentos hidrelétricos e das instalações de transmissão de interesse restrito das centrais geradoras; (ii)
qualquer alteração no Contrato de Constituição do Consórcio Canoas; (iii) o início da operação comercial do
Aproveitamento Hidrelétrico; (iv) a constituição de empresa de propósito específico, com para a contratação do
fornecimento, obtenção de financiamentos e fornecimento das garantias correspondentes e; (v) suspensão do
suprimento de energia elétrica contratado com outras concessionárias de serviço público de energia elétrica.
Por se tratar de uma concessão para o aproveito hidrelétrico de trechos do Rio Paranapanema, ficou regulado
no Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão como se procederá ao uso do bem público, nos termos
da Lei no 9.648, de 1998, e Decreto no 2.655, de 1998. Coube a Companhia pagar pelo uso do bem público e
relativamente a sua parcela da concessão, ao longo do prazo de cinco anos a partir da assinatura do Primeiro
Termo Aditivo ao Contrato de Concessão. Os valores anuais, que foram pagos em parcelas mensais, para os
empreendimentos Canoas I e Canoas II, são assim discriminados:
Usina Hidrelétrica Canoas I - R$ 516.000,00 (quinhentos e dezesseis mil reais);
Usina Hidrelétrica Canoas II - R$ 415.000,00 (quatrocentos e quinze mil reais).
172
A concessionária deverá atender a todas as obrigações de natureza fiscal, trabalhista e previdenciária, bem
como outras obrigações relacionadas ou decorrentes da exploração dos aproveitamentos hidrelétricos,
especialmente os pagamentos relativos à: a) compensação financeira pela exploração de recursos hídricos,
para fins de geração de energia elétrica; b) taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica; c) pelo uso do
bem público.
No que tange à cessão de direitos por parte da Companhia, o Contrato de Concessão estabelece que tanto a
Companhia quanto a CBA poderão oferecer, em garantia de financiamentos obtidos para a realização das
obras ou serviços, os direitos emergentes da concessão compreendendo, dentre outros, a energia elétrica a
ser produzida e a receita decorrente dos contratos de compra e venda dessa energia, bem assim os bens e
instalações utilizados para a sua produção. O Contrato também estabelece que uma eventual execução da
garantia não poderá comprometer a continuidade da exploração dos aproveitamentos hidrelétricos e das
instalações de transmissão de interesse restrito das centrais geradoras. Ao oferecer como garantia os direitos
emergentes da concessão, ambas as concessionárias deverão submeter tal compromisso à análise e aprovação
prévia da ANEEL, devendo constar dos eventuais contratos de financiamento a expressa renúncia dos agentes
financiadores a qualquer ação ou direito contra a ANEEL, em decorrência do desatendimento dos
compromissos financeiros assumidos perante aqueles.
Por fim, as penalidades previstas no Contrato de Concessão a serem aplicadas à Companhia e à CBA nos casos
de descumprimento das disposições legais, regulamentares e contratuais são advertência ou multa. As penas
de multa serão aplicadas pela ANEEL, com o valor máximo, por infração incorrida, de 2,0% (dois por cento) do
valor do faturamento anual das companhias ou do valor estimado da energia produzida correspondente aos
últimos doze meses anteriores à lavratura do auto de infração ou estimado para um período de doze meses
caso não esteja em operação ou esteja operando por um período inferior a doze meses.
Contratos Financeiros
Eletrobrás
Contrato de financiamento substituindo a CESP, como parte junto à Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras
S.A., no processo de sua privatização, originário do repasse de energia de ITAIPU/FURNAS, que prevê
atualização com base na variação do IGP-M, acrescida de juros de 10,0% ao ano, vencível mensalmente, com
término para 15 de maio de 2013, tendo como garantia para recebimento dos valores vencidos e não pagos a
receita de suprimento de energia elétrica. O saldo em 30 de junho de 2008 era de R$ 1.006,4 milhão.
BNDES
Contratos de linha de crédito para financiamento junto ao BNDES, correspondentes a 90,0% do custo com a
compra adicional de energia livre durante o período de racionamento, tendo como garantia o produto da
cobrança da tarifa de geração e distribuição de energia elétrica no valor equivalente a 6,53% do seu
faturamento mensal para BNDES I e 1,25% para o BNDES II. Os financiamentos previam atualização com
base na variação da SELIC, acrescida de juros de 1,0% ao ano, amortizados mensalmente, quitados em 15 de
fevereiro de 2008.
Fundação Cesp III
Contrato de Confissão de Dívida para financiamento de déficit atuarial, referente ao Benefício Suplementar
Proporcional Saldado – BSPS, com vencimento final em 30 de novembro de 2017. O saldo desse contrato é
atualizado pela variação do custo atuarial, ou pela variação do IGP-DI, acrescida de juros de 6,0% a.a., dos
dois aplica-se o maior, sendo este incorporado mensalmente ao valor do principal.
173
De acordo com a Cláusula 10ª, do Contrato de Confissão de Dívida entre a CESP e Fundação, que em 18 de
novembro de 1999 foi transferido à Companhia, a CESP e a Fundação se comprometem, após a publicação
anual do DRAA - Demonstrativo dos Resultado da Avaliação Atuarial do Plano de Benefícios ("DRAA"), relativo
ao exercício findo, a compará-lo com o saldo apurado na cláusula anterior. Sempre que o saldo remanescente
for maior que o valor apontado no DRAA como passivo a descoberto do plano, as prestações estipuladas na
cláusula 8ª do referido instrumento serão reduzidas na mesma proporção. Caso da comparação retro referida
resulte, ao contrário, um valor menor do que o apontado no DRAA, as prestações estipuladas na cláusula 8ª
serão revistas de modo a manter na íntegra a obrigação prevista no contrato, observados os termos da
cláusula 9ª, parágrafo único.
No DRAA emitido pela Fundação CESP em 18 de janeiro de 2008 referente ao exercício de 2007, o ajuste
atuarial em 31 de dezembro de 2007, no saldo devedor do contrato relativo ao Plano de Benefício Definido -
vigente até 31 de março de 1998 apresentou superávit de R$ 15,1 milhões (cláusula 3ª do Contrato de Ajuste
das Provisões Matemáticas e Outras Avenças firmado com a patrocinadora em 13 de setembro de 1999),
reduzindo o saldo a zero.
Investimentos Relevantes
Apesar de que a Companhia não tem previsão de realização de investimentos significativos, nos últimos três
anos, os principais investimentos da Emissora foram destinados ao meio ambiente e manutenção das usinas,
incluindo repotenciações, distribuídos da seguinte forma e nos exercícios sociais e no período indicados:
Investimento (R$ milhões) 2005 2006 2007
IT 0,95 2,80 1,69
OPERAÇÔES 15,96 6,41 10,74
MEIO AMBIENTE 10,67 10,97 7,93
OUTROS 3,87 5,80 3,52
TOTAL 31,44 25,98 23,88
A Emissora não detém participação em outras sociedades.
Desinvestimentos
Em 2004, a Companhia realizou um desinvestimento de uma Turbina na Usina de Capivara, implicando uma
baixa contábil no valor de R$ 1,8 milhões, em função de problemas ocorridos na operação da mesma, que foi
substituída por uma nova.
Propriedade Intelectual, Patentes, Marcas e Licenças
A Companhia é titular de 4 certificados de marca ―Duke Energy‖, registradas junto ao INPI e 1 da marca
―Paranapanema‖.
Meio Ambiente
A Emissora está sujeita a abrangente legislação ambiental brasileira nas esferas federal, estadual e municipal.
O cumprimento desta legislação é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor
sanções administrativas contra a Companhia por eventual inobservância da legislação (ver Seção ―Visão Geral
do Setor de Energia Elétrica no Brasil‖, localizada na página 119 deste Prospecto).
A Companhia elabora e envia anualmente ao IBAMA os Relatórios de Implantação dos Programas Ambientais –
RIPA de suas usinas hidrelétricas, conforme disposto nas Licenças de Operação.
174
Em outubro de 2006, a Companhia recebeu do IBAMA/Brasília a renovação da Licença de Operação da UHE
Capivara e a Licença de Operação da usina hidrelétrica Taquaruçu, com período de validade ampliado de 4
para 6 anos.
Em 30 de junho de 2000, a Companhia celebrou com o Ministério Público do Estado do Paraná, com o
Consórcio Intermunicipal da Bacia do Capivara (CIBACAP) composto pelos 11 municípios que margeiam a
referida bacia, um Termo de Ajustamento de Conduta (TAC), com a interveniência-anuência do IBAMA e do
IAP (Instituto Ambiental do Paraná).
De acordo com o referido TAC, a Companhia e o CIBACAP concordaram em adotar medidas com vistas à
recuperação dos aspectos sociais e ambientais das áreas afetadas pela instalação da UHE Capivara e seu
reservatório, na margem do Estado do Paraná, dentre as quais, destacam-se, entre outras:
- composição de perdas, danos e/ou prejuízos aos municípios integrantes do CIBACAP;
- preservação de ictiofauna;
- implantação de programa contra pesca predatória;
- implantação e desenvolvimento de mata ciliar e de vegetação ao longo do entorno do reservatório;
- implantação de unidade de conservação ambiental;
- serviços de destoca e limpeza do reservatório;
- demais medidas de caráter compensatório.
Na prática, algumas medidas seriam adotadas e custeadas integralmente pela Companhia e outras medidas
seriam implementadas pelo CIBACAP, porém com recursos repassados pela Companhia.
O prazo para cumprimento das obrigações estipuladas sob o TAC estava previsto em 7 (sete) anos, isto é, as
medidas a serem adotadas deveriam ser implementadas até 30 de junho de 2007.
No entanto, por motivos alheios ao controle da Companhia, algumas das medidas que deveriam ser
implementadas pelo CIBACAP, dentre as quais destaca-se a implementação e desenvolvimento de mata ciliar e
vegetação ao longo e no entorno do reservatório, não foram integralmente cumpridas. Em vista do
descumprimento, em 1º de fevereiro de 2006, a Companhia notificou as partes signatárias do TAC para
informar que estaria cumprindo, no lugar do CIBACAP, as obrigações que lhe cabiam.
Em vista da assunção da obrigação originalmente imputada ao CIBACAP, a Companhia teve que fazer
desembolsos em valores, aproximadamente, de R$ 700.000,00 (base 2000).
Por outro lado, a Companhia deixou de cumprir com a obrigação que consistia na realização de desembolsos
para aquisição de áreas para implantação de uma unidade de conservação dentro da área afetada pela
instalação da UHE Capivara e de seu reservatório, por não encontrar referidas áreas.
Deste modo, a Companhia deixou de desembolsar grande parte dos valores a ela imputada sob o TAC pelos
motivos ora aludidos.
Com vistas a dar cumprimento às obrigações ainda não atendidas sob o TAC e demonstrar o cumprimento de
outras obrigações originalmente imputadas ao CIBACAP, porém assumidas pela Companhia, a Companhia
encontra-se em fase de negociação de um termo aditivo com o objetivo de estender o prazo de sua execução
e repactuar algumas das obrigações originalmente assumidas.
O fato de a Companhia não ter cumprido com a totalidade do objeto do TAC, de não ter feito todos os
desembolsos que lhe cabiam e aliado ao fato de encontrar-se em tratativas para celebrar um termo aditivo ao
TAC, isso, ao ver da Companhia, não a coloca em posição de inadimplemento. Ademais, foi classificado como
remoto o risco de perda caso o CIBACAP ou os municípios movam ações contra a Companhia em relação ao
descumprimento das obrigações contidas no TAC.
175
Em dezembro de 2006, por requisito da legislação ambiental, a Companhia enviou ao IBAMA/Brasília relatório
ambiental para a renovação da Licença de Operação das usinas hidrelétricas do Complexo Canoas,
descrevendo o estágio atual dos programas ambientais e o equacionamento dos compromissos expressos nas
Licenças de Operação anteriores. No mesmo mês, a Companhia encaminhou ao IBAMA/Brasília relatório
ambiental para a obtenção da Licença de Operação da usina hidrelétrica de Jurumirim, conforme acordado
com o Instituto. A Companhia aguarda a manifestação do IBAMA sobre as referidas licenças.
A Companhia possui Licença de Operação válida para todas suas usinas, exceto a usina de Jurumirim.
A Companhia desenvolve várias atividades relativas tanto aos programas ambientais vinculados às Licenças de
Operação quanto às solicitações externas (de prefeituras de municípios vizinhos aos reservatórios). As
principais atividades desenvolvidas pela Companhia são:
Produção de alevinos e repovoamento, em reservatórios, de espécies nativas da bacia do Paranapanema.
