Formulário de Referência

Transcrição

BANDEIRANTE ENERGIA S.A.
Companhia Aberta
CNPJ/MF nº. 02.302.100/0001-06
FORMULÁRIO DE REFERÊNCIA
Data base: 31/12/2009
Conforme Anexo 24 da Instrução CVM n.º 480, de 7 de dezembro de 2009
Identificação
BANDEIRANTE ENERGIA S.A., inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 02.302.100/0001-06,
registrada como companhia aberta na CVM sob o n.º 01698-5 (“Companhia” ou
“Bandeirante”).
Sede
Rua Bandeira Paulista, n.º 530, CEP 04532-001- São Paulo, SP.
Diretor de Relações Sr. Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas
com os Investidores
com endereço comercial na Rua Bandeira Paulista, n.º 530, Cidade de São Paulo,
Estado de São Paulo, telefone (11) 2185-5001 e fax (11) 2185-5914 e o seu endereço
eletrônico é www.bandeirante.com.br
Auditores
KPMG Auditores Independentes (“KPMG”).
Independentes
Banco Escriturador
Banco Bradesco S.A.
Jornais nos quais a
A Companhia divulga informações no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal
Companhia divulga
Brasil Econômico.
suas informações
Site na Internet
www.bandeirante.com.br. As informações constantes do website da Companhia não
integram o presente Formulário de Referência e não devem ser a ele incorporadas por
referência.
Atendimento aos
O atendimento aos acionistas da Companhia é efetuado pelo departamento de
Acionistas
Relações com Investidores localizado na sede da Companhia. Quaisquer outras
informações ou esclarecimentos sobre a Companhia poderão ser obtidos com a
Companhia, em sua sede social ou no site (www.bandeirante.com.br).
ÍNDICE
1. IDENTIFICAÇÃO DAS PESSOAS RESPONSÁVEIS PELO CONTEÚDO DO FORMULÁRIO .................................9
1.1. Declaração do Presidente e do Diretor de Relações com Investidores da Companhia..... 9
2. AUDITORES.......................................................................................................................................................9
2.1. Informações sobre os auditores independentes:................................................................ 9
2.2. Informar montante total de remuneração dos auditores independentes no último
exercício social, discriminando os honorários relativos a serviços de auditoria e os relativos a
quaisquer outros serviços prestados:...................................................................................... 11
2.3. Outras informações relevantes: ....................................................................................... 11
3. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS ...........................................................................................11
3.1. Informações financeiras selecionadas:............................................................................ 11
3.2. Divulgação de medições não contábeis: ....................................................................... 12
3.3. Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras de encerramento de
exercício social que as altere substancialmente: ................................................................... 13
3.4. Política de destinação dos resultados dos 3 últimos exercícios sociais:.............................. 13
3.5. Sumário das distribuições de dividendos e retenções de lucro ocorridas:......................... 14
3.6. Dividendos declarados à conta de lucros retidos ou reservas constituídas em exercícios
sociais anteriores: .................................................................................................................. 15
3.7. Nível de endividamento da Companhia:........................................................................ 15
3.8. Obrigações da Companhia de acordo com natureza e prazo de vencimento: ............. 16
3.9. Outras informações relevantes: ....................................................................................... 16
4. FATORES DE RISCO........................................................................................................................................16
4.1. Fatores de risco que podem influenciar a decisão de investimento em valores mobiliários
de emissão da Companhia:.................................................................................................. 16
a) Com relação à Companhia: ............................................................................................ 16
b) Com relação à sua controladora, direta ou indireta, ou grupo de controle....................... 20
c) Com relação aos seus acionistas ...................................................................................... 21
d) Com relação às suas controladas ou coligadas................................................................ 21
e) Com relação aos seus fornecedores................................................................................. 22
f) Com relação aos seus clientes ........................................................................................... 22
g) Com relação aos setores da economia nos quais a Companhia atua.............................. 22
h) Com relação à regulação dos setores em que a Companhia atua.................................. 22
i) Com relação aos países estrangeiros onde a Companhia atua ......................................... 28
4.2. Expectativas de redução ou aumento na exposição a riscos relevantes: ........................ 28
4.3. Processos judiciais, administrativos e arbitrais em que a Companhia é parte, que não
estejam sob sigilo e que sejam relevantes para seus negócios:.............................................. 28
4.4. Processos judiciais, administrativos e arbitrais em que a Companhia é parte, não estão
sob sigilo e cujas partes contrárias são administradores ou ex-administradores, controladores
ou ex-controladores ou investidores da Companhia:............................................................. 42
4.5. Impactos em caso de perda e valores envolvidos em processos sigilosos relevantes em
que a Companhia é parte:................................................................................................... 42
I
4.6. Processos judiciais, administrativos e arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e
causas jurídicas semelhantes, em que a Companhia é parte, não estão sob sigilo e em
conjunto são relevantes para seus negócios até a data de 31 de março de 2010:................ 42
4.7. Outras contingências relevantes não abrangidas pelos itens anteriores........................... 43
4.8. Restrições impostas a emissores estrangeiros.................................................................... 43
5. RISCOS DE MERCADO...................................................................................................................................43
5.1. Riscos de mercado a que a Companhia está exposta, inclusive em relação a riscos
cambiais e a taxa de juros:................................................................................................. 43
5.2. Política de gerenciamento de riscos de mercado da Companhia, objetivos,
estratégias e instrumentos:.................................................................................................. 46
5.3. Alterações significativas nos principais riscos de mercado ou na política de
gerenciamento de risco em relação ao último exercício social: ..................................... 53
5.4. Outras informações que a Companhia julga relevantes: .......................................... 53
6. HISTÓRICO DA COMPANHIA........................................................................................................................54
6.1. Constituição da Companhia: ...................................................................................... 54
6.2. Prazo de duração:........................................................................................................ 54
6.3. Breve histórico da Companhia: ................................................................................... 55
6.4. Data do registro na CVM: ............................................................................................ 56
6.5. Principais eventos societários (evento; principais condições do negócio,
sociedades envolvidas, efeitos resultantes da operação no quadro acionário e quadro
societário antes e depois da operação): .......................................................................... 56
6.6. Pedidos de falência fundados em valor relevante e pedidos de recuperação
judicial ou extrajudicial: ...................................................................................................... 56
6.7. Outras informações que a Companhia julga relevantes: .......................................... 56
7. ATIVIDADES DA COMPANHIA ......................................................................................................................57
7.1. Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia e por suas
controladas: ........................................................................................................................ 57
7.2. Informações sobre cada segmento operacional que tenha sido divulgado nas
últimas demonstrações financeiras de encerramento de exercício social ou, quando
houver, nas demonstrações financeiras consolidadas: .................................................... 58
7.3. Informações sobre os produtos e serviços que correspondam aos segmentos
operacionais divulgados no item 7.2: ................................................................................ 58
7.4. Clientes relevantes (responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da
Companhia) ........................................................................................................................ 69
7.5. Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia:.......... 71
7.6. Informações acerca dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes. 80
7.7. Em relação aos países dos quais a Companhia obtém receitas relevantes,
identificar: a) produtos e serviços comercializados; b) receita proveniente dos clientes
atribuídos a cada país estrangeiro e sua participação na receita líquida total da
Companhia; e c) receita proveniente dos clientes atribuídos a cada país estrangeiro e
sua participação na receita líquida total da Companhia................................................ 80
7.8. Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia...................................... 80
7.9. Outras informações relevantes. ................................................................................... 81
8. Grupo Econômico......................................................................................................................................109
8.1. Descrição do grupo econômico em que se insere a Companhia. ......................... 109
(a) Controladores diretos e indiretos e (b) participações de sociedades do grupo na
Companhia ....................................................................................................................... 109
II
(c) participações da Companhia em sociedades do grupo......................................... 111
(d) sociedades sob controle comum............................................................................... 111
8.2. Organograma do grupo econômico da Companhia. ............................................ 112
8.3. Operações de reestruturação, fusões, cisões, incorporações de ações, alienações
e aquisições de controle societário e aquisições e alienações de ativos importantes. 113
8.4. Outras informações que a Companhia julga relevantes. ........................................ 114
9. ATIVOS RELEVANTES....................................................................................................................................114
9.1. Descrição dos bens do ativo não-circulante relevantes para o desenvolvimento
das atividades da Companhia:........................................................................................ 114
9.2. Outras informações que a Companhia julga relevantes. ........................................ 118
10. COMENTÁRIOS DOS DIRETORES. ..............................................................................................................119
10.1. Comentários dos Diretores da EDP – Energias do Brasil S.A. sobre;......................... 119
10.2. Comentários dos Diretores da Companhia sobre: a. resultados das operações da
Companhia, em especial (i) descrição de quaisquer componentes importantes da
receita e (ii) fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais; b.
variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio,
inflação, alterações de volumes e introdução de novos produtos e serviços; e c.
impacto da inflação, da variação de preços dos principais insumos e produtos, do
câmbio e da taxa de juros no resultado operacional e no resultado financeiro da
Companhia. ...................................................................................................................... 176
10.3. Comentários dos Diretores da Companhia sobre os efeitos relevantes que os
eventos abaixo tenham causado ou se espera que venham a causar nas
demonstrações financeiras da Companhia e em seus resultados: a. introdução ou
alienação de segmento operacional; b. constituição, aquisição ou alienação de
participação societária; c. eventos ou operações não usuais....................................... 176
10.4. Comentários dos Diretores da Companhia sobre: (a) mudanças significativas nas
práticas contábeis; (b) efeitos significativos das alterações em práticas contábeis
referentes aos 3 últimos exercícios sociais........................................................................ 176
10.5. Os diretores devem indicar e comentar políticas contábeis críticas adotadas pela
Companhia, explorando, em especial, estimativas contábeis feitas pela administração
sobre questões incertas e relevantes para a descrição da situação financeira e dos
resultados, que exijam julgamentos subjetivos ou complexos, tais como: provisões,
contingências, reconhecimentos de receita, créditos fiscais, ativos de longa duração,
vida útil de ativos não circulantes, planos de pensão, ajustes de conversão em moeda
estrangeira, custos de recuperação ambiental, critérios para teste de recuperação de
ativos e instrumentos financeiros. ..................................................................................... 181
10.6. Comentários sobre os controles internos adotados para assegurar a elaboração
de demonstrações financeiras confiáveis: ...................................................................... 185
10.7. Comentários sobre ofertas públicas de distribuição de valores mobiliários nos 3
últimos exercícios sociais:.................................................................................................. 186
10.8. Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras da Companhia.187
10.9. Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras
indicados no item 10.8. ..................................................................................................... 187
10.10. Comentários sobre os principais elementos do plano de negócios da
Companhia. ...................................................................................................................... 187
10.11. Comentários sobre outros fatores que influenciaram de maneira relevante o
desempenho operacional e que não tenham sido identificados ou comentados nos
demais itens desta seção. ................................................................................................ 190
11. PROJEÇÕES ...............................................................................................................................................190
12. ASSEMBLÉIA GERAL E ADMINISTRAÇÃO..................................................................................................191
III
12.1. Estrutura administrativa da Companhia, conforme estabelecido no seu estatuto
social e regimento interno: ............................................................................................... 191
12.2. Regras, políticas e práticas relativas às assembléias gerais:................................... 197
12.3. Datas e jornais de publicação................................................................................. 199
12.4. Descrição das regras, políticas e práticas relativas ao conselho de administração:200
12.5. Cláusula compromissória do estatuto para a resolução dos conflitos entre
acionistas e entre estes e a Companhia por meio de arbitragem:................................ 202
12.6. Informações gerais dos administradores e membros do conselho fiscal:.............. 203
12.7. Membros dos comitês estatutários da Companhia, bem como dos comitês de
auditoria, de risco, financeiro e de remuneração, ainda que tais comitês ou estruturas
não sejam estatutários: ..................................................................................................... 205
12.8. Em relação a cada um dos administradores e membros do conselho fiscal:....... 205
12.9. Relações conjugais, uniões estáveis ou parentesco até o segundo grau existentes
entre:.................................................................................................................................. 207
12.10. Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle mantidas, nos 3
últimos exercícios sociais, entre administradores da Companhia e: .............................. 207
12.11. Acordos (inclusive apólices de seguro) estabelecendo o pagamento ou o
reembolso de despesas suportadas pelos administradores, decorrentes da reparação
de danos causados a terceiros ou à Companhia, de penalidades impostas por agentes
estatais, ou de acordos com o objetivo de encerrar processos administrativos ou
judiciais, em virtude do exercício de suas funções:......................................................... 208
12.12. Outras informações que a Companhia julga relevantes...................................... 208
13. REMUNERAÇÃO DOS ADMINISTRADORES...............................................................................................208
13.1. Política ou prática de remuneração do Conselho de Administração, Diretoria,
Conselho Fiscal e Comitês ................................................................................................ 208
13.2. Remuneração reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e prevista
para o exercício social corrente....................................................................................... 210
13.3. Remuneração variável do Conselho de Administração, Diretoria e Conselho Fiscal
nos últimos três exercícios sociais da Companhia e remuneração prevista para o
exercício social de 2010.................................................................................................... 211
13.4. Plano de Opção de Ações ...................................................................................... 212
13.5. Ações detidas pelos membros da Administração da Companhia........................ 212
13.6. Remuneração baseada em Ações reconhecida nos três últimos exercícios sociais212
13.7. Opções de Ações em aberto .................................................................................. 212
13.8. Opções exercidas..................................................................................................... 212
13.9. Informações relevantes sobre Plano de Opção de Compra de Ações................ 213
13.10. Planos de previdência dos membros do Conselho de Administração e da
Diretoria ............................................................................................................................. 213
13.11. Remuneração Média do Conselho de Administração, da Diretoria e do Conselho
Fiscal relativa aos últimos três exercícios sociais .............................................................. 214
13.12. Descrição dos arranjos contratuais, apólices de seguros ou outros instrumentos
que estruturem mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores
em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria, indicando quais as
consequências financeiras para a Companhia.............................................................. 214
IV
13.13. Em relação aos três últimos exercícios sociais, indicar o percentual da
remuneração total de cada órgão reconhecida no resultado da Companhia referente
a membros do Conselho de Administração, da Diretoria ou do Conselho Fiscal que
sejam partes relacionadas aos controladores, diretos ou indiretos, conforme definido
pelas regras contábeis que tratam desse assunto .......................................................... 214
13.14. Em relação aos três últimos exercícios sociais, indicar os valores reconhecidos no
resultado da Companhia como remuneração de membros do conselho de
administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal, agrupados por órgão, por
qualquer razão que não a função que ocupam, como por exemplo, comissões e
serviços de consultoria ou assessoria prestados .............................................................. 215
13.15. Em relação aos três últimos exercícios sociais, indicar os valores reconhecidos no
resultado de controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle comum e
de controladas da Companhia, como remuneração de membros do Conselho de
Administração, da Diretoria ou do Conselho Fiscal da Companhia, agrupados por
órgão, especificando a que título tais valores foram atribuídos a tais indivíduos.......... 215
13.16. Outras Informações Relevantes ............................................................................. 215
14. RECURSOS HUMANOS...............................................................................................................................215
14.1. Descrição dos Recursos Humanos da Companhia, com as seguintes informações:215
14.2. Comentários sobre alterações relevantes ocorridas com relação aos números
divulgados no item 14.1 acima: ....................................................................................... 217
14.3. Políticas de remuneração dos empregados da Companhia, informando: .......... 217
14.4. Relações entre a Companhia e os sindicatos........................................................ 218
15. Controle.....................................................................................................................................................219
15.1. Identificação da acionista ou grupo de acionistas controladores ........................ 219
15.2. Informações sobre os acionistas, ou grupos de acionistas que agem em conjunto
ou que representam o mesmo interesse, com participação igual ou superior a 5% de
uma mesma classe ou espécie de ações e que não estejam listados no item 15.1. .... 222
15.3. Distribuição do capital, conforme apurado na última assembléia geral de
acionistas, realizada em 08/04/2010 ................................................................................ 222
15.4. Organograma dos acionistas da Companhia ........................................................ 222
15.5. Informações sobre qualquer acordo de acionistas arquivado na sede da
Companhia ou do qual o controlador seja parte. .......................................................... 222
15.6. Indicar alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de
controle e administradores da Companhia..................................................................... 222
15.7. Outras informações que a Companhia julga relevantes........................................ 222
16. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS..........................................................................................223
16.1. Regras, políticas e práticas da Companhia quanto à realização de transações
com partes relacionadas (conforme definidas pelas regras contábeis que tratam desse
assunto):............................................................................................................................. 223
16.2. Em relação às transações com partes relacionadas que, de acordo com as
normas contábeis, devem ser divulgadas nas demonstrações financeiras individuais ou
consolidadas da Companhia e que (i) tenham sido celebradas nos 3 últimos exercícios
sociais ou estejam em vigor no exercício social corrente: .............................................. 224
16.3. Em relação a cada uma das transações ou conjunto de transações mencionados
no item 16.2 acima ocorridas no último exercício social: a) identificar as medidas
tomadas para tratar de conflitos de interesses; e b) demonstrar o caráter estritamente
comutativo das condições pactuadas ou o pagamento compensatório adequado. 225
17. CAPITAL SOCIAL........................................................................................................................................225
17.1. Informações gerais sobre o capital social. .............................................................. 225
V
17.2. Aumentos de capital da Companhia. .................................................................... 226
17.3. Desdobramentos, grupamentos e bonificações. ................................................... 226
17.4. Reduções de capital da Companhia. .................................................................... 226
18. VALORES MOBILIÁRIOS.............................................................................................................................226
18.1. Direitos de cada classe e espécie de ação emitida: ............................................. 226
18.2. Regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que
os obriguem a realizar oferta pública: ............................................................................. 228
18.3. Exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos
previstos no estatuto: ........................................................................................................ 228
18.4. Volume de negociações, maiores e menores cotações dos valores mobiliários
negociados em bolsa de valores ou mercado de balcão organizado, em cada um dos
trimestres dos 3 últimos exercícios sociais: ........................................................................ 229
18.5. Outros valores mobiliários emitidos (que não sejam ações):.................................. 229
18.6. Mercados brasileiros nos quais valores mobiliários da Companhia são admitidos à
negociação:...................................................................................................................... 237
18.7. Valores mobiliários admitidos à negociação em mercados estrangeiros: ............ 237
18.8. Ofertas públicas de distribuição efetuadas pela Companhia ou por terceiros,
incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores
mobiliários da Companhia: .............................................................................................. 238
18.9. Ofertas públicas de aquisição feitas pela Companhia relativas a ações de
emissão de terceiro:.......................................................................................................... 238
18.10. Outras informações que a Companhia julga relevantes...................................... 238
19. PLANOS DE RECOMPRA E VALORES MOBILIÁRIOS EM TESOURARIA......................................................238
19.1. Planos de recompra de ações da Companhia relativos aos 3 últimos exercícios
sociais:................................................................................................................................ 238
19.2. Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria, segregada por
tipo, classe e espécie, indicar a quantidade, valor total e preço médio ponderado de
aquisição relativa aos 3 últimos exercícios sociais:.......................................................... 238
19.3. Valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último
exercício social, segregada por tipo, classe e espécie: ................................................. 239
20. POLÍTICA DE NEGOCIAÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS........................................................................239
20.1. Política de negociação de valores mobiliários de emissão da Companhia pelos
acionistas controladores, diretos ou indiretos, diretores, membros do conselho de
administração, do conselho fiscal e de qualquer órgão com funções técnicas ou
consultivas, criado por disposição estatutária, informando (a) data de aprovação, (b)
pessoas a ela vinculadas, (c) principais características e (d) previsão de períodos de
vedação de negociações e descrição dos procedimentos adotados para fiscalizar a
negociação em tais períodos: ......................................................................................... 239
20.2. Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes............................... 245
21. POLÍTICA DE DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES ......................................................................................245
21.1. Descrição de normas, regimentos ou procedimentos internos adotados pela
Companhia para assegurar que as informações a serem divulgadas publicamente
sejam recolhidas, processadas e relatadas de maneira precisa e tempestiva............. 245
21.2. Descrição da política de divulgação de ato ou fato relevante adotada pela
Companhia (inclusive os procedimentos relativos à manutenção de sigilo acerca de
informações relevantes não divulgadas)......................................................................... 245
VI
21.3. Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação e
fiscalização da política de divulgação de informações: ............................................... 251
22. NEGÓCIOS EXTRAORDINÁRIOS ...............................................................................................................251
22.1. Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como
operação normal nos negócios da Companhia referente aos 3 últimos exercícios
sociais ................................................................................................................................ 251
22.2. Alterações significativas na forma de condução dos negócios da Companhia
referentes aos 3 últimos exercícios sociais........................................................................ 252
22.3. Contratos relevantes celebrados pela Companhia e suas controladas não
diretamente relacionados com suas atividades operacionais referentes aos 3 últimos
exercícios sociais ............................................................................................................... 252
22.4. Outras informações relevantes ................................................................................ 252
VII
1. IDENTIFICAÇÃO DAS PESSOAS RESPONSÁVEIS PELO CONTEÚDO DO FORMULÁRIO
1.1. DECLARAÇÃO DO PRESIDENTE E DO DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES DA COMPANHIA
Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas, Diretor Presidente e Diretor de Relações com Investidores da
Bandeirante Energia S.A, declara que reviu este Formulário de Referência, que todas as informações contidas
neste formulário atendem ao disposto na Instrução CVM n.º 480, em especial aos artigos 14 a 19 e que, o
conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômicofinanceira da Bandeirante Energia S.A. e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ela
emitidos.
2. AUDITORES
2.1. INFORMAÇÕES SOBRE OS AUDITORES INDEPENDENTES:
31/03/2010
31/12/2009
31/12/2008
31/12/2007
KPMG Auditores
KPMG Auditores
KPMG Auditores
KPMG Auditores
Independentes
Independentes
Independentes
Independentes
b) Nome das pessoas
José Luiz Ribeiro de
responsáveis, CPF e dados para
Carvalho
Carvalho
Carvalho
Carvalho
contato (telefone e-mail)
CPF: 007.769.948-32
CPF: 007.769.948-32
CPF: 007.769.948-32
CPF: 007.769.948-32
Telefone: (11) 2183-3000
Telefone: (11) 2183-3000
Telefone: (11) 2183-3000
Telefone: (11) 2183-3000
Fax: (11) 2183-3001
Fax: (11) 2183-3001
Fax: (11) 2183-3001
Fax: (11) 2183-3001
Correio Eletrônico:
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
a) Nome Empresarial
c) Data da contratação dos
11/02/2010 – Serviços de
27/02/2009 – serviços de
29/04/2008 – serviços de
02/04/2007
serviços; e
auditoria
auditoria com a finalidade
d) Descrição dos serviços
Demonstração
de
de
de
um
parecer
contratados;
resultado, mutação do
contemplando o balanço
contemplando o balanço
contemplando o
balanço
patrimônio
ao
Balanço,
de
líquido,
do
emitir
um
parecer
emitir
um
parecer
–
emitir
serviços
de
patrimonial da Bandeirante
fluxo de caixa e valor
Energia
Energia
Energia
adicionado,
com
dezembro de 2008, e as
emissão de parecer de
respectivas demonstrações
respectivas demonstrações
respectivas
auditoria
de
das
de resultado, das mutações
de resultado, das mutações
patrimônio
das
S.A.
em
31
resultado,
de
S.A.
em
31
de
S.A.
em
31
de
demonstrações
Demonstrações
mutações do
do patrimônio líquido, dos
do patrimônio líquido, dos
Financeiras e revisão das
líquido, dos fluxos de caixa
fluxos
fluxos de caixa e dos valores
informações
e dos valores adicionados,
valores
correspondentes
correspondentes
da
trimestrais
Companhia
e
Página 9 de 253
ao
de
caixa
e
dos
adicionados,
ao
adicionados,
correspondentes
ao
acordo com as normas
exercício
brasileiras
naquela data, de acordo
com as práticas contábeis
adotadas no Brasil, que
adotadas
adotadas
incluem as disposições da
CVM - Comissão de Valores
Mobiliários
Mobiliários
Mobiliários
ANEEL)
(CVM
e
encerrado
e
as
normas
estabelecidas
Agência
pela
Nacional
de
exercício
encerrado
no
Brasil,
e
as
que
normas
estabelecidas
Agência
Nacional
exercício
encerrado
no
e
Brasil,
as
que
normas
pela
estabelecidas pela Agência
de
Nacional de Energia Elétrica
Energia Elétrica - ANEEL.
Energia Elétrica - ANEEL.
-
Revisão
Revisão
Informações Trimestrais da
das Informações
das
Informações
ANEEL.
Revisão
Trimestrais da Bandeirante
Trimestrais da Bandeirante
Bandeirante
Energia
Energia
para
S.A.
para
os
S.A.
para
os
Energia
os
das
S.A.
trimestres
trimestres encerrados em
trimestres encerrados em 31
encerrados
31 de março, 30 de junho e
de março, 30 de junho e 30
março, 30 de junho e 30 de
30 de setembro de 2008,
de
2007,
setembro de 2006, efetuada
efetuada de acordo com
efetuada de acordo com
de acordo com as normas
as
as
específicas
normas
específicas
estabelecidas
IBRACON
-
Auditores
pelo
Instituto
setembro
normas
de
específicas
estabelecidas
dos
IBRACON
Independentes
Auditores
em
31
estabelecidas
pelo
pelo IBRACON - Instituto dos
dos
Auditores Independentes do
Independentes
Brasil (NPA nº 6), e com o
-
Instituto
do Brasil (NPA nº 6), e com
do Brasil (NPA nº 6), e com
Conselho
o
o
Contabilidade (CFC).
Conselho
Federal
de
de
Conselho
Federal
de
Federal
de
07/05/2007 - Revisão
09/06/2008
-
Revisão
da
da
declaração de imposto de
declaração de imposto de
renda e contribuição social
renda e contribuição social
referente ao ano fiscal de
referente ao ano fiscal de
2006
2007
18/07/2007 – Assessoria na
implementação de sistemas
de controles internos da
Companhia
e) Eventual substituição do
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não Aplicável
Não aplicável
Não aplicável l
Não aplicável l
Não aplicável
Não aplicável
auditor, informando:
i. justificativa da
substituição
ii. eventuais razões
apresentadas pelo
auditor em
discordância da
justificativa da
Companhia para
sua substituição,
conforme
regulamentação
da CVM
específica a
respeito da
matéria
Página 10 de 253
2.2. INFORMAR MONTANTE TOTAL DE
REMUNERAÇÃO DOS AUDITORES INDEPENDENTES NO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL, DISCRIMINANDO OS
HONORÁRIOS RELATIVOS A SERVIÇOS DE AUDITORIA E OS RELATIVOS A QUAISQUER OUTROS SERVIÇOS PRESTADOS:
A remuneração dos auditores independentes relativa ao último exercício social, findo em 31 de dezembro de
2009, corresponde ao montante de R$ 379.030,76, referente somente a serviços de auditoria prestados.
2.3. OUTRAS INFORMAÇÕES RELEVANTES:
A Companhia entende não haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 02
do Formulário de Referência.
3. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS
3.1. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS:
Exercícios sociais encerrados em
31.03.2010
31.12.2009
31.12.2008
697.864
636.126
680.031
749.766
b) Ativo Total (em R$ mil)
2.519.541
2.535.244
2.250.691
2.325.451
c) Receita Líquida (em R$ mil)
552.766
2.099.349
1.953.818
1.993.086
d) Resultado Bruto (em R$ mil)
121.718
550.037
470.628
514.046
e) Resultado Líquido (em R$ mil)
61.738
241.906
205.716
240.918
39.091.735
39.091.735
39.091.735
39.091.735
g) Valor patrimonial da ação (em reais – R$)
0,01785
0,01627
0,01740
0,01918
h) Resultado líquido da ação (em reais - R$)
0,00158
0,00619
0,00526
0,00616
a) Patrimônio Líquido (em R$ mil)
f) Número de Ações, ex-tesouraria (mil)
i) Outras informações contábeis selecionadas:
Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima.
Página 11 de 253
31.12.2007
3.2. DIVULGAÇÃO DE MEDIÇÕES NÃO CONTÁBEIS:
a) Valor das medições não contábeis e b) conciliações entre os valores divulgados e os valores das
demonstrações financeiras auditadas.
Período de três meses
findo em
Cálculo do EBITDA ajustado com o lucro líquido
Em milhões de reais
Lucro (Prejuízo) Líquido do exercício/período
(+) Outras receitas/despesas
(+) Contribuição Social e Impostos de Renda
(+) Resultado financeiro
(+) Depreciação e amortização
EBITDA
Margem EBITDA
Margem líquida
31/12/2007
31/12/2008
31/12/2009
31/03/2009
31/03/2010
240,9
6,0
69,1
11,6
87,7
415,3
205,7
2,8
89,5
15,6
87,6
401,2
241,9
6,6
92,7
19,7
84,1
445,0
45,1
1,3
23,5
2,3
22,0
94,2
61,7
1,8
33,0
(11,4)
20,9
106,0
20,8%
12,1%
19,4%
9,9%
21,2%
11,5%
18,7%
9,0%
19,2%
11,2%
c) motivo da escolha de tal indicador como mais apropriado para a correta compreensão da sua condição
financeira e do resultado de suas operações:
O EBITDA (earnings before interest, taxes, depreciation and amortization, ou lucro antes de juros e
despesas financeiras líquidas, impostos, depreciação e amortização) é um indicador financeiro
utilizado para avaliar o resultado de empresas sem a influência de sua estrutura de capital, de efeitos
tributários e outros impactos contábeis sem reflexo direto no fluxo de caixa da empresa. O EBITDA é
uma informação adicional às demonstrações financeiras da Companhia e não deve ser utilizado em
substituição às informações das demonstrações financeiras auditadas.
A Companhia entende que a utilização do EBITDA como medida de desempenho pode ser mais
apropriada para a correta compreensão de sua condição financeira e do resultado de suas
operações, além de permitir uma comparação com outras companhias do mesmo segmento, ainda
que outras empresas possam calculá-lo de maneira distinta.
A Companhia acredita que o EBITDA retrata seu desempenho sem a influência de fatores ligados,
dentre outras coisas, (i) à sua estrutura de capital, como despesas com juros de seu endividamento,
flutuações de taxas de juros e outros resultados financeiros, (ii) à sua estrutura tributária, como seu
imposto de renda e contribuição social, e (iii) à suas despesas com depreciações e amortizações,
especialmente as advindas de operações de fusões e aquisições. Estas características, no
entendimento da Companhia, tornam o EBITDA uma medida mais prática e mais apropriada de seu
desempenho, pois afere de forma mais precisa o resultado das suas operações.
Página 12 de 253
O EBITDA não é uma medida de desempenho financeiro segundo as Práticas Contábeis Adotadas no
Brasil e tampouco deve ser considerado isoladamente, ou como alternativa a outros indicadores
financeiros, como seus fluxos de caixa operacionais, ou como medida de liquidez. A Companhia
entende, no entanto, que o EBITDA apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como
medida de lucratividade da Companhia, em razão de não considerar determinados fatores, que
poderiam afetar, de maneira significativa, o Lucro líquido da Companhia.
3.3. EVENTOS
SUBSEQUENTES ÀS ÚLTIMAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE ENCERRAMENTO DE EXERCÍCIO SOCIAL QUE AS ALTERE
SUBSTANCIALMENTE:
Não ocorreram eventos subsequentes que possam alterar substancialmente as demonstrações contábeis de
31.03.2010.
3.4. POLÍTICA DE DESTINAÇÃO DOS RESULTADOS DOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS:
31.12.2009
31.12.2008
31.12.2007
a) Regras sobre
O lucro líquido apurado no exercício teve a
retenção de
seguinte destinação: (a) a parcela de 5% (cinco
lucros
por cento) será deduzida para a constituição da
reserva legal, que não excederá 20% (vinte por
cento) do capital social; (b) a parcela
cento)
cento)
correspondente a, no mínimo, 25% (vinte e cinco
por cento) do lucro líquido, calculado sobre o
saldo obtido com as deduções e acréscimos
previstos no Artigo 202, I, II e III da Lei das
Sociedades por Ações, será distribuída aos
acionistas
acionistas
acionistas
como
dividendo
anual
mínimo
capital
como
social;
dividendo
(b) a
anual
parcela
mínimo
do
capital social;
como
dividendo
(b)
a parcela
anual
mínimo
obrigatório; (c) o saldo remanescente, após
atendidas as disposições contidas nos itens
anteriores deste Artigo, terá a destinação
determinada
acionistas
pela
com
Assembléia
base
na
Geral
de
determinada
proposta
da
acionistas
pela
com
Assembléia
base
na
Geral
de
determinada
proposta
da
acionistas
pela
com
Assembléia
base
na
Geral
de
proposta
da
administração, conforme o disposto nos Artigo
176, parágrafo 3º e 196 da Lei das Sociedades
por Ações, observadas as disposições contidas
no Artigo 134, parágrafo 4º da referida Lei. Caso
o saldo das reservas de lucros ultrapasse o
o saldo das reservas de lucros ultrapasse o capital
o saldo das reservas de lucros ultrapasse o capital
capital social, a Assembléia Geral deliberará
social, a Assembléia Geral deliberará sobre a
social, a Assembléia Geral deliberará sobre a
sobre a aplicação do excesso na integralização
aplicação do excesso na integralização ou no
aplicação do excesso na integralização ou no
ou no aumento do capital social ou, ainda, na
aumento do capital social ou, ainda, na
aumento do capital social ou, ainda, na
distribuição
distribuição
distribuição
de
dividendos
adicionais
aos
acionistas.
b) Regras sobre
do
A
Companhia
de
dividendos
adicionais
aos
acionistas.
poderá
levantar
balanços
A
Companhia
de
dividendos
adicionais
aos
acionistas.
poderá
Página 13 de 253
levantar
balanços
A
Companhia
poderá
levantar
balanços
distribuição de
semestrais e/ou trimestrais, podendo com base
dividendos
neles declarar, por deliberação do Conselho de
Administração,
Administração,
Administração,
intercalares.
intercalares
dividendos
intermediários
e
Os dividendos intermediários e
ser
imputados
ao
intermediários
e
intercalares.
dividendos
intermediários
e
intercalares poderão ser imputados ao dividendo
intercalares
dividendo mínimo obrigatório.
mínimo obrigatório.
dividendo mínimo obrigatório.
A Companhia poderá pagar ao seu acionista
juros sobre o capital próprio, os quais poderão ser
imputados ao dividendo mínimo obrigatório.
Anual
Anual
Anual
d) Restrições à
A Lei das Sociedades por Ações permite
distribuição de
que a Companhia suspenda a distribuição
que
que
dividendos
do dividendo obrigatório caso o Conselho
dividendo obrigatório caso o Conselho de
dividendo obrigatório caso o Conselho de
de Administração informe à Assembléia
Administração informe à Assembléia Geral
Administração informe à Assembléia Geral
Geral que a distribuição é incompatível
que a distribuição é incompatível com a
que a distribuição é incompatível com a
com a sua condição financeira. O Conselho
nossa condição financeira. O Conselho
nossa condição financeira. O Conselho
Fiscal, se instalado, deve emitir seu parecer
sobre a recomendação do Conselho de
Administração. Ademais, o Conselho de
Administração
Administração
Administração
c)
poderão
intercalares.
dividendos
poderão
ser
imputados
ao
Periodicidade
das distribuições
de dividendos
deverá
apresentar
suspendamos
a
distribuição
deverá
do
apresentar
suspendamos
a
distribuição
deverá
do
apresentar
justificativa para a suspensão à CVM dentro
de cinco dias da realização da Assembléia
Geral. Os lucros não distribuídos, em razão
da
acima
da suspensão na forma acima mencionada,
da
uma
serão destinados a uma reserva especial e,
mencionada,
sejam
caso não sejam absorvidos por prejuízos
reserva
subsequentes,
suspensão
mencionada,
reserva
na
serão
especial
absorvidos
destinados a
caso
na
serão
especial
acima
e,
caso
uma
sejam
absorvidos
deverão ser pagos, a título de dividendos,
tão
financeira da companhia o permita.
condição
financeira
da
tão
logo
a
condição
tão
companhia o permita.
logo
a
prejuízos
não
de
dividendos,
por
forma
destinados a
subsequentes, deverão ser pagos, a título
a
prejuízos
não
suspensão
deverão ser pagos, a título de dividendos,
logo
por
e,
forma
subsequentes,
condição
financeira
companhia o permita.
3.5. SUMÁRIO DAS DISTRIBUIÇÕES DE DIVIDENDOS E RETENÇÕES DE LUCRO OCORRIDAS:
a) Lucro líquido ajustado para fins de dividendos(*) (em
31.12.2009
31.12.2008
31.12.2007
229.811
191.227
231.333
R$ mil)
b) Dividendo distribuído, destacando juros sobre capital
próprio, dividendo obrigatório e dividendo prioritário,
fixo e mínimo(**) (em R$ mil)
c) Percentual de dividendo por lucro líquido ajustado
d) Dividendo distribuído por classe e espécie de ações
(em R$)
e) Data de pagamento do dividendo
Dividendos
JSCP
Dividendos
JSCP
Dividendos
JSCP
189.721
40.090
144.747
46.480
182.754
48.579
100%
100%
100%
A Companhia possui apenas
A Companhia possui
A Companhia possui
ações ordinárias
apenas ações ordinárias
apenas ações ordinárias
A serem pagos no último
05.06.2009
18.02.2008 (JSCP)
Página 14 de 253
da
semestre de 2010
12.05.2008 (R$ 75.000 mil)
26.06.2008 (R$ 107.754 mil)
f) Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido
g) Lucro líquido retido (em R$ mil)
h) Data da aprovação da retenção
36,8%
28,8%
31,8%
Não houve
Não houve
Não houve
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
(*) O valor apresentado se refere ao lucro líquido ajustado e após constituição da reserva legal.
(**)O valor do dividendo mínimo nos 3 exercícios sociais era de R$ 57.453 em 2009, R$ 47.807 em 2008 e R$ 57.833 em 2007.
3.6. DIVIDENDOS DECLARADOS À CONTA DE LUCROS RETIDOS OU RESERVAS CONSTITUÍDAS EM EXERCÍCIOS SOCIAIS ANTERIORES:
Não foram declarados dividendos à conta de lucros retidos ou reservas constituídas nos 3 últimos exercícios
sócias nem no período de 3 meses findo em 31 de março de 2010.
3.7. NÍVEL DE ENDIVIDAMENTO DA COMPANHIA:
As informações prestadas neste item referem-se a informações financeiras da Companhia.
Exercício social
Período de três
encerrado em
meses findo em
31.12.2009
31.03.2010
1.899.118
1.821.677
2,99x
2,61x
a) Montante da dívida de qualquer natureza (Passivo Circulante mais o não-circulante) (em R$ mil)
b) Índice de endividamento (Passivo Circulante mais o não-circulante, dividido pelo patrimônio líquido)
c) Outro índice de endividamento
Exercício
Índice de endividamento (Dívida Total/EBITDA)
social
Período
de
encerrado em
meses findo em
31.12.2009
31.03.2010
1,56x
1,34x
Para mais informações sobre o endividamento da Companhia, ver item 10.1 deste Formulário de Referência.
Página 15 de 253
três
3.8. OBRIGAÇÕES DA COMPANHIA DE ACORDO COM NATUREZA E PRAZO DE VENCIMENTO:
As informações prestadas neste item referem-se a informações financeiras da Companhia.
Em 31 de dezembro de 2009 – em R$:
Prazo de vencimento:
a) inferior a 1 ano
Dívidas com Garantia Real
Dívidas com Garantia Flutuante
Dívidas Quirografárias
b) superior a 1 ano e
c) superior a 3 anos e
inferior a 3 anos
inferior a 5 anos
-
-
d) superior a 5 anos
-
Total
-
-
1.020
43.573
59.122
95.909
199.624
243.178
171.474
82.079
0
496.731
b) superior a 1 ano e
c) superior a 3 anos e
inferior a 3 anos
inferior a 5 anos
d) superior a 5 anos
Total
Em 31 de março de 2010 – em R$:
Prazo de vencimento:
a) inferior a 1 ano
Dívidas com Garantia Real
Dívidas com Garantia Flutuante
Dívidas Quirografárias
-
-
-
-
-
680
38.907
55.807
98.402
193.797
332.832
-
83.821
-
416.654
3.9. OUTRAS INFORMAÇÕES RELEVANTES:
Além das informações indicadas no item 10.1 deste Formulário de Referência, a Companhia entende não
haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 03 do Formulário de Referência.
4. FATORES DE RISCO
4.1. FATORES DE RISCO QUE PODEM INFLUENCIAR A DECISÃO DE INVESTIMENTO EM VALORES MOBILIÁRIOS DE EMISSÃO DA COMPANHIA:
a) Com relação à Companhia:
A Companhia não pode assegurar a renovação de seu contrato de concessão. A ANEEL pode penalizá-la por
descumprimento de cláusulas de seu contrato de concessão e o valor total de investido pode não ser
recuperado caso sua concessão seja extinta.
A Companhia realiza suas atividades de distribuição segundo o Contrato de Concessão. A concessão da
Companhia tem prazo de 30 anos, a partir da assinatura do Contrato de Concessão, renovável por igual
período, mediante requerimento da Companhia, desde que determinadas condições sejam satisfeitas.
Página 16 de 253
Adicionalmente, a ANEEL pode impor penalidades que incluem multas significativas (de até 2% do
faturamento, correspondente aos últimos doze meses anteriores à lavratura do Auto de Infração) e restrições
em suas operações caso seja descumprida qualquer das obrigações estabelecidas no Contrato de
Concessão. A ANEEL também pode extinguir a concessão antes do término de seu prazo se for descumprida
qualquer das condições estabelecidas no Contrato de Concessão, no caso de decretação de falência ou
dissolução ou por meio de expropriação, se for de interesse público. Caso a ANEEL extinga a concessão antes
do término do prazo, a indenização que será devida pela parte não amortizada do investimento pode não ser
suficiente para que seja recuperado o valor total do investimento feito. A extinção antecipada ou a não
renovação da concessão ou a imposição de multas ou penalidades severas pela ANEEL pode ter um efeito
negativo relevante sobre a situação financeira e os resultados operacionais da Companhia.
Previsões incorretas das necessidades de energia podem afetar adversamente os resultados operacionais da
Companhia.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Companhia corre o risco de ser impedida de
repassar integralmente aos seus clientes os custos das compras de energia se errar na previsão da demanda
de energia. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia deve contratar
com antecedência, por meio de licitações públicas, 100% das necessidades de energia previstas para as suas
áreas de concessão nos cinco anos seguintes. Se errar na previsão de demanda e comprar mais ou menos
eletricidade do que necessita, e os ajustes permitidos pela legislação não forem suficientes para compensar
esses erros de previsão, a Companhia pode ser impedida de repassar integralmente aos seus clientes os custos
das suas compras. A Companhia não pode garantir que a sua previsão de demanda de eletricidade será
correta.
A Companhia está sujeita a numerosas leis e regulamentações de segurança, saúde e meio ambiente que
podem ficar mais rigorosas no futuro e resultar em mais responsabilidades e mais dispêndios de capital.
As atividades da Companhia estão sujeitas a uma rigorosa legislação de segurança, saúde e meio ambiente
nas esferas Federal, Estadual e Municipal, como também à fiscalização das agências governamentais
responsáveis pela implementação desta legislação e políticas correlatas. Esta legislação requer que a
Companhia, entre outras coisas, obtenha licenças ambientais para a construção de novos empreendimentos
ou para a instalação e operação de novos equipamentos necessários para suas atividades. As regras são
complexas e podem mudar com o tempo, dificultando ou até mesmo impossibilitando a sua capacidade de
cumprir as exigências aplicáveis, o que impediria as operações atuais ou futuras de distribuição. Pessoas físicas,
organizações não governamentais e o público em geral têm o direito de comentar e, de outra forma,
acompanhar o processo de licenciamento, podendo inclusive propor medidas judiciais para suspendê-lo ou
cancelá-lo, ou incitar as autoridades públicas para que o façam. Além disso, agências governamentais
podem aplicar sanções contra a Companhia, caso não sejam cumpridas a legislação de segurança, saúde e
meio ambiente. Estas sanções podem incluir, entre outras, a imposição de multas, o cancelamento de
licenças e até mesmo a paralisação de obras e atividades. Além disso, o não cumprimento desta legislação
pode também acarretar sanções criminais contra os acionistas e os administradores da Companhia,
independentemente da obrigação de reparar ou indenizar os eventuais danos causados. O cumprimento da
legislação de segurança, saúde e meio ambiente pode forçar a Companhia a incorrer dispêndios de capital
Página 17 de 253
e, por conseguinte, desviar recursos dos investimentos planejados, o que poderá ter efeito negativo em sua
situação financeira e resultados operacionais.
A Companhia é objetivamente responsável por quaisquer danos resultantes da prestação inadequada de
serviços de distribuição de energia e as apólices de seguro podem não cobrir estes e outros danos
integralmente.
De acordo com a lei brasileira, a Companhia é objetivamente responsável por danos diretos e indiretos
resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de eletricidade, como interrupções abruptas
ou distúrbios oriundos dos sistemas de distribuição. Isso significa que a Companhia pode ser considerada
responsável por quaisquer danos, independentemente de culpa ou dolo. As responsabilidades oriundas dessas
interrupções ou distúrbios que não são cobertas por apólices de seguro ou que excedam os limites de
cobertura podem resultar em custos adicionais significativos e prejudicar os resultados operacionais da
Companhia.
A cobertura de seguro da Companhia pode não ser suficiente para cobrir eventuais perdas.
A Companhia mantém seguro para perdas resultantes de incêndio, inundações, quebra de máquinas e falta
e interrupção de energia em suas subestações, edifícios e instalações e para danos materiais incorridos como
resultado de acidentes de transporte. Também conta com seguro de responsabilidade civil que cobre danos
materiais e lesões corporais e danos morais sofridos por terceiros. As apólices de seguro podem não ser
suficientes para cobrir totalmente todas as responsabilidades em que a Companhia pode incorrer no curso
habitual dos negócios da Companhia. Além disso, pode ser que não seja capaz de obter, no futuro, seguro
nos mesmos termos que os atuais. Os resultados das operações da Companhia podem ser prejudicados pela
ocorrência de acidentes que resultem em danos aos quais a Companhia não esteja totalmente coberta nos
termos das apólices de seguro em vigor.
A Companhia está exposta a riscos decorrentes de aumentos nas taxas de juros e flutuações na taxa de
câmbio.
Parte significativa dos financiamentos da Companhia são denominados em reais e indexados às taxas do
mercado financeiro brasileiro, a taxas de inflação ou a taxas de juros flutuantes. Consequentemente, se esses
índices e taxas de juros subirem, as despesas financeiras da Companhia aumentarão. Em 31 de março de
2010, parte da dívida da Companhia estava denominada em dólares e, dessa quantia, 100%, ou R$ 20.482
milhões estavam protegidos contra a variação cambial e, como resultado de tal proteção, estavam sujeitos às
variações nos índices de inflação no Brasil. Se as despesas financeiras aumentarem significativamente como
resultado de quaisquer desses fatores, a situação financeira da Companhia e os seus resultados operacionais
serão prejudicados. Para mais informações, ver item 5.1. deste Formulário de Referência.
Se a Companhia não conseguir controlar as suas perdas de energia, os resultados operacionais e a sua
situação financeira poderão ser prejudicados.
A Companhia está sujeita a dois tipos de perda de energia: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas
Página 18 de 253
técnicas acontecem no curso normal da distribuição de eletricidade, já que parte da eletricidade que distribui
inevitavelmente se dissipa no curso da distribuição. As perdas comerciais são o resultado de conexões ilegais,
fraudes, erro na medição de consumo e de faturamento. O total das perdas (técnicas e comerciais) da
Companhia como porcentagem da energia total requerida em 2009 e 2008 representou, respectivamente,
11,18% e 10,71%. Além disso, medidas governamentais futuras em reposta a eventual escassez de energia, tais
como a imposição de limites ao consumo de energia implementada por meio do programa de racionamento
em 2001, podem resultar em aumentos nas perdas de energia, uma vez que alguns consumidores tentam
burlar tais limites por meio de conexões ilegais, roubo e fraude, como ocorrido em 2001. Como a Companhia
não pode repassar aos seus clientes a totalidade dos custos com perdas por meio de aumentos de tarifa,
aumentos nas perdas podem afetar negativamente a situação financeira da Companhia e os seus resultados
operacionais.
Decisões adversas em processos judiciais podem afetar negativamente os resultados das operações da
Companhia.
A Companhia é parte em vários processos administrativos, judiciais e arbitrais envolvendo questões cíveis,
trabalhistas, fiscais, ambientais, regulatórias e de responsabilidade civil, dentre outros no curso habitual dos seus
negócios. Para uma descrição dos principais processos judiciais civis, trabalhistas e fiscais, veja os itens 4.3 a 4.7
deste Formulário de Referência. Se a Companhia for condenada a efetuar pagamentos em montante
superior ao de suas provisões, os resultados das suas operações serão afetados negativamente.
Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos,
esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora
para garantir a execução de decisões judiciais.
Os bens que não estejam vinculados diretamente à operação da concessão podem assegurar eventual
discussão extrajudicial ou judicial na forma da legislação em vigor, contudo uma parte significativa dos bens
da Companhia especialmente a sua rede de distribuição de energia 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, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente, de acordo com os
termos da concessão da Companhia e da legislação. O valor a que a Companhia tem direito a título de
indenização do Poder Concedente em caso de extinção antecipada da sua concessão 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.
Os contratos financeiros da Companhia possuem obrigações específicas, sendo que qualquer
inadimplemento em decorrência da inobservância dessas obrigações pode afetar adversamente e de forma
relevante a condição financeira e a capacidade da Companhia de conduzir os seus negócios.
A Companhia é parte em diversos contratos financeiros, vários dos quais exigem que a Companhia mantenha
certos índices financeiros ou cumpra outras obrigações específicas. Qualquer inadimplemento aos termos dos
contratos financeiros da Companhia que não seja sanado ou renunciado pelos respectivos credores poderá
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resultar na decisão dos credores em declarar o vencimento antecipado do saldo devedor da respectiva
dívida, bem como pode resultar no vencimento antecipado de dívidas de outros contratos financeiros. Os
ativos e fluxo de caixa podem não ser suficientes para pagar integralmente o saldo devedor dos contratos de
financiamento da Companhia, tanto na hipótese de vencimento normal quanto de vencimento antecipado
decorrente de inadimplemento.
As obrigações da Companhia relativas a fundos de pensão podem ser maiores do que estimado atualmente
e, como resultado, pode ser que a Companhia seja obrigada a fazer contribuições adicionais aos planos de
pensão dos seus funcionários.
Em 31 de março de 2010, as obrigações da Companhia decorrentes de seus planos de pensão de benefícios