A produção de alevinos, realizada pela Estação de Hidrobiologia e Aqüicultura de Salto Grande, é de 1,5
milhão de exemplares de espécies nativas por ano, conforme proposto nos programas ambientais
encaminhados ao IBAMA. Este programa é desenvolvido em parceria com importantes universidades do
país, como a Universidade Estadual de Maringá, Universidade Estadual Paulista (Unesp – Botucatu),
Faculdades Luiz Meneghel, e Universidade Estadual de Londrina (UEL);
Conclusão do Plano de Manejo da Ictiofauna do reservatório da usina hidrelétrica Capivara em parceria
com a UEL, o qual foi submetido ao IBAMA/Brasília para as devidas providências pertinentes à legislação
de pesca;
Avaliação da qualidade da água dos oito reservatórios do Rio Paranapanema, que estão sob concessão da
empresa;
Estudos sobre macrófitas aquáticas presentes nos reservatórios do Complexo Canoas e das usinas
hidrelétricas Capivara, Salto Grande e Rosana;
Acompanhamento da infestação pelo mexilhão dourado (Limnoperna fortunei) no reservatório da usina
hidrelétrica Rosana. Em 2006, foi instalado um sistema de cloração para manter a garantia de operação
das unidades geradoras desta usina. A Companhia participa de um grupo de trabalho da Associação
Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica – ABRAGE para o estudo e a prevenção dos
problemas associados à presença do mexilhão dourado;
Implantação de 5.765 hectares de reflorestamento em áreas próprias, sendo 1.137 hectares nas margens
dos reservatórios do Complexo Canoas; 1.026 hectares no reservatório da usina hidrelétrica Taquaruçu,
3.085 hectares, no reservatório da usina hidrelétrica Capivara, e 517 hectares no reservatório de Rosana;
Criação, entre 2006 e 2007, por meio da atividade de reflorestamento, de aproximadamente 150 postos
de trabalho indiretos nos municípios onde as atividades foram realizadas;
Apoio, no Programa de Promoção Florestal, da recomposição florestal por meio de orientação técnica e
doação de mudas aos proprietários rurais, foram distribuídas mais de 2 milhões mudas de essências
florestais nativas. Em 2006, foi estabelecida parceria com a ONG Flora Vale, a qual passou a administrar a
distribuição de mudas aos participantes do programa;
Recuperação ambiental dos canteiros utilizados na implantação das obras do Complexo Canoas e Rosana;
A Companhia mantém parcerias institucionais com instituições de pesquisa, Comitês de Bacias Hidrográficas,
Órgãos Governamentais e Organizações Não-Governamentais – ONG, com o objetivo de melhor conviver com
seus acionistas.
176
Como reconhecimento das suas ações ambientais, a Companhia foi selecionada entre os quinze melhores
―cases‖ do 5º Benchmarking Ambiental Brasileiro do ano de 2007, com o projeto ―Controle de plantas
aquáticas por meio da manipulação do ambiente‖, desenvolvido no reservatório de Salto Grande.
Com o objetivo de preservar as matas ciliares localizadas nas margens de seus reservatórios, a Companhia
mantém um programa de monitoramento de suas margens, visando impedir a ocorrência de invasões e
também incentivar o uso regular dessas áreas, através da distribuição de folhetos e campanhas de
esclarecimento à população.
A tabela a seguir apresenta, de forma resumida, a atual situação do licenciamento ambiental dos
aproveitamentos hidroelétricos da Companhia:
Aproveitament
o Hidroelétrico
Licença Ambiental Órgão
Emissor
Data de Emissão Data de Validade
Rosana Licença de Operação nº 356/03 IBAMA 17.11.2003 17.11.2007, sendo que em 15.08.2007 foi
protocolado o respectivo pedido de renovação
Taquaruçu Licença de Operação nº 560/06 IBAMA 10.10.2006 10.10.2012
Capivara Licença de Operação nº 176/01 IBAMA 10.10.2006 10.10.2012
Canoas I Licença de Operação nº 23/98 IBAMA 13.02.2003 Expirou em 13.02.2007, sendo que em
15.12.2006 foi protocolado o respectivo pedido
de renovação
Canoas II Licença de Operação nº 23/98 IBAMA 13.02.2003 Expirou em 13.02.2007, sendo que em
15.12.2006 foi protocolado o respectivo pedido
de renovação
Salto Grande Licença de Operação nº 402/04 IBAMA 02.08.2004 02.08.2008
Chavantes Licença de Operação nº 403/04 IBAMA 02.08.2004 02.08.2008
Jurumirim Em fase de obtenção da Licença
de Operação
IBAMA Pedido de emissão
da Licença de
Operação
protocolado em
19.12.2006
-
Gestão de Crises
Em 2006, foi implementado o Plano de Gestão de Crise com objetivo de estabelecer procedimentos
específicos, contendo ações para a gestão de situações de crises. Os objetivos deste plano visam:
Assegurar a proteção à vida dos empregados, colaboradores, parceiros, prestadores de serviços,
visitantes, durante qualquer emergência;
Mitigar os impactos aos clientes através de uma rápida e efetiva ação de contingência;
Assegurar e garantir a integridade e a segurança das usinas e comunidade;
Para atender os objetivos acima, foram concebidos três planos: Plano de Respostas para Emergências – PRE;
Plano de Continuidade de Negócios - PCN e Sistema de Operação em Situação de Emergência – SOSEm.
O objetivo do PRE é gerenciar emergências nas instalações da Duke Energy International, Geração
Paranapanema, fornecendo resposta imediata e efetiva.
O objetivo do PCN é garantir a continuidade das atividades estratégicas da Companhia com rapidez e eficácia.
177
O objetivo do SOSEm é garantir a segurança da operação hidráulica dos reservatórios da Duke Energy
International, Geração Paranapanema, de modo a mitigar a ocorrência de danos e prejuízos acima das
barragens das usinas hidrelétricas.
Seguros
A política de contratação de seguros da Companhia é compatível com a natureza de suas atividades, com os
riscos envolvidos em suas operações e com os padrões do setor econômico em que atua.
A Companhia acredita que suas apólices, contratadas junto a seguradoras de primeira linha e de renome
internacional, refletem as condições usuais de mercado para os tipos de seguros que contrata e abrangem
coberturas em escopo e montantes considerados suficientemente adequados por sua Administração e por
consultores de seguros.
Em 30 de junho de 2008, as apólices de seguro da Companhia possuíam a seguinte cobertura:
(i) Responsabilidade Civil Geral R1 n.º 01.51.0168022: Apólice contratada com a Zurich Brasil
Seguros S/A. com prêmio de R$ 826.122,69 vigente no período entre 31/12/2007 e 31/12/2008.
importância segurada é de R$ 7.959.500,00, sendo que a cobertura abrange Responsabilidade
Civil geral tendo como principais coberturas: lesão corporal, danos pessoais, danos aos bens,
responsabilidade por veículos, falha em fornecimento, responsabilidade por aeronaves/
embarcações, etc.
(ii) Riscos Operacionais n.º 01.96.0000299: Apólice contratada com a Zurich Brasil Seguros S/A. com
o prêmio de R$ 2.957.671,95 vigente no período entre 31/12/2007 e 31/12/2008. A importância
segurada é de R$ 4.306.998.677,68, com o limite máximo de indenização por evento de R$
1.105.773.858,12, sendo que a cobertura abrange os riscos de acidentes que provoquem danos
materiais e perdas com interrupção de produção
(iii) Automóveis n.º 32329691-0: Apólice contratada com a Yasuda Seguros S.A. com o prêmio de R$
125.075,00, vigente no período entre 25/09/2007 e 24/09/2008. A importância segurada
corresponde a 110% do valor de mercado da frota existente e a cobertura abrange riscos de
acidentes envolvendo os automóveis da Companhia.
(iv) Transportes n.º 30-21-4100436-0: Apólice contratada com a Itaú Seguros S.A. com o prêmio de
R$ 9.963,84, vigente no período entre 30/11/2007 e 30/11/2008. A importância segurada é de
R$ 400.000,00 para mercadorias novas R$ 200.000,00 para mercadorias usadas, sendo que a
cobertura abrange os riscos decorrentes de transportes marítimos fluviais, lacustres, terrestres e
aéreos
(v) Directors and Officers n.º 01.10.0000055; Apólice contratada com a Zurich Brasil Seguros S/A.
com o prêmio de R$ 159.842,22, vigente no período entre 31/12/2007 e 31/12/2008. A
importância segurada é de R$ 7.959.500,00, sendo que a cobertura abrange os riscos
decorrentes de responsabilidade civil de diretores e gerentes.
Pesquisa e Desenvolvimento
A Lei No. 9.991 de 24 de julho de 2000 determina que se atribua 1% das receitas operacionais líquidas, ROL -
como definido pela ANEEL, em iniciativas de pesquisa e desenvolvimento. Deste percentual, 20% deve ser
recolhido ao MME, para o planejamento do setor elétrico brasileiro; 40% deve ser pago ao Fundo Nacional de
Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) que é gerido pelo Ministério de Ciência e Tecnologia; e o
saldo restante deve ser utilizado pela Companhia para financiar projetos de pesquisa e desenvolvimento. As
propostas destes projetos são feitas anualmente a ANEEL.
178
ATIVO IMOBILIZADO
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.
As principais propriedades da Companhia são os seus imóveis operacionais, constituídos pelas suas oito usinas
hidroelétricas localizadas no Estado de São Paulo ao longo do Rio Paranapanema. A sede da Companhia está
localizada na Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, na Cidade e no Estado de São Paulo, pela
qual a Companhia paga um aluguel mensal de R$139,9 mil.
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.
Em 30 de junho de 2008, o saldo registrado na conta de imobilizado de terrenos, reservatórios, barragens e
adutoras, e edificações, obras civis e benfeitorias totalizava aproximadamente R$2, 1 bilhões.
179
RECURSOS HUMANOS
Empregados
Em 30 de junho de 2008, a Emissora possuía 300 empregados e 138 empregados terceirizados. No quadro
abaixo, pode-se identificar a evolução do quadro de pessoal da Companhia nos últimos três anos.
Em 31 de dezembro de Var. ano
05/06
(%)
Var. ano
06/07
(%) ANO 2007 2006 2005
n.º de
empregados em
dezembro
300 294 291 1,0 2,0
A tabela a seguir apresenta o número de empregados por plano, região e diretoria, referente ao primeiro
semestre de 2008:
POR PLANO POR REGIÕES POR DIRETORIA
Oper./Profiss. 256 Norte 0 Presidência / Vice Presid. 4
Gerenciais 36 Sul 0 Financeira / Administ. / IT 66
Diretoria 6 Sudeste 100% Comercial 12
DEMISSÕES: 03
Operações 145
Recursos Humanos 30
Juridico / Rel.Governament. 5
Meio Amb. / Planej. Estrat. /
Rel. Públicas
38
Em 30 de junho de 2008, a Companhia figurava como parte em 219 ações judiciais e 10 autos de infração
instaurados perante às Delegacias Regionais do Trabalho, que versam sobre matéria trabalhista, totalizando
R$ 24,5 milhões, dos quais R$ 4 milhões encontravam-se provisionados. Para maiores informações ver seção
―Contingências Judiciais e Administrativas‖, localizada na página 204 deste Prospecto.
Em 30 de junho de 2008, o valor das despesas de pessoal, incluindo remuneração, encargos sociais e
benefícios de empregados, totalizava R$ 28,6 milhões. O valor anual, em dezembro de 2007 foi de R$ 51,4
milhões, em dezembro de 2006 foi de R$ 48,3 milhões e em dezembro de 2005 o valor foi de R$ 43,6 milhões.
A Companhia tem como princípio de gestão manter em seu quadro de empregados profissionais com
conhecimento técnico e experiência nos diferentes campos de atuação que compõe a sua estrutura funcional.
A Emissora busca reter e atrair profissionais que tenham uma história comprovada de resultados concretos e
que possam fazer a diferença para a sua organização.
Para isso, adota-se um conjunto de estratégias baseada nas melhores práticas de mercado.
180
Política de Administração Salarial
A política de administração salarial da Emissora é baseada em princípios de meritocracia, estabelecida por
meio de parâmetros que visam reconhecer a qualificação e desempenho dos funcionários ("Política de
Administração Salarial"). Estes parâmetros estabelecem a elegibilidade de cada empregado para incrementos
no salário individual, assim como, para o recebimento do bônus anual.
Adicionalmente, a Companhia oferece oportunidades de crescimento profissional para os empregados que,
além de um bom histórico de desempenho, tenham a qualificação e experiência necessárias para assumir
novas funções, havendo, nestes casos, promoções de cargo com o respectivo incremento salarial.
Acompanhamento de Mercado
A Companhia faz acompanhamento sistemático do mercado por meio de pesquisa salarial realizada de forma
independente ou em parceria com consultoria externa especializada para acompanhar a valorização dos
cargos, o crescimento real dos salários, a inflação e o respectivo impacto no poder aquisitivo dos empregados.
Com isso, busca-se manter o equilíbrio entre a estrutura de cargos da Companhia e as melhores práticas de
mercado.
Estrutura de Remuneração
A estrutura de remuneração da Companhia foi desenvolvida para atender às necessidades estratégicas dos
negócios da Emissora:
Os salários são corrigidos anualmente com base em acordo coletivo da categoria, que tem como data base o
dia primeiro de junho e prevê negociação com base em índices oficiais de inflação.
Os bônus são pagos anualmente de acordo com os resultados do negócio e com as metas individuais. Todos
os empregados são elegíveis, sendo que a meta de pagamento é definida conforme o nível do cargo.
Benefícios
A Companhia proporciona diversos benefícios aos seus empregados, tais como:
vale refeição (valor negociado em acordo coletivo);
vale alimentação (valor negociado em acordo coletivo);
cesta básica (valor negociado em acordo coletivo);
lanche matinal (valor negociado em acordo coletivo);
PLR – Participação nos Lucros e Resultados (valor negociado em acordo coletivo);
gratificação de férias (valor negociado em acordo coletivo);
bolsa auxílio educação;
política de saúde e integração social;
check-up para empregados com mais de 40 anos de idade;
assistência médica e odontológica;
plano de previdência privada;
transporte para empregados de usinas; e
reembolso de garagem ou transporte fretado para empregados de São Paulo.
181
Remuneração de Executivos
Além do bônus e demais benefícios, a Companhia concede aos seus executivos veículo designado e programa
de incentivo de longo prazo.
Premiações em Recursos Humanos
No ano de 2008, a Companhia foi premiada pelo sétimo ano consecutivo com a Medalha Eloy Chaves em
virtude de seus destacados índices em saúde e segurança no trabalho. Essa premiação é concedida pela
Associação Brasileira de Concessionárias de Energia Elétrica – ABCE, com o propósito de incentivar a
conscientização da segurança do trabalho no setor de energia elétrica. No mesmo ano, o diretor da área de
Recursos Humanos, Jairo Campos, foi classificado em junho de 2008 no ranking "50 RHs Mais Admirados do
Brasil", promovido pela editora Gestão & RH.
Em 2007, a Companhia foi destaque pelo segundo ano consecutivo, em pesquisa conduzida pela BST
Solutions - que avaliou a política de segurança e medicina do trabalho de diversas empresas do setor de
energia elétrica - sendo considerada uma das melhores dentre as avaliadas, em razão de seus bons resultados
na área de segurança e medicina do trabalho. No mesmo ano, a Duke Energy foi classificada pela segunda vez
consecutiva uma das '50 Melhores Empresas para Estagiar', segundo pesquisa realizada pelo Centro de
Integração Empresa-Escola (CIEE) com mais de 2.500 estagiários de empresas São Paulo.
Ainda em 2007, a Companhia foi apontada pela revista Carta Capital como uma das 168 "Empresas Mais
Admiradas no Brasil". Além disso, integrou, pela segunda vez consecutiva, a lista "Melhores Empresas para
Trabalhar no Brasil", do Instituto Great Place to Work.
Sindicatos
A Companhia possui um bom relacionamento com seus empregados e com os sindicatos que os representam.
Os acordos coletivos de trabalho firmados com cada sindicato são renegociados de acordo com a legislação
aplicável. Em agosto de 2008, a Companhia procedeu à renovação de seus acordos coletivos para os próximos
2 anos.
A Companhia é representada pelos seguintes sindicatos: Sindicato dos Eletricitários de Ipaussu; Sindicato dos
Eletricitários de São Paulo; Sindicato dos Eletricitários de Campinas e Sindicato dos Engenheiros de São Paulo.
A tabela a seguir apresenta o número de empregados sindicalizados em 30 de junho de 2008:
Sócios
Representados
Sindicato dos Eletricitários de
Ipaussu
Sindicato dos Eletricitários
de São Paulo
Sindicato dos Eletricitários de
Campinas
Sindicato dos Engenheiros de
São Paulo
74 4 37 0
Sindicato dos Eletricitários de
Ipaussu
Sindicato dos Eletricitários
de São Paulo
Sindicato dos Eletricitários de
Campinas
Sindicato dos Engenheiros de
São Paulo
145 87 24 44
182
Planos Mistos Administrados pela Fundação CESP
Plano Benefício Definido - administrado pela Fundação CESP, tem como meta de benefício 70% da diferença
do Salário e o benefício do INSS, a contribuição é paritária entre empresa e empregado, de acordo com tabela
de percentual por faixa salarial.
Plano Contribuição Definida - administrado pela Fundação CESP, tem como meta de benefício 30% da
diferença do Salário e o benefício do INSS, sendo que a Companhia contribui até 2,5% e o funcionário por
optar por até os 30%.
Plano Saldado - corresponde ao benefício acumulado até o momento em que o Plano de Suplementação de
Aposentadorias e Pensão (PSAP) foi saldado em 31 de dezembro de 1997. (até essa data o benefício era de
100% da diferença entre o salário total e o benefício do INSS, na época a contribuição era de 2 por 1, ou seja
duas partes da Companhia e uma parte do funcionário, benefício saldado significa que em 31 de dezembro de
1997 foi calculado o benefício de 100% aos participantes do plano e proporcional até aquela data) O motivo
da mudança foi o déficit do plano.
Plano de Aposentadorias Duke Energy - administrado pelo Bradesco Vida & Previdência, tendo como meta
60% da diferença entre o Salário e o benefício do INSS, contribuição paritária entre empresa e empregado,
tendo como limite de contribuição 8,5% do salário. Plano implantado para os empregados admitidos após a
privatização da empresa.
Planos de Opção de Compra de Ações Destinados a Empregados
Até a data deste Prospecto a Companhia não tinha nenhum Plano de Opção de Compra de Ações destinados a
Empregados.
Terceirização de Mão-de-Obra
Os números referentes a esse item correspondem aos terceiros efetivamente dentro da Companhia, e
executando atividades que a legislação nos permite, ou seja, vigilância armada, atendimento de portaria,
segurança, informática, limpeza e conservação predial, entre outros).
183
DESCRIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL E DIVIDENDOS
Essa seção contém uma breve descrição da composição do capital social da Emissora, incluindo as disposições
referentes ao seu Estatuto Social e à Lei das Sociedades por Ações. Para maiores detalhes, os potenciais
investidores devem consultar o Estatuto Social da Emissora e/ou a Lei das Sociedades por Ações.
Geral
Como já dito, a Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema foi instituída em 1999, por ocasião
da cisão parcial da CESP. A Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema, hoje Duke Energy
International, Geração Paranapanema S.A., reuniu os ativos relacionados às operações de geração de energia
elétrica nas usinas da bacia do Rio Paranapanema.
A atuação da Companhia se concentra na geração hidrelétrica e comercialização de energia.
Objeto Social
O objeto social da Companhia, conforme definido em seu Estatuto Social vigente, é (a) estudar, planejar,
projetar, construir e operar sistemas de produção e comercialização de energia, principalmente a elétrica,
resultante do aproveitamento de rios e outras fontes, mormente as renováveis; (b) estudar, planejar, projetar,
construir e operar barragens de acumulação e outros empreendimentos, destinados ao aproveitamento
múltiplo das águas; (c) estudar, projetar, executar planos e programas de pesquisa e desenvolvimento de
novas fontes de energia, principalmente as renováveis, diretamente ou em cooperação com outras entidades;
(d) importar máquinas e equipamentos necessários ou convenientes ao desenvolvimento e implementação das
atividades acima mencionadas; e (e) participar em outras sociedades, como sócia, acionista ou quotista.
Capital Social
A Companhia é uma sociedade por ações de capital aberto, constituída nos termos das leis brasileiras. Em 30
de junho de 2008, o capital social da Companhia era de R$ 1.999.137.503,80 representado por 34.590.819
ações ordinárias e 59.842.464 ações preferenciais, todas nominativas, escriturais, sem valor nominal. Cada
ação ordinária confere ao seu titular o direito a um voto nas assembléias gerais dos acionistas.
O quadro abaixo demonstra a distribuição do capital social da Emissora entre seus acionistas em 30 de junho
de 2008:
AÇÕES ORDINÁRIAS AÇÕES PREFERENCIAIS TOTAL
Acionistas QTDE % QTDE % QTDE %
Duke Energy International,
Brasil Ltda 33. 838.211 97,8 54.885.511 91,7 88.723.722 94
Duke Energy International,
Brazil Holdings 0,0 0,0 735.023 1,2 735.023 0,8
Companhia do Metropolitano de
São Paulo 0,0 0,0 1.323.627 1,4 1.323.627 1,4
Outros 752.608 2,2 2.898.303 5,7 3.650.911 3,8
Total 34.590.819 100,00 59.842.464 100,00 94.433.283 100,00
184
Capital Autorizado
De acordo com o Estatuto Social da Emissora o capital social autorizado é de R$ 2.355.580.000,00, sendo R$
1.220.425.998,00 para ações ordinárias e R$ 1.135.154.002,00 para ações preferenciais, todas nominativas
escriturais e sem valor nominal.
Grupamento de ações da Companhia
A Companhia aprovou, em assembléia geral extraordinária realizada 31 de outubro de 2007, proposta de
grupamento de suas ações pelo Conselho de Administração, deliberada em sua 55ª Reunião, realizada em 15
de outubro de 2007, atribuindo-se 01 (uma) nova ação em substituição a cada grupo de 1.000 (mil) ações de
cada espécie existente, de forma que as 94.433.283.633 (noventa e quatro bilhões, quatrocentas e trinta e
três milhões, duzentas e oitenta e três mil, seiscentas e trinta e três) ações foram transformadas em
94.433.283 (noventa e quatro milhões, quatrocentas e trinta e três mil, duzentas e oitenta e três) ações. As
novas ações originadas do grupamento, que foi definitivamente implementado no dia 1° de novembro de
2007, conferiram a seus detentores direitos idênticos aos atualmente garantidos pelo Estatuto Social da
Companhia à respectiva espécie de ação. A Companhia também aprovou nesta mesma assembléia geral
extraordinária que simultaneamente ao grupamento de suas ações, (i) os American Depositary Receipts
(ADRs), tanto ordinários quanto preferenciais, emitidos pela Companhia foram desdobrados na proporção de 1
(um) ADR atual para 3 (três) ADR novos, independentemente da espécie; e (ii) a proporção dos ADRs, tanto
ordinários quanto preferenciais, mudaram de 3.000 ADRs por ação para 1 ADR por ação da Companhia,
independentemente da espécie.
Conversão de Ações da Companhia
A pedido de um acionista minoritário da Companhia, a CVM instaurou processo administrativo para discutir
sobre a possibilidade de conversão de ações ordinárias em preferenciais da Companhia. O referido processo
teve origem em reclamação de acionista detentor de ações ordinárias de emissão da Companhia, que em 20
de dezembro de 2006 solicitou um posicionamento oficial e urgente da CVM, a respeito de ter, em 8 de
dezembro de 2006, requerido à Companhia "a conversão de classe de suas ações" de ações ordinárias em
preferenciais, nos termos do art. 7° do Estatuto Social.
Em 16 de janeiro de 2007, a CVM solicitou manifestação da Companhia. Em 23 de fevereiro de 2007, a
Companhia protocolou resposta à solicitação da CVM, informando que, em 11 de janeiro de 2007, havia
respondido ao acionista explicando que a conversão pleiteada não seria possível pelo fato da mesma não ser
companhia fechada, tendo em vista tal dispositivo ser aplicável apenas a este tipo de companhia. Conforme a
melhor jurisprudência da CVM (Processo CVM nº RJ2002/0584 de 11.07.2002), a Companhia entende que a
eficácia do artigo resta prejudicada, momentaneamente, em virtude de manter a condição de companhia
aberta, apontando ainda que a conversibilidade não é a pedido de acionistas mas sim por decisão da Diretoria
da Companhia.
Em 28 de agosto de 2007, o Colegiado da CVM entendeu, que o art. 19 da Lei nº 6404/76 é aplicável tanto às
companhias abertas quanto às companhias fechadas. O Colegiado entendeu ainda que o art. 16 da Lei nº
6404/76 permite que se constituam classes de ações ordinárias conversíveis em preferenciais, porém não
obriga que as ações conversíveis formem classes separadas e que não havendo criação de classes separadas,
como no caso da Companhia, a conversibilidade é admissível também em companhias abertas.
185
Em 17 de setembro de 2007, a Companhia protocolou na CVM resposta à decisão do seu Colegiado
informando que irá solicitar a reconsideração da decisão prolatada, a ser apresentada no prazo legal. Em 25
de setembro de 2007, a Companhia protocolou o pedido de reconsideração acima mencionado.
Em 15 de janeiro de 2008, a Companhia recebeu decisão do Colegiado da CVM retificando a decisão prolatada
em 28 de agosto de 2007, determinando que as ações ordinárias representativas de 18,47% do capital social
poderiam ser convertidas em ações preferenciais. Em 21 de janeiro de 2008, a Companhia enviou
correspondência à CVM informando que dentro dos próximos dias iria realizar os procedimentos relativos à
conversão das ações determinadas.
Diante do acima informado à CVM, em 29 de janeiro de 2008, por meio da Ata da 125ª Reunião de Diretoria, a
Companhia acatou o pedido formulado por acionista minoritário para conversão de ações ordinárias em ações
preferenciais, à razão de 1 (uma) ação ordinária para cada 1 (uma) ação preferencial, sendo que a conversão
estaria sujeita ao limite legal de composição do capital social de 1/3 de ações ordinárias e 2/3 de ações
preferenciais, bem como ao limite estabelecido pelo artigo 7º, I, b, do Estatuto Social, que determina que, a
cada Período de Conversão, cada acionista poderá formular pedidos de conversão de ações correspondentes a
até 3% do capital social, desde que o montante total a ser convertido no referido Período de Conversão não
exceda 5% do capital social.
Nesse sentido, em 1º de fevereiro de 2008, a Companhia publicou Fato Relevante informando aos acionistas
os termos e condições aprovados pela Reunião de Diretoria. No mesmo dia a Companhia iniciou seus Períodos
de Conversão por meio da publicação de Avisos aos Acionistas que foram realizadas em 1° de fevereiro de
2008, 20 de fevereiro de 2008, 10 de março de 2008, 27 de março de 2008 e 04 de abril de 2008, anunciando
o início do primeiro, segundo, terceiro e quarto Período de Conversão, respectivamente, sendo encerrado o
último Período no dia 15 de abril de 2008.
A Companhia abriu 4 (quatro) Períodos de Conversão de ações ordinárias em preferenciais, de acordo com o
Fato Relevante publicado em 1° de fevereiro de 2008, de 15 (quinze) dias consecutivos cada. Em 18 de
fevereiro de 2008, foi publicado o Aviso aos Acionistas informando o encerramento do quarto e último período
de conversão, bem como a composição acionária após todos os períodos de conversão, conforme tabela
abaixo:
Quantidade
Inicial
Após a Conversão
do 1° Período
Após a Conversão do
2° Período
Após a Conversão
do 3° Período
Após a Conversão
do 4° Período
Ações Ordinárias 48.922.439 45.428.756 41.590.536 38.755.444 34.590.819
Ações Preferenciais 45.510.844 49.004.527 52.842.747 55.677.839 59.842.464
Em 30 de abril de 2008, por meio da Assembléia Geral Ordinária e Extraordinária a Companhia alterou,
mediante deliberação, o número de ações ordinárias e preferenciais representativas do capital social da
Companhia para refletir as conversões solicitadas durante os Períodos de Conversão de ações ordinárias em
preferenciais, permanecendo com 34.590.819 ações ordinárias e 59.842.464 ações preferenciais.
Ações em Tesouraria
Em 30 de junho de 2008, a Emissora não possuía Ações em tesouraria.
Direitos das Ações
O capital social da Emissora é composto por ações ordinárias e preferenciais. Cada ação ordinária confere ao
seu titular direito a um voto em Assembléias Gerais Ordinárias e Assembléias Gerais Extraordinárias da
Companhia. Os titulares das ações da Companhia fazem jus ao recebimento de dividendos ou outras
distribuições que são efetuadas aos acionistas.