definidos excederam os ativos de seus respectivos planos em R$ 81.487 mil. Se os pressupostos atuariais que a
Companhia adota mostrarem-se incorretos, ou em caso de reduções nas taxas de juros por longos períodos
de tempo, reduções dos valores de mercado dos títulos mantidos pelos planos ou de outras adversidades, o
déficit atuarial dos planos pode aumentar substancialmente, afetando, com isso, as previsões de tempo e
aumentando o nível das contribuições em dinheiro que a Companhia precisará fazer aos planos dos seus
funcionários.
Restrições contratuais à capacidade de endividamento da Companhia e vencimento antecipado das dívidas
existentes.
A Companhia tem endividamento e obrigações de pagamento de principal e juros relativas a financiamentos
que em 31 de março de 2010 correspondia a R$610.451 mil. Seus diversos contratos de financiamento
estabelecem diversas obrigações de manutenção de índices de endividamento, capitalização e cobertura
da dívida. Não há como garantir que a Companhia atingirá todos os índices contratados no futuro, o que
poderá gerar o vencimento antecipado de suas dívidas e, igualmente, afetar, de forma substancial e
negativa, a condição financeira da Companhia.
b) Com relação à sua controladora, direta ou indireta, ou grupo de controle
A EDP Energias do Brasil S.A. pode não conseguir implementar integralmente a sua estratégia de negócios.
A capacidade de implementar a estratégia de negócios da EDP Energias do Brasil S.A. depende de vários
fatores. A implementação da estratégia de ampliar a atuação no segmento de geração depende da sua
capacidade de (i) obter o direito de construir novos projetos de geração por meio de licitações conduzidas de
acordo com Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico; (ii) completar a construção de novos projetos de geração
e evitar atrasos na construção, custos imprevistos que excedam o orçamento da Companhia, problemas de
engenharia e ambientais, resolver questões relacionadas à propriedade subjacente, manifestações
trabalhistas e outros fatores, especialmente com relação à Pecém, que se encontra atualmente em fase de
construção e com previsão para entrar em operação até janeiro de 2012; e (iii) adquirir ativos de energia
hidrelétrica já existentes ou aumentar a participação em ativos nos quais a EDP Energias do Brasil S.A. seja
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acionista. A implementação da estratégia da EDP Energias do Brasil S.A. para desenvolver as atividades de
comercialização de energia depende da sua capacidade de (i) operar em um mercado altamente
competitivo e (ii) gerenciar os riscos de mercado inerentes ao comércio de energia. Com relação à
distribuição, a estratégia depende da capacidade da EDP Energias do Brasil S.A. em manter investimentos na
eficiência operacional. Os preços pelos quais a EDP Energias do Brasil S.A. compra e vende energia variam
consideravelmente, dependendo, entre outras coisas, de flutuações na demanda devido a fatores
econômicos ou outros fatores; condições hidrológicas e seus efeitos no abastecimento de energia; e da
disponibilidade de energia das novas usinas de geração. Os sistemas de gerenciamento de risco podem não
conseguir identificar e minimizar riscos relevantes, o que pode prejudicar os resultados operacionais da
atividade de comercialização da EDP Energias do Brasil S.A. Quaisquer desses fatores podem prejudicar a
capacidade da EDP Energias do Brasil S.A. de executar a sua estratégia de negócios.
O crescimento da EDP Energias do Brasil S.A. por meio de licitações pode ser adversamente afetado por futuras
ações governamentais ou políticas relacionadas a concessões de usinas de geração de energia no Brasil.
Em seus editais, o Poder Concedente impõe certos requisitos a todos os participantes de licitações para novas
concessões, incluindo indicadores da estabilidade financeira do participante e/ou de seus acionistas. A EDP
Energias do Brasil S.A. não pode assegurar que será capaz de satisfazer todos os requisitos necessários para
adquirir novas concessões ou participar de novos processos licitatórios. As concessões de uso de bem público,
como é o caso das UHEs, podem estar sujeitas a níveis variados de sensibilidade política. As regras para a
licitação de concessões de usinas de geração estão sujeitas à alteração, tanto no âmbito federal quanto
estadual. A EDP Energias do Brasil S.A. não pode assegurar que os processos licitatórios relativos a novas usinas
de geração de energia irão de fato ocorrer. Caso referidos processos licitatórios não venham a ocorrer,
venham a ser insignificantes ou venham a ocorrer em termos que não sejam economicamente viáveis ou
atrativos para a EDP Energias do Brasil S.A. e o acionista controlador, a expansão e diversificação do atual
parque gerador poderão ser comprometidos de maneira adversa.
c) Com relação aos seus acionistas
Para uma descrição dos riscos relacionados aos acionistas da Companhia, veja o subitem “b” do item 4.1
deste Formulário de Referência.
d) Com relação às suas controladas ou coligadas
Não aplicável.
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e) Com relação aos seus fornecedores
Não aplicável.
f) Com relação aos seus clientes
O recebimento de pagamentos devidos à Companhia poderá ser prejudicado caso a capacidade de
pagamento dos clientes se deteriore.
O recebimento de pagamentos pela distribuição de energia depende da contínua capacidade creditícia
dos clientes da Companhia e da capacidade da Companhia cobrar as quantias por eles devidas. Em 31 de
março de 2010, as contas a receber vencidas de clientes por energia distribuída da Companhia totalizaram R$
182 milhões, representando 8,2% das receitas anualizadas de distribuição de energia da Companhia. Dessa
quantia, R$ 83 milhões estavam vencidos há mais de 90 dias, e a inadimplência de entidades do setor público
representou 3,2% do total. Se a capacidade de pagamento dos clientes da Companhia diminuir, o negócio, a
situação financeira e os resultados operacionais da Companhia poderão ser afetados negativamente.
g) Com relação aos setores da economia nos quais a Companhia atua
Tendo em vista que as atividades da Companhia são reguladas, os fatores de risco referentes ao seu
segmento de atuação estão indicados no subitem “h” abaixo, relacionado a risco de regulação.
h) Com relação à regulação dos setores em que a Companhia atua
Eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar de maneira adversa as empresas do
setor de energia elétrica, inclusive os negócios e os resultados da Companhia.
A atividade da Companhia é regulamentada e supervisionada pela ANEEL e pelo MME. A ANEEL, o MME e
outros órgãos fiscalizadores têm, historicamente, exercido um grau substancial de influência sobre os negócios
da Companhia, inclusive a influência sobre as modalidades e os termos e condições dos contratos de venda
de energia que a Companhia está autorizada a celebrar. Nos últimos anos, o Governo Federal implantou
novas políticas para o setor de energia. Por exemplo, em 15 de março de 2004, foi aprovada a Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico, que alterou substancialmente as diretrizes até então vigentes e as regras aplicáveis à
venda de energia elétrica no Brasil.
A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi contestada perante o Supremo Tribunal
Federal, por meio de ações diretas de inconstitucionalidade. Em 11 de outubro de 2006, o Supremo Tribunal
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Federal indeferiu as medidas cautelares das ações diretas de inconstitucionalidade, por 7 votos a 4,
declarando que, em princípio, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não viola a Constituição Federal. O
Supremo Tribunal Federal brasileiro ainda não emitiu decisão final nesse caso, muito embora recentemente
tenha concordado em negar solicitação para suspender a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico enquanto a
contestação ainda está pendente. Caso considere a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico inconstitucional,
pode ocorrer grande incerteza no Brasil a respeito do modelo regulador adequado ao setor elétrico, afetando
de maneira adversa a condução dos negócios da Companhia. Além disso, não há como prever quais seriam
os termos de um modelo alternativo para regulamentação do setor elétrico no Brasil. Provavelmente haveria
custos de realinhamento dos negócios para atender às exigências de tal modelo, afetando de maneira
adversa a situação financeira e resultados operacionais da Companhia.
As principais atividades comerciais, a implementação da estratégia de crescimento e a condução das
atividades da Companhia podem ser afetadas de forma adversa por ações governamentais, dentre as quais:
(a) alteração na legislação aplicável aos negócios da Companhia; (b) descontinuidade e/ou mudanças nos
programas de concessão federal e estaduais; e (c) imposição de critérios mais rigorosos para a qualificação
em licitações futuras.
A Companhia não pode assegurar as políticas que serão adotadas pelo Governo Federal no futuro e em que
medida tais definições poderão afetar os resultados operacionais da Companhia. Caso a Companhia seja
obrigada a proceder de maneira substancialmente diferente daquela estabelecida em seu plano de
negócio, os resultados financeiros e operacionais da Companhia poderão ser adversamente afetados.
As receitas operacionais da Companhia podem ser negativamente afetadas por decisões desfavoráveis da
ANEEL com relação às suas tarifas.
As tarifas da Companhia são determinadas pela ANEEL com base no Contrato de Concessão. O Contrato de
Concessão e a lei brasileira estabelecem um mecanismo de limite de preço que permite três tipos de ajustes
de tarifa: (i) o reajuste anual, projetado para compensar alguns efeitos da inflação sobre as tarifas e transferir
aos clientes certas mudanças na estrutura de custo que estão fora do controle da Companhia; (ii) a revisão
periódica, que ocorre em períodos que variam de três a cinco anos e é projetada para identificar outras
variações nos custos e eficiência; e (iii) a revisão extraordinária, que pode ser solicitada se custos imprevisíveis
alterarem significativamente a estrutura de custo da Companhia.
Tentando alcançar um equilíbrio apropriado entre, de um lado, o interesse dos clientes por um serviço de
eletricidade com custo razoável e, de outro lado, a necessidade de outros participantes do setor elétrico de
gerar lucro adequado, o regulador pode propor ajustamentos tarifários desfavoráveis, impactem
negativamente a rentabilidade da Companhia. Um exemplo ocorreu no reajuste anual aplicado pela ANEEL
à tarifa da Companhia para o ano de 2004, quando o regulador reduziu provisoriamente a Base de
Remuneração Regulatória estabelecida em 2003 em 34,5% do valor anterior, reservando-se o direito de
reavaliar esta decisão em 2005.
O poder discricionário da ANEEL de reajustar as tarifas da Companhia cria uma grande incerteza na
condução dos seus negócios. Se reajustes de tarifa favoráveis não forem concedidos pela ANEEL
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tempestivamente, a situação financeira e os resultados operacionais da Companhia podem ser
negativamente afetados.
As tarifas de distribuição, ainda que determinadas pela ANEEL, podem ser questionadas judicialmente, o que
pode interferir na receita da Companhia.
Não obstante as revisões e reajustes tarifários da Companhia estarem sujeitos à aprovação da ANEEL, bem
como aos limites estabelecidos em seu Contrato de Concessão e na legislação brasileira, as decisões da
ANEEL acerca das tarifas da Companhia podem ser objeto de contestação judicial, inclusive pelo Ministério
Público na defesa dos interesses difusos dos consumidores da área de concessão da Companhia, dada a
natureza de serviço público da atividade de distribuição de energia elétrica. Neste sentido, eventuais
questionamentos de aumentos tarifários concedidos pela ANEEL podem afetar a capacidade financeira da
Companhia.
Alterações nas leis e regulamentos ambientais podem afetar de maneira adversa os negócios das empresas
do setor de energia elétrica, inclusive a Companhia.
As empresas do setor elétrico estão sujeitas a uma rigorosa legislação ambiental nas esferas federal,
estadual e municipal no tocante, dentre outros, ao licenciamento ambiental de usinas e linhas de
transmissão, à supressão de vegetação e intervenções em áreas especialmente protegidas e fauna, à
geração de resíduos, à realocação de população, poluição sonora e, mais recentemente, às
radiações eletromagnéticas. As emissões atmosféricas ainda são objeto de estudos em virtude de
compromissos que vem sendo assumidos pelas empresas e Governos quanto ao inventário e a
programas de gerenciamento e redução, exceção à geração termoelétrica que já está sujeita a
limites rigorosos e à compensação de emissões. Tais empresas necessitam de licenças e autorizações de
agências governamentais para a condução de suas atividades. Na hipótese de violação ou não
cumprimento de tais leis, regulamentos, licenças e autorizações, as empresas podem sofrer sanções
administrativas, tais como multas, interdição de atividades, cancelamento de licenças e revogação de
autorizações, e/ou estarem sujeitas a sanções criminais (inclusive seus administradores). O Ministério Público
poderá instaurar inquérito civil e/ou desde logo promover ação civil pública visando o ressarcimento de
eventuais danos ao meio ambiente e terceiros e a paralização das operações.
As agências governamentais ou outras autoridades podem também editar novas regras mais rigorosas ou
buscar interpretações mais restritivas das leis e regulamentos existentes, que podem obrigar as empresas do
setor de energia elétrica, incluindo a Companhia, a gastar recursos adicionais na adequação ambiental,
inclusive a obtenção de licenças ambientais para instalações e equipamentos que não necessitavam
anteriormente dessas licenças ambientais. As agências governamentais ou outras autoridades podem, ainda,
atrasar de maneira significativa a emissão das licenças e autorizações necessárias para o desenvolvimento dos
negócios de empresas do setor elétrico, inclusive da Companhia, causando atrasos em cronogramas de
implantação de projetos e gerando, consequentemente, efeitos adversos nos negócios e resultados da
Companhia. Qualquer ação neste sentido por parte das agências governamentais poderá afetar de maneira
negativa os negócios do setor de energia elétrica e ter um efeito adverso para os negócios e resultados da
Companhia.
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No caso das distribuidoras de energia elétrica convém ressaltar que apenas as linhas de transmissão e
respectivas subestações com tensão de operação acima de 69 kV estão sujeitas a licenciamento
ambiental.
Projeto de reforma das agências reguladoras.
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, o Poder Concedente, sobretudo o MME, poderá ter maior atuação e
influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas não
afetarão negativamente, de alguma forma as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a
Companhia.
Consumidores usuários da rede da Companhia podem deixar de utilizá-la.
Parte significativa da receita operacional líquida da Companhia é proveniente do pagamento da TUSD pela
utilização de sua rede por consumidores livres na área de concessão. Se tais consumidores livres conectaremse diretamente à Rede Básica, a Companhia sofrerá uma perda de arrecadação. A Companhia não pode
assegurar que seus maiores clientes consumidores livres não estejam avaliando atualmente a possibilidade de
conectarem-se diretamente à Rede Básica ou de implantar projetos de autogeração, o que, em qualquer
caso, poderá afetar substancial e adversamente os resultados operacionais da Companhia. Adicionalmente,
a TUSD é uma tarifa estabelecida pela ANEEL com base na inflação e nos investimentos de expansão,
manutenção e operação da rede verificados no ano anterior, de modo que os resultados operacionais da
Companhia poderão ser adversamente afetados na medida em que a TUSD não seja adequadamente
reajustada pela ANEEL.
Perda de consumidores livres.
A Companhia é titular de concessão para distribuição de energia elétrica e, dentro de sua área de
concessão, não enfrenta concorrência na distribuição de energia elétrica de baixa tensão a consumidores
residenciais, comerciais e industriais.
No entanto, outros fornecedores de energia elétrica podem competir com a Companhia na oferta de energia
elétrica a certos consumidores qualificados como “consumidores potencialmente livres”, aos quais as
distribuidoras podem fornecer energia elétrica apenas de acordo com tarifas reguladas. De forma geral, os
consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda excede 3.000 kW atendidos em tensão igual
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ou superior a 69 kV, ou em qualquer outra tensão desde que o início de fornecimento tenha ocorrido a partir
de 1995, que podem optar por sair do ambiente regulado de distribuição de energia elétrica depois que
expirarem seus contratos em vigor ou, ainda, na hipótese de contrato com prazo indeterminado, a partir do
ano subseqüente ao ano da declaração formal desta opção. Adicionalmente, consumidores com demanda
contratada entre 500 kW e 3.000 kW, bem como aqueles com demanda igual ou superior a 3.000 kW
atendidos em tensão inferior a 69 kV e com início de fornecimento anterior a 1995, podem tornar-se livres se
passarem a ser atendidos por fontes renováveis de energia, como pequenas usinas hidrelétricas ou biomassa.
A decisão dos consumidores potencialmente livres da Companhia de se tornarem consumidores livres e
comprarem energia elétrica de outros fornecedores pode afetar de maneira adversa a participação da
Companhia no mercado e o resultado de suas operações.
A ocorrência de danos ambientais envolvendo as atividades da Companhia pode sujeitá-la ao pagamento
de substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar negativamente os
negócios da Companhia.
As atividades do setor de energia podem causar significativos impactos negativos e danos ao meio ambiente.
A legislação federal impõe àquele que direta ou indiretamente causar degradação ambiental o dever de
reparar ou indenizar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, independentemente da
existência de culpa. A legislação federal também prevê a desconsideração da personalidade jurídica da
empresa poluidora, bem como responsabilidade pessoal dos administradores, para viabilizar o ressarcimento
de prejuízos causados à qualidade do meio ambiente. Como consequência, os sócios e administradores da
empresa poluidora poderão ser obrigados a arcar com o custo da reparação ambiental. O pagamento de
substanciais custos de recuperação do meio ambiente e indenizações ambientais pode ter um efeito adverso
para os negócios e resultados operacionais da Companhia.
A concentração da matriz energética do setor elétrico brasileiro, o impacto de uma potencial falta de
eletricidade e o consequente racionamento de energia elétrica poderão ter um efeito adverso sobre os
negócios e resultados operacionais da Companhia.
O setor elétrico brasileiro, cuja matriz energética ainda é concentrada na geração hidrelétrica de energia, que
representa 72,9% da capacidade instalada, enfrenta uma restrição natural à expansão de sua capacidade
de geração, posto que não é possível adicionar UHEs ao sistema além do potencial disponível para
aproveitamento. Para a geração existente, o controle do nível dos reservatórios efetuado pelo ONS busca
otimizar o nível de água disponível para geração hidrelétrica em cada uma das usinas associadas aos
respectivos reservatórios, além de manter certa quantidade de água em reserva, para situações de redução
significativa nas vazões afluentes.
O setor elétrico brasileiro é, portanto, vulnerável a fatores naturais, como enchentes e escassez de chuvas, que
afetam a capacidade geradora de energia, e às restrições do sistema interligado de transmissão de energia
no País, que eventualmente podem impedir o total aproveitamento do potencial de geração de energia
brasileiro.
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A baixa média pluviométrica nos anos imediatamente anteriores a 2001, aliada à falta de expansão da
capacidade instalada do SIN, não compatíveis com os aumentos na demanda que se verificavam, resultaram
na redução acentuada dos níveis dos reservatórios nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do País.
Diante dessa condição adversa, em 15 de maio de 2001, o Governo Federal implantou um programa de
redução do consumo de energia, que ficou conhecido como Programa de Racionamento.
O Programa de Racionamento estabeleceu índices de redução de consumo de energia para Consumidores
Livres, comerciais e residenciais, que variavam de 15,0% a 25,0%, e durou de junho de 2001 a fevereiro de 2002.
Após este período, o Brasil enfrentou uma baixa pluviométrica, a qual afetou o preço da energia vendida.
Não é possível assegurar que períodos com médias pluviométricas baixas ou extremamente baixas não
afetarão adversamente o resultado operacional da Companhia no futuro. Ressalta-se que Procedimentos de
Segurança Energética adotados pelo ONS determinam o despacho antecipado de usinas termoelétricas,
evitando o deplecionamento dos reservatórios, ou seja, a redução dos seus níveis de água armazenada em
determinado período de tempo, e diminuindo sensivelmente o risco de um novo racionamento de Energia.
Caso o Brasil passe por mais um período de potencial ou efetiva escassez de energia elétrica, o Governo
Federal poderá implementar políticas e medidas que poderão ter efeito substancial e adverso na condução
dos negócios, nos resultados operacionais e na condição financeira da Companhia. Para mais informações,
ver item 5 deste Formulário de Referência.
Modificações nas práticas contábeis adotadas no Brasil em função de sua convergência às práticas contábeis
internacionais (IFRS) podem afetar adversamente os resultados da Companhia.
Em 28 de dezembro de 2007, foi aprovada a Lei nº 11.638/07, complementada pela Lei nº 11.941/09
(conversão, em lei, da MP 449), que alterou, revogou e introduziu novos dispositivos à Lei das Sociedades por
Ações, notadamente em relação ao capítulo XV, sobre matérias contábeis, em vigência desde 1º de janeiro
de 2008. Essa Lei tem, principalmente, o objetivo de atualizar a legislação societária brasileira para possibilitar o
processo de convergência das Práticas Contábeis Adotadas no Brasil com aquelas constantes no IFRS e
permitir que novas normas e procedimentos contábeis, emitidos por entidade que tenha por objeto o estudo e
a divulgação de princípios, normas e padrões de contabilidade e de auditoria, sejam adotadas, no todo ou
em parte, pela CVM. Parte desta regulamentação ou legislação já foi aprovada. As mudanças que entraram
em vigor em 2008 foram refletidas nos exercícios de 2007 e 2008 nas demonstrações financeiras da Companhia
e estão descritas na nota explicativa nº 3.1 das demonstrações financeiras da Companhia relacionadas aos
exercícios findos em 31 de dezembro de 2007 e 2008. Outros pronunciamentos foram emitidos no final de 2009
os quais tem aplicação mandatória para o exercício de 2010 e para as demonstrações financeiras de 2009 a
serem divulgadas em conjunto com as demonstrações de 2010 para fins de comparação. Dessa forma, as
Informações Trimestrais – ITR de março de 2009 e 2010, assim como as demonstrações financeiras relacionadas
ao exercício de 2009 serão reapresentadas considerando os impactos dos novos pronunciamentos. Além
disso, a entrada em vigor desses novos pronunciamentos novas práticas contábeis pode produzir impactos
relevantes nas demonstrações financeiras da Companhia, com possível efeito em seu resultado contábil,
incluindo possíveis impactos nas bases de distribuição de dividendos e podem ainda afetar adversamente o
cumprimento de índices financeiros relativos a contratos de financiamento. Convêm, no entanto, ressalvar que
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todos e quaisquer impactos resultantes da aplicação das novas práticas não afetam os fluxos de caixa da
Companhia, sendo meramente movimentos contábeis.
i) Com relação aos países estrangeiros onde a Companhia atua
Não aplicável.
4.2. EXPECTATIVAS DE REDUÇÃO OU AUMENTO NA EXPOSIÇÃO A RISCOS RELEVANTES:
A Companhia monitora constantemente os riscos do seu negócio e que possam impactar de forma adversa
suas operações e seus resultados, inclusive mudanças no cenário macroeconômico e setorial que possam
influenciar suas atividades. Atualmente, a Companhia não identifica cenário de aumento ou redução de
riscos mencionados acima.
4.3. PROCESSOS
JUDICIAIS, ADMINISTRATIVOS E ARBITRAIS EM QUE A
COMPANHIA
É PARTE, QUE NÃO ESTEJAM SOB SIGILO E QUE SEJAM
RELEVANTES PARA SEUS NEGÓCIOS:
A Companhia é parte em diversos processos administrativos, judiciais e envolvendo tributos, obrigações
trabalhistas, responsabilidade civil, ambiental e regulatória dentre outros.
Em 31 de março de 2010, o valor consolidado dos processos em que a Companhia figurava como parte
representava uma contingência relacionada a ações cuja probabilidade de perda é possível e provável de,
aproximadamente, R$ 160,56 milhões, dos quais R$78,54 milhões encontravam-se provisionados.
A classificação da probabilidade de perda relacionada aos processos que envolvem a Companhia leva em
conta o prognóstico de perda “provável”, “possível” ou “remoto”, com base na análise dos fatos alegados na
peça processual inicial e os argumentos de defesa, do pleito deduzido em face da situação fática e de
direito, da posição jurisprudencial dominante em casos análogos, além da opinião dos advogados internos e
externos responsáveis pela condução de cada processo.
Os valores a serem provisionados são determinados com base nos valores efetivamente envolvidos no parecer
dos advogados externos e internos responsáveis pela condução dos processos, sendo que somente são
provisionados os valores relativos aos processos considerados como sendo de perda provável. Tendo em vista
o método de provisionamento descrito acima o valor provisionado pela Companhia em relação a cada
processo pode não corresponder ao valor das despesas ou perdas que a Companhia venha a efetivamente
incorrer.
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A Companhia possui diversos processos de natureza cível, tributária e trabalhista, os quais entende serem de
expectativa de perda remota, em função de tal expectativa não possuem seus valores inseridos no valor total
das contingências demonstrado a seguir, em função da natureza subjetiva dos pedidos a eles relativos, e que
a Companhia estima não representar contingência relevante.
Os litígios mais relevantes para os negócios da Companhia estão descritos abaixo:
Processos de natureza Cível e Regulatória
A Companhia figura como parte em diversos processos judiciais que versam sobre matéria cível, os quais, em
31 de março de 2010, representavam contingências relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é
possível e provável de aproximadamente R$62,53 milhões, dos quais R$ 55,32 milhões encontravam-se
provisionados. De uma maneira geral, os processos de natureza cível referem-se a pedidos de restituição dos
valores pagos a título de majoração tarifária, efetuados pelos consumidores industriais em decorrência da
aplicação das Portarias DNAEE nº 38, de 27 de fevereiro de 1986 e nº 45, de 4 de março de 1986 - Plano
Cruzado, que vigoraram de março a novembro daquele ano. Os valores originais estão atualizados de acordo
com a sistemática praticada no âmbito do Poder Judiciário. O saldo em 31 de março de 2010 é de R$43.114
(R$41.814 em 31 de dezembro de 2009).
Processos Cíveis e Regulatórios
Processo: nº: 551/2008
a) Juízo
b) Instância
c) Data de
instauração
Fórum de São José dos Campos - 3ª VARA CÍVEL, comarca de São José dos
Campos
1ª Instância
25.04.2008
Autora: Yasmim Aparecida de Almeida Dias (representada por Zoanite Ap.
d) Partes do
de Sá da Silva)
processo
Ré: Bandeirante Energia S.A.
O contingenciamento desta ação é feito da seguinte forma: danos morais
equivalente a 500 salários mínimos, conforme orientação do STJ; os danos
e) Valores, bens
ou direitos
envolvidos
materiais e estéticos ainda não são passíveis de quantificação porque ainda
não se tem noção da extensão dos danos sofridos pela vítima e do
tratamento necessário, perfazendo o montante de R$ 229.805,04, não
obstante tenha sido atribuído à causa o valor de R$ 25.000.000,00
A Autora pretende se ver indenizado por ato culposo da Bandeirante. Alega
f) Principais fatos
que, no dia 01/03/08 sua filha Yasmim pisou em um cabo de energia elétrico
caído no chão o que resultou em sérios danos a menina. Pretende: (i) danos
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materiais no montante de R$ 2.500.000,00; (ii) danos estéticos no valor de R$
2.500.000,00, (iii) danos morais no montante de R$ 20.000.000,00, (iv) a
concessão de liminar para que a Ré seja obrigada a pagar a Autora o valor
de R$ 1.000,00 descontados do pedido formulado em relação aos danos
materiais, a fim de contemplar os gastos da Autora.
g) Chance de
perda
Possível
h) Análise do
impacto em caso
de perda do
Pagamento de Indenização
processo
i) Valor
provisionado, se
Não Há
houver
Processo nº 403/2008
a) Juízo
b) Instância
c) Data de
instauração
d) Partes do
processo
Fórum de São José dos Campos - 3ª VARA CÍVEL, comarca de São José dos
Campos
1ª Instância
25.03.2007
Autor: Zoanite Aparecida de Sá da Silva
Réu: Bandeirante Energia S.A. e outros
O contingenciamento desta ação é feito da seguinte forma: danos morais
e) Valores, bens
equivalente a 500 salários mínimos, conforme orientação do STJ e o
ou direitos
pensionamento perfazendo o montante de R$ 456.508,18, não obstante
envolvidos
tenha sido atribuído à causa o valor de R$ 31.440.506,00.
Trata-se de demanda pela qual a Autora pretende se ver indenizado por ato
culposo da Bandeirante. Para tanto alega que, no dia 01/03/08 sua filha
f) Principais fatos
Marina morreu por asfixia por eletroplessão. Afirma ainda que
o trágico
acidente ocorreu por negligência da Ré, pelo fato de haverem cabos de
ligação elétrica rompidos, onde permaneceram no solo soltando faíscas.
g) Chance de
perda
Possível
h) Análise do
impacto em caso
de perda do
Pagamento de Indenização
processo
i) Valor
provisionado, se
Não há
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houver
Processo nº 2007187728-0
a) Juízo
b) Instância
c) Data de
instauração
Fórum CENTRAL DE SÃO PAULO - JOÃO MENDES JUNIOR - 34ª VARA CÍVEL da
comarca de SÃO PAULO
1ª Instância
22/06/2007
Autor: Bandeirante Energia S.A.
d) Partes do
Ré: RTR Serviços Financeiros Ltda., Fernando Luiz Villar Cabral Silva, Hélcio
processo
Pinto de Lima, IBP Inc., Flic Participações Ltda., Bergel Enterprises Ltd. e Lemon
Bank Banco Múltiplo S.A
e) Valores, bens
ou direitos
R$ 13.088.742,84 - Mar/2010
envolvidos
Visa: (i) a condenação da RTR a restituir os R$ 11.260.396,85 que foram
f) Principais fatos
arrecadados dos clientes da Bandeirante, até 31.05.2007, e não repassados;
(ii) a desconsideração da personalidade jurídica da RTR para condenar seus
sócios e seus administradores.
g) Chance de
perda
Possível
h) Análise do
impacto em caso
de perda do
Restituição de valores pela RTR
processo
i) Valor
provisionado, se
houver
Não há
Processo nº: 99.948.835-0
a) Juízo
b) Instância
c) Data de
instauração
Fórum CENTRAL DE SÃO PAULO - JOÃO MENDES JUNIOR - 22ª VARA CÍVEL da Comarca de
São Paulo
1ª Instância
27.12.1999
d) Partes do
Autora: CIA SUZANO DE PAPEL E CELULOSE;
processo
Ré: Bandeirante Energia S/A
e) Valores, bens ou
direitos envolvidos
f) Principais fatos
R$ 16.947.369,11
Questionamento da validade das portarias 38/86 e 45/86 do DNAEE (Departamento
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Nacional de Águas e Energia Elétrica), onde se majorava as tarifas de energia elétrica,
pois nesse mesmo período o governo federal determinou o congelamento de todos os
preços, como tentativa de combater a inflação da época.
g) Chance de perda
Provável
h) Análise do
impacto em caso de
Ressarcimento dos valores questionado no período.
perda do processo
i) Valor provisionado,
se houver
R$ 10.537.663,86
Processo nº: 583.00.2006.120969-2
a) Juízo
b) Instância
c) Data de
instauração
SÃO PAULO
1ª Instância
05/09/2001
d) Partes do
Autora: ASSOBRAEE - Associação Bras. Cons. de Água e EE;
processo
e) Valores, bens ou
direitos envolvidos
f) Principais fatos
g) Chance de perda
Não estimável
Plano Cruzado e Reflexos. Apelação interposta pela Bandeirante contra a sentença que
julgou procedente a ação, pendente de julgamento.
Remoto
h) Análise do
impacto em caso de
Ressarcimento dos valores questionados no período
perda do processo
se houver
Não há.
Processo nº: 2006.209.009405-0
a) Juízo
Fórum Regional da Barra da Tijuca - 7ª Vara Cível da Comarca d o Rio de Janeiro
b) Instância
1ª Instância
c) Data de
instauração
d) Partes do processo
e) Valores, bens ou
direitos envolvidos
f) Principais fatos
18.05.2006
Autora:. WHITE MARTINS S/A
Não estimável
Reflexos decorrentes do Plano Cruzado de 1986 a 2000.
O processo em fase pericial e sem sentença.
g) Chance de perda
Possível
h) Análise do impacto
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em caso de perda do
processo
i) Valor provisionado
se houver
Não há
Processo nº: 583.002.000577510-1
a) Juízo
b) Instância
c) Data de
instauração
e) Valores, bens ou
direitos envolvidos
f) Principais fatos
g) Chance de perda
São Paulo
1ª Instância
24.09.2000
Autora: WHITE MARTINS S/A.
R$ 17.262.509,91
Ação julgada procedente. Aguardando apuração de valores em fase de liquidação. A
White Martins apresentou cálculos extraoficiais no montante de R$7mm.
Provável
h) Análise do
impacto em caso de
perda do processo
i) Valor provisionado
se houver
R$ 10.455.025,37
Processo nº: 2000.001.127615-0 10
a) Juízo
Fórum Central do Rio de Janeiro - 10ª Vara Cível da Comarca de Rio de Janeiro
b) Instância
2ª Instância
c) Data de
instauração
e) Valores, bens ou
direitos envolvidos
20.09.2000
Autor: White Martins S.A.
R$ 59.847.149,58
Foi proferida sentença reconhecendo a existência de reflexos que foram reconhecidos
f) Principais fatos
pelo juízo em R$ 59MM atuais. Existem 3 recursos pendentes de julgamento discutindo
diversos aspectos da existência desse valor.
g) Chance de perda
Remoto
h) Análise do
Ressarcimento dos valores questionados.
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impacto em caso de
perda do processo
se houver
Não há
Processo: 2006.013460-9 ordem: 1791/06
Em virtude de sua competência processo foi migrado para a Justiça Federal nº 2008.61.19.007886-8
a) Juízo
Justiça Federal de Guarulhos - 6ª Vara Cível da Comarca de Guarulhos
b) Instância
1ª Instância
c) Data de
instauração
01.08.2006
d) Partes do
Autor: Defensoria Pública do E. de São Paulo e MPE de São Paulo
processo
Ré: Bandeirante Energia S/A
e) Valores, bens ou
direitos envolvidos
Não Estimado
Discute a possibilidade de interrupção do fornecimento de energia elétrica e de
cobrança dos valores tidos como devidos pela Bandeirante, nas situações em que
f) Principais fatos
for constatada fraude. Os autores pretendem impedir que essas 2 medidas sejam
adotadas pela distribuidora caso ela não tenha certeza da autoria e da
materialidade das irregularidades.
g) Chance de
perda
Possível
h) Análise do
impacto em caso
de perda do
Pagamento de multa
processo
i) Valor
provisionado, se
houver
Não há
Processo nº 22002005193-2
a) Juízo
Fórum de GUARATINGUETÁ - 1ª VARA CÍVEL da Comarca de GUARATINGUETÁ
b) Instância
1ª Instância
c) Data de
instauração
e) Valores, bens ou
direitos envolvidos
f) Principais fatos
04.02.2002
Autor: Maria Nazareth de Carvalho + 8
R$ 13.392.199,84
Trata-se de demanda pela qual o(a) Autor(a) pretende se ver indenizado(a) por suposto
ato culposo da Bandeirante. Para tanto, alega que aos 06/01/2.001 os autores estavam
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trafegando na citada estrada a bordo de um veículo quando se depararam com uma
Porteira. No intuito de continuarem sua viagem, ao pararem o veículo o Sr. EDERSON
MARCELO DOS SANTOS - pai de um dos Autores, desceu do mesmo a fim de abrir aquela
cancela. Assim, com a via desimpedida, o condutor Sr. JOÃO PAULO DE ALMEIDA - filho de
dois Autores, deu início a movimentação do automóvel. Neste momento, a Autora Sra.
MARIA ANGÊLICA DE CARVALHO DOS SANTOS verificou que havia um fio de distribuição de
energia elétrico rompido sob uma árvore na iminência de cair sobre o Sr. EDERSON. Ato
contínuo, a mesma gritou alertando-o do perigo. Porém, aquele fio veio a atingir o veículo,
energizando-o e criando um arco voltaico ao seu redor, vindo a vitimar naquele
momento, de forma letal, o Sr. EDERSON, uma vez que o mesmo encontrava-se na parte
traseira do veículo tentando esquivar-se do ocorrido. Em virtude do acidente e ante a
gravidade das lesões, posteriormente vieram a falecer o Sr. JOÃO PAULO DE ALMEIDA condutor do veículo, e o garoto ANDREW LUIS DA SILVA DOS SANTOS. E pelas seqüelas dos
ferimentos, sofreram amputações de parte de seus membros inferiores as Sras. MARIA
ANGÊLICA DE CARVALHO DOS SANTOS, ZULEIDE APARECIDA DOS SANTOS E SILVA e a
garota MARIA NAZARETH DE CARVALHO.
g) Chance de perda
h) Análise do
impacto em caso de
Remoto
Pagamento de Indenização.
perda do processo
se houver
Não há
Processo nº: 583.53.1998.422314-9
a) Juízo
09ª Vara da Fazenda Pública da Comarca de São Paulo
b) Instância
3ª Instância
c) Data de
instauração
16.09.1998
Autor: Maria da Conceição Alves Dias, Rogério da Silva, Manoel Viegas Neto, José Bitelli
Neto e Antonio Carlos Baltazar
Ré: ENERCORP – Serviços Corporativos Ltda. (atual denominação da EDP Brasil Serviços
Corporativos Ltda.)
e) Valores, bens ou
direitos envolvidos
Não estimado
Ação popular visando sanar supostas irregularidades na desestatização da empresa EBE
Empresa Bandeirante de Energia S.A. (EBE), a qual se deu por meio de leilão de venda na
Bolsa de Valores de São Paulo, das ações do capital social da empresa representativas do
seu controle acionário. Os Autores alegam, em síntese, (i) a inobservância de
f) Principais fatos
recomendações de consultores na fixação do preço mínimo, (ii) a falta de representação
dos empregados no Conselho Diretor, (iii) a ofensa ao princípio da liberdade econômica
diante da limitação da quantidade de ações oferecidas aos empregados, (iv) a restrição
à oferta de cotas para os empregados, (v) a lesão aos princípios federativo e da isonomia,
ante a vedação da participação de empresas estatais brasileiras no processo de
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alienação, (vi) falta de publicidade dos atos administrativos e (vii) outorga irregular de
concessão.
g) Chance de perda
Possível
Anulação do procedimento licitatório relativo ao edital nº EBE – 001/98, bem como a
h) Análise do
anulação de todos os atos decorrentes do leilão, inclusive os contratos relativos à venda
impacto em caso de
das ações representativas do controle acionário da EBE e o contrato de concessão de
perda do processo
serviços públicos. Ainda, requerem a condenação pessoal dos responsáveis pelo
procedimento licitatório
se houver
Não há
Processos de natureza Trabalhista
A Companhia figura como parte em diversos processos judiciais que versam sobre matéria trabalhista, os quais
em 31 de março de 2010, representavam contingências relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é
possível e provável de, aproximadamente, R$ 29,75 milhões, dos quais R$ 18,22 milhões encontravam-se
provisionados.
De maneira geral, os processos trabalhistas em que a Companhia é parte, contemplam ações ajuizadas
correspondentes aos períodos posteriores a 1º de janeiro de 1998, conforme protocolo de cisão parcial da
Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. subseqüentemente, nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da
Companhia ocorrida em 1º de outubro de 2001, cada concessionária (Companhia e Piratininga) é
responsável pelas obrigações correspondentes aos empregados alocados nas respectivas regiões assumidas
por cada companhia, enquanto que as ações corporativas serão assumidas na proporção percentual dos
controladores (Companhia e Piratininga) determinada no respectivo protocolo de cisão. Incluem também
diversas ações que questionam, entre outros, pagamentos de horas extras, adicionais de periculosidade e
reintegração.
Processos de natureza Tributária
Em 31 de março de 2010, o valor consolidado dos processos em que a Companhia figurava como parte
representava uma contingência relacionada a ações cuja probabilidade de perda é possível e provável de,
aproximadamente, R$ 68,27 milhões, dos quais R$ 4,99 milhões encontravam-se provisionados.
De maneira geral, os processos fiscais em que a Companhia é parte, contemplam os tributos
PIS/PASEP/COFINS e Imposto de Renda Pessoa Jurídica (“IRPJ”).
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Processos Judiciais Tributários
Processo: 1999.61.00.0044512-2
a) Juízo
Tribunal Regional Federal da 3ª Região
b) Instância
Segunda
c) Data de
09/09/1999
instauração
Autoras: Bandeirante e Empresa Metropolitana – Eletricidade de São Paulo – Eletropaulo
Ré: União Federal
e) Valores, bens ou
R$ 367.981.471,96 em 31/03/2010 (valores aproximados)
direitos envolvidos
f) Principais fatos
Garantia do direito de quitar os débitos das execuções fiscais 98.0518346-7 e 98.0522026-5
com o benefício da anistia concedida pelas Medidas Provisórias nºs 1858-6 e 1858-8.
No curso do Mandado de Segurança nº 92.0054247-6 (impetrado pela Bandeirante e Empresa
Metropolitana – Eletricidade de São Paulo – Eletropaulo para discutir a constitucionalidade da
COFINS), o fisco federal ajuizou as execuções fiscais nºs 98.0518346-7 e 98.0522026-5, exigindo
os valores da COFINS de 1993 a 1995.
Antes de ocorrer o julgamento do referido mandado de segurança, o Pleno do Supremo
Tribunal Federal fixou entendimento de que a imunidade não abrange a COFINS; assim, o
mandado de segurança impetrado pela Bandeirante e pela Empresa Metropolitana –
Eletricidade de São Paulo – Eletropaulo perdeu seu objeto.
Neste cenário, a União Federal concedeu anistia (por meio das Medidas Provisórias nºs 1858-6
e 1858-8) aos contribuintes que tivessem deixado de recolher tributos por entendê-los
indevidos.
Por discordar do entendimento da Procuradoria da Fazenda Nacional de que não faziam jus
à referida anistia, a Bandeirante e a Empresa Metropolitana – Eletricidade de São Paulo –
Eletropaulo efetuaram o depósito judicial dos valores questionados nas execuções fiscais com
o benefício da anistia e em seguida ajuizaram a Ação de Consignação em Pagamento nº
1999.61.00044512-2 com o objetivo de ter reconhecida a quitação das execuções fiscais nº
98.0518346-7 e 980522026-5.
Referida Ação de Consignação em Pagamento foi julgada procedente e as execuções
fiscais nº 98.0518346-7 e 980522026-5 foram declaradas extintas.
A União Federal interpôs recurso de apelação, recebido no duplo efeito, contra a decisão
que declarou extintas as execuções fiscais mencionadas. Este recurso aguarda julgamento
pelo Tribunal Regional Federal da 3ª Região, motivo pelo qual as execuções fiscais ainda não
foram extintas.
g) Chance de perda
Remota
Pagamento da diferença entre o valor total exigido nas execuções fiscais e o valor
em caso de perda do
depositado e convertido em renda da União nos autos da Ação de Consignação em
processo
Pagamento.
Não há.
se houver
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Processo: 361.01.2000.004095-0
a) Juízo
Tribunal de Justiça de São Paulo
b) Instância
Segunda
c) Data de
24/04/2000
instauração
Autora: Bandeirante Energia S.A.
Ré: Prefeitura Municipal de Mogi das Cruzes
e) Valores, bens ou
R$10.877.955,87 em 31/03/2010 (valores aproximados)
direitos envolvidos
f) Principais fatos
Trata-se de demanda judicial pelo qual a Bandeirante requer a concessão de liminar para
que: (i) não seja compelida a efetuar o recolhimento da taxa de uso de terreno municipal
pelos postes de distribuição de energia elétrica, cobrada pelo Município de Mogi das Cruzes;
e (ii) sejam declarados nulos os carnês que geraram referidas cobranças.
Aguarda-se a execução do Acórdão por meio do qual foi reconhecida a impossibilidade de
se cobrar tributo em razão do uso do passeio público onde estão instalados os postes e
equipamentos de transmissão de energia.
g) Chance de perda
Remota
Pagamento dos carnês emitidos pelo Município de Mogi das Cruzes referente à cobrança
em caso de perda do
da taxa de uso de terreno municipal pelos postes de distribuição de energia elétrica.
processo
Não há.
se houver
Processo: 101.01.2004.001566-6
a) Juízo
Tribunal de Justiça de São Paulo
b) Instância
Segunda
c) Data de
31/05/2004
instauração
Ré: Prefeitura Municipal de Caçapava
e) Valores, bens ou
R$15.825.654,00 em 31/03/2010 (valores aproximados)
direitos envolvidos
f) Principais fatos
Trata-se de demanda judicial onde a Bandeirante requer o reconhecimento da
inexigibilidade da contribuição pecuniária trimestral instituída pelo Município de Caçapava
sobre o uso do solo público e espaço aéreo para implantação de postes e passagem de
cabos.
No momento, aguarda-se julgamento pelo Tribunal de Justiça da apelação interposta pela
Municipalidade de Caçapava contra decisão que concedeu parcialmente a segurança
pleiteada pela Bandeirante.
g) Chance de perda
Remota
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Pagamento da contribuição pecuniária trimestral instituída pelo Município de Caçapava
em caso de perda do
sobre o uso do solo público e espaço aéreo para implantação de postes e passagem de
processo
cabos no valor de R$ 15.825.654,00.
Não há
se houver
Processos Administrativos Tributários
Processo: AIIM 3084237-2
a) Juízo
Tribunal de Impostos e Taxas
b) Instância
Segunda
c) Data de
13/12/2007
instauração
Autora: Fazenda do Estado de São Paulo
e) Valores, bens ou
direitos envolvidos
R$ 75.950.644,00 (valor do AIIM excluído o montante pago no PPI, atualizado até março de
2010 - valores aproximados)
f) Principais fatos
Auto de infração lavrado em face da Bandeirante referente a créditos de ICMS, os quais
foram utilizados entre janeiro de 2002 a dezembro de 2003. Parte do valor questionado foi
pago pela Bandeirante no Programa de Parcelamento Incentivado - PPI/2007 e o restante
está sendo discutido administrativamente pela Bandeirante.
Em julgamento realizado em 31/03/2010, o Tribunal de Impostos e Taxas (TIT) anulou a decisão
de 1º instância administrativa em virtude de ausência de fundamentação legal (a decisão
anulada havia sido desfavorável para a Bandeirante tendo em vista que manteve o AIIM). O
processo retornará para a 1ª instância administrativa, que deverá proferir nova decisão.
g) Chance de perda
Possível
Pagamento do AIIM.
em caso de perda do
processo
Não há
se houver
Processo: 11610.00.2968/2007-93
a) Juízo
Receita Federal do Brasil
b) Instância
Primeira
c) Data de
05/04/2007
instauração
Ré: Receita Federal do Brasil
e) Valores, bens ou
R$ 41.239.614,20 (valores aproximados até março de 2010)
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direitos envolvidos
f) Principais fatos
Trata-se de processo administrativo consubstanciado na Declaração de Compensação nº
26965.46305.181103.1.3.04-0814 (DCOMP) apresentada pela Bandeirante em 05/04/2007 para
formalizar a compensação do crédito do Imposto de Renda das Pessoas Jurídicas - IRPJ, com
o débito desse mesmo imposto. Período de apuração: de janeiro a março, junho e dezembro
de 2002.
Após a apresentação de DCOMP, em 12/07/2007 sobreveio despacho decisório que a
considerou como "não declarada". Em 20/07/2007 foi protocolado recurso hierárquico que
está pendente de julgamento.
Este crédito tributário encontra-se com a exigibilidade suspensa tendo em vista a sentença
proferida no Mandado de Segurança nº 2007.61.00.021694-6
g) Chance de perda
Possível
Pagamento dos débitos compensados na DCOMP no valor de R$ 41.239.614,20.
em caso de perda do
processo
Não há
se houver
Processo: 11610.00.9256/2006-14
a) Juízo
Receita Federal do Brasil
b) Instância
Primeira
c) Data de
29.09.2006
instauração
Autor: Bandeirante
Réu: Receita Federal do Brasil
e) Valores, bens ou
R$ 29.878.578,36 (valor total das compensações apresentadas em 2007)
direitos envolvidos
f) Principais fatos
Objeto: Trata-se de Pedido de Habilitação de Crédito Reconhecido por Decisão Judicial
Transitada em Julgado, nos termos na IN 600/2005, reconhecido no processo nº
1999.61.00.030115-0, a fim de possibilitar a apresentação de Declaração de Compensação
pela Empresa.
Status: O Pedido de Habilitação foi deferido pela Superintendência da Receita Federal em
10/07/2007.
Segundo informado pela Equipe de Gestão Tributária, o crédito de PIS e COFINS que foi
habilitado neste processo já foi integralmente compensado com PIS e COFINS devido pela
própria Bandeirante por meio de 4 Pedidos de Compensação:
-20/06/2007: antes do Pedido de Habilitação ser reconhecido, foi apresentado Pedido de
Compensação, no montante de R$ 2.358.000,00;
- 20/08/2007: Pedido de Compensação
no valor de R$ 14.298.241,46
(DCOMP
no valor de R$ 12.716.147,49
(DCOMP
27796.75191.200807.1.3.54-4340);
- 17/09/2007: Pedido de Compensação
29939.65334.170907.1.3.54-8502);
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-
17/10/2007:
Pedido
de
Compensação
no
valor
de
R$
506.189,41
(DCOMP
03045.11077.171007.1.3.54-6461)
Até o momento não houve qualquer manifestação por parte da Receita Federal do Brasil
sobre estes Pedidos de Compensação.
g) Chance de perda
Remoto - O processo de habilitação ao crédito foi julgado procedente para a Bandeirante,
portanto não há risco atrelado a este processo. Entretanto ele permanecerá no nosso
acompanhamento até que haja manifestação da Receita Federal do Brasil sobre os
Pedidos de Compensação.
em caso de perda do
Pagamento do Tributo
processo
Não há
se houver
Processo: 19515.000780/2003-77
a) Juízo
Conselho Administrativo de Recursos Fiscais
b) Instância
Segunda
c) Data de
instauração
20/03/2003
Autora: União Federal
e) Valores, bens ou
direitos envolvidos
R$ 61.022.212,10 (valores aproximados até março de 2010)
Trata-se de auto de infração lavrado em face da Bandeirante por ter deixado de recolher
parcela da Contribuição para Financiamento da Seguridade Social - COFINS sobre os fatos
geradores ocorridos no período de fevereiro a dezembro de 1999, com relação a: (i)
diferença da aplicação da alíquota de 2% (utilizada pela Bandeirante) e alíquota de 3%
sobre as receitas de vendas, e (ii) não inclusão das receitas financeiras na base de cálculo.
f) Principais fatos
Em 25/02/2009 foi protocolada petição requerendo a desistência/renúncia parcial do
presente processo com relação a majoração da alíquota da COFINS, tendo em vista a
adesão ao parcelamento instituído pela Lei n.º 11.941/2009 e o reconhecimento da extinção
da outra parcela do crédito tributário (alargamento da base), em obediência a decisão
judicial passada em julgado
no processo judicial n.º 1999.61.00.030115-0. Aguarda
apreciação.
g) Chance de perda
Possível
em caso de perda do
Pagamento do Auto de Infração.
processo
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se houver
Não há
Processos de natureza Ambiental
Até 31 de março de 2010, a Companhia não possui processos judiciais e administrativos relevantes que versam
sobre a matéria ambiental.
4.4. PROCESSOS JUDICIAIS, ADMINISTRATIVOS E ARBITRAIS EM QUE A COMPANHIA É PARTE, NÃO ESTÃO SOB SIGILO E CUJAS PARTES CONTRÁRIAS
SÃO ADMINISTRADORES OU EX-ADMINISTRADORES, CONTROLADORES OU EX-CONTROLADORES OU INVESTIDORES DA COMPANHIA:
A Companhia, até 31 de março de 2010, não possui processos judiciais, administrativos ou arbitrais cujas partes
contrárias sejam administradores ou ex-administradores, controladores ou ex-controladores ou investidores da
Companhia.
4.5. IMPACTOS EM CASO DE PERDA E VALORES ENVOLVIDOS EM PROCESSOS SIGILOSOS RELEVANTES EM QUE A COMPANHIA É PARTE:
A Companhia, até a data de 31 de março de 2010, não é parte em processos sigilosos relevantes.
4.6. PROCESSOS JUDICIAIS, ADMINISTRATIVOS E ARBITRAIS REPETITIVOS OU CONEXOS, BASEADOS EM FATOS E CAUSAS JURÍDICAS SEMELHANTES,
EM QUE A COMPANHIA É PARTE, NÃO ESTÃO SOB SIGILO E EM CONJUNTO SÃO RELEVANTES PARA SEUS NEGÓCIOS ATÉ A DATA DE 31
DE MARÇO DE 2010:
Processos de natureza Cível e Regulatória
a) Valores envolvidos:
R$ 43,11 Milhões
b) Valores
provisionados:
R$ 43,11 Milhões
c) Prática da
Companhia ou
Controlada que
causou tal
contingência:
Relativo a 221 processos de natureza cível referem-se a pedidos de restituição dos valores
pagos a título de majoração tarifária, efetuados pelos consumidores industriais em
decorrência da aplicação das Portarias DNAEE nº 38, de 27 de fevereiro de 1986 e nº 45,
de 4 de março de 1986 - Plano Cruzado, que vigoraram de março a novembro daquele
ano. Os valores originais estão atualizados de acordo com a sistemática praticada no
âmbito do Poder Judiciário.
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Processos de natureza Trabalhistas
a) Valores envolvidos:
Neste momento não é possível a definição de valores para estes processos, tendo em vista
os períodos postulados e as demais características individuais dos autores em relação às
empresas.
b) Valores
provisionados:
Não determinável
c) Prática da
Companhia ou
Controlada que
causou tal
contingência:
Há processos trabalhistas ajuizados contra a Bandeirante que envolvem sua
responsabilidade por obrigações trabalhistas nos períodos posteriores a 1º de janeiro de
1998, conforme protocolo de cisão parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. e
EBE - Empresa Bandeirante de Energia. Posteriormente, nos termos do Protocolo de Cisão
Parcial da EBE - Empresa Bandeirante de Energia, ocorrida em 1º de outubro de 2001, a
atual Bandeirante e a CPFL – Companhia Piratininga de Força e Luz, se tornaram
responsáveis pelas obrigações correspondentes aos empregados alocados nas respectivas
regiões assumidas pelas empresas, ao passo q u e as responsabilidades das ações
corporativas são repartidas na proporção percentual determinada no respectivo protocolo
de cisão.
4.7. OUTRAS CONTINGÊNCIAS RELEVANTES NÃO ABRANGIDAS PELOS ITENS ANTERIORES.
Em 31 de março de 2010, a Companhia não possui outras contingências relevantes além daquelas descritas
neste item 4 do Formulário de Referência.
4.8. RESTRIÇÕES IMPOSTAS A EMISSORES ESTRANGEIROS.
Não aplicável.
5. RISCOS DE MERCADO
5.1. RISCOS DE MERCADO A QUE A COMPANHIA ESTÁ EXPOSTA, INCLUSIVE EM RELAÇÃO A RISCOS CAMBIAIS E A TAXA DE JUROS:
Além dos riscos indicados no item 4.1 deste Formulário de Referência, a Companhia está exposta a riscos de
mercado decorrentes de suas atividades envolvendo principalmente a possibilidade de mudanças nas
taxas de juros, flutuações na taxa de câmbio e risco de crédito. Além disso, os principais fatores
macroeconômicos que podem influenciar os negócios da Companhia estão descritos abaixo.
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Risco de crédito. O risco de crédito configura-se, principalmente pelas atividades desenvolvidas pela
Companhia, decorrente do faturamento a receber de consumidores. O risco é atenuado pela venda
da
energia elétrica
a
um mercado
de clientes pulverizado com condições
regulatórias
adequadamente estabelecidas que estabelece a suspensão do fornecimento de energia elétrica às
unidades consumidoras inadimplentes. Adicionalmente, parte dos valores a receber relativos às
transações de compra de energia e encargos de serviço do sistema, realizados no âmbito da Câmara
de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, está sujeita a modificação dependendo de decisão de
processos judiciais em andamento, movidos por algumas empresas do setor, relativos à interpretação
das regras do mercado vigentes de junho de 2001 a fevereiro de 2002.
Risco de vencimento antecipado. A Companhia possui debêntures, contratos de empréstimo e
financiamento, bem como notas promissórias com cláusulas restritivas que, em geral, requerem a
manutenção de índices econômico-financeiros em determinados níveis (covenants financeiros) e de
outras condições. O descumprimento dessas restrições poderá implicar o vencimento antecipado das
dívidas da Companhia, o que pode causar um impacto adverso relevante nos seus resultados
operacionais e da Companhia.
Risco de escassez de energia elétrica. A matriz energética brasileira é predominantemente hídrica e um
período prolongado de escassez de chuva reduziria o volume de água nos reservatórios das usinas
hidrelétricas, podendo ocasionar aumento no custo de aquisição de energia no mercado de curto
prazo e na elevação nos valores de encargos de sistema elétrico em decorrência do aumento do
despacho das usinas termoelétricas. Numa situação extrema, como ocorrido no Brasil no ano de 2001,
poderia vir a ser adotado programa de racionamento que implicaria em redução de receita.
Risco de Taxa de Juros. O endividamento da Companhia está sujeito a variações na taxa de juros que
podem elevar o custo de financiamento. Além disso, a Companhia apresenta ativos e passivos
regulatórios com saldo negativo, em 31 de março de 2010, de R$ 11.191 mil. Esses ativos e passivos
regulatórios estão acrescidos de taxas de juros variáveis. Assim, o passivo total líquido do ativo e passivo
regulatório era de R$1.810 milhões em 31 de março de 2010. Considerando um aumento hipotético de
100 pontos base nas taxas de juros aplicáveis aos ativos e passivos expostos ao risco, resultaria em um
aumento dos encargos financeiros na ordem de R$111,9 milhões.
Risco de Taxas de Câmbio. Em 31 de março de 2010, a Companhia possuía R$ 218.507 milhões em
empréstimos e financiamentos de longo prazo e R$ 308.447 milhões em empréstimos e financiamentos
de curto prazo. No mesmo período, o saldo da conta de debêntures era de R$ 83.497 milhões no curto.
A Companhia realizou operações de swap de forma a mitigar o risco de variação de câmbio, sendo
que o saldo da dívida com proteção cambial totaliza R$ 20.482 milhões. A totalidade da dívida da
Companhia em moeda estrangeira está vinculada a contratos de hedge cambial.
A Companhia não mantém quaisquer operações, contratos, obrigações ou outras operações passíveis de
gerar um efeito relevante, presente ou futuro, na sua situação financeira e mudanças na sua situação
financeira, receitas ou despesas, resultados operacionais, liquidez, gastos com capital ou recursos de
capital, não registradas no balanço patrimonial.
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Além dos riscos de mercado dispostos acima, a Companhia está sujeita aos seguintes riscos
macroeconômicos:
O Governo Federal exerceu e continua a exercer influência significativa sobre a economia brasileira.
Esta influência, bem como as condições políticas e econômicas brasileiras, podem afetar
adversamente as atividades da Companhia. A economia brasileira tem sido marcada por frequentes, e
por vezes significativas, intervenções do Governo Federal, que frequentemente modifica as políticas
monetária, de crédito, fiscal e outras. As ações do Governo Federal para controlar a inflação e efetuar
outras políticas envolveram no passado, entre outras, aumentos nas taxas de juros, mudanças na política
fiscal, controle de preço, desvalorização da moeda, controles no fluxo de capital e determinados limites
sobre as mercadorias e os serviços importados. Não temos controle e não podemos prever quais medidas
ou políticas o Governo Federal poderá adotar no futuro. Os negócios, condição financeira e resultados das
operações da Companhia podem ser adversamente afetados em razão de mudanças na política pública
em nível federal, estadual e municipal, referentes a tarifas públicas e controles de câmbio, bem como de
outros fatores, tais como:

taxas de juros;

controle no câmbio e restrições a remessas ao exterior;

variações nas taxas de câmbio;

inflação;

liquidez no mercado doméstico financeiro e de capitais e mercado de empréstimos;

política fiscal e regime tributário, incluindo alterações na legislação tributária e trabalhista; e

medidas de cunho político, social e econômico que ocorram ou possam afetar o Brasil.
Um exemplo recente de modificação legal foi a imposição de IOF/Câmbio sobre os valores ingressados no
País por investidores não residentes no País para aplicações no mercado financeiro e de capitais, à alíquota
de 2%, a partir de 20 de outubro de 2009. A incerteza quanto à implementação de mudanças por parte do
Governo Federal nas políticas ou normas que venham a afetar esses ou outros fatores no futuro pode
contribuir para a incerteza econômica no Brasil. Sendo assim, tais incertezas e outros acontecimentos futuros
na economia brasileira poderão prejudicar as atividades, os resultados operacionais da Companhia.
Esforços do governo para combater a inflação podem retardar o crescimento da economia brasileira e
prejudicar os negócios da Companhia. No passado, o Brasil sofreu com taxas de inflação
extremamente altas e, consequentemente, adotou políticas monetárias que resultaram em uma das
maiores taxas reais de juros do mundo. Entre 2004 e dezembro de 2009, a taxa SELIC variou entre 19,77%
e 8,64% ao ano. A inflação e as medidas adotadas pelo governo brasileiro para combatê-la,
principalmente por meio do Banco Central do Brasil, tiveram e podem voltar a ter efeitos consideráveis
sobre a economia brasileira e sobre os negócios da Companhia. As rigorosas políticas monetárias com
altas taxas de juros podem restringir o crescimento do Brasil e a disponibilidade de crédito. De modo
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inverso, políticas governamentais e monetárias mais brandas e a diminuição das taxas de juros podem
desencadear aumentos das taxas inflacionárias e, em consequência, a volatilidade do crescimento e
a necessidade de súbitos e significativos aumentos das taxas de juros. Além disso, a Companhia pode
não ter condições de ajustar os preços praticados para compensar os efeitos da inflação na sua
estrutura de custos. Qualquer destes fatores poderia afetar os negócios da Companhia negativamente.
A instabilidade cambial pode prejudicar a economia brasileira, bem como a Companhia. Durante as
últimas décadas, a moeda brasileira teve frequentes e substanciais variações em relação ao dólar
americano
e
a
outras
moedas
estrangeiras.
Entre
2000
e
2002,
o
Real
desvalorizou-se
consideravelmente em comparação ao Dólar, chegando a uma taxa de R$3,53 por US$1,00 no final de
2002. Entre 2003 e meados de 2008, o Real valorizou-se significativamente em relação ao Dólar,
impulsionado pela estabilização do ambiente macroeconômico e por um forte aumento dos
investimentos estrangeiros no Brasil, com a taxa de câmbio atingindo R$1,56 por US$1,00 em agosto de
2008. No contexto da crise que atinge os mercados financeiros globais desde meados de 2008, o Real
desvalorizou-se 31,9% em relação ao Dólar ao longo de 2008, alcançando a taxa de R$2,337 por
US$1,00 no final de 2008 e encerrou o exercício social de 2009 com a taxa de câmbio de R$1,74 por
US$1,00. Em 31 de março de 2010, a taxa de câmbio era de R$ 1,78 por US$ 1,00.
A desvalorização do Real em relação ao Dólar poderia criar pressões inflacionárias no Brasil e causar o
aumento das taxas de juros, o que, por sua vez, poderia afetar negativamente o crescimento da economia
brasileira de modo geral e prejudicar tanto a situação financeira como os resultados operacionais da
Companhia, além de restringir o acesso aos mercados financeiros internacionais e determinar intervenções
governamentais, inclusive por meio de políticas recessivas. Além disso, a desvalorização do Real em relação
ao Dólar poderia, como no contexto da atual desaceleração da atividade econômica, levar à redução do
consumo, a pressões deflacionárias e a um menor crescimento da economia de modo geral. Por outro
lado, a valorização do Real em relação ao Dólar e a outras moedas estrangeiras poderia resultar na piora
da balança comercial brasileira, bem como refrear o crescimento baseado nas exportações. Conforme
indicado acima neste item, a Companhia mantém operações com base na variação cambial.
Dependendo das circunstâncias, a desvalorização ou a valorização do Real poderia ter um efeito adverso
relevante e negativo no crescimento da economia brasileira, bem como nos negócios da Companhia.
5.2. POLÍTICA DE GERENCIAMENTO DE RISCOS DE MERCADO DA COMPANHIA, OBJETIVOS, ESTRATÉGIAS E INSTRUMENTOS:
As principais ameaças ao desempenho dos negócios são mapeadas, identificadas e têm seu impacto
mensurado com o apoio de metodologias e ferramentas desenvolvidas para cada tipo de risco. Esse
processo tem coordenação global e inclui um Portal de Riscos na internet (“Portal”). O tratamento
ocorre pela sua mitigação ou eliminação, via mecanismos de defesa ou planos de contingência,
sempre especificados no Portal. Todos os materiais e relatórios relevantes para o acompanhamento
dos riscos são cadastrados no Portal e atualizados de acordo com a periodicidade da informação.
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Em modelo descentralizado de gestão, a auditoria interna faz a supervisão dos riscos corporativos,
estando diretamente ligada à presidência da Companhia, enquanto os riscos das atividades rotineiras
são monitorados pelos respectivos gestores. Está em elaboração um novo mapeamento de todos os
riscos aos quais as atividades estão expostas, com o objetivo de rever as relações de incidência e
impacto, assim como o apetite da Companhia ao risco, como parte da definição estratégica de riscos
controlados.
Esse processo está sendo norteado por aspectos de sustentabilidade, com o objetivo de aperfeiçoar
instrumentos e manter a aderência aos princípios que conduzem a atuação da Companhia. Atende
também ao Princípio da Precaução, pelo qual a ausência de absoluta certeza científica não deve ser
utilizada como razão para postergar medidas eficazes e economicamente viáveis para prevenir a
degradação ambiental ou danos à saúde humana.
a) Riscos para os quais se busca proteção.
Gerenciamento de riscos do setor elétrico
Energético – O cenário de oferta e demanda de energia nas diferentes regiões do País é avaliado pela
Diretoria de Planejamento Energético e pela Gerência de Riscos Energéticos da Companhia, que
consideram um horizonte de cinco anos, além de analisar as variáveis macro e microeconômicas e as
especificidades de cada mercado de atuação. Quando os riscos ultrapassam os limites definidos pela
política da Companhia, é elaborado e apresentado à Diretoria-executiva da Companhia um relatório
de impactos e ações mitigadoras. Esse processo é realizado com o apoio de softwares e modelos
estatísticos desenvolvidos pela Companhia. O modelo inclui a identificação, a parametrização, a
avaliação e o controle do risco, com o objetivo de antecipar potenciais impactos sobre as áreas de
distribuição de forma a prepará-las para assegurar o fornecimento de energia, ampliar a receita e
minimizar eventuais prejuízos.
Regulatório – Com atividades de distribuição reguladas e fiscalizadas pela ANEEL, os principais riscos
regulatórios são representados pelas revisões tarifárias e investimentos determinados pelo órgão
regulador. A Companhia mantém uma área de Assuntos Regulatórios, que centraliza o relacionamento
com a ANEEL e acompanha o cumprimento das obrigações estabelecidas nos contratos de concessão
e legislação pertinente.
Gerenciamento de Riscos da Companhia
Operacionais – Um Plano de Gestão de Crise, em fase de implementação, engloba vários cenários, tais
como interrupção de fornecimento de eletricidade, acidentes de trabalho, greves, desastres naturais,
colapso de tecnologia de informações e telecomunicações, pandemias, além de um plano de
comunicação e um modelo de governança para a gestão de crise. O plano foi elaborado pelo
Comitê de Segurança e Gerenciamento de Crise da EDP Energias do Brasil S.A., instância criada em
2008 com o objetivo de gerir de forma integrada os assuntos relacionados à segurança global da
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empresa. Suas responsabilidades incluem, dentre outras, transmitir a visão estratégica de segurança,
avaliar a abrangência dos requisitos de segurança, garantir a conscientização das pessoas e analisar
incidentes, dentre outras. Na Companhia, os Centros de Operação de Sistema (COS) podem ser
operados remotamente a partir de qualquer unidade, de forma a minimizar riscos operacionais. Em
2009, foi elaborado um Plano de Atendimento às Emergências (PAE) na Companhia, com medidas de
prevenção e combate a incêndio, mitigação de impactos à segurança de pessoas e à integridade de
máquinas e equipamentos, assim como prevenção ambiental.
Financeiros – As decisões sobre ativos e passivos financeiros são orientadas por uma Política de Gestão
de Riscos Financeiros, que estabelece condições e limites de exposição a riscos de mercado, liquidez e
crédito. A política determina níveis de concentração de aplicações em instituições financeiras de
acordo com o rating do banco e o montante total das aplicações da Companhia no Brasil, de forma a
manter uma proporção equilibrada e menos sujeita a perdas. Define, ainda, que a Companhia não
negocia contratos de derivativos além de valores relacionados a hedge de dívida em moeda
estrangeira, para travar o risco de fortes variações cambiais. Em 31 de dezembro de 2009, os
compromissos em moeda externa referiam-se a uma operação de empréstimo do BID contraído pela
Companhia, em 2004 e representava 3,2% do endividamento da Companhia, sendo essa dívida
totalmente protegida por hedge cambial. Essa política também prevê prazos para vencimento e
liquidação de compromissos, evitando, assim, a concentração de compromissos em um mesmo
período. Semanalmente, é apresentado à Diretoria-executiva um relatório sobre posição de caixa e
aplicações financeiras, discriminando as operações de acordo com a política de riscos e as
contrapartes. No gerenciamento desses riscos, a Companhia utiliza ferramentas como o Risk Control,
para cadastro e monitoramento de todas as posições, e VaR (Value at Risk) para quantificar a
exposição ao risco.
Mercado – Esse risco engloba inadimplência dos clientes, Preço de Liquidação das Diferenças (PLD),
perdas não técnicas e variação nos preços de energia. Sua mitigação inclui ações de combate a
perdas, regularização de ligações clandestinas e a atuação em regiões com atividades econômicas e
características próprias.
Ambientais – Abrangem o risco de não cumprimento de condicionantes estabelecidas nos processos
de licenciamento ambiental; de acidentes com equipamentos que contêm óleo isolante, com
consequente derramamento; e de exposição a desastres naturais ocasionados por fortes chuvas e
ventos. Todos os empreendimentos e atividades da Companhia são desenvolvidos em conformidade
com a Política de Sustentabilidade do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. e a Política Integrada de Meio
Ambiente, Saúde e Segurança, que dispõem, entre outros, sobre o compromisso de preservação do
meio ambiente.
Para a mitigação dos efeitos de uma emergência ambiental a Companhia dispõe de uma série de
procedimentos que são postos em prática de acordo com a situação revelada. Um exemplo é o Plano
de Emergência e Contingência Integrados, que inclui medidas de prevenção e combate a incêndio,
mitigação de impactos à segurança de pessoas e à integridade de equipamentos, assim como
prevenção ambiental. Outro procedimento importante, voltado ao rápido restabelecimento do
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sistema elétrico é o Plano de Ação para Atendimento a Ocorrências de Grande Vulto como, por
exemplo, a explosão de um equipamento ou a queda de uma torre. Para a temporada de verão,
cujos eventos climáticos se apresentam com maior intensidade, a Companhia dispõe do Plano Verão
que se resume em um conjunto de procedimentos e medidas operacionais adotadas entre os meses
de novembro e março prevendo o reforço do número de equipes de atendimento, a ampliação dos
estoques de materiais e equipamentos para reposição, a manutenção preventiva em trechos críticos
da rede elétrica. Ademais, ressalta-se que a empresa realiza o monitoramento em tempo real de todas
ocorrências elétricas, bem como das descargas atmosféricas através do Centro de Operação do
Sistema - COS, localizado em Mogi das Cruzes, em conjunto com Instituto Nacional de Pesquisas
Espaciais - INPE, ferramentas que proporcionam importante redução no tempo de resposta às
emergências.
b) Estratégia de proteção patrimonial (hedge).
Uma vez identificados os riscos a serem mitigados, a Companhia buscará junto ao mercado o instrumento
que melhor atenderá à demanda, e assim efetuaremos a contratação do hedge.
Quanto à decisão do instrumento, devemos considerar:
•Situação de liquidez da Companhia;
•Condição de crédito junto ao mercado financeiro; e
•Cenário de mercado.
A cotação do hedge, independentemente do instrumento, deverá ocorrer levando-se sempre em conta os
seguintes aspectos:
•Análise de crédito da contraparte;
•Covenants existentes nos contratos dos passivos financeiros da Companhia; e
•Spread da instituição financeira
c) Instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge).
Os instrumentos utilizados pela Companhia são: Swaps, Dólar Futuro, NDFs (Non Deliverable Fowards), Calls,
Puts, Collars e apólices de seguros.
Com o intuito de mitigar a exposição de as suas dívidas em moeda estrangeira às oscilações da taxa
de câmbio e taxas de juros, a Companhia realizou operações de hedge com o Banco Citibank e o
Banco JP Morgan. O valor contábil, correspondente ao valor de mercado dessas operações, em 31 de
março de 2010, foi negativo em R$18,8 milhões. Os efeitos de ganhos ou perdas decorrentes de
operações com instrumentos financeiros derivativos são reconhecidos nos resultados na linha
“Resultado Financeiro”.
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O quadro abaixo apresenta todas as operações de instrumentos financeiros derivativos realizadas pela
Bandeirante, assim como os respectivos valores justos calculados pela administração da Companhia e
da EDP – Energias do Brasil S.A.:
Descrição
Contraparte
Inicio
Vencimento
19-mar-04
13-fev-09
Posição
Nocional USD
31/3/2010
31/12/2009
Nocional R$
31/3/2010
31/12/2009
Valor Justo
31/3/2010
31/12/2009
Efeitos no Resultado
31/3/2010
31/3/2009
Swap
Ativo
Passivo
Banco
Citibank
Libor + 4,00 % aa
97,94% do CDI
-
Ativo
Passivo
Banco
Citibank
19-mar-04
14-fev-12
Libor + 4,375 % aa
104,69% do CDI
Ativo
Passivo
Banco
Citibank
14-dez-04
13-fev-09
Libor + 4,00 % aa
118,94% do CDI
5.188
5.837
15.116
17.005
9.532
18.853
(9.321)
10.531
21.151
(10.620)
Ativo
Passivo
Banco
Citibank
14-dez-04
14-fev-12
Libor + 4,375 % aa
118,94% do CDI
Ativo
Passivo
Banco JP
Morgan
5-abr-06
13-fev-09
Libor + 4,00 % aa
106,30% do CDI
1.946
2.189
5.389
6.062
3.577
6.402
(2.825)
3.950
7.200
(3.250)
Ativo
Passivo
Banco JP
Morgan
5-abr-06
14-fev-12
Libor + 4,375 % aa
109,70% do CDI
3.243
3.648
9.355
10.524
Ativo
Passivo
Banco JP
Morgan
5-abr-06
14-fev-12
Libor + 4,375 % aa
109,50% do CDI
2.594
2.918
6.754
7.598
Ativo
Passivo
Banco JP
Morgan
5-abr-06
13-fev-09
Libor + 4,00 % aa
98,00% do CDI
Ativo
Passivo
Ativo
Passivo
Ativo
Passivo
Banco JP
Morgan
Banco JP
Morgan
Banco
Citibank
28-jul-04
11-jul-05
11-fev-05
2-jan-09
2-jan-09
28-jan-09
-
402
467
(65)
151
177
(26)
-
81
210
(129)
(22)
49
(71)
29
41
(12)
(37)
77
(114)
5.982
10.194
(4.213)
6.621
11.483
(4.862)
252
266
(14)
49
87
(38)
4.785
7.244
(2.459)
5.297
8.169
(2.872)
201
189
12
41
35
6
-
-
-
(30)
58
(88)
-
-
-
1
(1)
-
-
-
4
(4)
-
-
-
(6)
8
(14)
USD
71,60% do CDI
EURO
59,80% do CDI
USD
79,94% do CDI
Total
(60)
139
(199)
(18.818)
(21.604)
(93)
(664)
A estimativa do valor justo dos instrumentos financeiros de derivativos foi elaborada com base em
modelos de fluxos futuros descontados a valor presente, comparação com transações semelhantes
contratadas em datas próximas ao encerramento dos períodos, bem como comparações com
parâmetros médios de mercado das operações através das curvas de juros da BM&FBovespa,
utilizando-se a taxa DI futura da BM&FBovespa.
A Companhia não realiza operações com instrumentos derivativos com finalidade especulativa, mas
tão somente como forma de mitigar os riscos de sua exposição a riscos financeiros.
Análise de Sensibilidade
Nos quadros a seguir foram considerados cenários de taxas e moedas estrangeiras, com os respectivos
impactos nos resultados da Companhia, com as exposições aplicáveis de flutuação no câmbio de
moedas estrangeiras, de taxas de juros e outros indexadores, até as datas de vencimento dessas
transações. O cenário provável foi determinado a partir do plano de negócios da Companhia
aprovado pela administração e pela administração da EDP – Energias do Brasil S.A., no qual as
premissas adotadas levaram em consideração os dados macroeconômicas obtidos do relatório Focus
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emitido pelo Banco Central do Brasil, e também consideram os saldos em aberto em 31 de março de
2010. Os cenários II e III representam 25% e 50% de deterioração, respectivamente, e os cenários IV e V
representam 25% e 50% de apreciação, respectivamente. As análises de sensibilidade apresentadas a
seguir referem-se aos saldos de operações com instrumentos financeiros na data do balanço.
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Essas análises de sensibilidade foram preparadas de acordo com a Instrução CVM nº 475/2008, tendo
como objetivo mensurar o impacto à mudanças nas variáveis de mercado sobre cada instrumento
financeiro da Companhia. Não obstante, a liquidação das transações envolvendo essas estimativas
poderá resultar em valores diferentes dos estimados devido à subjetividade que está contido no
processo utilizado na preparação dessas análises.
d) Parâmetros utilizados para o gerenciamento destes riscos.
Os parâmetros utilizados para o gerenciamento dos riscos da Companhia são:
- Estabelecimento da moeda funcional da Companhia (Real – BRL);
- Estabelecimento do horizonte de tempo a ser monitorado. Este é um ponto de extrema importância,
pois há uma relação de risco vs disponibilidade de instrumentos de proteção. Caso haja dívidas de
longo prazo (superior a dois anos) pode haver dificuldades na estruturação de operações de hedge
com custos aceitáveis. Por outro lado, a limitação do prazo de avaliação pode representar a assunção
de riscos significativos para os fluxos de caixa mais longos. (Inicialmente será adotado o horizonte
completo do endividamento);
- Estabelecimento de procedimentos para marcação a mercado;
- Estabelecimento de procedimentos e parâmetros para cálculo de risco (VaR, TH=10 dias úteis,
IC=95%);
- Estabelecimento de limites de VaR. (inicialmente serão adotados: limite máximo de 8,5% com alerta
em 5,0%);
- Estabelecimento de cenários de estresse (inicialmente serão adotados os cenários de estresse da
BM&FBOVESPA. Estes cenários serão atualizados mensalmente);
- Estabelecimento da periodicidade de avaliação de risco (semanal);
- Avaliação anual de ativos para cobertura de seguros
e) Instrumentos financeiros operados pela Companhia com objetivos diversos de proteção patrimonial
(hedge) e quais são os objetivos.
A Companhia opera instrumentos financeiros com o objetivo exclusivo de proteção patrimonial
(hedge).
f) Estrutura organizacional de controle de gerenciamento de riscos.
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A Companhia possui e segue a Política de Gestão de Riscos e a área de Auditoria e Risco Corporativo
atua como um facilitador do processo de Gestão de Riscos na EDP Energias do Brasil S.A. auxiliando na
identificação e gerenciamento das origens de riscos de negócio, bem como assessorando no
monitoramento contínuo da aderência dos objetivos de negócio às políticas, às leis e às
regulamentações vigentes e ao grau de exposição aos riscos.
Deve prover, de forma integrada, o monitoramento da gestão de riscos desenvolvida nas áreas
corporativas e unidades de negócio, garantindo aderência dos processos e controles internos, às
normas nacionais e internacionais, e agregando valor aos negócios através da consolidação de
políticas e estratégias alinhadas com o planejamento de negócios da EDP Energias do Brasil S.A.
A área de Auditoria e Risco Corporativo reporta-se diretamente à Presidência do Grupo EDP Energias
do Brasil S.A.
Para mais informações, ver o subitem 5.2. “a” deste Formulário de Referência.
g) Adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política
adotada.
Diversos membros da Diretoria compõem o Comitê de Risco que, periodicamente, reúnem-se para
monitorar a aderência aos limites de risco estabelecidos nas políticas aprovadas neste Comitê.
5.3. ALTERAÇÕES
SIGNIFICATIVAS NOS PRINCIPAIS RISCOS DE MERCADO OU NA POLÍTICA DE GERENCIAMENTO DE RISCO EM
RELAÇÃO AO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL:
No último exercício social não houve alterações significativas nos principais riscos de mercado, bem
como no monitoramento de riscos pela Companhia.
5.4. OUTRAS INFORMAÇÕES QUE A COMPANHIA JULGA RELEVANTES:
Está em andamento o aperfeiçoamento do regulamento para o 3º ciclo de revisões de tarifas de
distribuição de energia a partir de 2011.

Parcela importante da tarifa e da remuneração do negócio é baseada na remuneração do
conjunto de ativos. A ANEEL implantará nova sistemática de descrição, controle e valorização
mais detalhada e restritiva da base de remuneração regulatória através da implantação de
um novo manual de controle patrimonial. Também será ajustada a metodologia do Banco de
Preço que será objeto de avaliação e comparação com os preços de módulos construtivos
padrões estabelecidos pela ANEEL.
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
A metodologia da Empresa de Referência deverá ser novamente aperfeiçoada pela ANEEL,
reforçando os estímulos à maior eficiência.