186
Direitos dos Acionistas
Os acionistas possuem os seguintes direitos, os quais, nos termos da Lei das Sociedades por Ações, não lhe
podem ser privados pelo Estatuto Social da Companhia e pelas deliberações tomadas em nossas assembléias
gerais, tais como:
direito de participar na distribuição dos lucros;
o direito a participar, na proporção de sua participação no capital social, na distribuição de quaisquer
ativos remanescentes na hipótese de liquidação da Emissora;
o direito de fiscalizar a administração da Companhia, nos termos da Lei das Sociedades por Ações;
o direito de preferência na subscrição de ações, debêntures conversíveis em ações ou bônus de
subscrição, exceto em determinadas circunstâncias previstas na Lei das Sociedades por Ações;
o direito a retirar-se da Companhia nos casos previstos na Lei das Sociedades por Ações, incluindo (i)
fusão ou incorporação da Companhia; e (ii) cisão da Companhia.
Destinação do Resultado do Exercício
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, a Companhia é obrigada a inicialmente deduzir do resultado
do exercício os prejuízos acumulados nos exercícios sociais anteriores e a provisão para imposto de renda e
contribuições sociais. Após tais deduções, a Companhia deve aplicar o saldo remanescente para o pagamento
das quantias destinadas às participações dos Administradores em seu lucro, sendo lucro líquido definido como
o resultado do exercício que remanescer após tais deduções.
Destinação do Lucro Líquido
Antes de cada Assembléia Geral Ordinária, a administração da Companhia deverá preparar uma proposta
sobre a destinação do lucro líquido do exercício social anterior, se existente, que será objeto de deliberação
por nossos acionistas. O lucro líquido pode ser destinado às reservas de lucros e ao pagamento de dividendos
ou juros sobre o capital próprio.
Reservas de Lucros
A conta de reserva de lucros da Companhia é composta por reserva legal, reservas estatutárias, reservas para
contingências, reserva de retenção de lucros e reserva de lucros a realizar. O saldo das reservas de lucros,
exceto as para contingências e de lucros a realizar, não poderá ultrapassar o capital social da Companhia, e
qualquer excedente deve ser capitalizado ou distribuído como dividendo.
Reserva Legal. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações e do Estatuto Social, a Companhia deve destinar
5,0% de seu lucro líquido de cada exercício social para a reserva legal. A reserva legal não poderá exceder
20,0% do capital integralizado. Ademais, a Companhia pode deixar de destinar parcela do lucro líquido para a
reserva legal no exercício em que o saldo dessa reserva, acrescido do montante das reservas de capital,
exceder em 30,0% o capital social. Em 30 de junho de 2008, o saldo da reserva legal era de R$31,9 milhões.
Reserva Estatutária. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, o Estatuto Social pode criar reservas, desde
que determine a sua finalidade, o percentual do lucro líquido a ser destinado para essas reservas e o valor
máximo a ser mantido em cada reserva estatutária. A destinação de recursos para tais reservas não pode ser
aprovada em prejuízo do dividendo obrigatório. Em 30 de junho de 2008, o saldo da reserva estatutária de
lucros era de R$5,6 milhões.
Reserva para Contingências. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, o lucro líquido da Companhia pode
ser destinado para a reserva para contingências com o objetivo de compensar qualquer diminuição futura nos
lucros em razão de futura perda provável. A reserva deverá ser revertida no exercício em que deixarem de
existir as razões que justificaram a sua constituição ou em que ocorrer a perda. Em 30 de junho de 2008, a
Companhia não possuía saldo em reserva estatutária para contingência.
187
Reserva de Retenção de Lucro. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os acionistas da Companhia
poderão deliberar, em Assembléia Geral, a retenção de parte do lucro líquido para ser utilizado em
investimentos de nossa Companhia. O valor retido deve ser utilizado em investimentos conforme orçamento
de capital aprovado pela Assembléia Geral. O orçamento deve ser revisado anualmente, quando tiver duração
superior a um exercício social. A retenção de lucros não poderá ser aprovada em prejuízo da distribuição do
dividendo obrigatório. Em 30 de junho de 2008, a Companhia não possuía saldo da reserva estatutária de
retenção de lucros.
Reserva de Lucros a Realizar. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, quando o dividendo obrigatório
ultrapassar a parcela realizada do lucro líquido do exercício, a Assembléia Geral poderá, por proposta da
Administração, destinar o excesso à constituição de reserva de lucros a realizar. Para fins de constituição da
reserva de lucros a realizar, considera-se realizada a parcela do lucro líquido que exceder a soma do resultado
líquido positivo da equivalência patrimonial com o lucro, ganho ou rendimento, em operações cujo prazo de
realização financeira ocorra após o término do exercício social seguinte. A reserva de lucros a realizar somente
poderá ser utilizada para pagamento do dividendo obrigatório. O lucro registrado na reserva de lucros a
realizar, quando realizado e se não tiver sido absorvido por prejuízos em exercícios subseqüentes, deverá ser
acrescido ao primeiro dividendo obrigatório após a realização. Em 30 de junho de 2008, a Companhia não
possuía saldo de reservas de lucros a realizar.
Acordo de Acionistas
A Companhia não possui acordo de acionistas.
Ações em Tesouraria e Política para Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Companhia
A Companhia não detém, na presente data, ações em tesouraria.
A Emissora não possui uma política para negociação de valores mobiliários de sua emissão.
Além disso, a regulamentação em vigor determina certas restrições temporárias à negociação dos títulos e
valores mobiliários de emissão da Companhia, de titularidade dos acionistas controladores, Administradores e
membros do conselho fiscal em determinadas hipóteses, como por exemplo:
anteriormente à divulgação ao público de qualquer ato ou fato relevante que diga respeito aos
negócios da Companhia;
se existir a intenção de promover incorporação, cisão total ou parcial, fusão, transformação ou
reorganização societária da Companhia;
durante o período de 15 dias anteriores à divulgação das informações trimestrais (ITR) e anuais (IAN
e DFP); ou
em relação aos acionistas controladores, diretos ou indiretos, diretores e membros do Conselho de
Administração, sempre que estiver em curso a aquisição ou a alienação de ações de emissão da
Companhia, de suas coligadas ou outra sociedade sob controle comum, ou se houver sido outorgada
opção ou mandato para o mesmo fim.
188
Restrições
As ações que compõem o controle acionário da Companhia não poderão ser transferidas, cedidas ou sob qualquer
forma alienadas, gratuita ou onerosamente, no todo ou em parte, sem a prévia concordância da ANEEL.
Ações da Companhia Direta ou Indiretamente Detidas pelos Administradores
Em 30 de junho de 2008, não havia participação relevante direta ou indireta detida por quaisquer
Administradores da Companhia em seu capital social. O quadro abaixo indica a quantidade de ações detidas
diretamente pelos Conselheiros e Diretores da Companhia em junho de 2008:
Ações da Companhia detidas pelos membros do Conselho de Administração
Ações Ordinárias Ações Preferenciais Total
Edson Tadeu Lange 1 - 1
Persi Marcondes - 1 1
Austin Laine Powell - 1 1
Jose Roberto Chaves 1 - 1
Mickey John Peters 1 - 1
Richard Kelly McGee - 1 1
Lon Mitchel 1 - 1
Total 4 3 7
Ações da Companhia detidas pelos membros da Diretoria
Ações Ordinárias Ações Preferenciais Total
Alcides Casado Oliveira Jr - - -
Cesar Teodoro - - -
Wagner Bertazo - - -
Jairo Campos - - -
Mickey John Peters - - -
Mario Augusto Lima e Silva - - -
Austin Laine Powell - - -
Andrea Elisabeth Bertone - - -
Total - - -
Ações da Companhia detidas pelos membros do Conselho Fiscal
Ações Ordinárias Ações Preferenciais Total
Olavo Fortes C R Junior - - -
Silvio Abrahão Laban Neto - - -
Pedro Antonio Batista Martins - - -
Ronald J Aldworth - - -
Manuel Moreira Giesteira 1.361 1.090 2.451
Valtier Buck Teixeira - - -
Marcos André Vinhas Catão - - -
Ademar Ruy Bratz - - -
Selma Ribeiro Bastos - - -
Leonardo Benedito Laraya Toscano - - -
Total 1.361 1.090 2.451
189
Política de Distribuição de Dividendos
A distribuição dos resultados da Emissora é feita semestralmente, em Assembléia Geral, ou em períodos
inferiores, caso o Conselho de Administração delibere a distribuição de dividendos trimestrais ou
intermediários, conforme previsão expressa constante do Estatuto social.
Mediante deliberação do Conselho de Administração, poderão ser declarados dividendos intermediários à conta
de lucros acumulados ou de reserva de lucros existes no último balanço anual ou semestral aprovado(s) em
Assembléia Geral.
Do lucro líquido do exercício social, apurado nos termos da legislação aplicável, serão feitas as seguintes
deduções e destinações:
5% para constituição da reserva legal, até que seu montante atinja 20% do Capital Social, nos
termos da Lei das Sociedades por Ações;
Após a dedução para a reserva legal, os lucros líquidos serão distribuídos na seguinte ordem:
Dividendo de 10% ao ano às ações preferenciais, a ser rateado igualmente entre elas,
calculado sobre o capital próprio a esta espécie de ações;
Dividendo de até 10% ao ano às ações ordinárias, a ser rateado igualmente entre elas,
calculado sobre o capital próprio a esta espécie de ações; e
Distribuição do saldo remanescente às ações ordinárias e preferenciais, em igualdade de
condições.
Histórico de Pagamento de Dividendos
O quadro abaixo demonstra os valores dos dividendos nos anos de 2002 ao 1º semestre de 2008:
Data da Aprovação da
Distribuição
Término do
Exercício Social
Montante do Provento
(em R$ mil)
Espécie
das Ações
30/04/2002 31/12/2001 25.224 Ordinária
30/04/2002 31/12/2001 23.465 Preferencial
25/10/2002 31/12/2002 46.626 Ordinária
25/10/2002 31/12/2002 43.374 Preferencial
16/09/2003 31/12/2003 15.542 Ordinária
16/09/2003 31/12/2003 14.458 Preferencial
29/04/2004 31/12/2003 26.634 Ordinária
29/04/2004 31/12/2003 24.776 Preferencial
29/04/2005 31/12/2004 22.940 Ordinária
29/04/2005 31/12/2004 21.340 Preferencial
23/08/2005 31/12/2005 24.608 Ordinária
23/08/2005 31/12/2005 22.892 Preferencial
14/07/2006 31/12/2005 59.925 Preferencial
31/10/2006 31/12/2006 44.650 Preferencial
30/04/2007 31/12/2006 35.460 Preferencial
31/10/2007 31/12/2007 54.050 Preferencial
30/04/2008 31/12/2007 15.094 Preferencial
Em 13 de agosto de 2008, o Conselho de Administração da Companhia aprovou o montante de R$ 30,5 milhões
para uma distribuição de dividendos destinados a acionistas preferenciais, à razão de R$ 0,509671526 por ação,
sendo que se aprovados em Assembléia Geral Extraordinária, serão pagos até 30 de dezembro de 2008.
190
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‖ (página 183),
―Administração‖ (página 192) e ―Informação sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos‖ (página 201).
Governança Corporativa é o sistema pelo qual as sociedades são dirigidas e monitoradas, envolvendo os
relacionamentos entre acionistas, Conselho de Administração, Diretoria, auditores independentes e Conselho Fiscal.
Política de Divulgação de Informações e Manutenção de Sigilo
De acordo com o artigo 16 da Instrução n.º 358, editada pela CVM em 3.1.2002 (―Instrução 358‖), a
Companhia deve informar à CVM a ocorrência de qualquer ato ou fato relevante que diga respeito aos seus
negócios, bem como manter sigilo acerca de informação relevante não divulgada. O Diretor de Relações com
Investidores deverá ser comunicado imediatamente sobre o respectivo ato ou fato, para que promova a
divulgação das informações à CVM, bem como publicar avisos nos jornais Diário Oficial do Estado de São Paulo
e Valor Econômico. Um ato ou fato é considerado relevante se tiver o efeito de influenciar o preço dos valores
mobiliários de emissão da Companhia ou a decisão de investidores de exercer quaisquer direitos na qualidade
de titulares dos valores mobiliários de emissão da Companhia.
Os acionistas controladores da Companhia, bem como seus demais empregados devem guardar sigilo sobre
quaisquer informações relativas a ato ou fato relevante às quais tenham acesso privilegiado em razão do cargo
ou posição que ocupam ou venham a ocupar até a sua divulgação ao mercado, bem como zelar para que
subordinados e/ou terceiros que tenham tido conhecimento da matéria, também o façam.
A Companhia, empregados e acionistas da Companhia, ou de sociedade controladora, controlada ou coligada,
que tiverem conhecimento de ato ou fato relevante da Companhia não poderão negociar com valores
mobiliários da Companhia, ou valores mobiliários a eles referenciados, enquanto tal ato ou fato relevante não
for divulgado ao mercado.
Os atos ou fatos relevantes poderão, excepcionalmente, não ser divulgados ao mercado se os acionistas
controladores da Companhia, ou os membros do Conselho de Administração ou da Diretoria, entenderem que
sua revelação é contrária aos interesses da Companhia.
Outras Práticas de Governança Corporativa
Destacam-se ainda outras práticas de governança corporativa adotadas pela Emissora, as quais são
recomendadas no Código de Melhores Práticas de Governança Corporativa do IBGC – Instituto Brasileiro de
Governança Corporativa, tais como: (i) contratação de empresa de auditoria independente para análise de
seus balanços e demonstrativos financeiros; (ii) escolha do local para a realização da Assembléia Geral de
forma a facilitar a presença de todos os sócios ou seus representantes; (iii) clara definição no Estatuto Social
(a) da forma de convocação da Assembléia Geral, (b) das competências do Conselho de Administração e da
Diretoria, (c) da forma de deliberação das mesmas, (d) do sistema de votação e (e) da forma de eleição,
destituição e tempo de mandato dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria; (viii)
transparência na divulgação pública do relatório anual da administração; (ix) livre acesso às informações e
instalações da companhia pelos membros do Conselho de Administração; e (x) estabelecimento de atribuições
e limites de poderes dos membros da Diretoria em vista a evitar o mau uso dos ativos da sociedade.