A taxa de remuneração regulatória dos investimentos das distribuidoras de energia elétrica
deverá sofrer ajuste considerando os novos parâmetros de cálculo do custo médio ponderado
do capital e risco soberano do Brasil que devem resultar em uma redução da taxa de
remuneração.
Também está em discussão a introdução de mecanismos que reduzam a assimetria tarifária entre as
várias regiões do Brasil. O governo, por meio da ANEEL e MME, está buscando estabelecer mecanismo
econômico que reduza a diferença entre as tarifas pagas pelos consumidores nos vários Estados
brasileiros.
Estão em andamento no Congresso Nacional iniciativas legislativas que visam a alterações às normas
trabalhistas e trazem impactos sobre o custo de pessoal como a restrição para a terceirização de
atividades e a redução da jornada de trabalho.
As distribuidoras deverão recontratar grandes blocos de energia a partir de 2012 para substituir os
contratos de energia firmados a partir de 2004 e essa recontratação dependerá das condições que
serão estabelecidas na renovação das concessões que em parte significativa vencerão em 2015, assim
como o impacto à modicidade das tarifas.
6. HISTÓRICO DA COMPANHIA
6.1. CONSTITUIÇÃO DA COMPANHIA:
a) data: 22 de dezembro de 1997
b) forma: constituída sob a forma de sociedade por ações
c) país de constituição: Brasil
6.2. PRAZO DE DURAÇÃO:
O prazo de duração da Companhia é indeterminado.
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6.3. BREVE HISTÓRICO DA COMPANHIA:
A Companhia foi originada com a fundação da The São Paulo Tramway, Light and Power Co., Ltd., em
1899 em Toronto, Canadá, a qual foi autorizada, por decreto do presidente Campos Sales, a atuar no
Brasil. Em 1904, estendeu seu mercado ao Rio de Janeiro, fundando a The Rio de Janeiro Tramway, Light
and Power Co., Ltd. A partir de 1912, essas empresas passaram a ser controladas pela holding Brazilian
Traction Light and Power Co., Ltd. Em 1956, o grupo reestruturou-se, passando a ter como controlador a
Brascan Limited. Em 1979, o governo brasileiro, por meio das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. –
ELETROBRÁS, adquiriu da Brascan Limited o controle acionário da então Light – Serviços de Eletricidade
S.A. (“Light”)
Em 1981, o Governo do Estado de São Paulo adquiriu da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS
o subsistema paulista da Light, criando a Eletropaulo – Eletricidade de São Paulo S.A. Com a aprovação
do Conselho Diretor do PED – Programa Estadual de Desestatização, a partir de 1º de janeiro de 1998, a
Eletropaulo – Eletricidade de São Paulo S.A. foi cindida, dando origem a quatro empresas
independentes: a Bandeirante Energia S.A. (anteriormente denominada EBE – Empresa Bandeirante de
Energia S.A.), a Eletropaulo – Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., a Empresa Paulista de
Transmissão de Energia Elétrica S.A. – EPTE e a Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. – EMAE.
Como conseqüência das medidas implementadas pelos Governos Federal e Estadual na década de
90, visando transferir empresas controladas pelos Municípios, Estados e União à iniciativa privada, a
Bandeirante foi privatizada em 17 de setembro de 1998, data em que 29,80% de seu capital social,
correspondente a 11.010.661.268 (onze bilhões, dez milhões, seiscentas e sessenta e uma mil, duzentas e
sessenta e oito) ações ordinárias, foi adquirido pelo consórcio Luso-Brasileiro, formado pela Enerpaulo –
Energia Paulista Ltda., controlada pela EDP – Energias de Portugal S.A., e pela Draft 1 Participações S.A.,
controlada pela Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL. Para adquirir o controle da Bandeirante, o
consórcio Luso-Brasileiro dispendeu, aproximadamente, R$ 1,014 bilhão.
Em 1º de outubro de 2001 foi aprovada, em Assembléia Geral Extraordinária, a cisão parcial da
Bandeirante, com versão da parcela cindida do seu patrimônio para a Companhia Paulista de Força e
Luz – CPFL, nos termos do protocolo e da justificação da cisão nesta mesma Assembléia. A Bandeirante
cindida ficou com 51,36% do antigo mercado e passou a ser controlada pela Enerpaulo – Energia
Paulista Ltda. .
Como parte da reestruturação societária do Grupo EDP Energias do Brasil S.A., em Assembléia realizada
em 31 de outubro de 2002, a Bandeirante incorporou parcela cindida do capital da controladora
Enerpaulo – Energia Paulista Ltda. , que foi extinta mediante a incorporação da parcela remanescente
do seu patrimônio pela EDP – Energias do Brasil S.A., a qual passou a deter o controle da Bandeirante.
Eventos Recentes Relevantes
Conforme autorizado pela ANEEL em 25 de abril de 2005, por meio da Resolução Autorizativa nº. 164, a
EDP Energias do Brasil S.A. incorporou as ações da Bandeirante, transformando-a em subsidiária integral
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desta. Neste processo, os acionistas minoritários da Companhia receberam ações da EDP Energias do
Brasil S.A. em troca de suas participações.
Ao mesmo tempo, 67,5% do capital da EDP Energias do Brasil S.A. passou a ser detido pela EDP Energias
de Portugal S.A., sendo os 32,5% restantes, propriedade dos investidores das distribuidoras que
concordaram com a troca de ações, com base em uma avaliação independente.
6.4. DATA DO REGISTRO NA CVM:
Registro obtido em 27 de março de 1998 sob o n.º 01698-5.
6.5. PRINCIPAIS
EVENTOS SOCIETÁRIOS
(EVENTO;
PRINCIPAIS CONDIÇÕES DO NEGÓCIO, SOCIEDADES ENVOLVIDAS, EFEITOS
RESULTANTES DA OPERAÇÃO NO QUADRO ACIONÁRIO E QUADRO SOCIETÁRIO ANTES E DEPOIS DA OPERAÇÃO):
Os principais eventos societários da Companhia constam dos itens 6.3. e 8.3 deste Formulário de
Referência. Por fim, não houve eventos societários na Companhia anteriores a 2007.
6.6. PEDIDOS DE FALÊNCIA FUNDADOS EM VALOR RELEVANTE E PEDIDOS DE RECUPERAÇÃO JUDICIAL OU EXTRAJUDICIAL:
Não houve pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial
da Companhia.
6.7. OUTRAS INFORMAÇÕES QUE A COMPANHIA JULGA RELEVANTES:
Adicionalmente às informações prestadas acima, a Companhia entende não haver informações
relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 6 do Formulário de Referência.
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7. ATIVIDADES DA COMPANHIA
7.1. DESCRIÇÃO SUMÁRIA DAS ATIVIDADES DESENVOLVIDAS PELA COMPANHIA E POR SUAS CONTROLADAS:
A Bandeirante é uma das principais concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia
elétrica do Estado de São Paulo e a maior do Grupo EDP Energias do Brasil S.A., atendendo a 28
municípios das regiões do Alto Tietê e Vale do Paraíba, onde conta com uma base de 1,5 milhão de
clientes, atendendo uma população de cerca de 4,6 milhões de habitantes, em uma área de 9,6 mil
km2. O Estado de São Paulo, área de atuação da Bandeirante, é o principal gerador de riqueza
nacional, respondendo por cerca de 50% do PIB brasileiro, em 2009, segundo estimativa da Fundação
Sistema Estadual de Análise de Dados – SEADE. Sua área de concessão localiza-se numa região
altamente desenvolvida em infra-estrutura, escoamento da produção e ambiente empresarial
dinâmico, com mais de 10 mil indústrias e mais de 94 mil estabelecimentos comerciais,
compreendendo os mais variados ramos de negócios.
No último exercício social encerrado em 2009, a Bandeirante forneceu um total de 8.547 GWh de
energia, sem consumo próprio, para 1.482 milhão de consumidores, correspondente a 7,3% da energia
consumida em todo o Estado de São Paulo. A receita líquida da Bandeirante representou 40,2% da
receita líquida total do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. no ano de 2009.
A prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica é viabilizada por meio de redes de
distribuição, ramificadas em toda a área de concessão da Companhia. Esse serviço é prestado
diretamente pela Bandeirante aos consumidores finais, subdivididos em várias classes de tensão e de
consumo. A energia elétrica vendida é quantificada por meio da instalação de medidores com leituras
mensais, cujas informações são processadas e servem de base para a emissão de faturas com a
aplicação de tarifas, encargos e tributos estabelecidos pelas leis vigentes.
A rede de eletricidade da Bandeirante inclui a sub-transmissão de energia de alta voltagem (138 kV e
88 kV) e sua transformação e distribuição em voltagens médias (principalmente 13,8 kV). Em 2009, a
Bandeirante foi responsável por 7,3% do total da energia elétrica consumida no Estado de São Paulo,
vendendo 8.547.076 MWh de eletricidade, dos quais 2.951.238 MWh foram fornecidos a consumidores
industriais, 2.992.589 MWh a consumidores residenciais, 1.696.831 MWh a consumidores comerciais e
906.418 MWh para outros, inclusive órgãos governamentais e consumidores rurais.
São acessórias à distribuição de energia elétrica pela Bandeirante as seguintes atividades: (i) ligação e
vistoria da unidade consumidora; (ii) aferição de medidor a pedido do consumidor; (iii) verificação do
nível de tensão a pedido do consumidor; (iv) religação de unidade consumidora; (v) faturamento e
arrecadação; (vi) averiguação de danos no sistema; e (vii) construção de novas linhas de transmissão
e distribuição.
As tarifas cobradas pela Companhia de seus clientes são fixadas pelo Poder Concedente, passíveis de
reajuste e revisão. Os reajustes: (i) ordinários são procedidos anualmente, e (ii) os extraordinários a
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qualquer tempo, sempre que o equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão for
ameaçado. As revisões tarifárias da Bandeirante ocorrem a cada quatro anos e objetivam, nos termos
do Contrato de Concessão, a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro da concessão.
7.2. INFORMAÇÕES
SOBRE CADA SEGMENTO OPERACIONAL QUE TENHA SIDO DIVULGADO NAS ÚLTIMAS DEMONSTRAÇÕES
FINANCEIRAS DE ENCERRAMENTO DE EXERCÍCIO SOCIAL OU, QUANDO HOUVER, NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
CONSOLIDADAS:
A Bandeirante atua única e exclusivamente no segmento de distribuição de energia elétrica, não se
aplicando o Pronunciamento Técnico CPC 22 do Comitê de Pronunciamentos Contábeis, que trata de
informações por segmento.
7.3. Informações sobre os produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais
divulgados no item 7.2:
a) Características do processo de produção
Não aplicável, pois a Companhia é distribuidora de energia.
b) Características do processo de distribuição
A energia é transferida das centrais elétricas para os consumidores finais por meio de sistemas de
transmissão, subtransmissão e distribuição.
Após ser gerada nas usinas, a energia elétrica é transportada pelo sistema de transmissão de alta
tensão. Devido às grandes distâncias a serem percorridas, a tensão é elevada do valor com o qual foi
gerada para ser transportada. Essa tensão de transmissão, maior que a de geração, pode ser de 765,
500, 440, 345 e 230kv. O valor da tensão de transmissão é estabelecido em função da distância a ser
percorrida e do montante de energia a ser transportado. Alguns clientes, devido a seu porte, são
atingidos diretamente em tensão de transmissão. A Bandeirante atende apenas um cliente na tensão
de 230 kv.
Por outro lado, a grande diversidade no montante de potência demandada pelos vários consumidores
inviabiliza o suprimento de todos os usuários na tensão de transmissão. Assim, a tensão é reduzida pelas
subestações de subtransmissão, para permitir a sua distribuição aos grandes clientes na tensão de
subtransmissão (138, 88 ou 69 kV) e também às subestações de distribuição das concessionárias de
distribuição. Nas subestações de distribuição, uma nova redução é realizada para a tensão de
distribuição primária (34,5 ou 13,8 kV). Por sua vez, a rede de distribuição primária, ou rede de média
tensão (MT), alimenta os transformadores de distribuição, onde nova redução é realizada para a
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tensão de distribuição secundária (127/220 V), e assim alimentar a rede de distribuição secundária ou
rede de baixa tensão (BT) que atende a grande maioria dos clientes da Bandeirante.
A área de concessão da Bandeirante inclui 28 municípios localizados nas regiões do Alto do Tietê e do
Vale do Paraíba, abrangendo geograficamente 3,86% do Estado de São Paulo.
Durante o primeiro trimestre de 2010, o sistema da Bandeirante era constituído por 18 linhas e 220 ramais
de consumidores/estações de subtransmissão nas tensões de 88 e 138 kV, totalizando 910,6 km,
conforme a tabela abaixo:
Em km (data-base março de 2010)
Região
88 kV
138 kV
Total
Alto Tietê
201,6
25,3
226,9
Vale do Paraíba
543,8
139,9
683,7
Total
745,4
165,2
910,6
Durante o primeiro trimestre de 2010, a Bandeirante dispunha de 45 subestações de distribuição com
capacidade instalada total de transformação de 3.176 MVA, distribuídas por região conforme mostra a
tabela abaixo.
Em MVA (data-base março de 2010)
Regional
Subestação de
Distribuição
Transformador de Distribuição
Alto Tietê
1.871
59
Vale do Paraíba
1.305
58
Total
3.176
117
O sistema da Bandeirante alimenta, também, 68 subestações de clientes na tensão de subtransmissão,
dos quais, 29 estão localizadas na região do Alto do Tietê e 39 na Vale do Paraíba. Destas subestações,
59 são de 88 kV e 9 de 138 kV.
A rede primária da Bandeirante opera na tensão de 13,8 kV. A rede secundária opera em 220/127 V. O
sistema possui 434 circuitos primários com extensão total de 13.351 km, e uma rede de baixa tensão de
220/127 V, com extensão de 12.068 km.
Durante o primeiro trimestre de 2010, estavam instalados na rede de distribuição 55.747
transformadores, aproximadamente, com potência total de 2.882 MVA, distribuída por região.
A tabela seguinte fornece algumas informações sobre o crescimento do sistema da Bandeirante, nas
datas mencionadas.
Página 59 de 253
2007
Quilômetros de linhas AT
2008
2009
909
909
911
Quilômetros de redes MT/BT
25.328
25.383
24.336
Capacidade Instalada nas Subestações em MVA:
3.153
3.153
3.209
58
59
59
2.671
2.740
2.873
Número de Subestações
Transformadores de distribuição
MVA
53.010
53.730
55.295
Número de Postes
Número
495.929
508.437
515.246
Número de Lâmpadas de Iluminação Pública
318.958
327.980
334.435
c) Características dos mercados de atuação, em especial: (i) a participação em cada um dos
mercados e (ii) as condições de competição no mercado
(i) participação em cada um dos mercados
A Bandeirante é a décima maior distribuidora de energia elétrica do Brasil, em termos de energia
distribuída, com mais de 1,5 milhão de clientes, atendendo as regiões do Alto Tietê e Vale do Paraíba.
A Região do Vale do Paraíba engloba os seguintes municípios: Aparecida, Caçapava, Cachoeira
Paulista, Canas, Cruzeiro, Potim, Roseira, Santa Branca, São José dos Campos, Guaratinguetá, Jacareí,
Jambeiro, Lorena, Monteiro Lobato, Taubaté, Tremembé, São Sebastião, Caraguatatuba e
Pindamonhangaba.
A Região do Alto Tietê inclui as seguintes cidades: Biritiba-Mirim, Ferraz de Vasconcelos, Guararema,
Guarulhos, Itaquaquecetuba, Mogi das Cruzes, Poá, Salesópolis, e Suzano.
O total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante (energia vendida a clientes finais,
consumo próprio, energia em trânsito), no ano de 2009, foi de 13.292 GWh, o que representa um
decréscimo de 1,9% em relação ao ano anterior, e de 13.554 GWh, no ano de 2008, representando um
crescimento de 2,2% com relação ao ano de 2007. O decréscimo ocorrido no ano de 2009 reflete os
impactos da crise mundial econômica que afetou, principalmente, o segmento industrial, enquanto o
aumento em 2008 é o reflexo do crescimento econômico na área de concessão da Bandeirante
verificada nos setores de atividade do comércio por atacado, atividades imobiliárias, transporte, entre
outros.
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Fornecimento
de
Energia
Elétrica
(em MWh)
Exercício Findo em 31 de dezembro
Variação
2007
2008
2007/2008
(%)
Energia Vendida aos Clientes Finais
8.045.223
Suprimento a outras concessionárias
Clientes de uso da rede
2009
(%)
5,2
8.466.151
1,0
8.547.076
0
0
0
0
32.878
5.218.005
-2,6
5.082.888
-7,4
4.707.020
5.053
-4,6
4.821
-2,5
4.701
13.268.28
2,2
13.553.86
-1,9
13.291.676
Consumo próprio
Energia distribuída
Variação
2008/2009
2
0
Por outro lado, durante o ano de 2009, o consumo de energia cativo foi de 8.547 GWh, tendo uma
variação positiva de 1,0% em relação ao ano anterior, e no ano de 2008, o consumo de energia foi de
8.466 GWh, tendo uma variação positiva de 5,2% se compararmos ao ano de 2007. As variações
negativas são decorrentes da migração de clientes para o regime de contratação livre, notadamente
nas classes industrial e outros.
2007
2007/2008
2008
(%)
(GWh)
2008/2009
(%)
(GWh)
2009
(GWh)
Residencial
2.640
6,6
2.815
6,3
2.993
Industrial*
2.961
4,7
3.101
-4,8
2.951
Comercial
1.545
5,2
1.626
4,3
1.697
98
3,0
101
-29,0
72
8.045
5,2
8.466
1,0
8.547
Rural**
Total Forn. Fat. Clientes Finais
(*) Apresentou decréscimo devido aos impactos da crise mundial financeira.
(**) Apresentou decréscimo devido à migração das cooperativas de eletrificação rural para a condição de Permissionárias. Caso
não houvesse ocorrido esta migração, o crescimento da classe rural seria de 3,5%
(ii) condições de competição no mercado
Dentro de sua área de concessão, a Companhia não enfrenta concorrência na distribuição de
energia elétrica a consumidores residenciais, comerciais e industriais supridos na baixa tensão.
No entanto, outros fornecedores de energia elétrica podem competir com a Companhia na oferta de
energia elétrica a certos consumidores qualificados como Consumidores Livres. Nos termos da Lei do
Novo Modelo do Setor Elétrico, os consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda seja
igual ou superior a 3 MW, atendido na tensão de 69 KV, ou novos consumidores, com início de
fornecimento a partir de 1998, com demanda igual ou superior a 3 MW, atendidos em qualquer tensão,
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ainda atendidos pela sua concessionária de distribuição, não tendo exercido a opção de se tornarem
Consumidores Livres.
Adicionalmente, consumidores com demanda contratada entre 500 kW e 3000 kW têm a faculdade de
contratar energia gerada em empreendimentos de fontes alternativas ou fontes renováveis, como
PCHs ou biomassa. Em
É ainda permitida a atuação de cooperativas de eletrificação rural (sob regime de autorização),
conforme legislação vigente, na área de concessão da Companhia.
A operação da rede de distribuição dá-se em ambiente de monopólio legal, sendo os serviços de rede
remunerados por meio da TUSD. A Lei de Concessões exige que as empresas de distribuição e
transmissão de energia elétrica permitam que terceiros utilizem suas redes e instalações, mediante
pagamento de TUSD e possibilita aos Consumidores Livres firmar contratos com outros fornecedores
para suprimento de energia elétrica. Dessa maneira, grandes consumidores de eletricidade dispõem
hoje de várias alternativas de suprimento de energia, tais como contratar diretamente com empresa
de geração ou comercialização de energia elétrica, e pagar tarifa a uma empresa de distribuição e
transmissão. Assim, os clientes localizados dentro das áreas de concessão da Companhia, tanto cativos
como livres, utilizam a rede de distribuição para ter acesso à energia elétrica, remunerando a
Companhia por meio da TUSD.
A migração de consumidores para o mercado livre influenciou o perfil dos clientes no total de vendas
de energia e participação na receita.
Atendimento ao Cliente
A Bandeirante oferece uma estrutura de atendimento segmentada de acordo com o nível de tensão e
classe, tais como baixa, média e alta tensão e entidades Municipais, Federais e Estaduais entre outros.
Ainda, oferece diversos canais de relacionamento com o cliente tais como Call Center, lojas de
atendimento presencial, internet, atendimento aos grandes clientes e atendimento ao poder público.
A Bandeirante conta com uma moderna Central de Atendimento Telefônico (Call Center), em
conformidade com as exigências do órgão regulador ANEEL e ao Decreto 6.523/08, com infraestrutura
e parque tecnológico de ponta dedicada para melhor atender seus clientes de baixa e média tensão.
Essa central está estruturada para atendimentos emergenciais e comerciais, com opção de
atendimento humano e eletrônico. No ano de 2009, 2.863,3 mil clientes do Grupo B e 27 mil clientes do
Grupo A utilizaram este canal.
A Agência Virtual disponibilizada pela Companhia possibilita aos clientes o acesso à solicitação de
serviços, consultas e utilidades, registrando um total de 4.134,5 mil consultas e serviços no ano de 2009.
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Para o atendimento aos clientes de baixa tensão, a Bandeirante está presente em 24 municípios da sua
área de concessão, com uma estrutura composta por 25 lojas de atendimento presencial. No ano de
2009, a Bandeirante realizou 1.127,4 mil atendimentos nesta estrutura.
Para os clientes de média e alta tensão, além do atendimento telefônico e internet, o relacionamento
é realizado através de Gestores de Clientes, que atendem presencialmente 2,2 mil clientes por ano.
As Entidades Municipais, Estaduais e Federais contam com uma estrutura exclusiva, com opção de
atendimento telefônico, eletrônico, presencial. No ano de 2009, foram realizados 6 mil serviços
atendimentos.
A Ouvidoria da Bandeirante é responsável por receber as reclamações, elogios, sugestões e críticas dos
clientes com garantia de respostas a todas as suas manifestações além da atribuição de instância
administrativa de recursos e intermediação com os Órgãos Regulamentares ARSESP e ANEEL.
Para o atendimento aos PROCONS e demais órgãos de Defesa do Consumidor, também é oferecida
estrutura exclusiva de atendimento com um Call Center gratuito, localizado em Mogi das Cruzes, bem
como as providências e respostas referentes às reclamações formais e processos administrativos.
A Companhia, com o objetivo de oferecer maior comodidade aos clientes no pagamento de sua
fatura de energia elétrica, disponibiliza, além dos pagamentos eletrônicos (internet, débito automático,
auto pagamento), 1.046 pontos de pagamento, distribuídos em agentes lotéricos, bancos e
correspondentes bancários.
d) Eventual sazonalidade
As atividades da Companhia não apresentam sazonalidade relevante, pois as características
econômicas dos mercados que atendem, industrial, residencial e comercial, sejam de mercados
cativos, sejam de consumidores livres, proporcionam uma compensação, mantendo relativamente
uniforme o fluxo total de receitas ao longo de todo o ano. Ademais, a infra-estrutura de transmissão e
distribuição de energia elétrica não apresenta nenhuma característica estrutural ou operacional que a
sujeite a ajustes sazonais. Em 2009, por exemplo, a máxima e a mínima receita bruta mensal foram
equivalentes a 112,3% e a 90,0% da receita bruta média mensal do ano. A receita e os resultados das
atividades da Companhia são influenciados de forma mais significativa pelo desempenho da
economia regional de sua área de concessão.
e) principais insumos e matérias primas, informando:
i.
descrição das relações mantidas com fornecedores, se estão sujeitas a controle ou
regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável:
Por ser uma distribuidora de energia elétrica, a Companhia depende basicamente da energia elétrica
que lhe é suprida pelas empresas de geração de energia elétrica. A energia necessária ao
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atendimento do seu mercado é, integralmente, adquirida de terceiros. Todo o faturamento da energia
adquirida pela Companhia segue o estabelecido nos respectivos contratos, sendo estes homologados
pela ANEEL e estão sujeitos à fiscalização deste órgão.
No ano de 2009, a compra de energia elétrica, incluindo os encargos de conexão e uso do sistema,
representou 76,7% dos custos e despesas operacionais da Companhia. Do total de gastos com energia
comprada em 2009, os CCEAR, firmados em Leilões, representaram 36,1%, os outros supridores, 30,3%, o
suprimento com Itaipu, 25,2%, o Proinfa, 5,4% e o Curto Prazo 3,1%.
A tabela a seguir mostra os montantes de energia elétrica comprada pela Companhia nos 3 (três)
últimos exercícios sociais e os respectivos fornecedores:
Volume de Energia Comprada –
Contratada (MWh)
2007
2008
2007/2008
2009
(%)
2008/2009
(%)
Itaipu
Itaipu
4.138.803
2.818.941
-31,89%
2.775.729
-1,56%
Contratos Leilão
Leilões ACR
3.438.911
3.781.228
9,95%
4.649.298
18,67%
Bilaterais Intragrupo
Investco
12.356
12.373
0,14%
12.356
-0,14%
1.310.934
1.314.526
0,27%
1.310.934
-0,27%
Lajeado
113.779
113.779
0,00%
113.779
0,00%
Bilaterais Outros
Fafen
876.000
878.400
0,27%
876.000
-0,27%
PROINFA
PROINFA
93.125
149.945
61,01%
220.436
31,98%
Curto Prazo
CCEE
115.026
1.319.149
1.046,83%
640.846
-105,84%
Total
10.098.933
10.388.340
2,87%
10.599.377
1,99%
Enerpeixe
Itaipu: As distribuidoras do Sul, Sudeste e Centro-Oeste, incluindo a Companhia, são obrigadas a
comprar energia de Itaipu a tarifas com base no Dólar, de forma a custear as despesas operacionais
de Itaipu e os pagamentos do principal e juros sobre os empréstimos em dólares tomados por Itaipu,
bem como o custo de transmissão dessa energia ao SIN. Dessa forma, as flutuações da taxa de câmbio
do dólar para o real afetam o custo, em termos reais, da energia elétrica que as distribuidoras são
obrigadas a comprar de Itaipu. Alterações no preço da energia gerada por Itaipu estão, entretanto,
sujeitas ao mecanismo de ressarcimento das variações dos custos da Parcela A. Durante o ano de
2007, 2008 e 2009, a Bandeirante teve uma despesa com Itaipu de R$ 362,1 milhões, R$ 242,9 milhões e
R$ 282,9 milhões, respectivamente.
Contratos bilaterais: Em 2009, a Bandeirante contratou 2.316 GWh, por meio de contratos bilaterais.
Leilão: A Bandeirante adquiriu 4.649 GWh em leilões para o ano de 2009.
PROINFA: A Bandeirante adquiriu 220 GWh, por meio de contrato compulsório com a Centrais Elétricas
Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, definido por regulamentação vigente.
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Em 2009, a Bandeirante comprou um total de 10.599 GWh para o atendimento do seu mercado e para
as perdas no seu sistema, através de contratos bilaterais de longo prazo, energia oriunda de Itaipu,
PROINFA e Leilões de Energia Elétrica no Ambiente Regulado. Em relação a 2008, verificou-se um
aumento 211 GWh, que se deveu aos requisitos do mercado cativo da Distribuidora.
A Bandeirante efetuou, em 2009, transações de compra de energia elétrica na Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (curto prazo), no montante de 641 GWh pelo valor de R$
34 milhões.
ii. dependência de poucos fornecedores:
Com as diretrizes do Novo Modelo do Setor Elétrico, desde 2004, a Companhia compra energia nos
leilões do ACR, firmando Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado
(“CCEAR“), com todos os geradores que ofertaram energia no certame. Não há dependência em
relação a qualquer fornecedor já que é grande o número de fornecedores de energia da Companhia,
sendo que para participar do leilão todos os vendedores foram, previamente, habilitados e
qualificados pela ANEEL.
iii.volatilidade dos preços:
As tarifas são cobradas pela Bandeirante com base nos seguintes fatores: (i) classificação do
consumidor em relação aos grupos de demanda (A e B); (ii) potência demandada e efetivamente
consumida; (iii) energia efetivamente consumida; (iv) meses do ano em que é efetuado o
fornecimento; e (v) o horário de fornecimento.
Os critérios expostos acima são utilizados na definição de dois sistemas tarifários: o horo-sazonal e o
convencional.
O sistema horo-sazonal é aplicável somente aos consumidores do grupo A, ou seja, aqueles cuja
tensão demandada seja igual ou superior a 13,8 KV, que optarem por este sistema. Os consumidores
desse grupo pagam, de acordo com a potência contratada e efetivamente utilizada e pela
quantidade de energia efetivamente consumida. O valor da tarifa é calculado com base no horário
(de ponta ou fora de ponta) e nos períodos do ano (secos ou úmidos) de fornecimento.
O sistema tarifário convencional é aplicável a todos os consumidores do grupo B e aos consumidores
do grupo A que n ã o optarem pelo sistema horo-sazonal, sendo calculado sobre a energia
efetivamente consumida, sem considerar horário ou sazonalidade. Em relação a estes consumidores do
grupo A, também é aplicada à tarifa em função do maior dos valores obtidos entre a demanda
máxima registrada ou a contratada.
As tarifas de fornecimento de energia elétrica estão sujeitas aos seguintes procedimentos de reajuste e
revisão:
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Reajuste Anual – no caso da Bandeirante, é realizado em 23 de outubro de cada ano, com base em
uma fórmula que visa (a) compensar variações nos custos da Bandeirante representados pela cota da
RGR, pela CCC e pela CDE, pelos encargos da compensação financeira pela utilização de recursos
hídricos, pela TFSEE, pelos encargos de conexão e uso do sistema de transmissão e pela compra de
energia elétrica para revenda (conhecidos como “Parcela A”), e (b) atualizar a parte das tarifas que
não corresponda àqueles custos (excluído o ICMS) por índice de inflação (o IGP-M ou índice que o
substitua) (conhecida como “Parcela B”);
Revisão Extraordinária – pode ser solicitada pela concessionária a qualquer tempo, caso ocorram
alterações significativas nos seus custos (principalmente no que se refere à criação, alteração ou
extinção de tributos, exceto o imposto sobre a renda), de modo a restaurar o equilíbrio econômicofinanceiro do Contrato de Concessão;
Revisão Tarifária Periódica – no caso da Bandeirante, ocorre a cada 4 anos, e visa o equilíbrio
financeiro da concessão. Para definir as novas tarifas, são consideradas as mudanças ocorridas na
estrutura de custos e de mercado das concessionárias e a taxa adequada de retorno sobre os
investimentos realizados. São ainda considerados os ganhos futuros de eficiência que serão obtidos
pelas distribuidoras de energia elétrica, denominado Fator X. O valor do Fator X é definido de acordo
com metodologia estabelecida na Resolução ANEEL n.º 55, de 5 de abril de 2004, que considera os
ganhos de produtividade da concessionária, previsto para o próximo período tarifário, decorrentes de
crescimento de mercado, avaliação do grau e satisfação do consumidor e a manutenção do
equilíbrio econômico-financeiro definido na revisão tarifária. Esse Fator X poderá ser acrescido ou
diminuído da variação do IGPM-FGV, constante da fórmula de reajuste para definição do IRT, e
objetiva compartilhar os ganhos de eficiência com os consumidores, podendo ser aplicado como
possível redutor nos reajustes anuais das distribuidoras, até a próxima revisão tarifária periódica.
Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD
Um consumidor que opte pelo mercado livre continua pagando a TUSD ao distribuidor local. Assim, a
diminuição da arrecadação decorrente da saída do consumidor não impõe à distribuidora redução
nas margens de lucro estabelecidas, uma vez que a remuneração dos investimentos está alocada na
TUSD, parcela que permanece sendo auferida pela distribuidora, mesmo quando da opção do
consumidor livre por outro supridor de energia. A tabela abaixo apresenta a receita bruta devida ao
uso da rede da Bandeirante por Consumidores Livres e concessionárias (energia em trânsito por nossa
rede).
R$ milhões
Receita bruta devida do uso
da
rede
por
Consumidores
Livres
e
2007
2008
2009
387,3
342,2
422,4
concessionárias
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No acumulado de dezembro de 2009, a receita dos serviços de uso da rede da Bandeirante evoluiu
em mais de 23,4%, em comparação com o mesmo período de 2008. Tal performance ocorreu em
função da reestruturação e reajuste da tarifa (TUSD).
Revisões e Reajustes Tarifários
Os valores das tarifas de energia elétrica (uso da rede e fornecimento) são reajustadas anualmente
pela ANEEL (reajuste periódico anual), revistas periodicamente (revisão tarifária periódica) a cada 3, 4
ou 5 anos, dependendo do contrato de concessão, e, por fim, podem ser revistos em caráter
extraordinário (revisão tarifária extraordinária).
A ANEEL divide a receita das distribuidoras em duas parcelas correspondentes aos seguintes custos: (i)
custos não gerenciáveis pela distribuidora, chamados custos da Parcela A; e (ii) custos gerenciáveis
pela distribuidora, ou custos da Parcela B.
Os custos da Parcela A incluem os seguintes itens:
(i) custos de aquisição de energia elétrica obtidos dos leilões públicos promovidos pela ANEEL;
(ii) custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu Binacional;
(iii) custos de aquisição de energia elétrica em Contratos Bilaterais;
(ix) custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição; e
(x) encargos setoriais: CCC, CDE, RGR, TFSEE, PROINFA, ESS, ONS, P&D, e CFURH.
O repasse do custo de aquisição de energia elétrica sob contratos de fornecimento celebrados antes
da vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico às tarifas está sujeito a um limite máximo baseado
no valor normativo estabelecido pela ANEEL para cada fonte de energia, tais como energia
hidrelétrica, energia termelétrica ou fontes alternativas de energia. O valor normativo é reajustado
anualmente para refletir aumentos nos custos incorridos pelas geradoras. Este reajuste leva em
consideração: (i) a inflação; (ii) os custos incorridos em moeda estrangeira; e (iii) os custos de
combustível (tal como gás natural). Os custos incorridos em moeda estrangeira não podem ultrapassar
25% dos custos das geradoras.
A Parcela B compreende os custos gerenciáveis, ou seja, aqueles que estão sob o controle das
concessionárias, tais como os custos de capital e os custos de operação e manutenção. A cada
reajuste, a Parcela B é obtida como resultado da subtração da Parcela A da receita total auferida no
período de referência, que é definido como o período transcorrido entre o último reajuste e o que está
em processamento, ou seja, a Parcela B é obtida residualmente.
O reajuste periódico anual das tarifas baseia-se em uma fórmula paramétrica, definida no contrato de
concessão. Nele, os custos da Parcela A são repassados às tarifas. Os custos da Parcela B, por sua vez,
são corrigidos de acordo com a variação do IGP-M, ajustado pelo fator X (componente que busca
capturar os ganhos de escala ocorridos entre revisões tarifárias periódicas, em decorrência do
crescimento do mercado atendido. O resultado é o IRT.
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A revisão tarifária periódica ocorre a cada 3 ou 4 anos (cada contrato tem um período distinto). Essas
revisões são realizadas pela ANEEL tendo como princípios: (i) as alterações na estrutura de custos e de
mercado da concessionária, (ii) os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto
nacional e internacional, e (iii) os estímulos à eficiência e a modicidade das tarifas. Desta forma, nos
processos de revisão tarifária periódica implementados pela ANEEL, todos os custos da Parcela B são
recalculados com vistas a assegurar que a Parcela B seja suficiente para: (i) a cobertura dos custos
operacionais eficientes; e (ii) a remuneração adequada dos investimentos prudentes considerados
essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora. O fator X é utilizado para ajustar o
IGP-M empregado nos reajustes anuais subsequentes e é definido com base em dois componentes: (a)
ganhos previstos de produtividade; e (b) IPC-A sobre a parcela mão de obra dos custos operacionais.
Por conseguinte, quando da conclusão de cada reajuste tarifário, a aplicação do fator X faz com que
as distribuidoras compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais.
Em 2006, a ANEEL deu início ao aperfeiçoamento das metodologias utilizadas no primeiro ciclo de
revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica, através da audiência
pública 008/2006. Esta audiência culminou na Resolução nº 234/2006, que estabeleceu “os conceitos
gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de
revisão tarifária periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica”.
Em 20 de dezembro de 2007, a ANEEL deu início à audiência pública 052/20007, com o objetivo de
obter subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da Resolução Normativa ANEEL n.º
234/2006. Os temas abordados foram empresa de referência, fator X, perdas técnicas, perdas não
técnicas, receitas irrecuperáveis e Base de Remuneração Regulatória. O processo da audiência
pública terminou em 25 de novembro de 2008, com a homologação da Resolução Normativa ANEEL nº
338/2008, que alterou os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para
realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias de serviço público de
distribuição de energia elétrica.
Ademais, as distribuidoras têm direito a revisão tarifária extraordinária, caso a caso, de maneira a
assegurar o equilíbrio financeiro de seus contratos de concessão e a compensação por custos
imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos.
A Bandeirante teve duas revisões tarifárias periódicas já cumpridas, nos anos de 2003 e 2007, e as
seguintes, com a mesma periodicidade, ocorrerão sempre no mês de outubro. Ainda assim, da
perspectiva dos resultados da Companhia assumiu-se, como aplicável, o índice de reposicionamento
tarifário provisório aplicado pela ANEEL e publicado com o título de “provisório” expresso na respectiva
resolução homologatória da ANEEL e, nos casos de reconhecimentos posteriores para mais ou para
menos, estes foram apropriados quando de sua deliberação pelo regulador.
Em 06 de outubro de 2009, a ANEEL homologou de forma definitiva a segunda revisão tarifária
periódica da Companhia (período Outubro 2007-Outubro 2011), cujas principais alterações, face ao
que havia estabelecido provisoriamente em 2007 e 2008, foram:
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(i) Empresa de Referência: passou de R$ 263 milhões para R$ 247 milhões. Em 13 de julho de 2009, como
resultado da Consulta Pública nº 047/2009, a ANEEL havia divulgado o valor de R$ 235 milhões;
(ii) Componente Xe do Fator X: índice utilizado no cálculo dos reajustes tarifários anuais, passou de
0,74% para 1,01%; e
(iii) Percentual de Perdas de Receita Irrecuperáveis: passou de 0,50% para 0,60% do faturamento bruto
(com impostos).
Estas alterações retroagem a 23 de outubro de 2007 e estão mantidos os valores das Bases de
Remuneração Regulatória Bruta e Líquida.
Computados todos os efeitos, o índice de revisão tarifária, agora aprovado pela ANEEL, é de -9,79%,
em substituição ao valor provisório, fixado em outubro de 2007, de -8,80%.
Em reunião pública ocorrida em 21 de outubro de 2009, a ANEEL aprovou o reajuste médio das tarifas
da Bandeirante de 5,46% para o período de 23 de outubro de 2009 a 22 de outubro de 2010, sendo
3,11% relativo ao reajuste tarifário anual econômico e 2,35% referentes aos componentes financeiros
pertinentes, que, computado o efeito dos itens financeiros retirados da base, de 4,44%, correspondem
a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos de 1,02%.
Conforme definido pela ANEEL, esse reajuste também contemplou a diferença percentual em razão da
homologação definitiva da revisão tarifária da Bandeirante, ocorrida em 06 de outubro de 2009.
7.4. CLIENTES RELEVANTES (RESPONSÁVEIS POR MAIS DE 10% DA RECEITA LÍQUIDA TOTAL DA COMPANHIA)
Os consumidores da Bandeirante podem ser subdivididos em sete categorias distintas: (i) industriais; (ii)
comerciais; (iii) residenciais; (iv) rurais; (v) poderes públicos; (vi) iluminação pública; e (vii) serviços
públicos.
A participação no mercado da Bandeirante em 31 de março de 2010 e nos 3 (três )últimos exercícios
sociais, relativa a cada uma das categorias acima elencadas, está descrita na tabela abaixo:
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Número de Consumidores
Fornecimento
de
Variação
Total
Energia Elétrica
31/12/2007
Total
2007/2008
Variação
31/12/2008
(%)
Total
31/12/2009
Total
31/03/2010
(%)
2008/2009
(%)
(%)
1.318.912
91,7
2,9
1.357.429
91,6
1.351.493
91,7
(%)
Residencial
1.283.265
91,6
2,8
Industrial
8.949
0,6
7,1
9.587
0,7
5,2
10.088
0,7
10.151
0,7
Comércio, serviços
91.455
6,5
0,6
92.030
6,4
2,7
94.536
6,4
93.300
6,3
Rural
8.079
0,6
1,7
8.215
0,6
0,1
8.224
0,6
8.261
0,6
Poder público
7.208
0,5
3,0
7.425
0,5
22,6
9.101
0,6
7.999
0,5
Iluminação
1.365
0,1
8,0
1.474
0,1
22,4
1.804
0,1
1.588
0,1
Serviço público
981
0,1
2,8
1.008
0,1
16,4
1.173
0,1
1.204
0,1
Consumo próprio
85
0,0
8,2
91
0,0
1,1
93
0,0
93
0,0
1.401.387
100,0
2,7
1.438.743
100,0
3,0
1.482.488
100,0
1.474.089
e
outras
atividades
pública
Total do
100,0
fornecimento
faturado
MWh
Fornecimento
de
Variação
Total
Energia Elétrica
31/12/2007
Total
2007/2008
Variação
31/12/2008
(%)
Total
31/12/2009
(%)
2008/2009
Total
31/03/2010
(%)
(%)
(%)
Residencial
2.639.558
32,8
6,6
2.814.965
33,2
6,3
2.992.589
35,0
771.710
34,9
Industrial
2.960.687
36,8
4,7
3.101.231
36,6
-4,8
2.951.238
34,5
748.615
33,8
Comércio, serviços
1.545.253
19,2
5,2
1.626.121
19,2
4,3
1.696.831
19,8
458.553
20,7
Rural
98.373
1,2
3,0
101.298
1,2
-29,0
71.927
0,8
20.380
0,9
Poder público
260.976
3,2
6,8
278.662
3,3
3,7
289.023
3,4
73.170
3,3
Iluminação pública
309.484
3,8
-1,3
305.401
3,6
-2,7
297.079
3,5
74.360
3,4
Serviço público
230.892
2,9
3,3
238.474
2,8
4,2
248.390
2,9
64.926
2,9
5.053
0,1
-4,6
4.821
0,1
-2,5
4.701
0,1
1.254
0,1
8.050.276
100,0
5,2
8.470.972
100,0
1,0
8.551.777
100,0
771.710
100,0
e outras atividades
Consumo próprio
Total do
fornecimento
faturado
Em 31 de dezembro de 2009, o número total de clientes da Bandeirante era de 1,5 milhão.
A Companhia atende as regiões do Alto do Tietê e do Vale do Paraíba. Na região do Alto do Tietê, a
Companhia atende a 9 municípios. Segundo o censo demográfico realizado em 2000 pelo IBGE, essa
região tinha uma população de 2.203.682 habitantes. O consumo em 2009 foi de 4.662 GWh, que
representa 55,5% da energia vendida pela Bandeirante.
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A Companhia fornece energia a 19 municípios na região do Vale do Paraíba, região que, segundo o
censo demográfico realizado no ano de 2000 possuía uma população de 1.712.930 habitantes. O
consumo em 2009 foi de 3.885 GWh, correspondendo a 45,5% da energia vendida pela Bandeirante.
A Bandeirante faturou 8.552 MWh para os clientes cativos e consumo próprio no período findo em 31
de dezembro de 2009, representando uma acréscimo de 1,0% em relação ao mesmo período do ano
anterior.
A energia elétrica vendida no mercado cativo em 2009 apresentou variações conforme cada classe
de consumo:

A classe residencial teve um volume de vendas de 2.993 GWh, representando um crescimento
de 6,3% em relação ao ano de 2008;

A classe industrial teve um total de energia vendida de 2.951 GWh, representando um
decréscimo de 4,8% em relação ao ano anterior. Este segmento foi fortemente impactado pela
crise mundial financeira;

A classe comercial teve um crescimento de 4,3% em relação ao ano anterior, com volume de
vendas de 1.697 GWh no ano;