191
POLÍTICAS DE RESPONSABILIDADE SOCIAL, PATROCÍNIO E INCENTIVO CULTURAL
A Companhia busca desenvolver importante ações relacionadas à questão da responsabilidade sócio-
ambiental. Através de incentivos à conservação e a melhoria da qualidade ambiental, a Companhia busca
reduzir o desperdício em seu sistema produtivo e manter a responsabilidade para com seus colaboradores e
fornecedores por meio de adoção de políticas de saúde e segurança.
Em 2006, a Companhia implantou o ―Sistema de Gestão de Meio Ambiente, Saúde e Segurança‖, cujo objetivo
é fazer a gestão sistemática de riscos, impactos e oportunidades relacionados ao meio ambiente, saúde e
segurança, em conformidade com as especificações e requisitos legais dos nossos clientes e demais partes
interessadas.
Em 2007, a Companhia destinou parte significativa de seus recursos para iniciativas de cunho sócio-cultural,
educacional e ambiental que promovessem o fortalecimento e o desenvolvimento das comunidades onde a
Companhia atua.
Como exemplo de iniciativa ambiental, a Companhia realizou em 2007 o controle de plantas aquáticas por
meio da manipulação do meio ambiente no reservatório da usina Salto Grande. Tal iniciativa valeu à
Companhia o 8º lugar no ranking do 5º Benchmarking Ambiental Brasileiro, que reúne as 15 melhores ações
de gestão socioambiental selecionadas entre empresas de diferentes mercados, em todo o território nacional.
Relação de Patrocínios e Ações Socioambientais do Ano de 2008
- Apoio semana do Meio Ambiente – Piraju/SP
- Apoio V Confraternização Hiperdia – Ourinhos/SP
- Apoio/envio palestrante p/ Semana da Água – Fartura/SP
- Doação de livros e mudas de arvores p/ aniversario de Primeiro de Maio/PR
- Envio de palestrante para 3o Fórum de Educação Ambiental e Integração Regional de Avaré
- Palestras sobre meio ambiente e preservação da água na bacia do rio Paranapanema.
- Patrocínio da Etapa Campeonato Paulista de Natação de Águas Abertas – Ourinhos/SP
- Programa de Visitação às usinas
- Programa de Voluntariado
- Projeto Cidadania por meio da Leitura - IBIM (Instituto Brasileiro de Incentivo ao Mérito).
- Projeto Ecoteca – Ação de incentivo à leitura e formação de novos cidadãos.
- Projeto Flora Vale - Apoio ao Fundo Municipal da criança e adolescente de Assis/SP
- Projeto Verde Vida - Apoio ao Fundo Municipal da criança e adolescente de Florinea/SP
- SIPAT 2008 – 1a Corrida pedestre caminhos da Saúde – Ourinhos/SP
Próximas Ações:
- Patrocínio Feira de Pesca, Turismo e Lazer – Londrina/PR
- Patrocínio VI Diálogo Interbacias – Avaré/SP
- Patrocínio 1o Passeio Ecociclístico – Piraju/SP
192
ADMINISTRAÇÃO
De acordo com o Estatuto Social, a Companhia é administrada por um Conselho de Administração, formado
por no máximo 5 membros (cada um, um ―Conselheiro‖ e, em conjunto, os ―Conselheiros‖) dos quais um
Presidente e um Vice-Presidente, eleitos pelo Conselho de Administração, e por uma Diretoria composta por,
no máximo, 8 membros (cada um, um ―Diretor‖ e, em conjunto, os ―Diretores‖), sendo um Presidente, um
Vice-Presidente, um Diretor Financeiro/de Relações com os Investidores e Administrativo, um Diretor de
Operações, um Diretor Comercial, um Diretor de Assuntos Regulatórios e Planejamento Energético, um Diretor
de Recursos Humanos e um Diretor Jurídico e de Assuntos Governamentais.
Conselho de Administração
O Conselho de Administração da Emissora composto, atualmente por 5 membros efetivos e 2 suplentes, é
responsável, dentre outras atribuições, pelo estabelecimento das políticas e diretrizes gerais dos negócios da
Companhia, incluindo a estratégia de longo prazo, pela eleição e destituição dos membros da Diretoria e pela
fixação de suas atribuições, bem como por fiscalizar a gestão dos Diretores. Os membros do Conselho de
Administração são eleitos pelos acionistas da Emissora em assembléia geral, sendo que, conforme art. 13 do
Estatuto Social da Companhia, um dos membros é eleito pelos empregados da Companhia, em eleição direta.
O mandato dos Conselheiros é de 3 anos, sendo permitida a reeleição, considerando-se o ano como o período
compreendido entre 2 Assembléias Gerais Ordinárias. Os membros do Conselho de Administração
permanecerão no exercício social de seus cargos até a eleição e posse de seus sucessores.
Conforme previsto no Estatuto Social, o Conselho de Administração se reúne quando convocada pelo
Presidente ou por solicitação da maioria dos seus membros, mediante convocação escrita a ser encaminhada
com antecedência mínima de 3 (três) dias úteis, por carta, fax, ou qualquer meio escrito que comprove o seu
recebimento, da qual deverá necessariamente constar a Ordem do Dia. As reuniões do Conselho de
Administração devem ser realizadas com a presença da maioria de seus membros em exercício social e as
deliberações são tomadas mediante o voto favorável da maioria dos membros em exercício social, sendo que,
no caso de empate, caberá ao Presidente do Conselho de Administração o voto de qualidade.
Endereço Comercial dos Membros do Conselho de Administração da Companhia
Avenida das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin Novo, CEP, CEP 04578-910 na cidade de São Paulo,
Estado de São Paulo.
Composição
Em 30 de junho de 2008, os membros do Conselho de Administração da Emissora eram:
(*) data da primeira eleição (**) Em Assembléia Geral Extraordinária realizada em 01 de setembro de 2008, o Sr. Lon Mitchel foi substituído pela Srª
Stacey Grance Schrader, em virtude de seu pedido de desligamento.
Nome Data da Eleição Término Cargo
MICKEY JOHN PETERS 16/09/2003(*) 27/10/2008 Presidente
AUSTIN LAINE POWELL 25/10/2002(*) 27/10/2008 Vice-Presidente
RICHARD KELLY MCGEE 25/10/2002(*) 27/10/2008 Membro Efetivo
LON MITCHEL (**) 23/08/2005 27/10/2008 Membro Efetivo
PERSI MARCONDES 25/04/2006 27/10/2008 Membro Efetivo
EDSON TADEU LANGE 19/06/2006 27/10/2008 Membro Suplente
JOSE ROBERTO DE ANDRADE CHAVES 30/04/2008 27/10/2008 Membro Suplente
193
Experiência Profissional
MICKEY JOHN PETERS, 44 anos, norte-americano, casado, executivo, Presidente do Conselho de
Administração e Diretor Presidente. É vice-presidente de operações regionais da Duke Energy International,
Brasil Ltda. (unidade de negócios e ativos internacionais da Duke Energy Corp.) Começou sua carreira na
Emissora em 1990. De 1991 a 1995 respondeu pelo planejamento estratégico e pela análise competitiva da
unidade de gasodutos da Emissora. Na seqüência, juntou-se à equipe da DEI, em 1995, como gerente de
desenvolvimento de negócios no mercado latino-americano. Em janeiro de 2000, foi indicado para o cargo de
vice-presidente da DEI, região norte da América Latina, ficando sob sua responsabilidade a gestão dos ativos
da Emissora no Peru e Equador. Peters foi nomeado para seu cargo atual em agosto de 2003. Antes de entrar
na Duke Energy, ele foi auditor sênior da Ernst & Young em Houston (Texas), nos Estados Unidos, de 1986 a
1990. Graduou-se na Universidade Texas A&M - College Station, nos Estados Unidos, como bacharel em
contabilidade, em 1986, e concluiu seu MBA (Master of Business Administration) na Universidade de Houston,
Estados Unidos, em 1998. Durante sua permanência no Peru ocupou também as posições Presidente da
Câmara Americana de Comércio do Peru e de diretor da Confiep (Confederação das Empresas Privadas do
Peru), assim como de diretor de diversas associações. Em fevereiro de 2004 foi nomeado membro da diretoria
da Câmara Americana de Comércio de São Paulo, Brasil atuando também como diretor em várias associações
do setor.
AUSTIN LAINE POWELL, 51 anos, norte-americano, Membro Efetivo do Conselho de Administração. Ocupa a
posição de Vice Presidente e ―Chief Operating Officer‖ na Duke Energy International – Cone Sul. Nesta posição
ele é responsável pelas atividades da Duke Energy na Argentina e Brasil. Antes da Duke Energy, o Sr. Powell
trabalhou na Enron por mais de oito anos. Durante este período, ele foi responsável pelas empresas EPE,
GasMat e GasBol do Projeto Integrado Cuiabá e, anteriormente a este projeto, ele liderou o desenvolvimento
do gasoduto Bolívia-Brasil na Bolívia. Antes de se juntar à Enron, Laine Powell trabalhou fora de seu país por
quatorze anos com a maior empresa de perfuração de petróleo em uma variedade de papeis como
gerenciamento de operações e contratos e vendas. Ele se graduou com louvor pela Universidade do Texas em
Austin.
RICHARD KELLY MCGEE, 47 anos, nascido em Houston (Texas), Estados Unidos, Membro Efetivo do Conselho
de Administração. Richard McGee passou a integrar a Duke Energy em janeiro de 1999 como vice-presidente
sênior e conselheiro geral de Serviços de Energia. Foi responsável por coordenar atividades legais relacionadas
a fusões e aquisições no nível corporativo. É presidente da DEI desde setembro de 2001, e esta faz parte do
Commercial Business Group (Grupo de Negócios Comerciais) da Duke Energy. Antes de unir-se à Duke Energy,
McGee foi sócio da Vinson & Elkins LLP em Houston, onde ele trabalhou de 1986 até 1998 como advogado
corporativo e de transações, envolvido em fusões e aquisições domésticas e internacionais, e
desenvolvimento de projetos. Formou-se com louvor pela Rice University em economia, ciências políticas e
administração. Recebeu seu diploma de doutorado em direito pela Universidade do Texas em Austin. McGee é
presidente do conselho de diretores do Houston Ballet, membro do Conselho Administrativo da Jones Graduate
School of Management na Rice University, e membro do Athletic Advisory Board (Conselho Consultivo de
Esportes) da Rice University. É também presidente do segmento de ‗doações‘ e membro do Conselho da
Paróquia da Annunciation Greek Orthodox Cathedral (Catedral da Anunciação Ortodoxa Grega) e membro do
conselho de curadores da Annunciation Orthodox School (Escola Ortodoxa da Anunciação).
194
STACEY GRACE SCHRADER, 49 anos, americana, casada, residente e domiciliada na cidade de Katy, Estado do
Texas, Estados Unidos, Membro Efetivo do Conselho de Administração. Atualmente ocupa a posição de Vice
Presidente e Controller na Duke Energy International (DEI). Ela é responsável por planejar e dirigir as
atividades de Contabilidade na DEI. Stacey iniciou suas atividades na DEI em setembro de 2000 como Diretora
de Reportes Financeiros na Unidade Norte Americana da Duke Energy, sendo nomeada como Diretora Sênior
de Contabilidade em abril de 2002 e nomeada em sua função atual em abril de 2004. Antes da DEI, Stacey
trabalhou no setor elétrico durante 15 anos. Foi Assistente de Controller, Gerente de Planejamento Corporativo
e Analista Financeiro na empresa Destec no período de 1989 a 1998, quando foi comprada pela Dynergy em
1997. Atuou como controller na CLECO Energy de 1998 a 1999 e na Zeus Development Company de 1999 a
2000. Bacharel em Ciências Contábeis pela Texas A&M University, Stacey é certificada pelo CPA, é Membro do
Financial Executives International, do Texas Society of Public Accountants e do Duke Energy Diversity Council.
PERSI MARCONDES, 45 anos, brasileiro, casado, Membro Efetivo do Conselho de Administração, engenheiro
eletricista formado, com 20 anos de experiência no setor elétrico, controle de orçamentos, liderança de
equipes na instalação de equipamentos, sistemas elétricos e especificação de equipamentos de alta tensão.
Em 1982 formou-se em Técnico Eletromecânica pela Escola Estadual Jacinto Ferreira de Sá, sendo que em
1990 foi graduado em Administração de Empresas pela FIO - Faculdades Integradas de Ourinhos em São
Paulo. Em 2005 graduou-se em Engenharia Elétrica na UNIMAR – Universidade de Marilia. Possui
Especialização em Engenharia de Segurança na Universidade Federal Tecnológica do Paraná Campus Cornélio
Procópio. Trabalhou na CESP como Técnico Eletroeletrônico, Operador de Usina e Subestação de 1985 a 1999,
e na Duke Energy International, Geração Paranapanema como Técnico Eletroeletrônico Senior de 1999 a 2008.
EDSON TADEU LANGE, 48 anos, brasileiro, Membro Suplente do Conselho de Administração. Possui curso
Técnico em Eletrotécnica com Licenciatura em Física na UNOESTE (Universidade do Oeste Paulista).
Empregado da Duke Energy Geração Paranapanema desde sua vinda ao Brasil (1999). Atua como
Coordenador de Usinas e trabalha na Usina Hidrelétrica de Capivara nesta função desde 2002. Antes trabalhou
na CESP de 1980 a 1999 na área de manutenção elétrica de Usinas e Subestações. Atualmente é suplente de
representante dos empregados no Conselho de Administração da Companhia.