As demais classes totalizaram 906 GWh em energia vendida, o que corresponde a um
decréscimo de 1,9% em relação a 2008, devido, devido à migração das cooperativas de
eletrificação rural para a condição de Permissionárias. Caso não houvesse ocorrido esta
migração, as demais classes teriam um crescimento de 1,7%..
Durante o ano de 2009, a energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante para o mercado livre
e para outras concessionárias totalizou o montante de 13.292 GWh, o que representa um decréscimo
de 1,9%, em relação ao ano anterior.
Com relação ao número de clientes faturados, a Companhia encerrou o ano de 2009 com 1,5 clientes
faturados, representando um crescimento de 3,0% sobre o ano anterior.
7.5. EFEITOS RELEVANTES DA REGULAÇÃO ESTATAL SOBRE AS ATIVIDADES DA COMPANHIA:
a) Necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades da Companhia e
histórico de relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações.
A Constituição Brasileira prevê que o desenvolvimento de instalações para produção e transporte de
energia elétrica, assim como a sua comercialização, podem ser efetuados diretamente, pelo Governo
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Federal, ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. As
companhias ou consórcios que pretenderem construir ou operar instalações de geração, transmissão
ou distribuição de energia elétrica no Brasil deverão solicitar a outorga de concessão, permissão ou
autorização, conforme o caso, ao MME ou à ANEEL, na posição de representantes do Governo
Federal.
As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica durante um período
determinado, ao contrário das permissões e autorizações, que podem ser revogadas a qualquer
tempo a critério do MME, após consulta à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. Tal período é,
geralmente, de 35 anos para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de
transmissão ou distribuição.
Os direitos à exploração de serviços relativos à distribuição de energia elétrica nas áreas de concessão
dentro do Estado de São Paulo foram outorgados à Bandeirante por meio da Resolução da ANEEL n.º
72, de 25 de março de 1998, publicada no Diário Oficial da União de 27 de março de 1998.
As condições para exploração dos serviços acima mencionados constam do Contrato de Concessão,
firmado em 23 de outubro de 1998 entre a Bandeirante e a União, esta última na qualidade de Poder
Concedente.
O prazo do Contrato de Concessão é de 30 anos, contado a partir da data de assinatura, podendo ser
prorrogado, no máximo, por igual período, mediante requerimento da Bandeirante, apresentado até
36 meses antes do término do prazo do contrato, o qual será analisado pelo Poder Concedente, que
decidirá com base nos princípios de continuidade e qualidade do serviço público.
A Bandeirante se compromete, nos termos do Contrato de Concessão, a manter e aperfeiçoar
equipamentos e instalações em conformidade com a qualidade, continuidade, segurança e
confiabilidade dos padrões de serviços estabelecidos, ou a serem estabelecidos, pela ANEEL.
O Contrato de Concessão estabelece a inexistência de exclusividade da Distribuidora, para fins do
atendimento dos consumidores de energia elétrica qualificados como Consumidores Livres, definidos
nos termos da Lei 9074 / 95, aos quais se assegura livre acesso à energia elétrica de qualquer outro
fornecedor. No que concerne ao relacionamento com os consumidores, cumpre ainda ser ressaltado
que a Bandeirante se compromete a manter em permanente funcionamento o chamado “conselho
de consumidores”, integrado por representantes das diversas classes de consumidores, de caráter
consultivo e voltado para orientação, análise e avaliação dos serviços e da qualidade do atendimento
prestado, bem como para a formulação de sugestões e propostas de melhoria dos serviços.
Ainda nos termos do Contrato de Concessão, a Bandeirante deve ter por objeto social a exploração
de serviços públicos de distribuição energia elétrica, comprometendo-se somente a exercer outra
atividade empresarial mediante prévia autorização da ANEEL e desde que as receitas auferidas, que
deverão ser contabilizadas em separado, sejam parcialmente destinadas a favorecer a modicidade
das tarifas do serviço de energia elétrica.
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Observadas as regras da legislação econômica vigente, por iniciativa da ANEEL ou da Companhia, as
tarifas poderão ser reajustadas mediante aplicação de fórmulas constantes no Contrato de
Concessão, com periodicidade anual, podendo haver revisão de tarifas de acordo com as situações
elencadas no Contrato de Concessão. Especificamente no caso da Companhia, a época prevista
para o reajuste anual é outubro de cada ano. Além do reajuste anual, a Companhia está sujeita à
revisão ordinária a cada 4 anos, que pode aumentar ou diminuir as suas tarifas.
O Contrato de Concessão sofreu quatro aditamentos, respectivamente em: 1º de julho de 2002, 25 de
março de 2003, 29 de agosto de 2005 e 26 de fevereiro de 2010.
O primeiro termo aditivo ao Contrato de Concessão estabeleceu a transferência à Piratininga de
parcela da área de concessão da Bandeirante e respectivos ativos, como conseqüência da cisão
parcial da concessão outorgada à Companhia.
O segundo termo aditivo ao Contrato de Concessão formalizou a transferência da participação
acionária da Companhia, detida pela Enerpaulo – Energia Paulista Ltda. , para a EDP Energias de
Portugal S.A., sendo que a parcela cindida, referente ao ágio da aquisição da Bandeirante e a
provisão para preservação de dividendos, foi transferida para a Bandeirante e a parcela cindida,
referente aos demais direitos e obrigações, foi transferida para a EDP Energias de Portugal S.A.
O terceiro termo aditivo foi firmado, refletindo alterações da legislação, para possibilitar o repasse dos
custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos (i) de energia elétrica proveniente de
empreendimentos de geração distribuída; (ii) de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente
Regulado – CCEAR, e (iii) decorrentes de leilões de ajuste pelos agentes de distribuição, para as tarifas
dos consumidores finais dos agentes de distribuição.
Por sua vez, o quarto aditivo contratual teve por objeto a alteração dos procedimentos de cálculo a
partir dos reajustes tarifários anuais de 2010, de modo a eliminar o efeito tarifário causado pela atual
metodologia de reajuste prevista no Contrato de Concessão e assegurar a neutralidade em relação
aos encargos setoriais da Parcela “A” da receita anual da Companhia.
A Lei de Concessões estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá
cumprir na prestação de serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores de energia elétrica,
bem como as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. Ademais, a concessionária
deverá cumprir com o regulamento vigente do setor elétrico. As principais disposições da Lei de
Concessões são:
• Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros
de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua
prestação, modicidade nas tarifas e acesso ao serviço.
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• Servidões. O Poder Concedente pode declarar quais são os bens necessários à execução de serviço
ou obra pública de necessidade ou utilidade pública, nomeando-os de servidão administrativa, em
benefício de uma concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da
concessionária.
• Responsabilidade objetiva. A concessionária é a responsável direta por todos os danos que sejam
resultantes da prestação de seus serviços, independentemente de culpa.
• Mudanças no controle societário. O Poder Concedente deverá aprovar previamente qualquer
mudança direta ou indireta no controle societário da concessionária.
• Intervenção do Poder Concedente. O Poder Concedente poderá intervir na concessão com o fim de
assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fiel cumprimento das normas
contratuais, regulamentares e legais pertinentes, caso a concessionária falhe com suas obrigações.
• Extinção antes do termo contratual. A extinção do Contrato de Concessão poderá ser determinada
por meio de encampação, caducidade, rescisão, anulação do processo licitatório que conferiu a
concessão, falência ou extinção da concessionária. A concessionária tem o direito à ampla defesa no
procedimento administrativo que declarar a caducidade da concessão e poderá recorrer
judicialmente contra tal ato. A concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos
realizados nos bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. Nos
casos de caducidade, deverão ser descontados da indenização os valores das multas contratuais e
dos danos por ela causados.
• Termo contratual. Quando do advento do termo contratual, todos os bens, direitos e privilégios
transferidos à concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energia
elétrica, serão revertidos ao Poder Concedente. Após o advento do termo contratual, a concessionária
tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados em bens reversíveis que não tenham sido
completamente amortizados ou depreciados.
b) Política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental
A Companhia está sujeita a abrangente legislação ambiental brasileira nas esferas federal, estadual e
municipal. O cumprimento desta legislação é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que
podem impor sanções administrativas contra a Companhia por eventual inobservância da legislação.
A Bandeirante é uma distribuidora de energia elétrica, operando um sistema em tensão inferior a 138
kV, que por suas características, não gera impactos ambientais significativos.
As questões ambientais são tratadas pelo Grupo EDP Energias do Brasil S.A. de Atividade de Meio
Ambiente, órgão ligado diretamente à Diretoria Técnica da empresa e constituído por profissionais
qualificados, que além de gerenciar as atividades da empresa tendo em vista o cumprimento da
legislação ambiental, participa da implementação do sistema de gestão integrada, que congrega
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atividades das áreas de meio ambiente, segurança do trabalho, saúde ocupacional e comunicação
social.
A responsabilidade da empresa no trato de questões de natureza ambiental e social se manifesta a
partir dos Princípios de Desenvolvimento Sustentável e das Políticas de Investimentos Sociais Externos e
de Meio Ambiente, Saúde Ocupacional e Segurança do Trabalho. Por prestar um serviço público
essencial à população a temática ambiental e social permeia todas as atividades da empresa, desde
o planejamento estratégico de negócios, passando pela expansão, operação e manutenção do
sistema elétrico, até o relacionamento com clientes, comunidades e demais partes interessadas.
Sustentabilidade e elevados padrões de ética e governança corporativa são compromissos
explicitados no mapa estratégico, assim como uma rigorosa e sistematizada gestão de riscos
empresariais, que contempla impactos sociais e ambientais. Pelo 4º ano consecutivo a Bandeirante é
responsável pela manutenção das ações da EDP Energias do Brasil S.A. (ENBR3) na carteira do Índice
de Sustentabilidade Empresarial - ISE Bovespa. Todos os processos e procedimentos socioambientais
são estruturados em conformidade com as normas ISO 9001, ISO 14001 e OHSAS 18001 o que
proporcionou à empresa a certificação de alguns processos e instalações. Há que se destacar ainda a
adesão aos compromissos voluntários Global Compact e Objetivos do Milênio (iniciativas Organização
das Nações Unidas - ONU); Pacto Empresarial pela Integridade e Combate à Corrupção; Pacto
Nacional pela Erradicação do Trabalho Escravo no Brasil; Conselho Empresarial Brasileiro para o
Desenvolvimento Sustentável – CEBDS; Greenhouse Gas Protocol - GHG Protocol (metodologia para a
aferição das emissões de Gases de Efeito Estufa - GEE), Carbon Disclosure Project – CDP (relatório das
emissões de GEE).
1) Implantação do Sistema Integrado de Gestão Ambiental, Saúde Ocupacional, Segurança do
Trabalho e Comunicação Social
Desde 2005, a Bandeirante dispõe de sistema de gestão ambiental tendo em vista a redução, controle,
eliminação ou mitigação de impactos ambientais e de riscos relativos ao meio ambiente, saúde
ocupacional e segurança do trabalho, observando rigorosamente todos os requisitos estabelecidos nas
normas internacionais da série ISO 14.000 e OHSAS 18.000, bem como a legislação brasileira. Em
meados de 2007, a EDP no Brasil decidiu elevar o patamar de gestão social e ambiental nas empresas
controladas com a implantação de sistema de gestão integrada de meio ambiente, saúde
ocupacional e segurança do trabalho, visando à padronização e melhoria do desempenho das
empresas e posterior certificação de instalações nas normas ISO 14001e OHSAS 1800. Os primeiros
resultados surgiram no final de 2009 com a certificação de algumas usinas hidrelétricas. A Bandeirante
teve sua primeira certificação em março de 2010, com o escopo delimitado nos termos a seguir pela
Bureau Veritas Certification: ISO 14.000 – 03 subestações - ETD Dutra, ETD Maresias e ETD Vale do Sol;
OHSAS 18.001 - Operação e Manutenção de Estações.
O projeto tem perspectiva de ampliação com a regularização do licenciamento ambiental de todas
as instalações, ora em curso na Secretaria de Meio Ambiente do Estado de São Paulo. Com as licenças
será possível estender rapidamente a certificação ambiental às demais instalações de alta tensão da
empresa, uma vez que todos procedimentos estão implantados e as equipes estão treinadas.
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Ainda no âmbito do sistema de gestão merecem destaque os seguintes subsistemas: sistema CAL de
atualização da legislação de meio ambiente e S&SO e avaliação da conformidade legal de
instalações e processos; sistema ON BASE de controle de documentos, incluindo normas técnicas,
procedimentos e instruções de trabalho; Sistema CONFORM para registro e acompanhamento de não
conformidades.
2) Identificação e tratamento dos principais impactos ambientais e sociais
A Bandeirante dispõe de procedimento para a identificação e avaliação dos aspectos e impactos
ambientais e sociais decorrentes de suas atividades e, como resultado, instrumentaliza a Matriz de
Aspectos e Impactos Ambientais e Sociais. O levantamento de aspectos e impactos se inicia a partir da
análise das atividades de planejamento, expansão, manutenção e operação do sistema elétrico, bem
como das atividades de apoio, tais como a construção e manutenção do sistema elétrico, o
armazenamento de materiais, equipamentos e resíduos, a manutenção predial, intervenção na
vegetação etc. Nessa primeira etapa são identificadas as potenciais ações geradoras de impactos
ambientais e sociais, que são desdobradas em tarefas, atividades e processos decorrentes. São
consideradas as atividades rotineiras, não rotineiras, emergenciais e acidentais. A quantificação dos
impactos
considera
os
seguintes
fatores:
Situação
do
Aspecto,
Natureza
do
Impacto,
Responsabilidade, Freqüência, Severidade (para atividades rotineiras e não rotineiras), Gravidade e
Probabilidade (para situações emergenciais). O produto da freqüência e da severidade ou da
gravidade e probabilidade em eventos emergenciais, indica a significância de cada impacto.
Também são considerados o reflexo em partes interessadas, requisitos legais, compromissos
corporativos e o ISE BOVESPA. A revisão e atualização das matrizes de aspectos e impactos tem
critérios definidos no respectivo procedimento. A partir da identificação dos aspectos, impactos, riscos
e perigos decorrentes das atividades da empresa, são definidos os programas de gestão,
procedimentos e instruções de trabalho que permitem eliminá-los ou minimizá-los, seja no fornecimento
de energia elétrica (produto), nas instalações da empresa ou nas áreas de entorno. Os principais
aspectos ambientais que caracterizam a distribuição de energia elétrica são: geração de resíduos;
armazenagem e manuseio de óleo isolante e produtos químicos; interferências com vegetação e áreas
ambientalmente protegidas; consumo de água, energia e combustíveis; consumo de materiais
metálicos; poluição sonora em subestações; emissões atmosféricas da frota de veículos e emergências
ambientais.
O tratamento dos impactos ambientais significativos se dá a partir de uma série de programas
ambientais, entre os quais: licenciamento ambiental; interferências em áreas protegidas; interferências
na vegetação; gestão de resíduos; prevenção e gerenciamento de áreas contaminadas;
monitoramento de ruídos em subestações; redução do consumo de recursos naturais; monitoramento
de emissões atmosféricas; e plano de ação em emergência. Alguns desses planos são detalhados a
seguir.
3) Programa de Prevenção e Gerenciamento de Áreas Contaminadas
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A Bandeirante iniciou em 2004 um diagnóstico social e ambiental em todas as instalações em que há
equipamentos instalados ou armazenados com grandes volumes de óleo, fontes de ruído permanente
ou substâncias químicas perigosas que possam apresentar riscos ao meio ambiente, buscando
certificar-se da inexistência de passivos ambientais. O trabalho teve por base a coleta e análise de
amostras de solo subsuperficial e a instalação de poços de monitoramento de água subterrânea nas
instalações que apresentavam algum indício de contaminação. O cronograma previa a avaliação
ambiental detalhada das instalações da empresa no prazo de 5 anos, o que foi rigorosamente
cumprido. Em 2010 está sendo realizado o último ciclo de avaliação contemplando 12 sites. Em sete
(07) subestações foi constatada a contaminação de solo subsuperficial o que ensejou medidas de
contenção do risco (EBC Taubaté) ou remediação (ECH Norte). Em nenhum local foi constatada
contaminação de águas subterrâneas.
4) Programa de Monitoramento de Ruídos em Subestações
Iniciado em 2004 na Bandeirante como parte do diagnóstico ambiental das subestações, o Programa
para Monitoramento e Controle de Ruídos, em 2009, contou com sua 4ª fase de medições. A
campanha de monitoramento compreendeu 15 subestações, sendo seis delas por terem apresentado
níveis de pressão sonora acima do estabelecido pela legislação em 2008. É importante lembrar que as
medições partiram do cenário mais crítico, isto é, a situação em que todos os ventiladores dos
transformadores – sistema de arrefecimento – estão ligados. O sistema de arrefecimento tem regime de
funcionamento diferenciado em função da curva de carga dos equipamentos e, raramente, é
acionado no período noturno (após 22h).
Além das 6 instalações foram monitoradas outras 9, que tiveram a validade de monitoramento vencida
(4 anos) ou alterações em suas configurações, conforme define a Instrução de Trabalho de
Monitoramento de Ruídos.
Para as instalações que tiveram pontos fora do limite, foi realizado o
monitoramento com o sistema de arrefecimento desligado e o levantamento da quantidade de horas
de funcionamento noturno dos ventiladores. Para as instalações que emitem ruído acima do permitido
pela legislação são consideradas as seguintes medidas corretivas: intervenção direta no equipamento
ruidoso, substituindo-o ou instalando equipamentos de atenuação de ruído; alteração de lay out da
instalação, aumentando a distância dos equipamentos mais ruidosos em relação à vizinhança;
instalação de barreiras acústicas de absorção ou redirecionamento; e instalação de equipamentos de
atenuação do ruído nos pontos receptores (residências vizinhas reclamantes, quando for o caso).
Convém ressaltar que não há registro de reclamações de vizinhança ou de comunidade de entorno
desde 2006. À época foi constatado o problema em subestação localizada em Guarulhos, o que foi
prontamente resolvido com manutenção no sistema de ventilação dos equipamentos.
5) Gerenciamento de resíduos
A Bandeirante realiza anualmente seu inventário de resíduos em conformidade com a resolução Nº 5
do CONAMA e norma técnica NBR 10.004, fazendo o devido registro na CETESB. Durante as atividades
de construção, manutenção e operação do sistema elétrico são gerados diversos tipos de resíduos
entre os quais se destacam: lâmpadas a vapor metálico, baterias e sucata metálica; materiais
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contaminados com óleo isolante, graxas e solventes; resíduos contaminados com bifenilas policloradas
(PCB); resíduos de escritório que são submetidos a processos de reciclagem. O manuseio,
armazenagem temporária, transporte e destinação final seguem todos os trâmites legais estabelecidos.
A destinação final dos resíduos é feita de acordo cm a tabela abaixo:
Resíduos
Lâmpadas a vapor metálico, baterias e sucata metálica
Materiais contaminados com óleo isolante, graxas e
solventes
Resíduos contaminados com bifenilas policloradas (PCB)
Resíduos de escritório
Destinação
Reciclagem ou reutilização dos materiais
Coprocessamento fornos industriais
Descontaminação ou incineração de acordo com o
teor de contaminantes
Coleta seletiva.
O programa de coleta seletiva de resíduos e destinação de materiais como papel, papelão, vidros e
plásticos para a reciclagem foi implantado em setembro de 2001 na sede São Paulo, sendo depois
estendido aos edifícios do Alto Tietê. Em 2009 foi implantado no Vale do Paraíba e Litoral Norte,
cobrindo 100% das instalações da empresa. Além da segregação, manuseio e armazenagem
adequados a empresa faz a pré-qualificação dos prestadores de serviço que fazem a destinação final
ou reciclagem dos resíduos.
Óleo Ascarel
A Bandeirante mantém em operação apenas uma estação de bancos de capacitores com
equipamentos isolados em óleo ascarel. Os equipamentos em operação na EBC GM, em São José dos
Campos, quando da ocorrência de defeitos, são submetidos a procedimentos específicos de
manuseio, acondicionamento, transporte e destinação final. Está sendo analisada a possibilidade de
desativação desses equipamentos até o final de 2010, ainda que o prazo legal estabelecido se
estenda até 2020. Caso o projeto avance serão necessários recursos da ordem de R$ 1,5 milhão para a
substituição doas equipamentos e destinação final dos resíduos contaminados.
6) Regularização de empreendimentos construídos a partir de 1981 – Processo SMA 13.622/04
Todos os empreendimentos construídos a partir de 1981 são objeto de processo de regularização
conjunta perante a Secretaria de Estado do Meio Ambiente - SMA, para a emissão da respectiva
licença ambiental de operação mediante a formalização de um Termo de Compromisso de
Compensação Ambiental (TCCA). Em outubro de 2009, foi encaminhada uma Minuta do Termo de
Compromisso de Compensação Ambiental para avaliação da Secretaria do Meio Ambiente, com a
finalidade de regularizar os empreendimentos anteriores a 2004. A proposta entregue à SMA prevê
compensação ambiental através de um programa de reflorestamento e considera, além do
gerenciamento dos aspectos e impactos que caracterizam a operação e manutenção do sistema
elétrico, a área inferida de supressão de vegetação necessária à implantação dos empreendimentos á
época em que foram construídos. O programa de reflorestamento proposto pela Bandeirante será
executado em um prazo máximo de 05 (cinco) anos, com implantação gradativa, e manutenção de
02 (dois) anos para cada lote de plantio realizado. A área de vegetação nativa afetada pelas faixas
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de servidão das linhas de transmissão totaliza 48,80 ha (quarenta e oito hectares e oitenta ares), sendo
40,60 ha (quarenta hectares e sessenta ares) fora de Unidades de Conservação e 8,20 ha (oito
hectares e vinte ares) inseridos em Unidades de Conservação. Os plantios serão realizados com
diversidade mínima de 80 espécies nativas de ocorrência regional, respeitando-se um espaçamento
de 3x2 metros entre plantas, com adensamento de 1.667 (um mil seiscentos e sessenta e sete) árvores
por hectare, totalizando 81.350 (oitenta e um mil, trezentos e cinqüenta) mudas. O valor estimado do
para cumprimento do TCCA é de R$ 1.627 mil, o que corresponde a R$ 325 mil anuais. Tal valor já está
provisionado no orçamento plurianual de negócios.
Os empreendimentos construídos posteriormente ao ano de 2004, nomeadamente, as Linhas de
Transmissão Norte - Nordeste, Nordeste - Dutra e Nordeste - Pedreira; e as Subestações ETD Maresias e
ETD Pedreira não fazem parte desse processo, pois foram, tempestivamente, licenciados no âmbito do
Estado de São Paulo e dos respectivos Municípios.
Além proposta contida na minuta do TCCA, a Bandeirante se comprometeu a manter os demais
programas ambientais existentes e relacionados na correspondência BDMAN – 050/2008, tais como o
monitoramento de ruídos em subestações, o monitoramento da qualidade de solos e águas
subterrâneas, a inclusão de áreas protegidas em base cartográfica digital, os quais se encontram
efetivamente implantados e devidamente integrados na gestão ambiental da empresa.
Quanto aos riscos existentes neste processo de regularização do licenciamento a Bandeirante
vislumbra a possibilidade de redução do prazo de compensação, a majoração de quantidades de
mudas devido à interferência em Unidades de Conservação ou a necessidade de depósito imediato
do valor estimado para o TCCA em conta corrente específica. Possibilidades mais remotas envolvem a
solicitação de estudos de interferência dos campos eletromagnéticos nos termos da Lei Federal
11.934/09 e propostas para realocação de população residente em trechos das faixas de servidão,
que caso se concretizem, serão objeto de nova avaliação e de propostas de solução no longo prazo.
7) Educação e Conscientização Ambiental
A Bandeirante realizou em 2009 diversas ações e eventos, como palestras e treinamentos, voltados aos
colaboradores, visando promover a educação e conscientização ambiental, entre os quais merecem
destaque:

Treinamento para identificação, registro e tratamento de não conformidades

Simulação de emergência em subestações

Treinamento de formação de brigada de incêndio
Além desses programas de treinamento é importante destacar a participação nos prêmios de gestão
empresarial (PNQ da Fundação Nacional da Qualidade e Prêmio ABRADEE), nas auditorias internas e
externas e na análise crítica dos indicadores de gestão ambiental. Além da adoção de referenciais
superiores adquiridos nestes trabalhos as equipes tem estreita convivência com profissionais
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especializados das áreas de meio ambiente, o que facilita a absorção e conscientização quanto à s
necessidades da empresa.
Por fim, o Instituto desenvolve desde 2008 o programa Econnosco, que promove e estimula o consumo
racional de água, energia elétrica, combustíveis e papel. Constam ainda do programa o incentivo a
reciclagem de materiais e a utilização do conceito de pegada ecológica, que calcula o impacto
ambiental de indivíduos, organizações e populações.
O custo anual médio incorrido para o cumprimento da regulação ambiental nos últimos três exercícios
sociais (2007, 2008 e 2009) foi de R$ 801 mil, devendo manter-se no mesmo patamar nos próximos
períodos. São excluídos desse valor os gastos capitalizáveis nos empreendimentos voltados à expansão
do sistema elétrico.
c) dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes
para o desenvolvimento das atividades.
A Companhia não é dependente de suas marcas, patentes, licenças, concessões, franquias e
contratos de royalties. Para informações sobre patentes, marcas, licenças, concessões, franquias,
contratos de royalties da Companhia, vide item 9.1 “b” deste Formulário de Referência.
7.6. INFORMAÇÕES ACERCA DOS PAÍSES EM QUE A COMPANHIA OBTÉM RECEITAS RELEVANTES.
A receita da Companhia não é proveniente de outros países que não o Brasil. Suas atividades estão
restritas ao território nacional.
7.7. EM
RELAÇÃO AOS PAÍSES DOS QUAIS A
COMPANHIA
OBTÉM RECEITAS RELEVANTES, IDENTIFICAR: A) PRODUTOS E SERVIÇOS
COMERCIALIZADOS; B) RECEITA PROVENIENTE DOS CLIENTES ATRIBUÍDOS A CADA PAÍS ESTRANGEIRO E SUA PARTICIPAÇÃO NA
RECEITA LÍQUIDA TOTAL DA
COMPANHIA; E C) RECEITA PROVENIENTE DOS CLIENTES ATRIBUÍDOS A CADA PAÍS ESTRANGEIRO E
SUA PARTICIPAÇÃO NA RECEITA LÍQUIDA TOTAL DA COMPANHIA.
Não aplicável.
7.8. OUTRAS RELAÇÕES DE LONGO PRAZO RELEVANTES DA COMPANHIA.
Para maiores informações sobre relações de longo prazo, ver item 10.1 (f) e item 16 deste Formulário de
Referência.
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7.9. OUTRAS INFORMAÇÕES RELEVANTES.
Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro
Características Gerais
O parque gerador brasileiro é predominante hidrelétrico, apesar do aumento da participação das
usinas térmicas e de biomassa. Segundo informações da ANEEL, em maio de 2010, o País possuía no
total 2.233 empreendimentos em operação, e desconsiderando-se os montantes importados da
Argentina, Venezuela e Uruguai e considerando-se a produção integral de Itaipu Binacional, a
capacidade instalada do parque gerador brasileiro conectado ao SIN era de aproximadamente 110
GW. Do total da energia produzida pelos 2.233 empreendimentos em operação, aproximadamente
72,9% é proveniente de hidrelétricas e 24,6% de termelétricas. Além disso, o Brasil conta com 2 usinas
nucleares, que correspondem a 1,85% do potencial instalado, 44 usinas eólicas que correspondem a
0,70% e 1 uma central geradora solar Fotovotaica.
O Brasil tem o terceiro maior potencial hidroelétrico do mundo, com cerca de 258.000 MW, sendo que
o aproveitamento deste potencial é de aproximadamente 31%. Até 2030, visualiza-se um acréscimo de
cerca de 100.000 MW, dos quais 60.000 MW provirão da Região Amazônica, totalizando um parque
hidrelétrico de 170.000 MW. Grandes projetos estruturais na Região Amazônica já foram licitados nos
anos de 2007 e 2008, com previsão de início das operações a partir de 2013 (Usinas Hidrelétricas de
Santo Antônio – 3.150 MW e Jirau – 3.300 MW, ambas no Rio Madeira), sendo que já está em
andamento os preparativos para a licitação para o aproveitamento de Belo Monte, no Rio Xingu, com
previsão de 11.233 MW instalados.
No território brasileiro foi identificado um potencial da ordem de 16.000 MW para desenvolvimento de
pequenas centrais hidrelétricas – PCH com capacidade instalada entre 1 e 30MW, em
aproximadamente 3.000 aproveitamentos. Atualmente, a capacidade instalada é de 2.868 MW com
mais 1.095 MW em construção.
Além disso, evidencia-se um grande potencial para utilização da energia eólica, cerca de 143.000 MW,
com somente 766 MW instalados. Grande parte deste potencial se localiza na Região Nordeste, o que
traz o benefício da complementaridade com as usinas hidrelétricas, devido à sazonalidade defasada
dos regimes de vazões dos rios e dos ventos.
Segundo o Plano Decenal de Expansão aprovado em 2008 pelo MME, a capacidade de geração
instalada do País deverá aumentar para 144,8 GW até 2016, dos quais 115,0 GW (79,4%)
corresponderão à geração hidrelétrica, 29,8 GW (20,6%) à geração termelétrica e 8,6 GW (6,6%) à
importação de energia elétrica por meio do SIN.
Em 2008, a Eletrobrás detinha 39,0% dos ativos de geração brasileiros. Por intermédio de suas
subsidiárias, a Eletrobrás é também responsável por 56,0% da capacidade instalada de transmissão
acima de 230 kV no Brasil. Além disso, detém participação em algumas empresas controladas por
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estados brasileiros que se dedicam à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, incluindo,
entre outras, a Companhia Hidrelétrica do São Francisco – CHESF, Furnas e a Eletronorte.
O Sistema de Distribuição Brasileiro é composto por 64 distribuidoras, sendo 19 estatais e 45 privadas. As
11 maiores empresas de distribuição fornecem 54% da energia elétrica.
Empresas privadas, dentre as quais a Energias do Brasil, detinham, em 2008, 38,0% e 68,0% do mercado
de geração e distribuição, respectivamente, em termos de capacidade total e demanda, e 26,0% do
mercado de transmissão em termos de receita.
O consumo de energia elétrica no Brasil totalizou 388.204 GWh no ano 2009, sendo que do total desse
consumo, 53,6% foi consumido pela Região Sudeste. O consumo da Classe Industrial totalizou 165.632
GWh, que corresponde à 42,7% do total da energia elétrica consumida. Caracteriza-se por apresentar
grandes consumidores eletrointensivos, principalmente na área de siderurgia, metalurgia e papel e
celulose. O consumo da Classe residencial totalizou 100.638 GWh, 25,9% do total, e consumo per capita
152,4 kWh/mês.
Fonte: Resenha Mensal do Mercado de Energia EPE (Publicada em Janeiro/2010) - www.epe.gov.br/
O negócio de Energia Elétrica no Brasil
O parque gerador brasileiro é predominante hidrelétrico, apesar do aumento da participação das
usinas térmicas e de biomassa. Segundo informações da ANEEL, em maio de 2010, o País possuía no
total 2.233 empreendimentos em operação, e desconsiderando-se os montantes importados da
Argentina, Venezuela e Uruguai e considerando-se a produção integral de Itaipu Binacional, a
capacidade instalada do parque gerador brasileiro conectado ao SIN era de aproximadamente 110
GW. Do total da energia produzida pelos 2.233 empreendimentos em operação, aproximadamente
72,9% é proveniente de hidrelétricas e 24,6% de termelétricas. Além disso, o Brasil conta com 2 usinas
nucleares, que correspondem a 1,85% do potencial instalado, 44 usinas eólicas que correspondem a
0,70% e 1 uma central geradora solar Fotovotaica.
O gráfico abaixo apresenta a Capacidade Instalada no País dividida por estados:
Capacidade de Geração por Estado (%)
22%
18%
16%
9% 8% 8%
7% 7% 7% 7%
5%
3% 3%
2% 2% 2% 1%
1% 1% 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0%
0%
SP
MG
PR
BA
GO
PA
RJ
MS
AL
RS
SC
SE
PE
MT
AM
TO
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ES
RO
CE
RN
PI
AP
MA
AC
RR
PB
DF
Fonte:Aneel
Nota: Soma a mais de 100% devido a dupla contagem de usinas localizadas em divisas de estados.
O Brasil sempre ocupou uma posição de destaque no cenário mundial no que diz respeito à
hidroeletricidade, estando entre os países com maior capacidade hidrelétrica instalada. Conforme
informado no Balanço Energético Nacional – BEN de 2008, elaborado pelo MME em conjunto com a
EPE, somente cerca de 29,6% do potencial hidrelétrico nacional foi explorado, já que sua maior parte
se situa na Amazônia. A região norte não está interligada ao SIN, e, em razão disso, tal região é
denominada de Sistema Isolado, o qual compreende 45% do território nacional, porém representa
somente 2% da demanda total do País.
O Sistema Isolado é abastecido principalmente por fontes de geração térmica a óleo combustível e a
óleo diesel. Para a substituição de tais fontes térmicas no Sistema Isolado por meio da implantação de
usinas hidrelétricas, é previsto pela ANEEL o recebimento de incentivo do fundo formado com recursos
da CCC para financiar tais empreendimentos.
Dados do MME prevêem uma ligeira alteração na matriz energética brasileira nos próximos anos.
Estima-se que as participações hidrelétrica e de importação sofrerão redução em suas participações,
basicamente devido ao aumento da participação das fontes renováveis.
Segundo o BEN de 2008, o consumo de energia no Brasil registrou em 2008 um aumento de 5,2% em
comparação ao consumo registrado em 2007. A participação do gás natural na matriz energética
nacional, registrou aumento em um ponto percentual, atingindo 10,3% e produtos derivados da cana
de açúcar (etanol, bagaço, caldo e melaço para fins energéticos) também ampliaram sua fatia na
matriz, crescendo meio ponto percentual em relação a 2007 e atingiu 16,4% em 2008.
Conforme previsão do MME, a energia hidráulica teve sua participação na matriz energética reduzida
em mais de um ponto percentual. No acumulado do ano de 2008, a participação desta fonte caiu
para 13,8%, principalmente devido ao aumento da participação da geração termoelétrica.
Segmentos da Indústria de Energia Elétrica no Brasil
Geração
As características físicas do Brasil, em especial a grande extensão territorial e a abundância de recursos
hídricos foram determinantes para a implantação de um parque gerador de energia elétrica de base
predominantemente hidráulica.
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Resumo da Situação Atual dos Empreendimentos
Fonte de Energia
Situação
Capacidade Associada (kW)
45 empreendimento(s) de fonte Eólica
outorgada
2.139.793
em construção
311.050
em operação
547.684
1 empreendimento(s) de fonte Fotovoltaica
outorgada
5.000
1 empreendimento(s) de fonte Fotovoltaica
em operação
20
234 empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica
outorgada
4.374.208
em construção
11.679.941
em operação
78.196.329
1 empreendimento(s) de fonte Maré
outorgada
50
152 empreendimento(s) de fonte Termelétrica
outorgada
11.321.649
em construção
6.863.413
em operação
26.746.930
Fonte: Aneel, julho de 2009
As centrais de produção de eletricidade são objeto de concessão, autorização ou registro, segundo o
enquadramento realizado em função do tipo de central, da capacidade a ser instalada e do destino
da energia. Segundo o destino da energia, as centrais de produção podem ser classificadas como:

Produtores cuja outorga de concessão especifica que a energia produzida destina-se ao serviço
público de eletricidade;

Produtores independentes (assumem o risco da comercialização de eletricidade com distribuidoras
ou diretamente com consumidores livres); e

Auto-produtores (produção de energia para consumo próprio, podendo o excedente ser
comercializado mediante uma autorização).
Remuneração das Geradoras
Ao contrário das distribuidoras, as geradoras não têm, em seus contratos de concessão, a fixação de
tarifas, tampouco mecanismos de reajuste e revisão destas. Em outras palavras, o segmento de
geração não é submetido à regulação econômica. Anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico, as geradoras comercializavam a sua energia por meio de contratos iniciais, os quais tinham
tarifas fixadas pela ANEEL conforme previsto na Lei do Setor Elétrico, ou ainda por meio de contratos
bilaterais, cujos preços eram livremente negociados entre as partes.
Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem vender
sua energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e
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operacionalizados pela CCEE. No Ambiente de Contratação Livre - ACL, as geradoras podem vender
sua energia a preços livremente negociados a comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a
500GWh/ano e Consumidores Livres.
Nos contratos bilaterais firmados e homologados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do
Novo Modelo do Setor Elétrico, os preços negociados entre as geradoras e distribuidoras eram,
geralmente, influenciados pela limitação de repasse dos custos de aquisição de energia às tarifas
cobradas pelas distribuidoras de seus consumidores finais. O repasse de energia adquirida por meio
desses contratos é limitado por um valor estabelecido pela ANEEL chamado de “Valor Normativo”.
Para os Contratos Bilaterais celebrados sob a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a
limitação ao repasse de custos pelas distribuidoras é baseada no Valor Anual de Referência.
Essas limitações ao repasse às tarifas, dos custos de aquisição de energia pelas distribuidoras, acabam
influenciando os preços de energia ofertados pelas geradoras, uma vez que estes devem ser inferiores
ao Valor Anual de Referência para serem competitivos e passíveis de aprovação pela ANEEL. As
plantas geradoras hidrelétricas contam, ainda, com o Mecanismo de Realocação de Energia - MRE
para mitigar riscos hidrológicos e impacto comercial da operação centralizado do sistema, de tal
forma a ter preservada a possibilidade de obtenção de uma receita correspondente à venda de sua
energia assegurada.
O Valor Anual de Referência – VR limita os custos a serem repassados para o consumidor final e
corresponde à média ponderada dos preços de energia elétrica nos leilões realizado com 5 anos e 3
anos de antecedência (“A-5” e “A-3” respectivamente), calculada para todas as distribuidoras como
segue:
VR = (VL5 * Q5 + VL3*Q3) / (Q5 + Q3)
onde:

VL5 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de
novos empreendimentos de geração realizados no ano “A - 5”, ponderado pelas respectivas
quantidades adquiridas;

Q5 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de compra de
energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, realizados com cinco
anos de antecedência ao ano de entrega da energia (“A - 5”);

VL3 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de
novos empreendimentos de geração realizados no ano “A - 3”, ponderado pelas respectivas
quantidades adquiridas; e

Q3 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de compra de
energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, realizados com três anos
de antecedência ao ano de entrega da energia (“A - 3”).
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
O VR é aplicado durante os primeiros três anos dos contratos de compra de energia elétrica de
novos projetos de geração de energia. Após o quarto ano, os custos de aquisição de energia
elétrica desses projetos poderão ser repassados integralmente.
Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA)
Em 2002, o PROINFA foi estabelecido pelo governo para criar incentivos para o desenvolvimento de
fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, PCHs e projetos de Biomassa. Nos
termos do PROINFA, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS compra a energia gerada por
estas fontes alternativas por um período de 20 anos e a repassa para os consumidores livres e
distribuidoras, as quais se incumbem de incluir os custos do programa em suas tarifas para todos os
consumidores finais da área de concessão, à exceção dos consumidores de baixa renda. Projetos que
buscam qualificar-se para os benefícios oferecidos pelo PROINFA devem estar totalmente operacionais
até 31 de dezembro de 2010. O BNDES aprovou a abertura de uma linha de crédito específica para
projetos incluídos no PROINFA, podendo financiar até 80% dos custos de construção das usinas inseridas
no programa.
Este programa visa a inclusão de energia renovável no parque energético nacional em dois momentos:

em 3 anos, a partir de 2004, o total de 3.300 MW de energia renovável (1.100MW através da
energia eólica, 1.100 MW através da Biomassa, e 1.100 MW, através de PCHs) deverá fazer parte do
parque energético nacional; e

em 20 anos, a energia renovável deverá representar ao menos 10% de toda a energia produzida
no Brasil.
A Resolução Normativa ANEEL n° 127 de 6 de dezembro de 2004 estabeleceu os procedimentos para o
rateio do custo PROINFA, bem como para definição das respectivas cotas de energia elétrica a serem
adquiridas pelos Consumidores Livres e distribuidoras, nos termos do Decreto n° 5.025, de 30 de março
de 2004.
Mecanismo de Realocação de Energia – MRE
O MRE tem o objetivo de mitigador o risco hidrológico entre os geradores hidráulicos e é desenvolvido
por um processo de 5 etapas que examinam, primeiramente, se a produção física das usinas dentro
da mesma região pode satisfazer os níveis de energia assegurada e, a seguir, se estabelece o
compartilhamento da geração excedente entre as diferentes regiões. As etapas estão detalhadas
abaixo:
i.
aferição se a produção total líquida de energia dentro do MRE alcança os níveis totais de
Energia Assegurada dos membros do MRE como um todo;
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ii.
aferição se alguma geradora gerou volumes acima ou abaixo de seus volumes de energia
assegurada, conforme determinados pelo ONS;
iii.
caso determinadas geradoras, participantes 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 “energia otimizada”, é feita, primeiramente, entre
as geradoras dentro de uma mesma região e, depois, entre as diferentes regiões, de forma a
assegurar que todos os membros do MRE tenham energia alocada, para fins de contabilização
na CCEE, em montante pelo menos igual a seus respectivos níveis de energia assegurada;
iv.
se, após a etapa (3) acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de
energia assegurada (ou sua energia contratada, para aqueles membros do MRE que não
tiverem contratado 100% de sua energia assegurada) e houver saldo de energia produzida, o
adicional da geração regional líquida, designada “energia secundária”, deve ser alocado entre
as geradoras das diferentes regiões. A energia será negociada pelo preço CCEE prevalecente
na região em que tiver sido gerada; e
v.
se, após cumpridas as etapas de alocação todos os membros do MRE não tiverem atingido o
nível de energia assegurada total do MRE, o montante alocado servirá de lastro para efeito de
contabilização, sendo que a energia faltante, em relação a montantes contratados, deverá ser
paga com base no preço de liquidação de diferenças - PLD.
Energia Otimizada
As geradoras, membros do MRE, que produziram energia além de seus níveis de energia assegurada
são compensados por custos variáveis de Operação e Manutenção - O&M e custos com o pagamento
de royalties pelo uso da água. As geradoras do MRE que não tiverem gerado seus níveis de energia
assegurada devem pagar custos de Operação e Manutenção - 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. Atualmente, a TEO – Tarifa de Energia de Otimização paga pelas geradoras
que recebem alocação de energia do MRE é de R$8,18/MWh para todas as geradoras que
forneceram seu adicional de energia gerada ao MRE (conforme determinado na Resolução Normativa
da ANEEL nº 755/2008).
Energia Secundária
O montante total de energia do MRE restante após a alocação para cobertura da insuficiência das
geradoras que deixaram de produzir sua respectiva energia assegurada é denominado “energia
secundária”. A energia secundária é alocada de acordo com os níveis de energia assegurada de
todos os membros do MRE
Transmissão
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O sistema de transmissão brasileiro, com tensão nominal acima de 230 kV, é de forma geral,
denominado de Rede Básica de Transmissão. O papel da Rede Básica é garantir a integração entre
fontes remotas de energia aos centros de carga, representados pelas subestações terminais para
atendimento às distribuidoras ou atendimento direto a grandes clientes. Além disso, a Rede Básica é
fundamental para a operação energética do sistema, posto que estabelece a integração elétrica
entre diferentes bacias hidrográficas ou entre regiões do País, permitindo constantes intercâmbios
energéticos que objetivam otimizar os custos de operação do parque gerador (operação em
complementação térmica), através do deslocamento de geração térmica de alto custo por geração
hidráulica.
A legislação assegura livre acesso à Rede Básica por parte dos agentes usuários interessados, sendo
que a sua tarifa (TUST) é estabelecida com valores diferenciados, dependendo do ponto do sistema
que for acessado pelo interessado.
O cálculo das tarifas é publicado anualmente pelo regulador e seus valores contemplam duas
componentes. A primeira tem característica locacional, visando dar sinal econômico aos agentes para
que acessem pontos do sistema que menos impactam os custos de transmissão. A segunda
componente, a ser adicionada à primeira, tem características de “selo” e vem a ser uma parcela de
ajuste da tarifa, destinada a garantir a recuperação pelos Agentes Transmissores, da Receita Anual
Permitida – RAP definida pela ANEEL.
Tarifas de Distribuição e Transmissão de Energia
As tarifas referentes aos sistemas de distribuição e transmissão são (i) tarifa cobrada pelo uso da rede
local de distribuição exclusiva de cada distribuidora (TUSD), (ii) tarifa cobrada pelo uso da rede básica
e demais instalações de transmissão (TUST):
i.
a TUSD é paga por geradoras, Consumidores Livres e por consumidores especiais pelo uso do
sistema de distribuição da concessionária na qual estejam conectados. O valor a ser pago é
ii.
calculado pela multiplicação da quantidade de energia elétrica contratada pela tarifa
estabelecida pela ANEEL; e
iii.
a TUST é paga por distribuidoras, geradoras, Consumidores Livres e consumidores especiais pela
utilização da rede básica e é reajustada anualmente de acordo com a inflação e com as
receitas anuais das empresas concessionárias de transmissão determinadas pela ANEEL.
Para fazer uso das instalações de transmissão e/ou de distribuição, e pagar a TUST e/ou a TUSD acima
referidas, o usuário deve se conectar a essas instalações de transmissão e/ou de distribuição, sendo
que deverão assinar Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão – CCTs com as concessionárias
de transmissão que detêm essas instalações e/ ou Contratos de Conexão ao Sistema de Distribuição –
CCDs, com as distribuidoras locais, conforme o caso. Os encargos de conexão são de livre negociação
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entre as partes, devendo cobrir os custos incorridos com o projeto, a construção, os equipamentos, a
medição, a operação e a manutenção do ponto de conexão do usuário.
Segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil
Até meados da década de 1990, o setor de distribuição de energia elétrica no Brasil era explorado em
sua quase totalidade por empresas estatais. Nos dias de hoje, após diversos processos licitatórios, é
bastante fragmentado, operando com 64 distribuidoras em todo território nacional, das quais as 10
maiores representaram 59% da energia vendida, em 2008.
Atualmente, as distribuidoras só podem oferecer serviços a seus clientes cativos dentro das respectivas
áreas de concessão, sob condições e tarifas reguladas pela ANEEL. Dessa forma, se a distribuidora
decidir por praticar algum desconto no valor da tarifa regulada, deve ser levado em consideração o
princípio da isonomia.
O consumo de energia elétrica no Brasil totalizou 388.204 GWh no ano 2009, sendo que do total desse
consumo, 53,6% foi consumido pela Região Sudeste. O consumo da Classe Industrial totalizou 165.632
GWh, que corresponde à 42,7% do total da energia elétrica consumida. Caracteriza-se por apresentar
grandes consumidores eletrointensivos, principalmente na área de siderurgia, metalurgia e papel e
celulose. O consumo da Classe residencial totalizou 100.638 GWh, 25,9% do total, e consumo per capita
152,4 kWh/mês.
A distribuição é efetuada por 64 concessionárias, sendo 24 empresas privadas (37%), 21 privatizadas
(34%), 4 municipais (6%), 8 estaduais (12%) e 7 federais (11%), conforme mapa e gráfico abaixo:
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Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica
A tarifa média de fornecimento no Brasil tende a ter seu valor mais baixo se comparado a outros países,
em razão de haver no Brasil um parque de geração de energia predominantemente hidrelétrico,
cabendo destacar o potencial brasileiro de energia renovável a ser explorado.
O mecanismo de controle tarifário foi, historicamente, uma forma de incentivar a substituição de outras
fontes de energia pela hidrelétrica, porém as altas taxas de juros e o uso das tarifas como instrumento
de controle inflacionário, iniciado na década de 80 comprometeram esse objetivo por mais de 20
anos.
Após a criação da ANEEL, em 1997, a agência passou a regular as tarifas praticadas pelas
distribuidoras, tendo por base o contrato de concessão que estabelece, dentre outros, as regras para
fixação das tarifas a serem praticadas e os respectivos critérios de reajuste/revisão. Nesse ambiente
regulatório, a tarifa é diferenciada de acordo com o tipo de consumidor (classe de consumo) e a
tensão do fornecimento (grupo/subgrupo).
A estrutura da tarifa de distribuição é composta por custos de compra de energia, distribuição,
transmissão, tributos, encargos setoriais e sociais. Destaca-se que a distribuidora é o agente que
arrecada e repassa estes custos para todos os setores.
Reajustes e Revisões Tarifárias
pela ANEEL (reajuste periódico anual), revistas periodicamente (revisão tarifária periódica) a cada 3 / 4
ou 5 anos, dependendo do contrato de concessão, e, por fim, podem ser revistos em caráter
i.
custos de aquisição de energia elétrica obtidos dos leilões públicos promovidos pela ANEEL;
ii.
custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu Binacional;
iii.
custos de aquisição de energia elétrica em Contratos Bilaterais;
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iv.
custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição; e
v.
encargos setoriais: CCC, CDE, RGR, TFSEE, PROINFA, ESS, ONS, P&D, e CFURH.
O repasse do custo de aquisição de energia elétrica sob contratos de fornecimento celebrados antes
da vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, às tarifas, está sujeito a um limite máximo
baseado no valor normativo estabelecido pela ANEEL para cada fonte de energia, tais como energia
hidrelétrica, energia termelétrica ou fontes alternativas de energia. O valor normativo é reajustado
anualmente para refletir aumentos nos custos incorridos pelas geradoras. Este reajuste leva em
consideração: (i) a inflação; (ii) os custos incorridos em moeda estrangeira; e (iii) os custos de
combustível (tal como gás natural). Os custos incorridos em moeda estrangeira não podem ultrapassar
25% dos custos das geradoras.
concessionárias, tais como os custos de capital e os custos de operação e manutenção. A cada
reajuste, a Parcela B é obtida como resultado da subtração da Parcela A da receita total auferida no
período de referência, que é definido como o período transcorrido entre o último reajuste e o que está
em processamento, ou seja, a Parcela B é obtida residualmente.
concessão. Nele, os custos da Parcela A são em geral integralmente repassados às tarifas. Os custos da
Parcela B, por sua vez, são corrigidos de acordo com a variação do IGP-M, ajustado por um elemento
chamado fator X (componente que busca induzir as distribuidoras na busca da eficiência operacional).
O resultado é o Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT).
A revisão tarifária periódica ocorre a cada 3, 4 ou 5 anos (cada contrato tem um período distinto).
Essas revisões são realizadas pela ANEEL tendo como princípios: (i) as alterações na estrutura de custos
e de mercado da concessionária, (ii) os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto
nacional e internacional e (iii) os estímulos à eficiência e a modicidade das tarifas. Desta forma, nos
processos de revisão tarifária periódica implementados pela ANEEL, todos os custos da Parcela B são
recalculados com vistas a assegurar que a Parcela B seja suficiente para: (i) a cobertura dos custos
operacionais eficientes; e (ii) a remuneração adequada dos investimentos prudentes considerados
essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora. O fator X é utilizado para ajustar o
IGP-M empregado nos reajustes anuais subseqüentes e é definido com base em dois componentes: (a)
ganhos previstos de produtividade; e (b) IPC-A sobre a parcela mão de obra dos custos operacionais.
Por conseguinte, quando da conclusão de cada reajuste tarifário, a aplicação do fator X faz com que
as distribuidoras compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais.
Em 2006, a ANEEL deu início ao aperfeiçoamento das metodologias utilizadas no primeiro ciclo de
revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica, através da audiência
pública 008/2006.
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Esta audiência culminou na Resolução nº 234/2006, que estabeleceu “os conceitos gerais, as
metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de revisão
tarifária periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica”.
Em 20 de dezembro de 2007, a ANEEL deu início à audiência pública 052/20007, com o objetivo de
obter subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da Resolução Normativa ANEEL nº
234/2006. Os temas abordados foram empresa de referência, fator X, perdas técnicas, perdas não
técnicas, receitas irrecuperáveis e Base de Remuneração Regulatória. O processo da audiência
pública terminou em 25 de novembro de 2008, com a homologação da Resolução Normativa ANEEL nº
338/2008, que alterou os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para
realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias de serviço público de
distribuição de energia elétrica.
assegurar o equilíbrio econômico-financeiro de seus contratos de concessão e a compensação por
custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos.
Comercialização
Os agentes comercializadores de eletricidade, não possuindo sistemas elétricos, estão autorizados a
atuar exclusivamente no mercado livre, vendendo ou comprando energia elétrica.
Os agentes comercializadores atuam basicamente de três maneiras: (i) trader - compra e vende
energia elétrica em nome próprio, em mercados livres e organizados, assumindo os riscos do mercado;
(ii) broker - intermediando as negociações e os contatos entre o vendedor e o comprador, utilizando
seus conhecimentos do mercado para gerar novos negócios; e (iii) Consultor – realiza estudos de
prospecção e viabilidade, assim como presta serviços no ambiente livre na CCEE.
A única possibilidade de comercializar energia elétrica com uma distribuidora, seria por participação
nos chamados Leilões de Ajuste das distribuidoras, disputando contratos de, no máximo, dois anos de
duração. Os preços, salvo no Leilão de Ajuste, são fixados livremente.
Consumidor Livre
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o consumidor potencialmente livre é aquele
com demanda igual ou superior a 3 MW, atendido em tensão igual ou superior a 69 kV ou em qualquer
tensão, desde que o suprimento tenha se iniciado após 7 de julho de 1995, podendo optar entre: (i)
continuar sendo atendido pela distribuidora local; (ii) comprar energia elétrica diretamente de um
produtor independente ou de autoprodutores com excedentes (mediante autorização da ANEEL); ou
(iii) comprar energia elétrica por meio de um comercializador.
A legislação ainda prevê a existência dos consumidores “especiais”, que são aqueles com demanda
contratada entre 500 kW e 3 MW, atendidos em qualquer tensão, que podem optar por adquirir
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energia de fontes incentivadas (eólica, Biomassa, PCHs). Estes consumidores recebem um incentivo
para consumo desta energia através da concessão de desconto na componente “fio” da TUSD que
pode variar de 50% até 100%.
A legislação, a princípio, estabeleceu algumas condições e limites mínimos de consumo e tensão para
definir quais os consumidores que poderiam fazer a opção para a categoria de Consumidor Livre. Estes
limites seriam reduzidos ao longo dos anos, de forma a permitir que, cada vez mais, um número maior
de consumidores pudesse fazer a opção por tal categoria, até chegar o momento em que todos os
consumidores, de todas as classes, pudessem escolher quem será seu fornecedor de energia elétrica.
Atualmente, a demanda necessária para que os consumidores façam essa opção é de 3 MW.
A lei assegurou aos fornecedores e respectivos Consumidores Livres acesso aos sistemas de distribuição
e transmissão de concessionárias e permissionárias de serviço público, mediante ressarcimento dos
encargos de uso da rede elétrica e dos custos de conexão.
Ambiente Regulatório
Aspectos Institucionais
Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei do Setor Elétrico, que dispôs, dentre outras, sobre as
seguintes matérias: (i) criação de um órgão auto-regulado, que seria responsável pela operação do
mercado atacadista de energia e pela determinação dos preços de energia no mercado spot,
substituído pela CCEE em 2004; (ii) exigência de que as distribuidoras e geradoras firmassem os
contratos iniciais, normalmente compromissos de take-or-pay, com preços e quantidades aprovados
pela ANEEL (a principal finalidade dos Contratos Iniciais era assegurar que as distribuidoras tivessem
acesso ao fornecimento estável de energia elétrica por preços que garantissem uma taxa de retorno
fixa às geradoras durante o período de transição para o novo modelo (2002-2005)); (iii) criação do
ONS, entidade responsável pela execução das atividades de coordenação e controle da operação
da geração e da transmissão de energia elétrica no SIN; e (iv) separação das atividades de geração,
transmissão, distribuição e comercialização (desverticalização).
Em 2000, o Decreto n° 3.371, de 24 de fevereiro, instituiu o Programa Prioritário de Termeletricidade –
PPT, com a finalidade de diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência das
usinas hidrelétricas. Os benefícios conferidos às usinas termelétricas nos termos do PPT incluíam (i)
fornecimento garantido de gás durante 20 anos, (ii) garantia do repasse de seu custo de aquisição
pelas distribuidoras, até o limite do valor normativo, de acordo com a regulamentação da ANEEL, e (iii)
acesso garantido ao programa de financiamento especial do BNDES para o setor elétrico. Ainda em
2000, a Lei n° 9.991, de 24 de julho de 2000, estabeleceu obrigações a concessionárias do serviço
público de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica no sentido de que passassem a
aplicar, anualmente, determinados percentuais das respectivas receitas operacionais líquidas em P&D
e programas de eficiência energética.
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Em 2001, em conseqüência de grave crise energética enfrentada no País, que perdurou até o final de
fevereiro de 2002, o Governo Federal implementou medidas que incluíram: (i) a instituição do Programa
de Racionamento nas regiões mais afetadas pela escassez de energia elétrica, a saber, as regiões
Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil; e (ii) a criação da Câmara de Gestão da Crise de Energia
Elétrica – GCE, que aprovou uma série de medidas de emergência prevendo metas de redução do
consumo de energia elétrica para consumidores residenciais, comerciais e industriais situados nas
regiões afetadas pelo racionamento, por meio da introdução de regimes tarifários especiais que
incentivavam a redução do consumo de energia elétrica. As metas para redução do consumo das
classes residenciais e industriais chegavam a 20%. Tais medidas foram suspensas em março de 2002, em
razão do aumento da oferta (graças à elevação significativa dos níveis dos reservatórios) e da vigorosa
resposta da demanda aos incentivos e comandos para redução.
Em abril de 2002, o Governo Federal promulgou novas medidas, tais como o estabelecimento da RTE,
com vistas a ressarcir as distribuidoras pelas perdas incorridas durante o Programa de Racionamento,
bem como a criação do PROINFA, visando incentivar o desenvolvimento de fontes alternativas de
geração.
O Governo Federal estabeleceu, ainda, regras para universalização do serviço público de distribuição
de energia elétrica, o qual consiste no atendimento a todos os pedidos de fornecimento, inclusive
aumento de carga, sem qualquer ônus para o consumidor solicitante, desde que atendidas às
condições regulamentares exigidas. A ANEEL estabeleceu as condições gerais para elaboração dos
planos de universalização de energia elétrica, prevendo as metas de universalização até 2014 e
estipulando multas no caso de descumprimento destas por parte da distribuidora. Os recursos
provenientes das multas impostas serão aplicados prioritariamente no desenvolvimento da
universalização do serviço público de energia elétrica, na forma da regulamentação da ANEEL.
Finalmente, em março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,
em um esforço para reestruturar o setor, tendo por meta principal proporcionar aos consumidores
fornecimento seguro de energia elétrica com modicidade tarifária.
Novo Modelo do Setor Elétrico
Desde 1995, o Governo Federal adotou inúmeras medidas para reformar o setor elétrico brasileiro. Em
15 de março de 2004, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi promulgada com o intuito de garantir
aos consumidores um abastecimento seguro de energia elétrica a uma tarifa justa, por meio de
incentivos a empresas privadas e públicas visando a construção e manutenção da capacidade
geradora do País. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi implementada pelo Decreto n.º 5.163,
promulgado em 30 de julho de 2004.
De maneira geral, o modelo do setor elétrico foi concebido para atender à preocupação de
estabelecer um marco regulatório estável de forma a atrair investimentos na expansão do sistema de
geração, garantir níveis confiáveis de suprimento e proporcionar modicidade tarifária, alicerçada por
um processo licitatório competitivo.
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O Novo Modelo obriga os agentes de consumo regulados (distribuidores) a preverem suas
necessidades para um horizonte relativamente longo, de cinco anos. Essas previsões servem para
sinalizar a necessidade de construção de usinas, em tempo hábil para que esses empreendimentos
possam ser licitados e construídos, a partir de processo licitatório público, em que o vencedor é o
agente que ofertar a menor tarifa. Os agentes de geração obtêm, além do direito de explorar
comercialmente o empreendimento a ser construído, contratos de longo prazo (mínimo de quinze
anos), celebrados com os agentes de distribuição e que podem ser utilizados como garantia na busca
de financiamento para execução da obra (CCEAR – Contratos de Comercialização de Energia Elétrica
no Ambiente Regulado).
No ambiente livre, onde transacionam energia os agentes geradores, os comercializadores e os
grandes consumidores, a duração dos contratos, os volumes contratados, o momento de início da
entrega da energia e, principalmente, o preço, são livremente pactuados entre os agentes
intervenientes.
Há também um mercado de diferenças, ou mercado “spot”, onde são contabilizadas e liquidadas as
diferenças entre quantidades efetivamente geradas/consumidas e as quantidades contratadas. O
preço de liquidação é chamado de PLD – Preço de Liquidação de Diferenças, que é produzido por
uma cadeia de modelos de simulação, com representação estocástica das afluências naturais aos
reservatórios das centrais hidrelétricas e a consideração do despacho termelétrico por mérito
econômico, função de seu custo variável de operação.
De forma concisa, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico regula, entre outras disposições, normas
relativas: (i) a procedimentos de leilão; (ii) a forma de contratos de compra e venda de energia
elétrica; e (iii) o método de repasse de custos aos consumidores finais.
Os principais dispositivos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelecem:
i.
criação de dois ambientes para comercialização de energia elétrica: um mercado regulado,
denominado Ambiente de Contratação Regulada - ACR, em que participam os consumidores
cativos representados pelas distribuidoras de energia elétrica, e um mercado especificamente
destinado aos consumidores livres e agentes comercializadores, denominado ACL;
ii.
restrições a determinadas atividades das distribuidoras, de forma a exigir que estas se
concentrem em seu negócio essencial de distribuição de energia, para promover serviços mais
eficientes e confiáveis a consumidores cativos;
iii.
eliminação da possibilidade de “self-dealing” (contratação direta de empresa do mesmo Grupo
EDP Energias do Brasil S.A. empresarial), de forma a incentivar as distribuidoras a comprar energia
elétrica pelos menores preços disponíveis ao invés de adquirir energia elétrica de partes
relacionadas; e
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iv.
respeito aos contratos firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico, de forma a garantir a segurança jurídica às operações realizadas antes da sua
promulgação.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico também excluiu a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS
e suas subsidiárias do Programa Nacional de Desestatização, programa originalmente criado pelo
Governo Federal em 1990, com o objetivo de promover o processo de privatização de empresas
estatais.
Ainda, segundo as diretrizes do novo modelo, todos os agentes compradores de energia elétrica
devem contratar a totalidade de sua demanda de energia elétrica. Por seu lado, os agentes
vendedores de energia elétrica devem apresentar o correspondente lastro físico da energia que
pretendam comercializar através de contratos. Os agentes que descumprirem tais exigências ficarão
sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL.
A partir de 2005, todos os agentes geradores, distribuidores e comercializadores de energia, produtores
independentes de energia ou consumidores livres e especiais deverão notificar o MME, até 1º de
agosto de cada ano, a respeito de sua previsão de mercado ou carga, conforme o caso, para cada
um dos 5 (cinco) anos subseqüentes. Adicionalmente, cada agente de distribuição deverá notificar o
MME, até 60 (sessenta) dias antes de cada leilão de energia, a respeito dos montantes de energia que
deverá contratar nos leilões. Baseado nessa informação, o MME deve estabelecer a quantidade total
de energia a ser contratada no ACR e a lista dos projetos de geração que poderão participar dos
leilões. As distribuidoras também deverão especificar a parcela de contratação que pretendem
dedicar ao atendimento a consumidores potencialmente livres.
Ambientes para Comercialização de Energia Elétrica
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia
elétrica são realizadas em dois diferentes ambientes de comercialização: (i) o ACR, que prevê a
compra pelas distribuidoras, por meio de leilões, de toda a energia elétrica que for necessária para
fornecimento aos seus consumidores; e (ii) o ACL, que compreende a compra de energia elétrica por
agentes não-regulados (como consumidores livres e comercializadores de energia elétrica).
Distribuidoras de energia elétrica cumprem suas obrigações de atender à totalidade de seu mercado
principalmente por meio de leilões públicos. Além dos leilões regulados, as distribuidoras podem
comprar energia elétrica proveniente de geração distribuída, que pode ser contratada através de
processo de Chamada Pública conduzido pela própria distribuidora, com volume máximo limitado a
10% do mercado cativo atendido.
No que respeita aos contratos de energia existente, cabe destacar que a energia elétrica gerada por
Itaipu continua a ser vendida pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS às concessionárias de
distribuição que operam no SIN Sul/Sudeste/Centro-Oeste, embora nenhum contrato específico tenha
sido firmado por tais concessionárias. O preço pelo qual a energia elétrica gerada em Itaipu é
comercializada é denominado em dólar e estabelecido de acordo com tratado celebrado entre o
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Brasil e Paraguai. Em conseqüência, o preço da energia elétrica de Itaipu aumenta ou diminui de
acordo com a variação da taxa de câmbio entre o Real e o dólar. As alterações no preço de venda
da energia elétrica gerada em Itaipu estão sujeitas, no entanto, ao mecanismo de recuperação dos
custos da Parcela A.
Ambiente de Contratação Regulada – ACR
O Ambiente de Contratação Regulada é destinado à comercialização de energia elétrica de agentes
geradores, importadores de energia, ou comercializadores para os distribuidores, que adquirem
energia visando atender à carga dos Consumidores Cativos. Conforme a Lei nº 10.848/04, no ACR a
energia pode ser adquirida da seguinte forma:

Contratos provenientes dos Leilões promovidos pela ANEEL, denominados Contratos de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEARs;

Geração distribuída, por meio de chamada pública, limitado a 10% da carga da distribuidora;

Contratos do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas - PROINFA;