JOSÉ ROBERTO DE ANDRADE CHAVES, Engenheiro eletricista pela USP – São Carlos (1978), com pós-
graduação em Otimização de Sistemas na Unicamp(1986), MBA pela Fundação Dom Cabral em 2002, com
extensão na Kellogg School of Management em 2006. Trabalhou na CESP (no período de 1978 a 1999), nas
áreas de Planejamento e Operação, sendo o seu último cargo Gerente de Planejamento da Geração.Trabalha
na Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. desde 1999, onde atualmente ocupa o cargo de
Diretor de Assuntos Regulatórios.
Diretoria
A Diretoria da Companhia é composta atualmente por 8 Diretores Estatuários e 1 Diretor Não Estatuário. Nos
termos do Estatuto Social, o Conselho de Administração é responsável por eleger e destituir os Diretores,
ocupando seus cargos por um mandato de 3 anos, considerando-se o ano como o período compreendido entre
2 Assembléias Gerais Ordinárias podendo ser reeleitos, devendo permanecer em seus cargos até a eleição e
posse de seus sucessores. As reuniões de Diretoria ocorrerão sempre que convocada pelo Diretor-Presidente
ou, excepcionalmente, por dois Diretores em conjunto, sempre que assim exigirem os negócios sociais, sendo
que somente serão instaladas com a presença da maioria de seus membros. As deliberações da Diretoria serão
tomadas por maioria de votos dos presentes e dos votos que tenham sido manifestados por meio de carta,
fac-símile ou correio eletrônico no caso dos diretores participantes por teleconferência, videoconferência ou
outros meios de comunicação.
195
Os Diretores são responsáveis, dentre outras atribuições, pela administração dos negócios em geral e a prática
de todos os atos necessários ou convenientes, bem como pela execução das deliberações tomadas pelo
Conselho de Administração. Os Diretores têm responsabilidades individuais estabelecidas pelo Conselho de
Administração e Estatuto Social.
Endereço Comercial dos Diretores da Companhia
Avenida das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin Novo, CEP 04578-910 na cidade de São Paulo,
Estado de São Paulo.
Composição
Em 30 de junho de 2008, os membros da Diretoria da Emissora eram:
Experiência Profissional
MICKEY JOHN PETERS, 44 anos, norte-americano, casado, executivo, Presidente do Conselho de Administração e
Diretor Presidente. É vice-presidente de operações regionais da Duke Energy International - DEI (unidade de negócios
e ativos internacionais da Duke Energy Corp.) Começou sua carreira na Emissora em 1990. De 1991 a 1995 respondeu
pelo planejamento estratégico e pela análise competitiva da unidade de gasodutos da Emissora. Na seqüência,
juntou-se à equipe da DEI, em 1995, como gerente de desenvolvimento de negócios no mercado latino-americano.
Em janeiro de 2000, foi indicado para o cargo de vice-presidente da DEI, região norte da América Latina, ficando
sob sua responsabilidade a gestão dos ativos da Emissora no Peru e Equador. Peters foi nomeado para seu cargo
atual em agosto de 2003. Antes de entrar na Duke Energy, ele foi auditor sênior da Ernst & Young em Houston
(Texas), nos Estados Unidos, de 1986 a 1990. Graduou-se na Universidade Texas A&M - College Station, nos
Estados Unidos, como bacharel em contabilidade, em 1986, e concluiu seu MBA (Master of Business Administration)
na Universidade de Houston, Estados Unidos, em 1998. Durante sua permanência no Peru ocupou também as
posições Presidente da Câmara Americana de Comércio do Peru e de diretor da Confiep (Confederação das
Empresas Privadas do Peru), assim como de diretor de diversas associações. Em fevereiro de 2004 foi nomeado
membro da diretoria da Câmara Americana de Comércio de São Paulo, Brasil atuando também como diretor em
várias associações do setor.
Nome Data da Eleição Término Cargo
MICKEY JOHN PETERS 19/01/2004 05/12/2008 Diretor Presidente
AUSTIN LAINE POWELL 05/12/2006 05/12/2008 Diretor Vice Presidente
WAGNER BERTAZO 09/06/2004 05/12/2008 Diretor Financeiro/ Relações com Investidores e Administrativo
MARIO AUGUSTO LIMA E SILVA 05/12/2006 05/12/2008 Diretor de Assuntos Regulatórios e Planejamento Energético
ALCIDES CASADO DE OLIVEIRA JUNIOR 20/04/2000 05/12/2008 Diretor Comercial
CÉSAR TEODORO 10/08/2001 05/12/2008 Diretor de Operações
JAIRO CAMPOS 10/08/2001 05/12/2008 Diretor de Recursos Humanos
ANDREA ELISABETH BERTONE 12/05/2008 05/12/2008 Diretor Jurídico e de Assuntos Governamentais
196
AUSTIN LAINE POWELL, 51 anos, norte-americano, Membro Efetivo do Conselho de Administração. Ocupa a
posição de Vice Presidente e ―Chief Operating Officer‖ na Duke Energy International – Cone Sul. Nesta posição
ele é responsável pelas atividades da Duke Energy na Argentina e Brasil. Antes da Duke Energy, o Sr. Powell
trabalhou na Enron por mais de oito anos. Durante este período, ele foi responsável pelas empresas EPE,
GasMat e GasBol do Projeto Integrado Cuiabá e, anteriormente a este projeto, ele liderou o desenvolvimento
do gasoduto Bolívia-Brasil na Bolívia. Antes de se juntar à Enron, Laine Powell trabalhou fora de seu país por
quatorze anos com a maior empresa de perfuração de petróleo em uma variedade de papeis como
gerenciamento de operações e contratos e vendas. Ele se graduou com louvor pela Universidade do Texas em
Austin.
MARIO AUGUSTO LIMA E SILVA, 47 anos, brasileiro, casado, analista de sistema, graduado em Ciência da
Computação pela Universidade Presbiteriana Mackenzie. Possui MBA em Administração pela Fundação Dom
Cabral, especialização em Skill, Tools & Competencies na Kellog School of Management. Além dos cursos de
Administração Financeira e Administração Estratégica de Negócios pela FGV. Iniciou sua carreira na Duke
Energy em 1999, como Diretor de Informática e Telecomunicações, em 2002 passou a ser Diretor Executivo
de Administração e Informática e Telecomunicações e em 2006 passou a ocupar o cargo de Diretor Executivo
de Planejamento Estratégico e Desenvolvimento. Iniciou sua carreira profissional como trainee na IPEM –
Instituto de Pesquisa Energéticas e Nucleares de 1980 a 1982, depois passou a exercer o cargo de Gerente
Geral de Informática e Telecomunicações na CESP de 1982 a 1997 e Diretor de IT da ELEKTRO de 1997 a
1999.
WAGNER BERTAZO, 46 anos, brasileiro, casado, advogado e economista, Diretor Financeiro de Relações com
Investidores e Administrativo. Graduado em contabilidade, economia e direito. Especializado em Legislação
Tributaria, e mestre em administração de empresas. Foi Diretor Executivo Financeiro e Relações com
Investidores na BCP S.A. Foi também Diretor da Controladoria na empresa Wal-Mart Brasil Ltda. Atualmente
exerce o cargo de Diretor Administrativo, Financeiro & Relações com Investidores na Duke Energy e Diretor de
Relação com Investidores na CVM.
ALCIDES CASADO DE OLIVEIRA JUNIOR, 50 anos, brasileiro, divorciado, administrador de empresas, Diretor
Executivo Comercial. É matemático e pós-graduado em Administração de Empresas pela FGV-SP. Atua no
mercado de energia elétrica há mais de 20 anos acumulando larga experiência profissional em empresas do
setor elétrico de grande porte nos segmentos de Distribuição, Geração e Comercialização de energia elétrica.
Trabalhou na CESP por mais de 10 anos onde ocupou vários cargos executivos e, atualmente, é Diretor
Executivo Comercial da Duke Energy International Geração Paranapanema.
CÉSAR TEODORO, 44 anos, brasileiro, casado, engenheiro eletricista, Diretor de Operações. Graduou-se em
Engenharia Elétrica pela Faculdade de Engenharia de Barretos, Pós-Graduado pela USP – Politécnica e
Administração de Empresa pela FGV-SP. Iniciou sua experiência profissional nas atividades técnicas em usinas
hidroelétricas, envolvendo atividades tais como: manutenção de geradores de grande porte, equipamentos de
subestações 440KV, serviços auxiliares, montagem e comissionamento de equipamentos e etc. Em 1996
passou também a desenvolver atividades gerenciais na CESP - Usina Jupiá, onde era responsável pelo
planejamento orçamentário e controle de realização, relações sindicais, gerenciamento de reclamações
trabalhistas, saúde ocupacional, contratação de prestadores de serviços, almoxarifados (reserva estratégica e
compras). Na Duke Energy ocupa a posição de Diretor de Operações, sendo responsável pela administração de
oito usinas hidroelétricas ao longo do Rio Paranapanema com um total de potência instalada de 2.307MW.
197
JAIRO CAMPOS, 46 anos, brasileiro, casado, economista, Diretor de Recursos Humanos. Formado em
economia pela Universidade Mackenzie. Possui MBA em Recursos Humanos pela Universidade de São Paulo e
em Gestão Empresarial pela Fundação Dom Cabral e Especialização em HR Strategy in Transforming
Organizations na London Business School. Iniciou sua carreira na Duke Energy em 1999, como Gerente Geral
de Recursos Humanos. Em agosto de 2001 passou ocupar a Diretoria de Administração. Em outubro de 2002
passou a ocupar o cargo de Diretor Executivo de Recursos Humanos para o Cone Sul. Nesta função Jairo
Campos é responsável pela área corporativa de Recursos Humanos para a região do Cone Sul, com 450
funcionários atuando em 8 usinas de geração no Brasil e 2 na Argentina, além dos escritórios centrais nestes
países. Antes de ingressar na Emissora foi sócio-diretor da Outer Recursos Humanos - empresa de consultoria
e serviços de Recursos Humanos - onde atendeu empresas nacionais e multinacionais no Brasil e América
Latina. De 1983 a 1996 o executivo assumiu diversos cargos na área de Recursos Humanos em empresas
como Credicard, Banco Crefisul e Companhia Real de Investimento.
ANDREA ELISABETH BERTONE, 47 anos, brasileira, Membro Suplente do Conselho de Administração. É
formada em Direito pela Universidade de São Paulo. Obteve seu LL.M em International and Comparative Law
na Chicago-Kent College of Law, Illinois Institute of Technology, Chicago, IL – USA em junho de 1995. Andrea
trabalha para Duke Energy Corporation, em Houston, desde Janeiro de 2003 como Diretora Jurídica Adjunta.
Conselho Fiscal
O Conselho Fiscal da Companhia somente será instalado nos exercícios sociais em que for convocado mediante
deliberação dos acionistas, conforme previsto em lei, sendo composto por 5 membros efetivos e igual número
de suplentes eleitos pela Assembléia Geral que deliberar sua instalação e que lhes fixará os honorários,
respeitados os limites legais. Quando de seu funcionamento, o Conselho Fiscal tem as atribuições e os poderes
conferidos por lei. O período de funcionamento do Conselho Fiscal termina na primeira Assembléia Geral
Ordinária realizada após sua instalação, considerando-se o período compreendido entre 2 Assembléias Gerais
Ordinárias.
Quando instalado, a principal responsabilidade do Conselho Fiscal, que é independente da administração e dos
auditores independentes nomeados pelo Conselho de Administração, é analisar as Demonstrações Financeiras,
reportando-as aos acionistas. O Conselho Fiscal da Companhia também é encarregado da elaboração de pareceres
acerca de (i) propostas de alterações no capital social; (ii) emissão de debêntures ou bônus de subscrição; (iii)
planos de investimentos ou orçamento de capital; (iv) distribuições de dividendos; e (v) reorganizações societárias
apresentadas para análise. O Conselho Fiscal também fiscaliza, por quaisquer de seus membros e de forma
colegiada, os atos dos Administradores, verificando o cumprimento dos seus deveres legais e estatutários.
198
O Conselho Fiscal é composto atualmente por 5 membros e igual número de suplentes. Em 30 de junho de 2008, os
membros do Conselho de Administração da Emissora eram:
(*) data da primeira eleição
Experiência Profissional
OLAVO FORTES CAMPOS RODRIGUES JUNIOR, 46 anos, brasileiro, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. É
formado em Administração de Empresas pela Universidade Mackenzie e Membro do Instituto Brasileiro de
Governança Corporativa (IBGC). Possui sólida experiência profissional na administração de negócios adquirida
em vários setores de mercado como serviços (auditoria e consultoria), varejo (hipermercados, materiais de
construção, livrarias), franquias, internet, editorial, bebidas e industrial (alumínio e plásticos). Possui
experiência em avaliação, recuperação, compra e venda de empresas.
SILVIO ABRAHÃO LABAN NETO, 44 anos, brasileiro, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. Graduado em
Engenharia Naval pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo – USP, Pós-Graduado e Doutorado em
Administração de Empresas pela Fundação Getúlio Vargas.
PEDRO ANTONIO BATISTA MARTINS, 52 anos, brasileiro, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. Formado em
Direito pela Universidade do Rio de Janeiro.
RONALD J. ALDWORTH, 60 anos, norte-americano, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. Bacharel em
Administração de Empresas pela Temple University, Philadelphia, Estados Unidos. Atualmente executa
trabalhos de consultoria dirigidos para a reestruturação societária, financeira e operacional de empresas, bem
como estruturação e modelagem de novos negócios.
MANUEL MOREIRA GIESTEIRA, 63 anos, português, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. Formou-se Advogado
pela Faculdade Paulista de Direito. Atualmente exerce a profissão de advogado, somente na área de
consultoria, como profissional liberal e participa em algumas empresas como acionista ou quotista majoritário
e Membro do Conselho Fiscal da UNIPAR. Foi Membro Titular do Conselho Fiscal do Banco Sudameris Brasil
S/A representando os acionistas minoritários, portadores de ações preferenciais nos exercícios de 1999, 2000,
2004 e 2005.