Contratos de Itaipu; e

Contratos firmados antes da promulgação da Lei nº 10.848/04.
Cabe às empresas distribuidoras estimar a quantidade de eletricidade a contratar nos leilões, sendo
obrigadas a contratar 100% das suas necessidades, respeitada ainda a condicionante de que os
acréscimos de mercado devem ser atendidos por energia de novos empreendimentos, contratada
com 3 anos (Leilão A-3) ou 5 anos (Leilão A-5) de antecedência. O não cumprimento da totalidade do
fornecimento nos seus mercados de distribuição poderá resultar em severas penalidades.
O esquema de leilões públicos teve início no final de 2004 e que não substitui diretamente os contratos
já estabelecidos entre as empresas de produção e distribuição.
As compras de energia elétrica através de Leilões de Energia Nova, dão origem a dois tipos de
contratos bilaterais distintos: (1) Contratos de Quantidade de Energia; e (2) Contratos de
Disponibilidade de Energia.
Nos Contratos de Quantidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a fornecer certa
quantidade de energia elétrica e assume o risco de ocorrência de condições hidrológicas e baixo nível
dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam acarretar uma energia alocada ao
empreendimento abaixo do compromisso de contrato, caso em que resulta a obrigação de compra
no mercado de curto prazo para atender o montante contratado.
Nos Contratos de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a disponibilizar certa
capacidade ao ACR. Neste caso, a receita da unidade geradora está garantida e as distribuidoras em
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conjunto enfrentam o risco hidrológico. Em conjunto, esses contratos constituem os Contratos de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, ou CCEARs.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras de energia elétrica terão
direito de repassar a seus respectivos consumidores os custos relacionados à energia elétrica adquirida
por meio de leilões públicos, bem como quaisquer impostos e encargos do setor.
Com relação à outorga de novas concessões, os regulamentos em vigor exigem que as licitações
para novas instalações de geração hidrelétricas incluam, entre outras coisas, a porcentagem mínima
de energia elétrica a ser fornecida ao ACR.
Ambiente de Contratação Livre – ACL
No mercado livre, a eletricidade é comercializada entre concessionárias de produção, produtores
independentes de energia, auto-produtores, agentes comercializadores e consumidores livres. Nesse
ambiente, as condições contratuais, como preços, vigência do contrato e montante comercializado
são livremente negociados entre as contrapartes (Decreto nº 5.163/04). O ACL também incluirá
contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras até a data de expiração, após a qual tais
contratos deverão ser celebrados de acordo com os termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
Os consumidores potencialmente livres, com uma capacidade contratada superior a 3 MW, poderão
optar por mudar de fornecedor de eletricidade, observado que o contrato com a distribuidora poderá
ser rescindido apenas por meio de notificação da distribuidora com antecedência mínima de 15 dias
da data limite da declaração por parte da distribuidora das suas necessidades de energia para o
próximo leilão. Um consumidor que opte pelo sistema liberalizado apenas poderá voltar para o sistema
regulado se notificar o seu distribuidor local com cinco anos de antecedência, ficando estipulado que
a distribuidora poderá reduzir esse prazo a seu critério.
Consumidores com demanda contratada entre 500 kW e 3 MW também são elegíveis para o mercado
livre, mas poderão adquirir energia apenas de (i) pequenos geradores hidrelétricos com capacidade
entre 1.000 kW e 30.000 kW, (ii) geradores com capacidade limitada a 1.000 kW, (iii) geradores de
energia alternativa com capacidade inferior a 30.000 kW inserida no sistema, denominados
consumidores especiais.
Um Consumidor especial pode cancelar seu contrato com o distribuidor local mediante notificação
com 180 dias de antecedência para contratos com prazo indefinido. Para contratos de prazo definido,
o consumidor deverá cumprir o contrato, ou, no caso de contratos de longo prazo, o consumidor
deverá cancelar seu contrato mediante notificação com 36 meses de antecedência. O Consumidor
especial pode retornar ao sistema regulado mediante notificação com 180 dias de antecedência ao
distribuidor relativo à sua região.
As geradoras estatais poderão vender energia elétrica aos Consumidores Livres por meio de processo
de leilão, diferentemente das geradoras privadas.
Leilões no Ambiente de Contratação Regulada – ACR
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Os leilões de compra de energia elétrica para novos projetos de geração em andamento são
realizados: (i) cinco anos antes da data de início da entrega da energia (denominados leilões “A-5”); e
(ii) três anos antes da data de início da entrega (denominados leilões “A-3”). Leilões de compra de
energia provenientes de empreendimentos de geração existentes ocorrem (a) no ano anterior ao de
início da entrega da energia denominados leilões “A-1”); e (b) aproximadamente quatro meses antes
da data de entrega (denominados “ajustes de mercado”). Os editais dos leilões são elaborados pela
ANEEL, com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME, notadamente a utilização do critério
de menor tarifa no julgamento do vencedor do leilão.
Cada empresa de geração participante de um leilão firma um contrato para compra e venda de
energia elétrica com cada distribuidora, em proporção à respectiva estimativa de necessidade das
distribuidoras. A única exceção a esta regra se refere ao leilão de ajuste de mercado, em que os
contratos são específicos entre agente vendedor e agente de distribuição. Os CCEARs provenientes
tanto dos leilões “A-5” como “A-3” têm prazo de 15 a 30 anos, enquanto que os CCEARs provenientes
dos leilões “A-1” têm prazo de 5 a 15 anos. Os contratos provenientes do leilão de ajuste de mercado
têm o prazo máximo de dois anos. A quantidade total de energia contratada em tais leilões de ajuste
de mercado não pode exceder 1,0% da quantidade total de energia contratada por cada distribuidor,
exceto para leilões ocorridos em 2008 e 2009, em que a quantidade total de energia contratada não
pode exceder 5,0%.
Em relação aos CCEARs decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos de
geração existentes, há três possibilidades de redução permanente das quantidades contratadas, quais
sejam: (i) compensação pela saída de consumidores potencialmente livres do ACR; (ii) redução, a
critério da distribuidora, de até 4,0% ao ano do montante anual contratado para adaptar-se aos
desvios do mercado face às projeções de demanda, a partir do segundo ano subseqüente ao da
declaração que deu origem à respectiva compra; e (iii) adaptação aos montantes de energia
estipulados nos contratos de aquisição de energia firmados anteriormente a 17 de março de 2004.
Como regra geral, os contratos celebrados no âmbito do leilão tem os seguintes prazos: (i) de 15 a 30
anos contados a partir do início do fornecimento em caso de novos projetos de geração; (ii) de 5 a 15
anos contados a partir do ano subseqüente ao do leilão em caso de usinas geradoras de energia
existentes; e (iii) de 10 a 30 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de projetos de
geração de energia alternativa.
Após a conclusão do leilão, geradoras e distribuidoras firmam o CCEAR, no qual as partes estabelecem
o preço e a quantidade de energia contratados no leilão. O CCEAR estabelece que o preço será
corrigido anualmente pela variação do IPCA. As distribuidoras oferecem garantias financeiras para as
geradoras (principalmente valores a receber do serviço de distribuição) para garantir suas obrigações
de pagamento nos termos do CCEAR.
Repasse dos Custos de Aquisição de Energia
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A regulamentação estabeleceu, ademais, um mecanismo, o Valor Anual de Referência, que limita os
montantes de custos que podem ser repassados aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência
corresponde à média ponderada dos preços de energia elétrica nos leilões “A-5” e “A-3”, calculada
para o conjunto de todas as distribuidoras.
O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as distribuidoras contratem suas necessidades
de energia elétrica previstas pelo preço mais baixo nos leilões “A-5” e “A-3”. As distribuidoras que
comprarem energia elétrica por preço inferior ao Valor Anual de Referência nesses leilões poderão
repassar integralmente o Valor Anual de Referência aos consumidores durante três anos. O Valor Anual
de Referência também é aplicado nos primeiros três anos dos contratos de compra de energia dos
novos projetos de geração de energia. Após o quarto ano, os custos de aquisição de energia elétrica
desses projetos podem ser inteiramente repassados.
O regulamento estabelece os seguintes limites à capacidade das distribuidoras de repassar custos aos
consumidores:
i.
nenhum repasse de custos para as compras de energia elétrica que excedam 103,0%;
ii.
repasse limitado de custos para compras de energia elétrica efetuadas em um leilão “A-3”, se o
volume de energia elétrica adquirido exceder 2,0% da demanda de energia elétrica adquirida
nos leilões “A-5”;
iii.
repasse limitado dos custos de aquisição de energia elétrica dos novos projetos de geração de
energia elétrica, se o volume contratado nos termos dos novos contratos relacionados às
instalações de geração existentes for inferior a 96,0% do volume de energia elétrica previsto no
contrato por vencer; e
iv.
total repasse dos custos relativos às compras de energia elétrica das instalações existentes no
leilão “A-1” estarão limitadas a 1,0% da carga verificada no ano anterior à notificação do
distribuidor relativa à estimativa de demanda de eletricidade para o MME. Se a energia elétrica
adquirida no leilão “A-1” exceder a carga de 1,0%, o repasse de custos estará limitado a 70,0%
do valor médio dos custos de aquisição de geração existente.
Concessões
A Constituição Brasileira prevê que o desenvolvimento de instalações para produção e transporte de
energia elétrica, assim como a sua comercialização, podem ser efetuados diretamente, pelo Governo
Federal, ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. As
companhias ou consórcios que pretenderem construir ou operar instalações de geração, transmissão
ou distribuição de energia elétrica no Brasil deverão solicitar a outorga de concessão, permissão ou
autorização, conforme o caso, ao MME ou à ANEEL, na posição de representantes do Governo
Federal.
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As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica durante um período
determinado, ao contrário das permissões e autorizações, que podem ser revogadas a qualquer
tempo a critério do MME, após consulta com a ANEEL. Tal período é, geralmente, de 35 anos para
novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição.
A Lei de Concessões estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá
cumprir na prestação de serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores de energia elétrica,
bem como as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. Ademais, a concessionária
deverá cumprir com o regulamento vigente do setor elétrico. As principais disposições da Lei de
Concessões são:
•
Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer
parâmetros de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade,
cortesia na sua prestação, modicidade nas tarifas e acesso ao serviço.
•
Servidões. O Poder Concedente pode declarar quais são os bens necessários à execução de
serviço ou obra pública de necessidade ou utilidade pública, nomeando-os de servidão
administrativa, em benefício de uma concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas
indenizações cabíveis é da concessionária.
•
Responsabilidade objetiva. A concessionária é a responsável direta por todos os danos que
sejam resultantes da prestação de seus serviços, independentemente de culpa.
•
Mudanças no controle societário. O Poder Concedente deverá aprovar previamente qualquer
mudança direta ou indireta no controle societário da concessionária.
•
Intervenção do Poder Concedente. O Poder Concedente poderá intervir na concessão com o
fim de assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fiel cumprimento das
normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes, caso a concessionária falhe com suas
obrigações.
•
Extinção antes do Termo Contratual. A extinção do Contrato de Concessão poderá ser
determinada por meio de encampação, caducidade, rescisão, anulação do processo licitatório
que conferiu a concessão, falência ou extinção da concessionária. A concessionária tem o
direito à ampla defesa no procedimento administrativo que declarar a caducidade da
concessão e poderá recorrer judicialmente contra tal ato. A concessionária tem o direito de ser
indenizada pelos investimentos realizados nos bens reversíveis que não tenham sido
completamente amortizados ou depreciados. Nos casos de caducidade, deverão ser
descontados da indenização os valores das multas contratuais e dos danos por ela causados.
•
Termo contratual. Quando do advento do termo contratual, todos os bens, direitos e privilégios
transferidos à concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de
energia elétrica, serão revertidos ao Poder Concedente. Após o advento do termo contratual, a
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concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados em bens reversíveis
que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados.
O problema, a ser equacionado pelo Governo e que se aproxima rapidamente, advém do fato de
que grande parte das outorgas tem o fim do prazo de concessão previsto para 2015. Dados disponíveis
indicam que 21.791,8 MW de capacidade instalada terão a concessão expirada sem possibilidade de
renovação. Desse montante, a Chesf lidera a lista, com 9.214,5 MW, seguida pela Cesp (4.995,2 MW),
Furnas (3.248 MW) e Cemig (2.598,7 MW). Em 2015, expiram ainda a concessão de 73.768 quilômetros
de extensão de linhas de transmissão de estatais federais e estaduais, bem como os contratos de 41
das 64 distribuidoras (neste caso, entre 2014 e 2016).
O que tende a ser adotado pelo Governo federal e que irá certamente acarretar alterações na
regulamentação vigente, é a prorrogação das Concessões vincendas por mais um período a ser
definido, cabendo ainda estabelecer o montante e a forma do ônus relativo à prorrogação para cada
um dos três segmentos envolvidos.
A expectativa preponderante entre os Agentes do mercado é de que a prorrogação das concessões
de geração será onerosa, evitando ganhos fortuitos do detentor da concessão, que comercializaria a
preços de mercado a energia proveniente de empreendimentos já totalmente amortizados.
Por outro lado, para as distribuidoras a percepção vigente é de que haverá prorrogação não onerosa
das concessões vincendas, posto que existe revisão tarifária para a captura de ganhos de
produtividade e a remuneração sobre o capital é fixada, além do que o nível de investimentos durante
a prestação do serviço é muito grande, fazendo com que o custo de reversão seja muito elevado.
Para as concessionárias de transmissão, a percepção é de que também seja adotada a solução de
prorrogar as concessões quando de seu vencimento.
Vale ressaltar que nenhuma empresa de distribuição ou empreendimento de geração do Grupo EDP
Energias do Brasil S.A. tem vencimento de concessão neste horizonte.
Penalidades
A regulamentação vigente prescreve sanções aos participantes do setor elétrico e classifica as
penalidades aplicáveis com base na natureza e gravidade da violação (inclusive advertências, multas
e caducidade). Para cada violação, as multas podem ser de até dois por cento da receita (líquida de
imposto sobre valor agregado e imposto sobre serviços) das concessionárias verificada no período de
12 meses que anteceder qualquer auto de infração. Algumas infrações que podem resultar em multas
referem-se à omissão do operador em solicitar aprovação da ANEEL no caso de: (i) celebração de
contratos com partes relacionadas conforme previsto na regulamentação; (ii) venda ou cessão dos
bens necessários à prestação do serviço público bem como imposição de quaisquer ônus sobre eles
(inclusive qualquer garantia real, fidejussória, penhor e hipoteca) ou sobre outros ativos relacionados à
concessão ou à receita dos serviços de energia elétrica; e (iii) alterações no controle do detentor da
autorização ou concessão. No caso de contratos celebrados entre partes relacionadas que sejam
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submetidos para aprovação da ANEEL, a ANEEL poderá buscar impor restrições aos termos e
condições desses contratos e, em circunstâncias extremas, determinar a rescisão do contrato.
Taxa pelo uso de recursos hídricos
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico exige que os detentores de uma concessão e autorização de
uso de recursos hídricos paguem uma taxa de 6,7% do valor da energia que geram pela utilização de
tais instalações. Tal taxa deve ser paga ao distrito federal, estados e municípios onde as usina ou
reservatórios estão localizados.
Principais Órgãos da Estrutura Institucional do Setor Elétrico
CNPE
Conselho Nacional
de Política Energética
CMSE
Comitê de Monitoramento
do Setor Elétrico
Ministério
(MME)
Poder Concedente para
implementar Políticas
EPE
Empresa de
Pesquisa Energética
ANEEL
Agência Reguladora
e Fiscalizadora
(Autarquia Independente)
CCEE
ONS
Câmara de
Comercialização
de Energia Elétrica
Operador Nacional
do Sistema
 Conselho Nacional de Política Energética – CNPE
O CNPE é um órgão de assessoramento do Presidente da República, tem como atribuição principal a
formulação de políticas e diretrizes de energia destinadas a promover o aproveitamento racional dos
recursos energéticos do País; assegurar o suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas ou
de difícil acesso do País; rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas regiões do
País, considerando as fontes convencionais e alternativas e as tecnologias disponíveis; estabelecer
diretrizes para programas específicos, como os de uso do gás natural, do álcool, de outras biomassas,
do carvão e da energia termonuclear; e estabelecer diretrizes para a importação e exportação, de
maneira a atender às necessidades de consumo interno de petróleo e seu derivados, gás natural e
condensado, e assegurar o adequado funcionamento do Sistema Nacional de Estoques de
Combustíveis e o cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis.
 Ministério de Minas e Energia – MME
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Órgão do Poder Executivo responsável pelas áreas de geologia, recursos minerais e energéticos;
aproveitamento da energia hidráulica; mineração e metalurgia; petróleo, combustível e energia
elétrica, inclusive nuclear. Sua função principal é formular políticas energéticas e submeter ao CNPE –
Conselho Nacional de Política Energética para validação, bem como implementar as políticas já
aprovadas no CNPE para o Setor Energético.
 Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE
Criado pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o CMSE atua sob a orientação do MME e tem como
função: (i) acompanhar as atividades do setor elétrico; (ii) avaliar permanentemente a continuidade e
a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional; e (iii) indicar as medidas a
serem tomadas para prevenir novos problemas e para corrigir os problemas detectados.
 Empresa de Pesquisa Energética – EPE
Vinculada ao Ministério de Minas e Energia, a EPE é uma empresa pública federal responsável pela
realização dos estudos e pesquisas que subsidiam a formulação, o planejamento e a implementação
de ações do Ministério de Minas e Energia, no âmbito da política energética nacional. Os estudos e
pesquisas desenvolvidos pela EPE subsidiam a formulação da política energética pelo MME.
 Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
Autarquia em regime especial, vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME. Tem como
atribuições: regular e fiscalizar a geração, a transmissão, a distribuição e a comercialização da energia
elétrica, atendendo reclamações de agentes e consumidores com equilíbrio entre as partes e em
beneficio da sociedade; mediar os conflitos de interesses entre os agentes do setor elétrico e entre
estes e os consumidores; conceder, permitir e autorizar instalações e serviços de energia; garantir tarifas
justas; zelar pela qualidade do serviço; exigir investimentos; estimular a competição entre os
operadores e assegurar a universalização dos serviços.
 Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE
Pessoa jurídica de direito privado sem fins lucrativos e sob regulação e fiscalização da Agência
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a CCEE tem por finalidade viabilizar a comercialização de
energia elétrica no SIN.
A CCEE tem por finalidade viabilizar a comercialização de energia elétrica no SIN no ACR e no ACL,
além de efetuar a contabilização e a liquidação financeira das operações realizadas no mercado de
curto prazo, as quais são auditadas externamente, nos termos da Convenção de Comercialização de
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Energia Elétrica. As Regras e Procedimentos de Comercialização que regulam as atividades realizadas
na CCEE são aprovados pela ANEEL.
 Operador Nacional do Sistema – ONS
Foi criado com a finalidade de operar o SIN e administrar a rede básica de transmissão de energia do
País. A sua missão institucional é assegurar aos usuários do SIN a continuidade, a qualidade e a
economicidade do suprimento de energia elétrica. Também são atribuições do ONS propor ao Poder
Concedente as ampliações das instalações da rede básica, bem como os reforços dos sistemas
existentes, a serem considerados no planejamento da expansão dos sistemas de transmissão; e propor
regras para a operação das instalações de transmissão da rede básica do SIN, a serem aprovadas
pela ANEEL.
Encargos setoriais
Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC
A CCC, criada pelo Decreto nº 73.102, de 7 de novembro de 1973, tem como finalidade o rateio dos
custos relacionados ao consumo de combustíveis (óleo combustível, óleo diesel e carvão) para
geração de energia termoelétrica.
Os recursos da CCC são administrados pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS. O papel da
ANEEL é o de fixar os valores das cotas anuais da CCC que são recolhidos nas contas de luz pelas
distribuidoras. As contribuições anuais são calculadas, para cada distribuidora, proporcionalmente ao
seu mercado, com base em estimativas do custo de combustível necessário às usinas térmicas para o
ano subseqüente.
Os subsídios da CCC do SIN foram progressivamente eliminados no prazo de 3 anos com início em 2003
para usinas termelétricas construídas antes de fevereiro de 1998 e, atualmente, pertencentes ao SIN. As
usinas termelétricas construídas após essa data não terão direito a subsídios da CCC. Em abril de 2002,
o Governo Federal estabeleceu que os subsídios da CCC continuassem a ser pagos às usinas térmicas
localizadas em sistemas isolados durante um período de 20 anos com o fim de promover a geração de
energia elétrica nessas regiões.
Até 2005, as cotas de CCC eram estabelecidas para os seguintes sistemas elétricos: (i) SIN
Sul/Sudeste/Centro-Oeste; (ii) SIN Norte/Nordeste; e (iii) Sistemas Isolados. De acordo com a Lei n.º
9.648/98 e a Resolução ANEEL n.º 261, de 13 de agosto de 1998, a partir de 1º de janeiro de 2006,ficou
extinto o benefício da CCC para geração de energia elétrica nos Sistemas Interligados.
A CCC, Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
Em abril de 2002, o Governo Federal criou a CDE, por meio da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002,
objetivando promover: (i) o desenvolvimento energético dos Estados; (ii) a competitividade da energia
produzida a partir de fontes eólicas, PCHs, Biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas
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atendidas pelo SIN; e (iii) a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional.
A CDE terá a duração de 25 anos e seus recursos serão movimentados pela Centrais Elétricas Brasileiras
S.A. – ELETROBRÁS.
Os recursos da CDE são provenientes dos (i) pagamentos anuais realizados a título de uso de bens
públicos, (ii) das multas aplicadas pela ANEEL aos concessionários, permissionários e autorizados; e (iii)
dos pagamentos das cotas anuais por todos os agentes que comercializem energia com consumidores
finais.
Os recursos da CDE poderão ser utilizados, ainda, para subvenção econômica, com a finalidade de
contribuir para a modicidade tarifária de fornecimento de energia aos consumidores da subclasse
residencial de baixa renda, quando os recursos provenientes do adicional de dividendos devidos à
União pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, associado às receitas adicionais auferidas
pelas geradoras com a comercialização de energia elétrica nos leilões públicos, não forem suficientes.
São considerados consumidores de baixa renda aqueles tenham consumo mensal inferior a 80 kWh,
calculado com base na média móvel dos últimos 12 meses, ou que comprovem sua inscrição no
cadastro único do Governo Federal ou sua condição de beneficiário do programa Bolsa Família do
Governo Federal.
Reserva Global de Reversão – RGR
A RGR foi criada pelo Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957. A RGR refere-se a um valor anual
estabelecido pela ANEEL com a finalidade de prover recursos para reversão, encampação, expansão
e melhoria do serviço público de energia elétrica, para financiamento de fontes alternativas de
energia elétrica, para estudos de inventário e viabilidade de aproveitamentos de potenciais hidráulicos
e para desenvolvimento e implantação de programas e projetos destinados ao combate ao
desperdício e uso eficiente da energia elétrica. As concessionárias fazem recolhimentos mensais da
quota de RGR à Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, a gestora dos recursos arrecadados, a
uma taxa anual equivalente a 2,5% dos investimentos efetuados pela concessionária em ativos
vinculados à prestação do serviço, respeitado o limite máximo equivalente a 3% da receita
operacional líquida anual. A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, previu a expiração da RGR em 2010.
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
A ANEEL também cobra uma taxa de fiscalização dos agentes e concessionárias que prestam serviços
de energia elétrica. Essa taxa é denominada TFSEE. A TFSEE foi criada de acordo com a Lei nº 9.427, de
26 de dezembro de 1996, e regulamentada pelo Decreto n° 2.410, de 28 de novembro de 1997, e é
equivalente a 0,5% do benefício econômico anual realizado pela concessionária. A determinação do
“benefício econômico” tem como base a capacidade instalada de geradoras e concessionárias de
transmissão autorizadas ou os faturamentos anuais das distribuidoras.
Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA)
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Em 2002, o PROINFA foi estabelecido pelo governo para criar incentivos para o desenvolvimento de
fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, PCHs e projetos de Biomassa. Nos
termos do PROINFA, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS compra a energia gerada por
estas fontes alternativas por um período de 20 anos e a repassa para os consumidores livres e
distribuidoras, as quais se incumbem de incluir os custos do programa em suas tarifas para todos os
consumidores finais da área de concessão, à exceção dos consumidores de baixa renda. Projetos que
buscam qualificar-se para os benefícios oferecidos pelo PROINFA devem estar totalmente operacionais
até 31 de dezembro de 2010. O BNDES aprovou a abertura de uma linha de crédito específica para
projetos incluídos no PROINFA, podendo financiar até 80% dos custos de construção das usinas inseridas
no programa.
Este programa visa a inclusão de energia renovável no parque energético nacional em dois momentos:
•
em 3 anos, a partir de 2004, o total de 3.300 MW de energia renovável (1.100MW através da
energia eólica, 1.100 MW através da Biomassa, e 1.100 MW, através de PCHs) deverá fazer parte
do parque energético nacional; e
•
em 20 anos, a energia renovável deverá representar ao menos 10% de toda a energia produzida
no Brasil.
A Resolução Normativa ANEEL n° 127 de 6 de dezembro de 2004 estabeleceu os procedimentos para o
rateio do custo PROINFA, bem como para definição das respectivas cotas de energia elétrica a serem
adquiridas pelos Consumidores Livres e distribuidoras, nos termos do Decreto n° 5.025, de 30 de março
de 2004.
Encargos de Serviços do Sistema – ESS
Representa o custo incorrido para manter a confiabilidade e a estabilidade do Sistema Interligado
Nacional para o atendimento do consumo de energia elétrica no Brasil. Esse custo é apurado
mensalmente pela CCEE e é pago pelas distribuidoras aos agentes de geração. A maior parte desse
encargo diz respeito ao pagamento para geradores que receberam ordem de despacho do ONS,
para atendimento a restrições de transmissão.
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS
As distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do ONS. Anualmente,
o ONS submete à aprovação da ANEEL seu orçamento e os valores das contribuições mensais de seus
associados.
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D
De acordo com a Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, as concessionárias de serviço público de
geração e transmissão de energia são obrigadas a investir, anualmente, ao menos 1% de sua receita
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operacional líquida em P&D, com exceção das companhias que geram energia por meio de fontes
eólica, solar, Biomassa e PCH.
Até 31 de dezembro de 2010, as concessionárias e permissionárias do serviço público de distribuição
devem aplicar 0,50% de sua receita operacional líquida para P&D e 0,50% para programas de
eficiência energética. A partir de 1° de janeiro de 2011, as porcentagens passam a ser 0,75% e 0,25%,
respectivamente.
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH
A CFURH foi criada pela Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989. De acordo com a Lei nº 9.648, de 27
de maio de 1998, os Estados, o Distrito Federal e os Municípios, bem como os órgãos da administração
direta da União, recebem uma compensação financeira das geradoras pelo aproveitamento de
recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica. A origem dessa arrecadação tem como
base de cálculo a energia elétrica produzida, em que se aplica um percentual de 6,75%, sendo que 6%
são pagos para os Estados e os Municípios nos quais a planta ou o reservatório se localizam, ao
Ministério de Meio Ambiente, ao MME e ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e
Tecnológico – FNDCT (criado pelo Decreto-Lei n° 716 de 31 de julho de 1969, e restabelecido pela Lei n°
8.172 de 18 de janeiro de 1991) e 0,75% são destinados à Agência Nacional de Águas. Ressalte-se que
esse encargo não é aplicável às PCHs, em virtude da isenção estabelecida na Lei do Setor Elétrico.
Uso de Bem Público
O Governo Federal também impôs um encargo aos Produtores Independentes que se utilizam de
recursos hídricos (com exceção das PCHs), o chamado Fundo de Uso de Bem Público, muito similar à
RGR, calculado anualmente pela ANEEL com base no uso do bem público por cada Produtor
Independente e pago mensalmente. Os Produtores Independentes estão obrigados a fazer
contribuição ao Fundo de Uso de Bem Público, a partir de uma data estipulada até o final do prazo da
concessão. A Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS recebeu os pagamentos deste encargo
até 31 de dezembro de 2002, a partir de quando os pagamentos passaram a ser feitos para o MME.
Todos os pagamentos subsequentes foram efetuados diretamente ao Governo Federal.
Desverticalização
A Lei de Concessões, alterada pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, estabelece a
obrigatoriedade da segregação das atividades de distribuição e de geração de energia elétrica
relativas às pessoas jurídicas Concessionárias, permissionárias e autorizadas.
As distribuidoras que detinham geração distribuída tinham a obrigação de realizar contratos de
compra e venda de energia elétrica de suas respectivas unidades geradoras pelo prazo até o final do
período de concessão. De acordo com as regras de desverticalização, as concessionárias
distribuidoras, no âmbito do SIN, não poderiam ter participação em outras sociedades, de forma direta
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ou indireta, ou manter atividades não compatíveis com o objeto de sua concessão de distribuição de
energia elétrica.
Eliminação do direito à autocontratação (selfdealing)
Tendo em vista que a compra de energia elétrica para distribuição a Consumidores Cativos é efetuada
somente no ACR, a compra de até 30% de suas necessidades de energia elétrica de partes
relacionadas não é mais permitida às distribuidoras (selfdealing), exceto no contexto de contratos
devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico. As distribuidoras podem, no entanto, comprar energia elétrica de partes relacionadas, quando
participarem dos processos licitatórios para compra de energia elétrica no ACR e a geradora
vencedora da licitação for uma parte relacionada da distribuidora.
Seguros
As distribuidoras do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. mantêm apólices de seguros vigentes na
modalidade responsabilidade civil por danos materiais e danos pessoais causados a terceiros,
conforme demonstrado no item 12.12.
Os contratos de seguros estabelecidos pelo Grupo EDP Energias do Brasil S.A. são estabelecidos com
coberturas determinadas por orientação de especialistas, levando em conta a natureza e o grau de
risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus
ativos e responsabilidades do Grupo EDP Energias do Brasil S.A., estando, portanto, dentro dos padrões
do mercado segurador.
As distribuidoras do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. contrataram companhias de primeira linha para
cobertura de seus ativos contra incêndios, raios, explosões, danos elétricos e pequenas obras de
engenharia, em nossas diversas subestações, edificações e instalações. Também firmaram contratos na
modalidade responsabilidade civil geral para a cobertura de danos materiais e danos pessoais
causados a terceiros.
As distribuidoras do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. não possuem cobertura de seguro contra risco de
interrupção das operações comerciais, por acreditarem que o risco de interrupção de grandes
proporções não justifica os prêmios. Também estão excluídos da cobertura de seguro os riscos de
alagamento, terremoto, desmoronamento, roubo e atos terroristas.
8. Grupo Econômico
8.1. DESCRIÇÃO DO GRUPO ECONÔMICO EM QUE SE INSERE A COMPANHIA.
(a) Controladores diretos e indiretos e (d) participações de sociedades do grupo na Companhia
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A Companhia é controlada pela EDP – Energias do Brasil S.A., holding de um conglomerado de
empresas com portfólio diversificado e integrado que tem como atividades, gerar, transmitir, distribuir e
comercializar energia elétrica no mercado brasileiro. A EDP Energias do Brasil S.A., por sua vez, é
controlada pela EDP - Energias de Portugal, S.A., sociedade portuguesa de participações (holding)
que, por sua vez, é controlada pelo Governo do Estado de Portugal, conforme indicado no item 15.1.
deste Formulário de Referência, fazendo parte do Grupo.
O Grupo iniciou investimentos no Brasil em 1996, adquirindo participação minoritária na Companhia de
Eletricidade do Rio de Janeiro – CERJ (“CERJ”, atualmente denominada Ampla Energia e Serviços S.A.).
Em 1997, o Grupo adquiriu participação de 25% na Usina de Lajeado e, em 1998, adquiriu, em conjunto
com a CPFL Energia S.A. (“CPFL”), o controle acionário da Companhia (então denominada EBE –
Empresa Bandeirante de Energia S.A.), a qual havia sido constituída no âmbito do Programa Estadual
de Desestatização - PDE, a partir da cisão da Empresa Metropolitana – Eletricidade de São Paulo –
Eletropaulo. Em 1999, o Grupo adquiriu parte da participação do Grupo CMS, um grupo português de
operadoras nos mercados da consultoria em áreas de gestão, no empreendimento da Lajeado
Energia S.A. (“Lajeado”), passando a deter 27,7% do capital votante da Investco S.A. (“Investco”) e
direitos de comercialização de igual proporção da energia gerada pela Usina de Lajeado. Ainda em
1999, o Grupo adquiriu 73,12% do capital total da Iven S.A. (“Iven”), sociedade detentora de 52,3% do
capital da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – Escelsa. A Iven adquiriu o controle acionário da Espírito
Santo Centrais Elétricas S.A. – Escelsa em conjunto com a GTD Participações S.A. (“GTD”), em leilão de
privatização realizado em julho de 1995. A Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – Escelsa , por sua vez,
adquiriu o controle acionário da Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. – ENERSUL (“Enersul”),
em leilão de privatização realizado em novembro de 1997.
EDP – Energias do Brasil S.A.
A EDP Energias do Brasil S.A. é uma sociedade anônima de capital aberto, constituída em julho de
2000, com sede na cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo, cujo objeto social consiste em: (i)
participar em outras sociedades, como sócia, acionista ou quotista, bem como em negócios e
empreendimentos do setor energético, no Brasil e/ou no exterior; (ii) gerir ativos de distribuição,
geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; (iii)
estudar, planejar, desenvolver e implantar projetos de distribuição, geração, transmissão e
comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; e (iv) prestar serviços em
negócios do setor energético no Brasil e/ou no exterior. Desde a sua constituição, os investimentos do
Grupo no Brasil foram sendo gradativamente transferidos para a EDP Energias do Brasil S.A., que passou
a atuar como holding detentora de todos os ativos do Grupo no país, com exceção da participação
na CERJ, que continuou a ser detida diretamente pela EDP Energias de Portugal S.A.
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EDP – Energias de Portugal, S.A.
A EDP Energias de Portugal S.A., principal acionista da EDP Energias do Brasil S.A., é uma sociedade por
ações constituída de acordo com as leis de Portugal, com sede na cidade de Lisboa, na Praça
Marquês de Pombal, 12.
Energias de Portugal Investments and Services, Sociedad Limitada (“EDP ISSL”)
A EDP ISSL é uma sociedade constituída de acordo com as leis das Ilhas Cayman, com sede em
George Town, Grand Cayman, na Genesis Trust & Corporate Services Ltd., segundo andar, Compass
Centre, P.O. Box 448GT, Ilhas Cayman.
Adicionalmente, a Eletricidade de Portugal Finance Company (Ireland) Ltd. é detida de forma integral
(100%) pela EDP – Energias de Portugal, S.A.
Balwerk Consultoria Econômica e Participações Soc. Unipessoal Ltda. (“Balwerk Consultoria”)
A Balwerk Consultoria é uma sociedade constituída de acordo com as leis de Portugal, com sede na
cidade de Lisboa, na Avenida José Malhoa, lote A - 13, controlada integralmente pela EDP Energias de
Portugal S.A.
(b) controladas e coligadas
Não aplicável.
(c) participações da Companhia em sociedades do grupo
Não aplicável.
(d) sociedades sob controle comum
Não aplicável.
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8.2. ORGANOGRAMA DO GRUPO ECONÔMICO DA COMPANHIA.
O organograma a seguir mostra a estrutura societária sintética do conglomerado econômico da
Companhia:
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8.3. OPERAÇÕES
DE REESTRUTURAÇÃO, FUSÕES, CISÕES, INCORPORAÇÕES DE AÇÕES, ALIENAÇÕES E AQUISIÇÕES DE CONTROLE
SOCIETÁRIO E AQUISIÇÕES E ALIENAÇÕES DE ATIVOS IMPORTANTES.
Em 2008, a EDP Energias do Brasil S.A. iniciou uma nova unidade de negócios dedicada a investimentos
em energias renováveis, a Enernova. Estão sob sua responsabilidade os investimentos em biomassa e
energia eólica. Em junho de 2008, a Enernova, em conjunto com a EDP Renováveis, S.A. (“EDP
Renováveis”), constituiu a sociedade EDP Renováveis Brasil S.A. (“EDPRB”), que se dedicará
exclusivamente à energia eólica e, ainda em fevereiro de 2009, a EDPRB adquiriu 100% da Central
Nacional de Energia Eólica S.A. (“CENAEEL”), que possui dois parques eólicos em operação em Santa
Catarina, totalizando 13,8 MW de capacidade instalada, e projeto de expansão para 70 MW. A EDP
Energias do Brasil S.A. constituiu a sociedade Terra Verde Bionergia Participações S.A., cujo objetivo era
participar de sociedades de propósito específico para a exploração de produção de etanol e de
energia elétrica e outros projetos que preveem a utilização de biomassa.
Em 18 de junho de 2008, a EDP Energias do Brasil S.A. celebrou junto ao Grupo Rede (Rede Energia S.A. e
a Rede Power do Brasil S.A., em conjunto) o Instrumento Particular de Compromisso de Permuta de Ativos
e Outras Avenças, relativo à permuta de ações da Rede Lajeado Energia S.A. (antiga denominação
da Lajeado Energia S.A.), da Tocantins Energia S.A. (“Tocantins”) e da Investco, de propriedade do
Grupo Rede, por ações da Enersul, de propriedade da EDP Energias do Brasil S.A. (“Permuta Lajeado”).
Tal operação teve como objeto a transferência, pela EDP Energias do Brasil S.A. ao Grupo Rede, da
participação de 100% do capital social da Enersul em troca de participações diretas ou indiretas na
UHE Lajeado, elevando a participação da EDP Energias do Brasil S.A. na Investco, sociedade que
explora esta usina, de 27,7% para 73,00% do seu capital votante e para 78,81% do capital votante da
Lajeado Energia S.A., controladora da Investco.
A operação foi concluída após obtenção das aprovações necessárias, e as participações societárias
efetivamente permutadas em 11 de setembro de 2008, de modo que a Companhia passou a controlar
a Investco, a Tocantins e a Lajeado Energia e o Grupo Rede passou a deter o controle da Enersul.
Ainda em 2008, para formalização de uma joint venture com a MPX Energia S.A. (“MPX”), foi concluída
a operação de permuta de ativos para transferência de participações societárias entre a EDP Energias
do Brasil S.A. e a MPX, na qual a EDP Energias do Brasil S.A. transferiu a totalidade de sua participação
na empresa Diferencial Energia Empreendimentos e Participações Ltda., detentora do projeto UTE
Maranhão, para a MPX, recebendo, em troca, 50% da participação na Porto de Pecém Geração de
Energia S.A., detentora do projeto de Pecém.
Em 23 de junho de 2009, a EDP Energias do Brasil S.A. vendeu à NET Serviços de Comunicação S.A. a
participação de 100% que detinha na ESC 90, pelo valor de R$94,6 milhões.
Em julho de 2009, a EDPRB adquiriu a Elebrás, empresa com projetos de parques eólicos.
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A EDP Energias do Brasil S.A. realizou, em 30 de novembro de 2009, uma reorganização societária
envolvendo a Lajeado Energia e a EDP Lajeado, detentoras de 62,4% do capital total da Investco, bem
como a Tocantins, e que resultou na extinção da Tocantins e da EDP Lajeado, restando apenas na
Lajeado Energia (“Reorganização Societária”).
A Reorganização Societária teve como principal objetivo permitir a racionalização e simplificação da
estrutura e das atividades das sociedades envolvidas, inclusive frente à condução dos negócios e
gestão dos ativos da investida comum, a Investco, trazendo benefícios de ordem administrativa,
econômica e financeira, mediante a redução de despesas operacionais combinadas, acarretando
em maior sinergia e melhoria de caixa. Ainda, a Reorganização Societária permitiu o aproveitamento,
no decorrer do período da concessão, do beneficio fiscal gerado pela amortização do ágio registrado
em razão da Permuta Lajeado.
Para mais informações sobre os eventos societários ocorridos na Companhia, vide item 6.5 “Histórico da
Companhia” deste Formulário de Referência
8.4. OUTRAS INFORMAÇÕES QUE A COMPANHIA JULGA RELEVANTES.
9. ATIVOS RELEVANTES
9.1. Descrição dos bens do ativo não-circulante relevantes para o desenvolvimento das atividades da
Companhia:
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A. ATIVOS IMOBILIZADOS (INCLUSIVE AQUELES OBJETO DE ALUGUEL OU ARRENDAMENTO, IDENTIFICANDO A SUA LOCALIZAÇÃO:
A composição do valor líquido do imobilizado nas datas abaixo indicadas é:
31/3/2010
Taxas anuais
médias de
depreciação %
Custo
histórico
31/12/2009
Depreciação
acumulada
Valor líquido
Valor líquido
Imobilizado em serviço
Distribuição
Terrenos
39.169
39.169
39.169
Edificações, obras civis e benf eitorias
3,81
76.227
(47.700)
28.527
29.445
Máquinas e equipamentos
3,54
2.037.538
(1.042.106)
995.432
996.305
Veículos
9,30
18.936
(13.327)
5.609
5.005
Móveis e utensílios
2,09
5.143
(4.645)
498
526
2.177.013
(1.107.778)
1.069.235
1.070.450
6
(5)
1
1
6
(5)
1
1
Transmissão
1,77
Comercialização
Terrenos
Veículos
36
36
3,86
3.791
36
(2.430)
1.361
1.397
5,28
2.482
(1.189)
1.293
1.325
15,15
772
(492)
280
309
5,43
968
(791)
177
190
(4.902)
3.147
3.257
8.049
Administração
Terrenos
Veículos
617
617
3,88
1.525
617
(316)
1.209
1.225
8,19
11.675
(5.398)
6.277
6.419
17,19
6.760
(3.068)
3.692
2.897
5,64
3.292
(2.111)
1.181
1.227
23.869
(10.893)
12.976
12.385
369
(169)
200
216
369
(169)
200
216
2.209.306
(1.123.747)
1.085.559
1.086.309
120.625
120.625
117.912
792
792
1.785
5.178
5.178
6.147
126.595
125.844
Atividades não vinculadas à concessão
Total do Imobilizado em serviço
10,00
3,67
Imobilizado em curso
Distribuição
Comercialização
Administração
Total do Imobilizado em curso
Obrigações vinculadas à concessão
126.595
4,46
Total imobilizado
(217.253)
2.118.648
19.426
(1.104.321)
(197.827)
1.014.327
(198.551)
1.013.602
As principais propriedades consistem em subestações e redes de distribuição localizadas no Estado de
São Paulo. O valor contábil líquido do imobilizado total da Companhia, em 31 de março de 2010, era
de R$1,014 milhão. A Companhia tem servidões de passagem para suas linhas de distribuição, que são
ativos próprios e não revertem aos proprietários da terra quando da expiração de suas concessões
De acordo com a Lei de Concessões, alguns dos imóveis e instalações que a Companhia utiliza para
cumprir suas obrigações nos termos de seu Contrato de Concessão não podem ser transferidos,
cedidos, onerados ou vendidos a quaisquer de seus credores ou por eles penhorados sem a prévia
aprovação da ANEEL, e o produto destas transações deve ser reinvestido em ativos associados à
prestação de serviço de distribuição de energia elétrica.
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A tabela a seguir indica os imóveis mais relevantes da Companhia e seus respectivos valores em 31 de
março de 2010:
Valor de
Depreciação
Valor
Aquisição
Acumulada
Residual
(R$)
(R$)
(R$)
Transformador de Força
9.774.341,50
(2.158.500,45)
7.615.841,05
Transformador de Força
9.719.872,98
(2.146.471,92)
7.573.401,06
Estrutura de Concreto para Barramento
8.023.183,88
(2.111.678,48)
5.911.505,40
15.087.759,25
(9.361.945,20)
5.725.814,05)
6.325.704,52
-
6.325.704,52
Local / Imóvel
GUARULHOS
ALTO DO TIETÊ
Edificação - Distribuição Sede
Superintendência Regional
Terreno LTA Nordeste-Mogi das Cruzes
b. patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia,
informando: (i) duração; (ii) território atingido; (iii) eventos que podem causar a perda dos direitos
relativos a tais ativos; (iv) possíveis consequências da perda de tais direitos para a Companhia.
Patentes
A Companhia não possui patente em seu nome, bem como pedido de concessão de patentes
pendente.
Marcas
No Brasil, a propriedade de uma marca adquire-se somente pelo registro validamente expedido pelo
Instituto Nacional de Propriedade Industrial (“INPI”), órgão responsável pelo registro de marcas e
patentes, sendo então assegurado ao titular seu uso exclusivo em todo o território nacional por um
prazo determinado de 10 anos, passível de sucessivas renovações. Durante o processo de registro, o
depositante tem apenas uma expectativa de direito para utilização das marcas depositadas,
aplicadas para a identificação de seus produtos ou serviços.
O Grupo tem por política proteger suas marcas e possui aproximadamente 60 marcas registradas ou
em processo de registro junto ao INPI, em diversas classes relacionadas às suas atividades. As principais
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marcas que envolvem o nome do Grupo, bem como as que tratam dos nomes das empresas do
Grupo, são: “EDP”, “Energias do Brasil”, “Bandeirante”, “Escelsa”, “Enertrade” e “Energest”.
Atualmente, todas as marcas que são relevantes para o Grupo encontram-se devidamente registradas
perante o INPI. A Companhia possui a marca “Bandeirante” registrada sob sua titularidade, com
vigência estabelecida até 2015. Não há eventos que pode causar a perda dos direitos relativos à
marca registrada em nome da Companhia, além daqueles legalmente previstos.
Abaixo segue quadro com descrição da marca “Bandeirante”, com abrangência territorial limitada ao
Brasil:
Marca
BANDEIRANTE
Processo nº
822013762
Apresentação
Classe
Status
Mista
NCL(7)39 Transporte; embalagem
e armazenagem de produtos;
organização de viagens, com
especificação para construir e
explorar serviços públicos de
energia, executar, explorar ou
transferir planos e programas que
visem qualquer tipo ou forma de
energia, serviços técnicos ou
gerenciais
que,
direta
ou
indiretamente se relacionem com
a distribuição, conversão e o
comércio de energia.
Registro com vigência
estabelecida até 27.12.2015
Ainda, a Companhia possui 3 domínios na internet, quais sejam:
Domínio
WWW.bandeirante.com.br
WWW.cenaeel.com.br
WWW.ebe.com.br
Data da criação
29/05/1998
29/06/2009
20/01/1998
Data de Expiração
29/05/2011
29/06/2010
20/01/2011
Licenças, franquias e contratos de transferência de tecnologia
Nos 3 últimos exercícios sociais, a Companhia não possuía nenhuma licença, franquia, tampouco havia
celebrado contratos de transferência de tecnologia.
Concessões
As tarifas das concessionárias de distribuição são determinadas pela Agência Nacional de Energia
Elétrica (“ANEEL”) com base em contratos de concessão e na legislação. Os contratos de concessão e
a lei brasileira estabelecem um mecanismo de limite de preço que permite três tipos de ajustes de
tarifa: (i) o reajuste tarifário anual, projetado para repassar às tarifas os custos de itens classificados no
contrato de concessão como parcela A, tais como compra de energia, transmissão e encargos
setoriais; (ii) a revisão tarifária periódica, que ocorre a cada quatro anos na Companhia, quando são
revistos todos os custos, capturados ganhos de eficiência e recalculadas as tarifas para os próximos
ciclos; e (iii) a revisão tarifária extraordinária, quando na eventualidade de variações nos custos que
afetem o equilíbrio econômico do contrato de concessão , as tarifas poderão ser ajustadas .
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A ANEEL tem como objetivo o equilíbrio entre o interesse público na prestação do serviço de
eletricidade e a remuneração pelos investimentos. A ANEEL apesar das regras estabelecidas nos
contratos de concessão e regulamentação tem uma margem onde pode atuar de forma
discricionária nos reajustes e revisões de tarifas, sendo assegurado aos concessionários o direito de
contestação das propostas da ANEEL.
A Companhia realiza suas atividades de distribuição segundo o contrato de concessão de n.º202/1998,
celebrado em 23 de outubro de 1998, com vigência de 30 anos, podendo ser renovado por igual
período, mediante requerimento da Companhia e condicionado ao atendimento das condições
estabelecidas para a renovação no Contrato de Concessão e legislação.
Adicionalmente, a ANEEL pode aplicar penalidades que incluem multas significativas (de até 2% do
faturamento dos últimos doze meses anteriores à lavratura do Auto de Infração) e restrições caso a
Companhia descumpra obrigações estabelecidas no Contrato de Concessão. Como medida punitiva
limite, a ANEEL também pode determinar a reversão da concessão antes do término de seu prazo se
descumpridas as condições estabelecidas.
Caso a ANEEL extinga a concessão antes do término do seu prazo, deverá ser instaurado um processo
de encampação, sendo que a Companhia terá direito a uma adequada indenização pela parte não
amortizada dos investimentos realizados.
c. As sociedades em que a Companhia tenha participação
Não aplicável.
Desde junho de 2009, a EDP Energias do Brasil S.A. passou a assinar nacionalmente sua marca apenas
com o nome EDP. A mudança na identidade corporativa faz parte de um alinhamento mundial e utiliza
a força da marca do acionista controlador da EDP Energias do Brasil S.A., a EDP Energias de Portugal
S.A.
O planejamento para alterar a identidade visual da EDP Energias do Brasil S.A. teve início em novembro
de 2008 e sua execução ocorreu simultaneamente ao processo de reestruturação interna profunda
iniciado em março de 2009. O objetivo foi implantar um modelo diferenciado de gestão, readequando
a organização, os objetivos, os processos e, acima de tudo, a cultura corporativa.
A Campanha foi focada no conceito "Uma Boa Energia" e procurou materializar a importância da
energia elétrica para um desenvolvimento equilibrado e sustentável, bem como para o conforto e
qualidade da vida das pessoas, em linha com a política de sustentabilidade do Grupo e com sua
posição de liderança mundial no desenvolvimento de energias limpas.
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10. COMENTÁRIOS DOS DIRETORES.
10.1. COMENTÁRIOS DOS DIRETORES DA EDP – ENERGIAS DO BRASIL S.A. SOBRE;
a. condições financeiras e patrimoniais gerais:
A Bandeirante é uma das principais concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia
elétrica do Estado de São Paulo e a maior do Grupo EDP – Energias do Brasil e sua receita provém das
tarifas de distribuição de energia elétrica que cobra de seus clientes.
As tarifas cobradas pela Companhia de seus clientes são fixadas pelo Poder Concedente, passíveis de
reajuste e revisão. O reajuste pode ser (i) ordinário, realizado pela ANEEL, numa base anual na data da
concessão, conforme fórmula paramétrica prevista no contrato de concessão ou (ii) extraordinário, a
qualquer tempo, sempre que o equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão for
ameaçado. As revisões tarifárias da Bandeirante ocorrem a cada quatro anos e objetivam, nos termos
do Contrato de Concessão, a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro da concessão.
A Companhia atua em ambiente regulado pelo governo brasileiro, e os ativos vinculados à prestação
de serviço público não podem ser dados em garantia de empréstimo ou financiamento. Além disso,
toda a base de ativos, vinculada à prestação de serviços público ou não, deve ser mantida em
condições de funcionamento e qualquer alienação só pode ser efetuada com consentimento do
regulador, sendo o proveito da venda reinvestido.
A Diretoria entende que o atual capital de giro da Companhia é suficiente para as atuais exigências e
os seus recursos de caixa, somado aos empréstimos de terceiros, são suficientes para atender o
financiamento de suas atividades e cobrir sua necessidade de recursos, para os próximos 12 (doze)
meses.
A administração da Companhia entende que a Companhia apresenta condições financeiras e
patrimoniais suficientes e com qualidade para manter seu plano de negócios, desenvolver suas
atividades e cumprir suas obrigações de curto e médio prazos.
b. estrutura de capital e possibilidade de resgate de ações ou quotas, indicando: (i) hipóteses de
resgate; (ii) fórmula de cálculo do valor de resgate.
O capital social da Companhia não sofreu alteração nos últimos 3 exercícios sociais, permanecendo
R$254,6 milhões em 31 de dezembro de 2007, 2008 e 2009 e em 31 de março de 2010. Esta estabilidade
se dá em decorrência da distribuição da totalidade do lucro líquido da Companhia nos últimos anos,
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após a constituição da reserva legal, e por ainda não terem sido ultrapassados os limites legais de
constituição de reservas de capital.
O capital social da Companhia, totalmente subscrito, é representado por 39.091.735.037 ações
ordinárias, todas nominativas e sem valor nominal.
Por ser subsidiária integral da EDP – Energias do Brasil S.A., o estatuto social da Companhia não contém
disposição a respeito, devendo ser observadas as disposições da Lei das Sociedades por Ações.
Em 31 de março de 2010, o patrimônio líquido da Companhia era de R$697,9 milhões. Na mesma data,
a Companhia apresentava disponibilidades no valor de R$358,0 milhões e uma dívida líquida que
totalizava R$263,6 milhões, representando 37,8% do capital próprio da Companhia.
Em 31 de dezembro de 2009, o patrimônio líquido da Companhia era de R$636,1 milhões. Na mesma
data, a Companhia apresentava disponibilidades no valor de R$337,7 milhões e uma dívida líquida que
O patrimônio líquido da Companhia, em 31 de dezembro de 2008, era de R$680,0 milhões. Na mesma
O patrimônio líquido da Companhia, em 31 de dezembro de 2007, era de R$749,8 milhões. Na mesma
A tabela a seguir apresenta o endividamento total e o patrimônio líquido da Companhia em 31 de
março de 2010. As informações descritas abaixo foram extraídas das informações trimestrais
consolidadas da Companhia relativas ao período de três meses encerrado em 31 de março de 2010,
elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, bem como legislação específica
editada pela ANEEL.
Valores em R$ mil
Em 31 de Março de 2010
Encargos de Curto Prazo
22.181
Empréstimos e Financiamentos de Curto Prazo
286.266
Debêntures de Curto Prazo
83.497
Empréstimos e Financiamentos de Longo Prazo
218.507
Total do Endividamento
610.451
Patrimônio Líquido
697.864
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Índice de Endividamento Total sobre Patrimônio Líquido
46,7%
Para mais informações sobre o endividamento da Companhia, vide tem “f” a seguir.
c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos.
A Diretoria acredita que os recursos operacionais da Companhia proporcionam suficiente liquidez para
fazer frente aos seus compromissos financeiros.
A tabela abaixo contém o índice de alavancagem consolidado para os períodos indicados:
Período de três meses
31/12/2007
31/12/2008
findo em
31/12/2009
31/3/2010
31/3/2009
Em milhares de reais
EBITDA
415.251
401.321
444.977
94.177
106.075
Margem EBITDA
20,8%
19,4%
21,2%
18,7%
19,2%
Em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de março de 2010, a Companhia encontrava-se em pleno
atendimento de todas as cláusulas restritivas dos covenants previstas nos respectivos contratos.
Adicionalmente, a Companhia obteve rating atribuído pela Moodys em 2009 de Baa3 (estável), na
faixa de investment grade.
Em 2010, a Standard & Poor’s elevou os ratings de crédito corporativo da Companhia de “brAA-“ para
“brAA+”, resultado da sólida geração de caixa e consequentemente de fortes indicadores financeiros
apresentados em 2009, mesmo em um cenário de menor crescimento econômico. A perspectiva é
estável.
d. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes
utilizadas
A Companhia capta recursos por meio de contratos financeiros principalmente para fins de capital de
giro e financiamento de seus investimentos. Os contratos financeiros da Companhia possuem cláusulas
usuais de rescisão e vencimento antecipado, inclusive determinados covenants financeiros que
impõem à Companhia obrigações relacionadas à manutenção do equilíbrio financeiro.
A EDP – Energias do Brasil S.A., em conjunto com a Bandeirante a Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. –
Escelsa e a Energest S.A., como beneficiadoras do crédito,, possuem uma linha de crédito corporativo
no valor de R$ 900 milhões representado por um Contrato de Abertura de Limite de Crédito celebrado
em 2009 com o BNDES. Desse montante, o BNDES liberou R$ 86,4 milhões para a Bandeirante em
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dezembro de 2009. O saldo devedor deste contrato, em 31 de março de 2010, era de R$86,5 milhões.
Para mais informações, vide descrição do “Contrato de Abertura de Limite de Crédito com o BNDES no
item “f” adiante.
A Companhia obteve, pela primeira vez, esta modalidade de financiamento direto (sem
intermediação de um agente financeiro), criada pelo BNDES em 2005, que visa a simplificar os
procedimentos de acesso a linhas de financiamento para empresas ou grandes grupos que
representem baixo risco de crédito.
Os recursos aprovados ficam disponíveis para saque durante cinco anos, com prazo total de
financiamento de cada saque de até dez anos. As taxas de juros são compostas da mesma forma que
outras operações diretas junto ao BNDES: custo financeiro (TJLP no caso dos investimentos em
distribuição) mais taxa de remuneração do BNDES mais taxa de risco de crédito estabelecida de
acordo com o rating do Grupo junto ao BNDES.
A Companhia utilizará estes recursos primordialmente para financiamento dos investimentos de suas
atividades.
e. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes que
pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez.
Não aplicável.
f. níveis de endividamento e as características de tais dívidas, descrevendo ainda: (i) contratos de
empréstimo e financiamento relevantes; (ii) outras relações de longo prazo com instituições financeiras;
(iii) grau de subordinação entre as dívidas; (iv) eventuais restrições impostas à Companhia, em especial,
em relação a limites de endividamento e contratação de novas dívidas, à distribuição de dividendos, à
alienação de ativos, à emissão de novos valores mobiliários e à alienação de controle societário
A tabela a seguir apresenta o endividamento da Companhia para os períodos indicados (em milhares):
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Encargos
31/3/2010
Principal
Encargos
31/12/2009
Principal
Não
custo da dívida
Moeda estrangeira
BID - Banco Interamericano de
Desenvolvimento
Libor + 4,375% a.a. + variação
cambial
Circulante
Resultado dos Swaps
BID - Banco Interamericano de
Desenvolvimento
JP Morgan
Citibank
Total
5% a.a. + 1% a 1,5% a.a (tx.adm.)
105% do CDI
5% a.a.
5% a.a. acima da TJLP
3,3% a.a. acima da TJLP
3,3% a.a. acima da TJLP
de 2,32% a 4,5% a.a. acima da TJLP
CDI + 1,3% a.a.
circulante
Não
Circulante
Circulante
circulante
Circulante
11.545
11.556
154
11.287
14.120
531
137
(1.438)
10.107
(1.318)
10.238
154
(1.438)
9.849
(1.678)
12.442
531
2.221
73
2.972
20.400
13.536
61.200
2.571
20.400
12.327
61.200
3
100
100
676
18.871
22.044
676
5.937
5.937
19.294
19.294
86.364
de 100,00% a 118,94% do CDI
de 59,80% a 71,60% do CDI
79,94% do CDI
22.181
230.000
265.922
199.688
10.237
8.581
10.237
286.266
8.581
218.507
482
73
5
106
106
170
13.178
14.120
14.274
1.015
5.936
5.937
20.778
20.778
86.364
230.000
265.859
201.447
10.610
10.994
10.610
286.318
10.994
224.883
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31/12/2007
Principal
Não
137
(-) BID - Amortização do custo
da transação
Moeda nacional
Eletrobrás
Cédula de Crédito Bancário
Juros s / fundo reversão
BNDES - CVA
BNDES FINAME
BNDES - Banco do Brasil
BNDES - Banco Santander
BNDES - BB/CALC
HSBC - Notas Promissórias
Circulante
31/12/2008
Encargos
Não
circulante
-
918
73
12
135
135
1.273
1.804
Encargos
-
-
Circulante
circulante
Circulante
27.054
34.100
1.130
(1.438)
25.616
(3.116)
30.984
1.130
1.053
20.400
9.340
81.600
1.565
5.929
5.929
1.015
26.683
26.683
34.876
145.321
12.688
955
400
14.043
74.535
11.196
11.196
187.501
Principal
Não
Não
circulante
-
96
764
73
18
951
2.081
-
-
Circulante
circulante
47.556
46.351
(1.438)
46.118
(4.554)
41.797
996
9.655
102.000
2.070
2.572
3.066
114.227
39.600
4.696
452
44.748
93.932
31.501
949
452
32.902
188.926
A seguir são descritos os principais contratos financeiros da Companhia
A. Contrato celebrado com o Banco Europeu de Investimento (“BEI”)
A Bandeirante celebrou um contrato de empréstimo com o Banco Europeu de Investimento (BEI) no dia
19 de março. O BEI aprovou linha de crédito de até € 90 milhões para ampliação e reforço da rede
elétrica da área de distribuição do Grupo EDP – Energias do Brasil. O empréstimo também será utilizado
para a manutenção e melhoria da qualidade do abastecimento e para a redução das perdas no
sistema das concessionárias Bandeirante e Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – Escelsa . Investimentos
em expansão e melhoria da qualidade cobrirão linhas de distribuição, subestações, entre outros.
A.1. Subordinação
A Companhia se obriga a não tornar o crédito objeto do contrato subordinado a qualquer outro
crédito não garantido ou que não goze de privilégio legal.
A.2. Restrições
O contrato vencerá antecipadamente se:

Se a Bandeirante prepagar voluntariamente todo ou parte de outro financiamento com prazo
superior a 5 anos; e

Se a EDP – Energias de Portugal S.A. deixar de deter 50% ou mais do capital da Bandeirante.
A Bandeirante se compromete, a partir deste contrato, a manter anualmente o indicador Dívida
Financeira Bruta sobre o EBITDA menor ou igual a 3,5.
Adicionalmente, o contrato dispõe que a Bandeirante não deve vender, transferir, alugar ou de outra
forma dispor de seus ativos, excetuados os expressamente descritos no contrato.
B. Contrato celebrado com o BID
A Bandeirante celebrou um Contrato de Financiamento Externo com o BID, em 5 de março de 2004, no
montante de US$100 milhões, liberado durante o exercício de 2004, com carência de 2 anos para o
início do pagamento do principal e com vencimento final em até 8 anos, sendo: (i) Tranche “A” no
valor de US$38,9 milhões, com o principal vencível trimestralmente no período de 15 de maio de 2006 a
15 de fevereiro de 2012, remunerado por juros calculados pela taxa Libor acrescida de 4,375% ao ano,
vencíveis trimestralmente a partir de 15 de maio de 2004; e (ii) Tranche “B” no valor de US$61,1 milhões,
com principal vencível trimestralmente no período de 15 de maio de 2006 a 15 de fevereiro de 2009,
remunerado por juros calculados pela taxa Libor acrescida de 4%a.a., vencidos trimestralmente a partir
de 15 de maio de 2004, cuja operação foi liquidada em 15 de fevereiro de 2009. O saldo devedor
deste contrato, em 31 de março de 2010, era de R$20,5 milhões.
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Este financiamento é destinado a projetos de investimento, com garantia nos recebíveis da
Companhia pelo fornecimento de energia elétrica. Para este empréstimo foram realizadas operações
de swap cambial, com característica de hedge, junto ao Banco J.P. Morgan S.A., em 15 de março de
2004 e o Banco Citibank S.A., em 13 de novembro de 2003, para troca de encargos originais do
financiamento junto ao BID, por remunerações baseadas no intervalo de 98% a 109,7% do CDI e 97,94%
a 118,94% do CDI, respectivamente, com vencimento nas mesmas datas do contrato de
financiamento.
B.1. Subordinação
A EDP Energias do Brasil S.A. subordinou o crédito que possui perante a Bandeirante ao pagamento
prévio da totalidade das obrigações da Bandeirante perante o BID.
A EDP Energias do Brasil S.A. acordou com o BID que permaneceria com a propriedade de, no mínimo,
50% mais uma das ações com direito a voto da Bandeirante, as quais deverão ser mantidas livres e
desembaraçadas de ônus até a data em que todas as obrigações perante o BID sejam cumpridas.
A EDP Energias de Portugal S.A. acordou com o BID que permaneceria com a propriedade de, no
mínimo, 50% mais uma das ações com direito a voto da EDP Energias do Brasil S.A., as quais deverão ser
mantidas livres e desembaraçadas de ônus até a data em que todas as obrigações perante o BID
sejam cumpridas.
A EDP Energias do Brasil S.A. cedeu ao BID todos os direitos decorrentes de qualquer direito à
indenização ou direitos a quaisquer outros valores, de qualquer natureza, pagos devidos ou
potencialmente devidos à EDP Energias do Brasil S.A. pelo Poder Concedente ou por qualquer outra
autoridade, nos termos do Contrato de Concessão, ou qualquer outra indenização que venha a ser
recebida pela EDP Energias do Brasil S.A. em virtude do término do Contrato de Concessão. Os direitos
cedidos serão de única e exclusiva propriedade e titularidade do BID.
A Bandeirante cedeu ao BID todos os seus direitos e interesses relativos ao produto da cobrança da
tarifa de fornecimento de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, e demais serviços
prestados pela Bandeirante aos clientes, incluindo, sem limitação, todas as receitas, juros, devidos à, ou
recebidos pela Bandeirante, assim como todo o dinheiro em espécie, cheques, transferências
eletrônicas e qualquer outra forma de pagamento devido à Bandeirante em cada período de
apuração, em valor equivalente a duas vezes o valor do próximo pagamento do serviço da dívida. Foi
cedido também todos os direitos de qualquer direito à indenização ou direitos a quaisquer outros
valores, de qualquer natureza, pagos devidos ou potencialmente devidos à Bandeirante pelo Poder
Concedente ou por qualquer outra autoridade, nos termos do Contrato de Concessão, ou qualquer
outra indenização que venha a ser recebida pela Bandeirante em virtude do término do Contrato de
Concessão. Os direitos cedidos serão de única e exclusiva propriedade e titularidade do BID.
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A Bandeirante se comprometeu a manter uma conta centralizadora aberta no banco depositário. O
banco depositário transferirá recursos diariamente, durante o período de apuração, para a conta de
cessão até que seja transferido o valor equivalente a duas vezes o valor do pagamento do serviço da
dívida. O banco depositário comunicará a Bandeirante caso o referido valor não seja atingido, sendo
que a Bandeirante deverá transferir o valor em três dias úteis.
B.2. Restrições

O coeficiente de liquidez da Bandeirante não poderá ser inferior a 1:1.

A Bandeirante não assumirá obrigações de terceiros nem prestará qualquer garantia que não
as garantias prestadas no curso normal dos negócios.

A Bandeirante não constituirá, assumirá nem permitirá que existam quaisquer ônus sobre
quaisquer bens. Serão permitidos os ônus referentes à cessão de receita ao BNDES, qualquer
ônus decorrente de qualquer imposto, exigibilidade ou outro encargo governamental ou
constituído por força de lei ou no curso normal dos negócios.

A Bandeirante não permitirá nem promoverá qualquer incorporação, fusão, desinvestimento,
cisão ou reorganização.

Não aumentará ou se comprometerá a aumentar o capital social ou qualquer direito de
participação societária, nem por outra forma alterará a estrutura de capital da Bandeirante.