Data da Eleição(*) Término Cargo
OLAVO FORTES CAMPOS RODRIGUES JUNIOR 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Efetivo
SILVIO ABRAHÃO LABAN NETO 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Efetivo
PEDRO ANTONIO BATISTA MARTINS 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Efetivo
RONALD J. ALDWORTH 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Efetivo
MANUEL MOREIRA GIESTEIRA 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Efetivo
VALTIER BUCK TEIXEIRA 25/04/2006 A.G.O. 2009 Membro Suplente
MARCOS ANDRÉ VINHAS CATÃO 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Suplente
ADEMAR RUY BRATZ 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Suplente
SELMA RIBEIRO BASTOS 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Suplente
LEONARDO BENEDITO LARAYA TOSCANO 30/04/2008 A.G.O. 2009 Membro Suplente
199
VALTIER BUCK TEIXEIRA, 52 anos, brasileiro, casado, Membro Suplente do Conselho Fiscal. Mestre em
Ciências Contábeis - PUC SP – 2004, Pós-Graduado em Administração de Empresas – CEAG – FGV – 1994,
Curso de Especialização em Administração Financeira – FGV – 1986, Graduado em Ciências Contábeis – FAPEI
– 1983 e Graduado em Ciências Econômicas – FEAO – 1978. Em sua experiência profissional já trabalhou em
empresas como a Coopers & Lybrand Auditores Independentes como Auditor Sênior, e BCP S.A. onde exerceu
o cargo de Gerente de Controladoria. Atualmente, ocupa a posição de Diretor Financeiro na Anfreixo S.A., da
Divisão de Novos Negócios do Grupo Votorantim (distribuidor atacadista de materiais para MRO – Manutenção,
Reparos e Operações). Em sua experiência acadêmica foi professor universitário de disciplinas de cursos de
graduação em ciências contábeis em diversas instituições de ensino, sendo que atualmente é professor da
disciplina de Controladoria Estratégica do curso de pós-graduação em Controladoria do Instituto Presbiteriano
Mackenzie.
MARCOS ANDRÉ VINHAS CATÃO, 42 anos, brasileiro, Membro Suplente do Conselho Fiscal. Graduado em
Direito pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro - UERJ em 1989. E 2001 formou-se Mestre em Direito
Tributário pela Universidade Cândido Mendes – UCAM, e em 2004 concluiu Doutorado em Direito pela
Universidad San Pablo em Madri na Espanha. Em sua experiência profissional foi Gerente Jurídico-Tributário e
advogado das Empresas Petróleo Ipiranga de 1990 a 2002, Gerente Geral Jurídico-Tributário da Empresa
Brasileira de Telecomunicações S.A. – Embratel de 2001 a 2003, e atualmente é Sócio de Vinhas Advogados
desde 2003. Em suas atividades docentes e institucionais atualmente é professor de Direito Tributário na
UERJ, FGV/RJ e EMERJ. Possui livros e artigos publicados e participou de diversas palestras, seminários e
conferências.
ADEMAR RUY BRATZ, 61 anos, brasileiro, Membro Suplente do Conselho Fiscal. É formado pela Faculdade de
Ciências Políticas e Econômicas da Universidade do Rio Grande do Sul e pós-graduado (MBA) pela Syracuse
University, NY, USA. Atualmente, atua como consultor com contrato para reestruturação da Olvebra S/A,
empresa com dificuldades financeiras que atua no setor de embalagens metálicas, óleos e produtos matinais
com base em proteína de soja.
SELMA RIBEIRO BASTOS, 54 anos, brasileira, Membro Suplente do Conselho Fiscal. Bacharel em Turismo pela
Faculdade de Turismo do Morumbi e possui domínio do idioma francês. Em sua trajetória profissional, atuou
no setor bancário em áreas como auditoria interna, departamento de acionistas e relação com investidores e
departamento de coligadas e participações.
LEONARDO BENEDITO LARAYA TOSCANO, 43 anos, brasileiro, casado, Membro Suplente do Conselho Fiscal,
bacharel em Administração de Empresas - FGV-SP, extensão em International Business Management –
Thunderbird School of Global Management e mestre em Administração de Empresas – FGV-SP. Foi gerente
financeiro na Johnson & Higgins Brasil, tesoureiro Corporativo na Pepsi-Cola Engarrafadora LTDA. Pelo Grupo
ALCOA foi diretor financeiro, gerente de serviços financeiros e gerente de operações financeiras (Assitant
Treasurer). Na AM Entretenimento e Informática Ltda. foi presidente, e pela Siciliano S.A ocupou o cargo de
diretor financeiro. Atualmente exerce o cargo de Diretor Superintendente no Centro de Soluções
Compartilhadas (CSC) – Grupo Camargo Corrêa.
Remuneração dos Administradores
A remuneração global da Administração é definida anualmente pela Assembléia Geral Ordinária, cabendo ao
Conselho de Administração deliberar sobre a respectiva distribuição.
200
Na Assembléia Geral Extraordinária da Companhia realizada em 27 de outubro de 2005 foi fixada a
remuneração dos membros do Conselho de Administração nos seguintes termos: remuneração anual limitada
ao máximo permitido pela legislação fiscal como despesa dedutível para a Companhia.
Na 46ª Reunião do Conselho de Administração da Companhia, realizada em 05 de dezembro de 2005, foi
fixada a remuneração mensal de um salário mínimo para os membros da nossa Diretoria, até o final de seus
mandatos, ou até que sejam substituídos por qualquer motivo, em qualquer tempo.
No exercício de 2007, a remuneração global percebida pelos Administradores foi de R$ 759 mil.
Na Assembléia Geral Ordinária, realizada em 30 de abril de 2008, foi fixada a remuneração mensal de R$ 4 mil
para os membros de nosso Conselho Fiscal.
Relação entre Administradores e a Companhia
Nenhum dos Administradores da Companhia possui relação familiar com os demais ou a Companhia e
atualmente não há contratos ou outras obrigações relevantes existentes entre os Administradores e a
Companhia.
Processos Judiciais ou Administrativos envolvendo os Administradores da Companhia
Até a data deste Prospecto, nenhum dos Administradores da Companhia foi condenado em processo judicial
ou administrativo.
Planos de Opção de Compra de Ações
Até a data deste Prospecto, a Companhia não possui planos de opção de compra de ações destinados a
Administradores.
201
INFORMAÇÕES SOBRE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS
EMITIDOS PELA COMPANHIA
A Companhia mantém o registro de companhia aberta junto à CVM sob o n° 018368, desde 14 de julho de
1999. O principal mercado de negociação das suas ações ordinárias e ações preferenciais é a BOVESPA. Em 26
de julho de 1999, as ações ordinárias e ações preferenciais da Companhia foram listadas para negociação na
BOVESPA, sob os códigos "GEPA3" e "GEPA4", respectivamente.
O quadro a seguir apresenta as ações da Companhia listadas para negociação no Brasil , e sua (i) cotação
mínima, média e máxima de cada ano, nos últimos cinco anos; (ii) cotação mínima, média e máxima de cada
trimestre, nos últimos dois anos; e (iii) cotação mínima, média e máxima de cada mês, nos últimos seis meses,
sendo que os quadros em branco indicam períodos em que não houve negociações:
"GEPA3"
AÇÕES ORDINÁRIAS AÇÕES PREFERENCIAIS TOTAL
Acionistas QTDE % QTDE % QTDE %
Duke Energy International, Brasil Ltda. 33. 838.211 97,8 54.885.511 91,7 88.723.722 94
Duke Energy International, Brazil Holdings 0,0 0,0 735.023 1,2 735.023 0,8
Companhia do Metropolitano de São Paulo 0,0 0,0 1.323.627 1,4 1.323.627 1,4
Outros 752.608 2,2 2.898.303 5,7 3.650.911 3,8
Total 34.590.819 100,00 59.842.464 100,00 94.433.283 100,00
PERÍODO ÚLTIMOS 5 ANOS ÚLTIMOS 2 ANOS ÚLTIMOS 6 MESES
MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA
2003 ano 6,71 8,89 7,48
2004 ano 8,50 15,00 11,53
2005 ano 11,76 18,40 14,21
2006
1º trimestre
19,00 32,50 25,25
19,00 25,00 20,45
2º trimestre 21,99 25,99 24,25
3º trimestre 24,50 30,00 26,28
4º trimestre 28,80 32,50 31,46
2007
1º trimestre
27,16 41,00 33,43
27,16 32,00 30,25
2º trimestre 28,17 35,00 30,55
3º trimestre 30,00 41,00 36,21
4º trimestre 31,00 40,00 35,41
2008
abril
33,00 35,88 35,88
maio - - -
junho 30,00 31,20 30,60
julho 29,01 30,00 29,67
agosto - - -
setembro - - -
202
"GEPA4"
PERÍODO ÚLTIMOS 5 ANOS ÚLTIMOS 2 ANOS ÚLTIMOS 6 MESES
MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA
2003 ano 6,84 8,60 7,44
2004 ano 8,12 12,99 10,13
2005 ano 10,20 18,01 12,51
2006
1º trimestre
15,00 33,00 24,54
15,00 25,00 19,21
2º trimestre 22,00 25,50 22,98
3º trimestre 22,50 24,80 23,89
4º trimestre 29,01 33,00 31,18
2007
1º trimestre
27,01 43,44 34,61
27,01 33,90 31,35
2º trimestre 28,02 35,00 31,09
3º trimestre 31,60 41,00 36,17
4º trimestre 36,99 43,44 40,13
2008
abril
32,00 32,00 32,00
maio 29,71 47,00 32,93
junho 35,00 37,90 36,45
julho 34,00 37,85 34,77
agosto 39,50 39,50 39,50
setembro 27,01 39,00 32,34
O quadro a seguir apresenta as ações da Companhia listadas para negociação no exterior, e sua (i) cotação
mínima, média e máxima de cada ano, nos últimos cinco anos; (ii) cotação mínima, média e máxima de cada
trimestre, nos últimos dois anos; e (iii) cotação mínima, média e máxima de cada mês, nos últimos seis meses,
sendo que os quadros em branco indicam períodos em que não houve negociações:
“DEIWY”
PERÍODO ÚLTIMOS 5 ANOS ÚLTIMOS 2 ANOS ÚLTIMOS 6 MESES
MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA
2003 ano 7,08 7,84 7,29
2004 ano - - -
2005 ano - - -
2006
1º trimestre
- - -
- - -
2º trimestre - - -
3º trimestre - - -
4º trimestre - - -
2007
1º trimestre
- - -
- - -
2º trimestre - - -
3º trimestre - - -
4º trimestre - - -
maio
- - -
junho - - -
julho - - -
agosto - - -
setembro - - 6,00
203
“DEIPY”
PERÍODO ÚLTIMOS 5 ANOS ÚLTIMOS 2 ANOS ÚLTIMOS 6 MESES
MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA
2003 ano 2,53 8,81 6,69
2004 ano 8,61 10,96 9,77
2005 ano 9,25 14,22 9,25
2006
1º trimestre
14,08 26,46 20,04
14,08 14,08 14,08
2º trimestre 15,04 25,17 19,89
3º trimestre - - -
4º trimestre 26,46 26,46 26,46
2007
1º trimestre
25,62 31,40 28,53
25,62 28,65 27,13
2º trimestre 28,96 28,96 28,96
3º trimestre 28,04 31,40 29,72
4º trimestre - - -
2008
abril
31,82 31,82 31,82
maio - - -
junho 32,80 32,80 32,80
julho - - -
agosto 26,99 26,99 26,99
setembro 26,23 26,23 26,23
204
CONTINGÊNCIAS JUDICIAIS E ADMINISTRATIVAS Contingências Judiciais A Companhia é parte em ações judiciais e processos administrativos decorrentes de suas operações, envolvendo questões tributárias, trabalhistas e ambientais. A Companhia constitui provisões para contingências decorrentes de processos para os quais, de acordo com a avaliação de seus assessores jurídicos, responsáveis por tais demandas, a probabilidade de perda seja provável.
O cálculo dos valores a serem provisionados é feito com base em informações dos assessores jurídicos da Companhia, responsáveis pelos processos, e na análise das demandas judiciais pendentes. O quadro a seguir resume as contingências ficais, trabalhistas e ambientais da Companhia, bem como o valor provisionado nos termos da política de provisionamento da Companhia, em 30 de junho de 2008:
N.º DE AÇÕES VALOR EM DISPUTA(*)
(EM R$ MILHÕES)
VALOR PROVISIONADO (EM
R$ MILHÕES)
Fiscal 10 162,5 2,1
Trabalhista 219 24,5 4,0
Ambiental 87 511,1 5,2
TOTAL 310 698,1 11,3
(*) ações com prognóstico de perda remota, possível e provável, com base nos pareceres dos assessores jurídicos.
Processos de Natureza Trabalhista A Companhia figura como parte em 219 ações judiciais e 10 autos de infração instaurados perante às Delegacias Regionais do Trabalho, que versam sobre matéria trabalhista. De uma maneira geral, os principais pedidos das ações trabalhistas versam sobre pagamento de horas extras, adicionais de periculosidade e insalubridade, horas ―in itinere‖, acidente do trabalho, dentre outros. Em 30 de junho de 2008, o valor total dos processos trabalhistas em discussão era de, aproximadamente, R$ 24,5 milhões, dos quais R$ 4,0 milhões equivalem aos processos de perda provável, R$ 1,7 milhão equivalem aos processos perda possível e R$ 18,8 milhões aos processos de perda remota. Em 30 de junho de 2008, a Companhia registrava provisão de R$ 4,0 milhões para fazer frente às perdas avaliadas como prováveis nas ações trabalhistas em que é parte, já incluídos os encargos previdenciários devidos pelo empregado e empresa. A principal reclamação trabalhista ajuizada em face da Companhia trata-se do processo nº 00833200603015004 movida perante a Vara do Trabalho de Ourinhos – SP, por Antonio Carlos Alonso, cujo objeto é o pagamento de dano material e moral em virtude de acidente do trabalho. O autor alega que adquiriu leucemia em razão de exposição ocupacional à radiação não-ionizante. O valor da causa atualizado para 30 de junho de 2008 é de R$ 10 milhões. Pela avaliação dos assessores legais da Companhia, responsáveis por esse processo, a chance de perda relativa a esse processo foi considerada como remota. Atualmente, o processo encontra-se em fase inicial de produção de provas e elaboração de perícia. Processos de Natureza Ambiental Os processos relacionados ao meio ambiente se referem à adoção compulsória de medidas que visam mitigar (do ponto de vista ambiental) e/ou reparar (do ponto de vista ambiental e/ou socioeconômico) o impacto adverso supostamente causado pelos reservatórios de água e usinas hidrelétricas que a CESP instalou e que a Companhia atualmente opera. Os danos ambientais, neste caso, devem abranger aqueles causados pela inobservância dos preceitos legais relativos a (i) desmatamento e limpeza na área de reservatórios; (ii) escadas de transposição de peixes; (iii) unidade de conservação ambiental; e (iv) reflorestamento da mata ciliar. Os Danos Socioeconômicos devem abranger os prejuízos econômicos que os Autores alegam ter sofrido em função da redução no número de peixes, perda de áreas produtivas e suposta perda de receita. O principal pleito é relativo ao reflorestamento do Reservatório da Usina Hidrelétrica de Jurumirim.
205
A Companhia recebeu, em 04 de setembro de 2007, 9 Autos de Infração de cunho ambiental, sendo 7 lavrados pelo
IAP – Instituto Ambiental do Paraná e 2 lavrados pelo IBAMA, totalizando o valor de R$ 20,4 milhões.
As multas do IAP tem como objeto ―danificar, destruir vegetação natural e impedir, destruir a regeneração
natural em área considerada de preservação permanente pelo uso agrosilvopastoril‖ nas UHEs de Capivara,
Canoas I e II, Taquaruçu, Salto Grande, Chavantes e Rosana.
Já as multas do IBAMA tem como objeto ―fazer funcionar obras ou serviços potencialmente poluidores
contrariando as normas legais pertinentes, quer seja, as condicionantes da licença de operação, caracterizado
por implantar o reflorestamento na área de preservação permanente sem a devida manutenção e com perda
de mudas‖ nas UHEs de Canoas I e II.
A Companhia impugnou as referidas autuações dentro do prazo legal, quer seja, 24 de setembro de 2007,
argumentando aspectos estritamente formais e de mérito, como: vícios de legitimidade ativa e passiva;
descabimento da sanção pecuniária (necessidade de lavratura prévia de auto de advertência); aspectos da
tipificação do ato ilícito; da valoração econômica da sanção; regularidade do licenciamento; ausência de
caracterização do ilícito administrativo e valor da multa aplicada.
Em 30 de junho de 2008, o valor total dos processos de natureza ambiental em discussão era de,
aproximadamente, R$ 511,1 milhões, dos quais R$ 5,2 milhões foram provisionados, pois equivalem aos
processos de perda provável, R$ 477,4 milhões equivalem aos processos perda possível e R$ 28,5 milhões aos
processos de perda remota.
Processos de Natureza Fiscal
A Companhia figura como parte em 4 processos administrativos que versam sobre matéria fiscal, dos quais
apenas um tem o prognóstico de perda provável, que em 30 de junho de 2008, representava uma
contingência total de, aproximadamente, R$ 2,1 milhões.
As principais contingências fiscais envolvem pagamento dos incentivos fiscais destinados ao FINAM, conforme
descrito abaixo:
Processo administrativo 19515.003540/2005-96, cujo objeto são as diferenças de imposto de renda incidente em
lucros inflacionários não pagos durante os meses de janeiro, fevereiro e março de 2000. O valor da causa atualizado
para 30 de junho de 2008 é R$ 30,9 milhões. Em 23 de janeiro de 2006, a Companhia apresentou defesa que se
encontra pendente de julgamento perante o Conselho de Contribuintes. Pela avaliação dos assessores legais da
Companhia, responsáveis por esse processo, a chance de perda relativa ao principal acrescido de juros e multa de
75% para os meses de janeiro e fevereiro de 2000 era remota, sendo que para o principal acrescido de juros e
multa de 20% do mês de março de 2000 a chance de perda era considerada provável.
Processo administrativo 11831.000528/2002-92, cujo objeto versa sobre o pagamento de 18% dos incentivos
fiscais destinados ao FINAM. O valor da causa atualizado para 30 de junho de 2008 é R$ 23,7 milhões. O
Conselho de Contribuintes deu provimento ao Recurso Voluntário da Companhia. Neste momento, a
Companhia aguarda ser notificada de referida decisão.
Processo administrativo 19515.002934/2006-16, cujo objeto é o pagamento de 18% dos incentivos fiscais
destinados ao FINAM no período compreendido entre 31 de janeiro de 2001 e 30 de novembro de 2004. O
valor da causa atualizado para 30 de junho de 2008 é R$ 109,8 milhões. A Companhia apresentou defesa em
16 de janeiro de 2007. A defesa apresentada pela Companhia foi negada em Primeira Instância pela Secretaria
da Receita Federal em 13 de dezembro de 2007 e protocolou em 14 de janeiro de 2008 o recurso
administrativo ao Conselho de Contribuintes. Aguarda julgamento de segunda instância. Pela avaliação dos
assessores legais da Companhia, responsáveis por esse processo, a chance de perda relativa a esse processo
foi considerada como possível.
206
Processo administrativo 19515.004264/2007-45, cujo objeto é o pagamento de 18% dos incentivos fiscais
destinados ao FINAM no período compreendido entre 1º de janeiro de 2002 e 31 de dezembro de 2002. O
valor da causa atualizado para 30 de junho de 2008 é de R$ 13,8 milhões. A Companhia apresentou a defesa
dentro do prazo legal (21 de janeiro de 2008). A chance de perda avaliada pelos assessores legais da
Companhia é remota, tendo em vista que o período contemplado neste auto de infração está sendo cobrado
pela Receita Federal em duplicidade, considerando que o período está também em discussão no processo
administrativo 19515.002934/2006-16.
A Companhia figura ainda como parte em 6 autos de infração instaurados pela Fazenda do Estado do Paraná que
têm por objeto a cobrança de multa pela suposta falta de emissão de documentos fiscais relativos à Usina de
Canoas II, nos anos bases de 2001, 2002, 2003, 2004, 2005 e 2006. Em 28 de junho de 2007, os autos de
infração foram julgados procedentes. Em 26 de julho de 2007, a Companhia apresentou recurso ordinário, que se
encontra pendente de julgamento perante o Conselho de Contribuintes. Em 30 de junho de 2008, o valor total
dos autos de infração em discussão era de, aproximadamente, R$ 8,1 milhões. Pela avaliação dos assessores
legais da Companhia, a chance de perda relativa a esses autos de infração foi considerada como possível.
Em 30 de junho de 2008, o valor total dos processos de natureza fiscal em discussão era de,
aproximadamente, R$ 162,5 milhões, dos quais R$ 2,1 milhões equivalem aos processos de perda provável,
R$ 117,9 milhões equivalem aos processos perda possível e R$ 42,5 milhões aos processos de perda remota.
Processos de Natureza Regulatória
TUSD
A TUSDg é definida anualmente pela ANEEL, e, de acordo com a metodologia estabelecida na Resolução
ANEEL 497/2007, deve ser paga com base na quantidade máxima de energia elétrica que um gerador tem
contratado para transferir através das linhas de distribuição com a concessionária de distribuição,
independentemente da localização do agente no sistema de transmissão (critério postal, ou de selo).
Em razão da aplicação do critério postal, os valores devidos pela Companhia a título de TUSDg tornaram-se
excessivamente mais elevados que os antigos encargos de conexão. Por entender que tanto as DITs quanto os
transformadores de fronteira (ativos remunerados pela TUSDg) integram o sistema de transmissão e que, por
força de lei, o sinal locacional deve ser utilizado para o cálculo da correspondente tarifa, a Companhia
ingressou com recurso com pedido de efeito suspensivo contra a ANEEL. A ANEEL não acolheu o pedido de
efeito suspensivo, razão pela qual a Companhia ingressou com mandado de segurança solicitando uma liminar
para conferir efeito suspensivo à aplicação da Resolução ANEEL 497/2007 até que todos os recursos cabíveis
na esfera administrativa fossem esgotados. A liminar foi concedida e, até 30 de junho de 2008, continuava
em vigor. Em julho de 2008, foi publicado o despacho da ANEEL, o qual encerrava o processo administrativo,
tendo a Companhia perdido em toda a instância administrativa.
Imediatamente após a publicação do despacho acima referido, a Companhia ingressou com uma ação ordinária
com pedido de tutela antecipada perante o juízo federal questionando a legalidade da Resolução ANEEL
497/2007. Mais uma vez, a tutela antecipada foi concedida. Atualmente, o processo encontra-se na fase de
citação das distribuidoras credoras (Elektro e Vale do Paranapanema) e da ANEEL. O valor em disputa, até 30 de
junho de 2008, é de aproximadamente R$ 61,9 milhões. Pela avaliação dos assessores legais da Companhia,
responsáveis por esse processo, a chance de perda relativa a esse processo foi considerada como possível.
Ação Popular
Em 1º de fevereiro de 2008, a Companhia foi citada em Ação Popular promovida por Wilson Marques de
Almeida e Outros, em face da União Federal, ANEEL, Fazenda Pública do Estado de São Paulo, AES Tietê e a
Companhia. Referida ação tem por objeto a aplicação, pelas Autoridades Governamentais, das penalidades
previstas no Contrato de Concessão 76/99, além de responsabilização pessoal civil e criminal dos agentes
públicos da ANEEL e da União Federal em razão do descumprimento pela Duke Energy da obrigação de
expansão da sua capacidade instalada em 15%. A Companhia apresentou contestação em 29 de setembro de
2008, cuja chance de perda pela avaliação dos assessores legais da Companhia é possível. Para informações
adicionais, ver seção "Atividades da Emissora - Contratos Relevantes - Contratos Operacionais - Contrato de
Concessão", localizada na página 167 deste Prospecto.
207
OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
A tomada de decisão da Companhia para a realização, no curso normal de seus negócios, de operações com
partes relacionadas é baseada em preços, prazos, encargos financeiros e demais condições compatíveis com
as de mercado.
A Duke Trading do Brasil Ltda., subsidiária da Duke Energy International, Brasil Ltda., acionista controladora
da Companhia, é uma comercializadora de energia elétrica. A Companhia eventualmente vende energia para a
Duke Trading do Brasil Ltda. quando, ao final de cada mês, a Companhia gera mais energia do que tem
contratada para a venda e a Duke Trading do Brasil Ltda. obtém menos energia do que tem contratada para a
venda. O preço ajustado é sempre o preço do mercado spot que deve ser aprovado pela ANEEL. O volume de
energia negociado representa uma pequena parcela do volume total negociado pela Companhia.
Nos exercícios sociais indicados abaixo, as transações com partes relacionadas estavam detalhadas da
seguinte forma:
R$ Mil
Exercício encerrado em 31 de dezembro
de
Parte Relacionada 2005 2006 2007
Duke Trading do Brasil Ltda. 455,1 0 16.747,6
Total 455,1 0 16.747,6
Na data deste Prospecto, a Companhia não possuía nenhuma transação com partes relacionadas.
208
OPERAÇÕES VINCULADAS À OFERTA
Para fins de cumprimento das disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para as Ofertas Públicas de
Distribuição e Aquisição de Valores Mobiliários, não há na data deste Prospecto operações vinculadas à Oferta,
celebradas entre as instituições participantes da Oferta e a Emissora.
7. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
• ITR - Informações Trimestrais da Emissora relativas ao Período encerrado em 30 de junho de 2008,com respectivo Parecer dos Auditores Independentes
• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2007, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes
• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2006, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes
• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes
209
• ITR - Informações Trimestrais da Emissora relativas ao Período encerrado em 30 de junho de 2008, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes
211
• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2007, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes
259
347
• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2006, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes
407
• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes
8. ANEXOS
• Ata da Assembléia Geral da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008
• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008
• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 30 de setembro de 2008
• Estatuto Social da Emissora
• Escritura Particular de Emissão de Debêntures
• Súmulas da Classificação de Risco
• Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03
• Declaração do Coordenador Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03
467
COORDENADORES
COORDENADOR LÍDER
Prospecto Preliminar da Distribuição Pública de Debêntures Simples,
Não-Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária, da 1ª Emissão
R$340.890.000,00
Emissora
DUKE ENERGY INTERNATIONAL, GERAÇÃO PARANAPANEMA S.A.Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, São Paulo - SP
Coordenadores
BANCO CITIBANK S.A. - Coordenador LíderAvenida Paulista, nº 1.111, 10º andar, São Paulo - SP
BANCO ITAÚ BBA S.A. - CoordenadorAvenida Brigadeiro Faria Lima, nº 3.400, 5º andar, São Paulo - SP
Consultor Jurídico para a Emissora
MATTOS FILHO, VEIGA FILHO, MARREY JR. E QUIROGA ADVOGADOSAlameda Joaquim Eugênio de Lima, nº 447, São Paulo - SP
Consultor Jurídico para os Coordenadores
PINHEIRO GUIMARÃES ADVOGADOSAvenida Paulista, nº 1.842, 24º andar, São Paulo - SP
Auditor
PRI CEWATERHOUSECOOPERS AUDITORES INDEPENDENTESAvenida Francisco Matarazzo, nº 1.400, Torre Torino, São Paulo - SP
(11) 3121-5555
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