Deverá respeitar covenants (dívida total em relação à dívida total mais patrimônio líquido,
dívida total em relação ao EBITDA e índice de cobertura do serviço da dívida, entre outros não
financeiros)

O BID poderá suspender ou cancelar o saldo do empréstimo, (i) caso ocorra qualquer
inadimplemento ou qualquer evento de inadimplemento tiver ocorrido e perdurar; (ii) caso a
Bandeirante não cumpra os covenants financeiros previstos acima; ou (iii) caso o pedido de
desembolso referente ao último pedido de desembolso não tiver sido efetuado com no mínimo
15 (quinze) dias de antecedência da data de encerramento de compromisso.
Dentre as hipóteses de vencimento antecipado, destacam-se:
(i)
(ii)
(iii)
Inadimplemento, pela Bandeirante, de pagamentos referentes ao empréstimo;
Inadimplemento, pela Bandeirante, de alguma dívida ou obrigação significativa em qualquer
contrato; ou
Descumprimento dos covenants financeiros previstos no contrato.
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C. Contratos celebrados com o BNDES
C.1. Contratos de Repasse de recursos do BNDES (Finem/Finame) por meio do Banco do Brasil e do
Banco Santander S.A.
A Bandeirante celebrou o Contrato de Financiamento Mediante Repasse de Recursos do BNDES com
Banco Santander S.A. e o Banco do Brasil S.A., em 26 de dezembro de 2007, com vencimento em 15 de
junho de 2014, no montante de R$71,02 milhões, com juros calculados ao ano pela TJLP acrescida de
3,3%. O contrato apresenta hipóteses usuais de inadimplemento. A Bandeirante se compromete, a
partir deste contrato, a manter anualmente o indicador Dívida Financeira Bruta sobre o EBITDA menor
ou igual a 3,5. O saldo devedor deste contrato, em 31 de março de 2010, era de R$50,5 milhões.
C.1.1. Subordinação
A dívida é garantida por vinculação de parcela de receita da Bandeirante proveniente da prestação
dos serviços de energia elétrica, no valor equivalente a, no mínimo, 130% do valor da maior prestação
do financiamento, incluindo principal, juros e demais acessórios definidos no contrato.
C.1.2. Restrições
A Bandeirante não deverá sofrer modificação no controle efetivo, direto ou indireto, durante o prazo
de vigência do contrato sem prévia e expressa autorização do BNDES e do Banco Santander S.A.
Adicionalmente, as Disposições Aplicáveis aos Contratos do BNDES impõem as seguintes restrições:

sem prévia e expressa autorização do BNDES, a Companhia não deve conceder preferência a
outros créditos, não fazer amortização de ações, não emitir debêntures e partes beneficiárias
nem assumir novas dívidas, exceto empréstimos para atender aos negócios de gestão ordinária
da Bandeirante;

sem prévia e expressa autorização do BNDES, a Companhia não deve alienar nem onerar bens
de seu ativo permanente salvo quando se tratar de (a) bens inservíveis ou obsoletos; e (b) bens
que sejam substituídos por novos de idêntica finalidade; e

sem prévia e expressa autorização do BNDES,a Companhia não deve sofrer modificação no
seu controle efetivo direto ou indireto.
C.2. Contrato de Abertura de Limite de Crédito com o BNDES
Em 29 de janeiro de 2009, a EDP – Energias do Brasil S.A., em conjunto com a Bandeirante a Espírito
Santo Centrais Elétricas S.A. – Escelsa e a Energest S.A., como beneficiadoras do crédito, celebraram
Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Limite de Crédito Rotativo junto ao BNDES, no
montante total de R$900,0 milhões, tendo por finalidade a realização de investimentos nos segmentos
de geração, transmissão e distribuição de energia. A EDP - Energias do Brasil S.A. é fiadora e
solidariamente responsável pelo cumprimento das obrigações decorrentes deste contrato. Trata-se de
Página 126 de 253
uma modalidade de financiamento direto (sem intermediação de um agente financeiro), criada pelo
BNDES em 2005, que visa simplificar os procedimentos de acesso a linhas de financiamento para
empresas ou grandes grupos que representem baixo risco de crédito.
Este contrato foi aprovado em dezembro de 2008, no montante de R$153,3 milhões para a
Bandeirante, com a finalidade de implantação de seu programa de investimentos de 2008 a 2010 em
expansão, modernização e melhorias no sistema de distribuição de energia elétrica. Os recursos
aprovados ficam disponíveis para saque durante 60 meses.
A 1ª liberação efetuada para a Companhia de R$86,4 milhões ocorreu em 23 de dezembro de 2009,
sendo amortizável em 72 meses e com período de carência até 15 de maio de 2011, vencendo-se a
primeira prestação em 15 de junho de 2011 e a última em 15 de maio de 2017, com juros que variam
entre 2,32% acima da TJLP e juros fixos de 4,50%a.a., vencíveis a partir de 17 de fevereiro de 2010
trimestralmente durante a carência e mensalmente após esse período. O saldo devedor deste
contrato, em 31 de março de 2010, era de R$87,0 milhões.
O vencimento de cada subcrédito a ser liberado às beneficiárias deverá ocorrer no prazo máximo de
120 meses, sendo que as beneficiárias se obrigam, nos termos do contrato, a utilizar o total do crédito
no prazo de cinco anos a contar de sua data de assinatura.
O contrato apresenta hipóteses usuais de inadimplemento. As beneficiárias se obrigam a durante todo
o prazo de vigência dos respectivos financiamentos, manter o indicador Dívida Financeira Bruta sobre o
EBITDA menor ou igual a 3,5.
C.2.1. Subordinação
A dívida é garantida por fiança da EDP – Energias do Brasil S.A. e por vinculação de parcela de receita
da Bandeirante proveniente da prestação dos serviços de energia elétrica, no valor equivalente a, no
mínimo, 130% do valor da maior prestação do financiamento, incluindo principal, juros e demais
acessórios definidos no contrato.
C.2.2. Restrições
As Disposições Aplicáveis aos Contratos do BNDES impõem as seguintes restrições:

sem prévia e expressa autorização do BNDES, a Companhia não deve conceder preferência a
outros créditos, não fazer amortização de ações, não emitir debêntures e partes beneficiárias
nem assumir novas dívidas, exceto empréstimos para atender aos negócios de gestão ordinária
da Bandeirante;

sem prévia e expressa autorização do BNDES, a Companhia não deve alienar nem onerar bens
de seu ativo permanente salvo quando se tratar de (a) bens inservíveis ou obsoletos; e (b) bens
que sejam substituídos por novos de idêntica finalidade; e
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
sem prévia e expressa autorização do BNDES,a Companhia não deve sofrer modificação no
seu controle efetivo direto ou indireto.
D. Convênio de Abertura de Crédito
D.1. Banco do Brasil S.A. e o Banco Santander S.A.
A Bandeirante celebrou um Convênio de Abertura de Crédito com o Banco do Brasil S.A. e o Banco
Santander S.A., em 16 de novembro de 2006, viabilizando a concessão de uma linha de crédito em
favor da Bandeirante, cuja disponibilidade ocorre por meio da emissão de Cédulas de Crédito
Bancário. A partir do convênio, a Bandeirante captou recursos de longo prazo para cobertura de parte
de seus investimentos “CAPEX” para os anos de 2006. O valor da linha de crédito estabelecido pelos
bancos participantes se limita a R$102 milhões.
A Bandeirante se compromete, a partir deste contrato, a manter anualmente o indicador Dívida
Financeira Bruta sobre o EBITDA menor ou igual a 3,5.
Foram celebradas 04 (quatro) Cédulas de Crédito Bancário emitidas nos termos do convênio acima
descrito:

duas emitidas em favor do Banco do Brasil S.A., a primeira, datada de 05 de dezembro de
2006, no valor de R$25 milhões e a segunda, datada de 11 de dezembro de 2006, no valor de
R$26 milhões. O principal de ambas é vencível em cinco parcelas anuais, sendo a primeira em
05 de dezembro de 2009 e a última em 05 de dezembro de 2013, os juros semestrais são
vencíveis a partir de 05 de junho de 2007 a 05 de dezembro de 2013. Sobre o valor total do
empréstimo incidem juros à razão de 105% do CDI, capitalizados diariamente e além das
condições usuais de vencimento antecipado. O principal da dívida é vencível em cinco
parcelas anuais, sendo a primeira em 7 de dezembro de 2009 e a última em 05 de dezembro
de 2013, e os juros semestrais são vencíveis a partir de 5 de junho de 2007 a 05 de dezembro de
2013. O saldo devedor deste contrato, em 31 de março de 2010, era de R$ 40,8 milhões; e

duas emitidas em favor do Banco Santander S.A., a primeira, datada de 05 de dezembro de
2006, no valor de R$25 milhões e a segunda, datada de 11 de dezembro de 2006, no valor de
R$26 milhões. O principal de ambas é vencível em cinco parcelas anuais, sendo a primeira em
07 de dezembro de 2009 e a última em 05 de dezembro de 2013, os juros semestrais são
vencíveis a partir de 05 de junho de 2007 a 05 de dezembro de 2013. Sobre o valor total do
empréstimo incidem juros à razão de 105% do CDI, capitalizados diariamente e além das
condições usuais de vencimento antecipado. O principal da dívida é vencível em cinco
parcelas anuais, sendo a primeira em 7 de dezembro de 2009 e a última em 05 de dezembro
de 2013 e os juros semestrais são vencíveis a partir de 5 de junho de 2007 a 05 de dezembro de
2013. O saldo devedor deste contrato, em 31 de março de 2010, era de R$ 41,9 milhões.
Todas as Cédulas de Crédito possuem um covenant financeiro segundo o qual a Bandeirante é
obrigada a manter a relação Dívida Bruta/EBITDA em índice não superior a 3,5.
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D.1.1. Subordinação
D.1.2. Restrições
O contrato poderá ser considerado antecipadamente vencido nos seguintes casos, dentre outros:

Cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma relevante de reorganização societária que
implique na alienação do controle acionário direto da Bandeirante, exceto se for para outra
empresa do mesmo grupo econômico ou houver expressa anuência do credor;

Alienação do controle acionário direto da EDP – Energias do Brasil S.A. que acarrete redução
no rating corporativo da Bandeirante, exceto de a EDP S.A., direta ou indiretamente,
remanescer como maior como detentora do maior número de ações com direito a voto da
EDP – Energias do Brasil S.A. e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a
maioria do Conselho de Administração da EDP – Energias do Brasil S.A.
D.2. Banco Bradesco S.A., o Banco Citibank S.A., o Banco Itaú BBA S.A. e o Banco Santander Brasil S.A.
Em 08 de fevereiro de 2006, a Bandeirante celebrou um Convênio de Abertura de Crédito com o
Banco Bradesco S.A., o Banco Citibank S.A., o Banco Itaú BBA S.A. e o Banco Santander Brasil S.A.,
viabilizando a concessão de uma linha de crédito em favor da Bandeirante, conforme aditado em 14
de março de 2006, cuja disponibilidade ocorre por meio da emissão de Cédulas de Crédito Bancário. A
partir do convênio, a Bandeirante alongou o perfil de suas dívidas, reduziu o custo de captação e
diversificou as fontes de financiamento, por meio de empréstimo de longo prazo, que foi substituído por
sua emissão de debêntures em 2006. O valor da linha de crédito estabelecido pelos bancos
participantes se limita a R$250 milhões.
D.2.1. Subordinação
D.2.2. Restrições
O contrato poderá ser considerado antecipadamente vencido nos seguintes casos, dentre outros:

Distribuição de dividendos acima do mínimo obrigatório se a Companhia estiver em
descumprimento com qualquer obrigação pecuniária relacionada ao contrato;

Cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a
Companhia, sem anuência prévia da Companhia;
Página 129 de 253

Caso a Companhia não mantenha os seguintes índices financeiros (i) relação dívida
bruta/EBITDA não superior a 3,5; e (ii) relação (EBITDA no período de apuração + Caixa no início
do período de apuração + linhas de crédito bancárias contratadas e não utilizadas no final do
período de apuração + aumento no montante de dívida que tenha sido desembolsado no
período de apuração) dividido por (despesa financeira bruta no período de apuração +
porção da dívida vincenda durante o período de apuração – receita financeira da variação
monetária e acréscimo moratório da energia vendida no período de apuração – receita
financeira de operações swap e hedge no período de apuração) não inferior a 1:1;

Em caso de alienação de controle acionário direto da Companhia, exceto se para empresa
do mesmo grupo econômico; e

Alienação do controle direto da EDP – Energias do Brasil S.A. que acarrete uma redução do
rating corporativo da Companhia, exceto se a EDP S.A., direta ou indiretamente, remanescer
como detentora do maior número de ações com direito a voto da EDP – Energias do Brasil S.A.
e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a maioria do Conselho de
Administração da EDP – Energias do Brasil S.A.
E. 3ª Emissão de Debêntures
Em 30 de janeiro de 2006, o Conselho de Administração da Bandeirante aprovou a contratação de
uma linha de financiamento de longo prazo, materializada pela terceira emissão de debêntures da
Bandeirante. Em 01 de março de 2006, ocorreu a terceira emissão de debêntures simples, da forma
escritural e nominativa, em série única, para subscrição pública, na espécie sem garantias
(quirografária), não conversíveis em ações. As debêntures desta emissão não estavam sujeitas a
repactuação programada.
Foram emitidas 25.000 debêntures, com valor nominal unitário de R$10,0 mil, prazo de vigência de
cinco anos, pagamento de juros remuneratórios semestrais e período de carência de três anos para
amortização do principal. O valor total da emissão foi de R$250,0 milhões. O vencimento final ocorrerá
em 1.º de março de 2011, com amortizações anuais, iguais e sucessivas, em 1º de março de 2009, 2010
e 2011.
A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures da 3ª emissão, incidirão juros
remuneratórios de 104,4% acumulação das taxas médias diárias dos Depósitos Interfinanceiros de um
dia - DIs, “over extra grupo”, expressa na forma de percentual ao ano, base 252 dias úteis, calculadas e
divulgadas diariamente pela Central de Custódia e de Liquidação Financeira de Títulos - CETIP (taxas
DI) calculadas de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis decorridos. As
remunerações correspondentes aos períodos de capitalização são devidas semestralmente, com início
em 1º de setembro de 2006, e término coincidente com a data de amortização final das Debêntures
da 3ª Emissão. O saldo devedor das Debêntures da 3ª Emissão, em 31 de março de 2010, era de R$
83,5 milhões.
E.1. Subordinação
Página 130 de 253
As Debêntures da 3ª Emissão são da espécie sem garantias (quirografária)
E.2. Restrições
A escritura de emissão das debêntures prevê que a Assembléia Geral de Debenturistas (a “AGD”)
deliberará sobre a declaração do vencimento antecipado das Debêntures, na ocorrência de qualquer
uma das seguintes hipóteses:

cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a
Bandeirante, para a qual não tenha sido obtida a anuência prévia dos debenturistas;

distribuição de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que a Companhia estiver em
descumprimento com qualquer obrigação pecuniária relacionada às Debêntures da 3ª
Emissão;

descumprimento pela Companhia da manutenção dos índices financeiros nos limites abaixo
estabelecidos, conforme apurados em 31 de março e 31 de setembro de cada ano:
i. relação Dívida Bruta/EBITDA, não superior a 3,5; e
ii. relação (EBITDA no período de apuração + Caixa no início do período de apuração + Linhas
de Crédito bancárias contratadas e não utilizadas no final do período de apuração + aumento
no montante de dívida que tenha sido desembolsado durante o período de apuração)
dividido por (despesa financeira bruta no período de apuração + porção da dívida vincenda
durante o período de apuração – receita financeira da variação monetária e acréscimo
moratório da energia vendida no período de apuração – receita financeira de operações de
swap e hedge no período de apuração) não inferior a 1,0.

alienação do controle acionário direto da Bandeirante, exceto se for para outra empresa do

alienação de controle acionário direto da EDP - Energias do Brasil S.A. que acarrete uma
mesmo grupo econômico; e
redução da classificação de risco (rating) da 3ª Emissão, exceto se a EDP S.A., direta ou
indiretamente, remanescer como detentora do maior número de ações com direito a voto da
EDP - Energias do Brasil S.A. e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a
maioria do Conselho de Administração da EDP - Energias do Brasil S.A.
F. Notas Promissórias.
Em 07 de maio de 2009, o Conselho de Administração da Bandeirante aprovou a contratação de linha
de financiamento de curto prazo, materializada pela emissão de Nota Promissória. As notas
promissórias foram emitidas de forma cartular e ficaram depositadas no Banco Bradesco S.A. A
remuneração corresponde à variação acumulada das taxas médias diárias dos depósitos
interfinanceiros, de um dia, calculada e divulgada diariamente pela CETIP, capitalizada de um spread
correspondente a 1,30% ao ano. A remuneração acrescida do valor de principal será liquidada em 30
de maio de 2010 em uma única parcela. O valor de cada Nota corresponde a R$ 1.000.000 e foram
emitidas 230 notas totalizando o montante de R$ 230 milhões
Página 131 de 253
F.1. Subordinação
As Notas Promissórias não contam com nenhum tipo de garantia.
F.2. Restrições
As Notas vencerão antecipadamente se:

A Bandeirante sofrer cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma relevante de reorganização
societária que implique na alienação do controle acionário direto da Bandeirante, conforme
definido no artigo 116 da Lei das Sociedades por Ações, exceto (i) se a referida alienação for
para outra empresa do mesmo grupo econômico da Bandeirante; ou (ii) as exceções da
alínea (l) a seguir; ou (iii) tenha sido obtida anuência prévia dos detentores das Notas
Promissórias que representem 2/3 (dois terços) das Notas Promissórias em circulação; ou (iv) nas
hipóteses de cisão, fusão e incorporação seja assegurado o direito previsto no parágrafo 1º do
artigo 231 da Lei das Sociedades por Ações; ou (v) se o processo for revertido no prazo de 30
(trinta) dias;

descumprimento pela Bandeirante da manutenção do índice financeiro no limite a seguir
estabelecido nas datas das suas respectivas apurações, com relação às datas-base de 30 de
junho de 2009 e 31 de dezembro de 2009: relação Dívida Bruta/EBITDA, não superior a 3,5; para
fins do presente item, “Dívida Bruta” representa a dívida financeira total subtraída dos
empréstimos regulatórios do BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social.
“EBITDA” é o resultado antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização.
Será utilizado o EBITDA referente ao período de apuração de 12 (doze) meses anteriores à data
da apuração; e

alienação de controle acionário direto da EDP – Energias do Brasil S.A. que acarrete uma
redução da classificação de risco (rating) corporativo da Companhia, exceto se (i) a EDP –
Energias de Portugal S.A., direta ou indiretamente remanescer como detentora do maior
número de ações com direito a voto da EDP – Energias do Brasil S.A. e mantiver, isoladamente
ou em conjunto com outros acionistas, a maioria do Conselho de Administração da EDP –
Energias do Brasil S.A.com direito a voto da EDP – Energias do Brasil S.A., ou (ii) tenha sido obtida
anuência prévia de detentores de Notas Promissórias que representem 2/3 (dois terços) das
Notas Promissórias em circulação, ou (iii) a referida alienação for revertida no prazo de 30
(trinta) dias.
G. Contratos celebrados com a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS
G.1. Programa Reluz
A Bandeirante celebrou Contratos de Financiamento para cobertura financeira dos custos totais
relativos a projetos de Melhoria do Sistema de Iluminação Pública para os Municípios de Aparecida,
Taubaté, Guarulhos e Suzano no âmbito do Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente –
ReLuz, no valor total contratado de R$ 17,501 milhões. Os programas são financiados pela Centrais
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Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS e pelos municípios respectivos, na proporção de 75% e 25%,
respectivamente, sendo que os recursos liberados até 31 de março de 2010 somam R$ 8,321 milhões.
Sobre o principal dos contratos incide juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1,0% ao ano,
incorporados mensalmente durante o período de carência. O principal será amortizado em 60
parcelas mensais, devidas a partir do término da carência. As dívidas são garantidas por vinculação de
receitas e notas promissórias. O saldo devedor, em 31 de março de 2010, é de R$6,6 milhões.
G.1.1. Subordinação
Os contratos contam com as seguintes garantias:

Vinculação da receita da Bandeirante, suportada por procuração outorgada por instrumento
público para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos, à satisfação da Centrais
Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, formalizada na assinatura do contrato; e

notas promissórias de valor equivalente a cada uma das parcelas liberadas.
G.1.2. Restrições
Este contrato vencerá antecipadamente se:
As garantias pactuadas estabelecer prazo de validade inferior àquele necessário a completa
liquidação da dívida decorrente do contrato, ou, por qualquer motivo, a garantia pactuada perder
efetividade, obriga-se a Companhia, independentemente de aviso ou notificação judicial ou
extrajudicial neste sentido, a proceder à atualização, renovação, complementação ou substituição do
referido instrumento de garantia, de forma a mantê-lo sempre apto à sua utilização pela Centrais
Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS até a final liquidação do presente contrato.
Caso a obrigação acima mencionada não seja cumprida pela Companhia em até 30 dias antes do
vencimento estabelecido no citado instrumento ou em caso decorrente de outros motivos que não o
vencimento da garantia em até 72 horas após a perda de efetividade da garantia em poder da
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, esta poderá, em qualquer tempo e sob seu exclusivo
critério, considerar a totalidade da dívida antecipadamente vencida, a cujo valor, também sob seu
exclusivo critério, acrescer a multa pecuniária de 10% sobre o total devido.
G.2. Programa Luz para Todos
A Bandeirante celebrou dois Contratos de Financiamento e Concessão de Subvenção com a Centrais
Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, os quais estão descritos abaixo:

um contrato firmado em 28 de maio de 2004, por meio do qual a Centrais Elétricas Brasileiras
S.A. – ELETROBRÁS abriu à Bandeirante um crédito no valor de até R$13,3 milhões para
cobertura financeira dos custos diretos das obras do seu Programa Luz para Todos, que integra
o Programa de Universalização do Acesso e Uso de Energia Elétrica – “Luz para Todos” do
Ministério de Minas e Energia, correspondente a 85% do custo total das respectivas obras. Sobre
Página 133 de 253
o valor do principal incide juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1% ao ano, pagos
mensalmente a partir do dia 30 de julho de 2004. O principal será amortizado em 120 parcelas
mensais, exigíveis a partir do dia 30 de agosto de 2006 até 30 de julho de 2016, com garantia
de vinculação da receita própria e notas promissórias. Até a presente data foram liberados, no
âmbito do Contrato R$9,3 milhões. Seu saldo devedor, no trimestre encerrado em 31 de março
de 2010, é de R$ 6,9 milhões; e

um contrato firmado em25 de junho de 2007, por meio do qual a Centrais Elétricas Brasileiras
S.A. – ELETROBRÁS abriu à Bandeirante um crédito no valor de até R$12,4 milhões para
cobertura financeira dos custos diretos das obras do 2º Tranche do Programa Luz para Todos,
que integra o Programa de Universalização do Acesso e Uso de Energia Elétrica – “Luz para
Todos” do Ministério de Minas e Energia. Sobre o valor do principal incide juros de 5% ao ano e
taxa de administração de 1% ao ano, pagos mensalmente a partir do dia 30 de outubro de
2007. O principal será amortizado em 120 parcelas mensais, exigíveis a partir do dia 30 de
novembro de 2009 até 30 de outubro de 2019, com garantia de vinculação da receita própria
e notas promissórias. Até 31 de março de 2010, foram liberados, no âmbito do Contrato R$3,7
milhões. Seu saldo devedor, em 31 de março de 2010, é de R$3,6 milhões.
G.2.1. Subordinação
Os contratos contam com as seguintes garantias:

Vinculação da receita da Bandeirante, suportada por procuração outorgada por instrumento
público para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos, à satisfação da Centrais
Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, formalizada na assinatura do contrato; e

notas promissórias de valor equivalente a cada uma das parcelas liberadas.
G.2.2. Restrições
Estes contratos vencerão antecipadamente se:
A procuração outorgada por instrumento público estabelecer prazo de validade inferior aquele
necessário à completa liquidação da dívida decorrente deste contrato, obriga-se a Companhia,
independentemente de aviso ou notificação judicial ou extrajudicial neste sentido, a proceder à
atualização, renovação ou substituição do referido instrumento de mandato, de forma a mantê-lo
sempre apto à sua utilização pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS até a final liquidação
do presente contrato, sob pena de, não cumprida esta obrigação pela Companhia, até 30 (trinta) dias
antes do vencimento estabelecido no citado instrumento, poder a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. –
ELETROBRÁS, a qualquer tempo e a seu exclusivo critério, considerar a totalidade da dívida
antecipadamente vencida, a cujo valor poderá, também, a seu exclusivo critério, acrescer a multa
pecuniária de 10% (dez por cento) sobre o total devido.
Página 134 de 253
No caso de descumprimento, por parte da Companhia, de qualquer condição prevista neste contrato,
bem como ao caso de atraso injustificado do cumprimento do cronograma físico, a Centrais Elétricas
Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, a seu critério, poderá considerar vencido o contrato, sem prejuízo das
demais cominações legais, notadamente aquelas previstas no artigo 6° da Lei n° 8.631, de 04 de março
de 1993, e no artigo 20 da Lei n° 7.492, de 16 de junho de 1986.
g. limites de utilização dos financiamentos já contratados
A EDP – Energias do Brasil S.A. detinha um limite de crédito de R$ 709,8 milhões com o BNDES, saldo
remanescente, em 31 de março de 2010, do CALC - Contrato de Financiamento Mediante Abertura de
Limite de Crédito Rotativo n° 08.2.1025.1, que poderá ser utilizado para financiamento de CAPEX da
Bandeirante Energias S.A., Escelsa – Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. e Energest S.A., sendo que não
há limite pré-estabelecido de utilização desses recursos para cada uma das companhias listadas
acima.
h. alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras
A discussão a seguir sobre a situação financeira e o resultado das operações da Companhia deverá
ser lida junto com as demonstrações financeiras da Companhia relativa aos exercícios sociais findos em
31 de dezembro de 2009, 2008 e 2007, e com as demonstrações financeiras objeto de revisão especial,
relativas aos períodos de três meses encerrados em 31 de março de 2010 e de 2009 e respectivas notas
explicativas, bem como com as informações constantes dos demais itens deste Formulário de
Referência, em especial as dos item 3 e demais subitens deste item 10.
A seguinte discussão e análise contém projeções que envolvem riscos e incertezas. Os resultados
efetivos da Companhia poderão diferir de modo relevante daqueles discutidos nas projeções em razão
de vários fatores, inclusive aqueles indicados em “Fatores de Risco” e “Considerações sobre Estimativas
e Projeções” nos itens 4 e 11 deste Formulário de Referência. A análise e discussão da administração
sobre a situação financeira e o resultado das operações a seguir deve ser lida em conjunto com as
demonstrações financeiras e respectivas notas explicativas incluídas dos períodos abaixo indicados.
Principais fatores que afetam as Operações e a Condição Financeira da Companhia
Cenário macroeconômico brasileiro
A situação financeira e o resultado das operações da Companhia são influenciados pelo
desenvolvimento macroeconômico brasileiro. O desempenho da economia brasileira afeta a
demanda por energia elétrica e a inflação afeta as receitas, os custos e as margens da Companhia.
O cenário macroeconômico brasileiro tem se caracterizado por variações significativas no crescimento
econômico e nas taxas inflacionárias e cambiais. Entre 31 de dezembro de 2004 e 2005, o Real sofreu
apreciação frente ao Dólar de 13,4%, de acordo com informações do BACEN. Mesmo com a
apreciação, o Brasil teve saldo em conta corrente positivo de US$13,6 bilhões, de acordo com o
Página 135 de 253
BACEN, seu maior superávit já registrado. A taxa média anual de desemprego decresceu de 11,5% em
31 de dezembro de 2004, para 9,8% em 31 de dezembro de 2005 nas principais regiões metropolitanas
do Brasil, de acordo com estimativas do IBGE. Em 2005, a taxa de inflação, medida pelo IPCA, foi de
5,7% e a média da taxa de juros TJLP foi de 9,8% ao ano, de acordo com informações do BNDES. O PIB
cresceu 3,2% no mesmo ano, de acordo com informações do IBGE.
No ano de 2006, o Real manteve sua tendência e teve apreciação frente ao Dólar de 9,5% entre 31 de
dezembro de 2005 e 2006. Mesmo com a apreciação, o Brasil alcançou saldo em conta corrente
positivo de US$13,2 bilhões, de acordo com o BACEN. A taxa média anual de desemprego cresceu de
9,8% em 31 de dezembro de 2005 para 10,0% em 31 de dezembro de 2006 nas principais regiões
metropolitanas do Brasil, de acordo com estimativas do IBGE. Em 2006, a taxa de inflação, medida pelo
IPCA, foi de 3,1% e a média da taxa de juros TJLP foi de 6,9% ao ano. O PIB cresceu 3,8% no mesmo
ano.
O Real manteve sua tendência e teve apreciação frente ao Dólar de 20,7% entre 31 de dezembro de
2006 e 2007. A taxa média anual de desemprego diminuiu de 10,0% em 31 de dezembro de 2006 para
9,3%, em 31 de dezembro de 2007, nas principais regiões metropolitanas do Brasil, de acordo com
estimativas do Instituto de Estudos para o Desenvolvimento - IED. Em 2007, a taxa de inflação, medida
pelo IPCA, foi de 4,5% e a média da taxa de juros TJLP foi de 6,3% ao ano. O PIB cresceu 5,4% no
mesmo ano.
No ano de 2008, a taxa de inflação medida pelo IPCA foi de 5,9%. Esse percentual ficou dentro da
meta estabelecida pelo Banco Central, que compreende a faixa entre 2,5% e 6,5%. A manutenção da
inflação nesse patamar pode ser atribuída à política monetária que resultou na elevação da taxa
SELIC ao longo do ano, passando de 11,25% ao ano em 31 de dezembro de 2007 para 13,75% ao ano
no exercício findo em 31 de dezembro de 2008.
O ano de 2008 também foi marcado por um agravamento da crise financeira internacional, originada
no sistema financeiro norte-americano. O principal impacto dessa crise sobre a economia brasileira foi
a deterioração das expectativas em relação à atividade econômica em 2009 e, com menor
relevância, em 2010. Essa mudança nas expectativas provocou, principalmente a partir de outubro,
elevação do custo de capital de terceiros, depreciação cambial, queda da cotação das ações na
BM&FBOVESPA e retração na produção industrial.
De acordo com o IBGE, em 2007 o consumo das famílias aumentou 6,3%, em termos reais,
caracterizando o quarto ano consecutivo de expansão. De acordo com dados do Ministério do
Trabalho e Emprego, em 2007 o nível de emprego formal cresceu 5,8%. Entre 2005 e 2007, o
crescimento foi de 29,0%. No ano de 2008, esse índice apresentou elevação de 5,0%
comparativamente ao final de 2007. A disponibilidade da renda familiar e o aumento do emprego
formal são fatores que contribuem para que os negócios da Companhia cresçam de maneira efetiva.
Ao longo do ano de 2009, o Banco Central iniciou a redução da taxa SELIC, que atingiu o patamar de
8,75% ao ano. A taxa de inflação acumulada, até 31 de dezembro de 2009, foi de 4,31%, medida pelo
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IPCA. Em 31 de março de 2010 a taxa, alcançando R$1,78/US$, de acordo com informações do
BACEN. Ainda, segundo o Relatório de Estabilidade do Banco Central divulgado abril de 2010, o
mercado espera inflação acumulada, medida pelo IPCA, de 4,5% para 2010.
A tabela abaixo apresenta o crescimento do PIB, inflação, taxas de juros e taxa de câmbio para o
Dólar nos períodos indicados:
Crescimento do PIB
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010(7)
5,7%
3,2%
4,0%
6.1%
5,1%
-0,2%
n.d.
Inflação (IGP-M) (2)
12,4%
1,2%
3,8%
7,8%
9,8%
-1,7%
2,8%
Inflação (IPCA) (3)
(1)
7,6%
5,7%
3,1%
4,5%
5,9%
4,3%
2,1%
(4)
16,2%
19,1%
15,2%
11,9%
12,3%
10,0%
8,6%
TJLP (5)
9,8%
9,8%
7,9%
6,4%
6,3%
6,1%
6,0%
8,8%
13,4%
9,5%
20,7%
(24,2%)
34,2%
-2,2%
R$2,654
R$2,341
R$2,138
R$1,771
R$2,337
R$1,741
R$1,781
R$2,810
R$2,252
R$2,152
R$1,786
R$1,838
R$ 1,994
1,800
CDI
Valorização (desvalorização) do
Real frente ao Dólar
Taxa de câmbio (fechamento) –
R$ por US$1,00
Taxa média de câmbio – R$ por
US$1,00 (6)
Fonte: BACEN, FGV, IBGE, CETIP.
____________________________
(1)
O PIB do Brasil informado em tais períodos já utiliza a nova metodologia do IBGE.
(2)
A inflação (IGP-M) é o índice geral de preço do mercado medido pela FGV, representando os dados acumulados
para o período apresentado.
(3)
A inflação (IPCA) é um índice de preços ao consumidor medido pelo IBGE, representando os dados acumulados
para o período apresentado.
(4)
A Taxa DI é a média das taxas dos depósitos interfinanceiros praticados durante o dia no Brasil (acumulada nos
últimos 12 meses de cada período).
(5)
Representa a taxa de juros anual aplicada pelo BNDES para financiamento de longo prazo (fim do período).
(6)
Média das taxas de câmbio durante o período.
(7)
Acumulado no primeiro trimestre
Demais fatores que afetam os resultados operacionais da Companhia
O negócio de distribuição de energia elétrica caracteriza-se por ser capital intensivo, sofrer forte
regulação da ANEEL por meio da definição de tarifas, e por apresentar custos operacionais
significativos. Desta forma, segundo a administração da Companhia, os fatores mais importantes que
afetam a performance financeira da atividade de distribuição são:

as tarifas estipuladas pela ANEEL;

variação do consumo de energia elétrica na área de concessão;

controle dos custos de operação e despesas operacionais, incluindo perdas e inadimplência;
Página 137 de 253

estrutura de capitais e custos de financiamento; e

investimentos com retorno adequado ;
Além disso, as Distribuidoras deverão adquirir energia para o atendimento de seu mercado previsto
com 5 anos de antecedência, de tal forma que a cada ano o montante contratado se situe entre 103
% e 100 % do mercado verificado, para garantir neutralidade quando do repasse dos custos de
aquisição de energia elétrica às tarifas.
Aspectos Regulatórios do Setor de Distribuição
A estrutura da tarifa de distribuição é composta por custos de compra de energia, distribuição,
transmissão, tributos, encargos setoriais e sociais. Destaca-se que a distribuidora é o agente que
arrecada e repassa parte destes custos para todos os setores.
Reajustes e Revisões Tarifárias
pela ANEEL (reajuste periódico anual), revistas periodicamente (revisão tarifária periódica) a cada 3 ou
4 anos, dependendo do contrato de concessão, e, por fim, podem ser revistos em caráter
i.
custos de aquisição de energia elétrica obtidos dos leilões públicos promovidos pela ANEEL;
ii.
custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu Binacional;
iii.
custos de aquisição de energia elétrica em Contratos Bilaterais;
iv.
custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão; e
v.
encargos setoriais: CCC, CDE, RGR, TFSEE, PROINFA, ESS, ONS, P&D, e CFURH.
concessionárias, tais como os custos de capital e os custos de operação e manutenção, sendo que os
custos operacionais representam, em geral, pouco mais que a metade da Parcela B. A cada reajuste,
a Parcela B é obtida como resultado da subtração da Parcela A da receita total auferida no período
de referência, que é definido como o período transcorrido entre o último reajuste e o que está em
processamento, ou seja, a Parcela B é obtida residualmente no processo de reajuste tarifário, sendo
efetivamente recalculada por ocasião das Revisões Tarifárias Periódicas.
concessão. Nele, os custos da Parcela A são em geral integralmente repassados às tarifas. Os custos da
Parcela B, por sua vez, são corrigidos de acordo com a variação do IGP-M, ajustado por um elemento
Página 138 de 253
chamado fator X (componente que busca induzir as distribuidoras na busca da eficiência operacional).
O resultado da aplicação da fórmula paramétrica é o Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT).
assegurar o equilíbrio econômico-financeiro de seus contratos de concessão e a compensação por
custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos.
O fluxo de caixa da Companhia pode ser afetado por diferenças temporais entre os reajustes tarifários
e as variações de custos de componentes da parcela A das tarifas. Isto porque, de acordo com o
sistema regulatório do setor elétrico, algumas variações nesses
custos são refletidas em reajustes
tarifários posteriores conforme mecanismo da Conta de Compensação de Variação de Custos da
Parcela "A" – CVA (vide Seção “Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil”). Além disso,
conforme o acordo geral do setor elétrico, a partir de janeiro de 2002 foi concedido um reajuste
tarifário extraordinário para o ressarcimento do montante de Recomposição de Receita, Energia Livre e
Parcela “A”, que afeta positivamente o fluxo de caixa durante o recebimento destes montantes.
Revisão tarifária periódica de 2007
Em reunião pública de diretoria ocorrida em 6 de outubro de 2009, a ANEEL homologou de forma
definitiva a segunda revisão tarifária periódica da Bandeirante relativa ao período de outubro de 2007
a outubro de 2011. As principais alterações introduzidas são:

Empresa de Referência passa de R$263 milhões para R$247 milhões;

Componente Xe do Fator X, índice utilizado no cálculo dos reajustes tarifários anuais, passa de
0,74% para 1,01%; e

Percentual de Perdas de Receita Irrecuperáveis passa de 0,50% para 0,60% do faturamento
bruto (com impostos).
Estas alterações retroagem a 23 de outubro de 2007, sendo mantidos os valores das Bases de
Remuneração Regulatória Bruta e Líquida.
Computados todos os efeitos, o índice de revisão tarifária aprovado pela ANEEL corresponde a -9,79%,
em substituição ao valor provisório, de -8,80%, fixado em outubro de 2007. Dessa forma, a Bandeirante
registrou no trimestre findo em 31 de dezembro de 2009 o montante de R$35,2 milhões, a débito do
resultado do exercício na rubrica de receita operacional em contrapartida ao passivo circulante na
rubrica devolução tarifária, referente ao período de outubro de 2007 a setembro de 2009.
Reajuste tarifário de 2009
A ANEEL, em reunião pública de diretoria ocorrida em 20 de outubro de 2009, aprovou o reajuste
tarifário anual médio de 5,46%, a ser aplicado às tarifas da Bandeirante a partir de 23 de outubro de
2009, sendo 3,11% relativo ao reajuste tarifário anual econômico e 2,35% referentes aos componentes
financeiros pertinentes, que, computado o efeito dos itens financeiros retirados da base, que totalizam
4,44%, correspondem a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos de 1,02%.
Página 139 de 253
Comparabilidade das Informações Financeiras
As informações financeiras incluídas neste item do Formulário de Referência não são totalmente
comparáveis entre os períodos devido às mudanças de práticas contábeis descritas no item 10.4 deste
Formulário de Referência.
Durante o ano de 2009, foram aprovados pela CVM diversos Pronunciamentos, Interpretações e
Orientações Técnicas emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) com vigência para
2010, que alteraram as práticas contábeis adotadas no Brasil. Conforme facultado pela Deliberação
CVM nº 603/09, a Administração da Companhia optou por apresentar suas Informações Trimestrais (ITR)
utilizando as normas contábeis adotadas no Brasil até 31 de dezembro de 2009, ou seja, não aplicou
esses normativos com vigência para 2010. Adicionalmente, a Companhia irá reapresentar a ITR de
março de 2010, comparativamente com março de 2009 também ajustados às normas de 2010, pelo
menos quando da apresentação das demonstrações financeiras do exercício social iniciado a partir
de primeiro de janeiro de 2010. Da mesma forma, a Companhia irá reapresentar suas demonstrações
financeiras relativas ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2009, também ajustados às
normas de 2010, comparativamente com dezembro de 2010.
Descrição das principais linhas da demonstração de resultados
Receita Operacional
A receita operacional da Companhia é formada por: (i) receita de fornecimento de energia elétrica a
consumidores finais; (ii) receita de suprimento de energia elétrica a agentes que revenderão a energia
para terceiros; (iii) receita decorrente de disponibilização de sistema de distribuição e transmissão; e (iv)
outras receitas operacionais, formadas por receitas de uso da rede distribuição para clientes livres e
outras concessionárias, além de receitas como aluguel de postes e prestação de serviços diversos.
No período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, cerca de 42,4% da receita operacional
bruta da Companhia se referia ao fornecimento de energia elétrica e 42,3% no exercício findo em 31
de dezembro de 2009, ao passo que as receitas decorrentes de disponibilização de sistema de
distribuição e transmissão foram de 56,9% no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010
e 56,8% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009, e as outras receitas operacionais totalizaram
0,7% da receita operacional bruta da Companhia no período de três meses encerrado em 31 de
março de 2010 e 0,8% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009.
Deduções da Receita Operacional
As deduções da receita operacional são formadas por: (i) impostos que incidem na receita
operacional como ICMS, PIS e COFINS; (ii) encargos regulatórios como o RGR e a ECE; (iii) custos com
Página 140 de 253
subvenções referentes à CCC e CDE; (iv) quotas para Reserva Global de Reversão; e (v) custos com
projetos Pesquisa e Desenvolvimento.
Estas deduções são classificadas, com relação aos ajustes tarifários, como itens não gerenciáveis e, em
caso de modificação das suas condições o repasse pode ser automaticamente refletido nas tarifas,
incorporado ao próximo reajuste anual ou incluído no próximo reajuste tarifário.
Custo do serviço de Energia Elétrica
O custo do serviço de energia elétrica é formado pelos custos diretamente relacionados com a
compra de energia elétrica. Estes custos são formados, basicamente, pela energia elétrica comprada
para revenda (77,9% no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 76,0% no
exercício findo em 31 de dezembro de 2009), e pelos encargos de uso da rede elétrica (22,1% no
período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 24,0% no exercício findo em 31 de
dezembro de 2009).
Custo de Operação
O custo de operação é formado pelas despesas com pessoal da Companhia (26,8% dos custos totais
de operação no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 30,6% no exercício findo
em 31 de dezembro de 2009), materiais e serviços de terceiros (31,0% no período de três meses
encerrado em 31 de março de 2010 e 27,7% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009),
depreciações e amortizações (29,7% dos custos totais no período de três meses encerrado em 31 de
março de 2010 e 34,6% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009), e demais custos operacionais
(12,5% dos custos totais no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 7,0% no
exercício findo em 31 de dezembro de 2009).
Despesas Operacionais
As despesas operacionais são aquelas não relacionadas às atividades finais da Companhia e são
compostas por: (i) despesas com vendas (26,9% das despesas operacionais no período de três meses
encerrado em 31 de março de 2010 e 26,4% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009); (ii)
despesas gerais e administrativas (58,0% das despesas operacionais no período de três meses
encerrado em 31 de março de 2010 e 60,1% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009); (iii)
depreciações e amortizações (7,3% das despesas operacionais no período de três meses encerrado
em 31 de março de 2010 e 5,3% em 31 de dezembro de 2009); e outras despesas operacionais (7,8%
das despesas operacionais no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 8,2% no
exercício findo em 31 de dezembro de 2009).
DISCUSSÃO E ANÁLISE DA DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOS OPERACIONAIS
Resultados operacionais em 2007, 2008 e 2009 e nos períodos de três meses encerrados em 31 de
março de 2009 e 31 de março de 2010
Página 141 de 253
A tabela abaixo apresenta os valores relativos à demonstração de resultados e as variações ocorridas
nos períodos apresentados. Os valores relativos ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007
refletem os dados reapresentados das demonstrações financeiras para fins de comparação com as
demonstrações financeiras relativas ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, decorrente
das alterações introduzidas pela Lei n.º 11.638 e os pronunciamentos técnicos emitidos pelo CPC.
P erí o do de 3 meses encerrado em
Variação
(1)
(1)
10 / 0 9
2009
AV
2 0 10
AV
Receita operacio nal
Dedução da Receita o peracio nal
Receita operacional líquida
Custo do serviço de energia elétrica
Custo com energia elétrica
Custo de operação
Custo do serviço prestado a terceiro s
Lucro o peracional bruto
D e s pesas operacionais
Despesas com vendas
Despesas gerais e administrativas
Depreciações e amortizações
Outras despesas o peracionais
Resultado do serviço
Resultado das participaçõ es so cietárias
Resultado financeiro
Lucro o peracional
Outros resultados
Lucro antes do IR e da C S
Imposto de renda e contribuição social correntes
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Lucro lí quido antes da reversão do s J S C P
Reversão dos juros sobre capital próprio
Lucro Lí quido do exercí cio
783.124
(279.596)
503.528
(383.851)
(325.185)
(58.422)
(244)
119.6 7 7
(47.497)
(14.421)
(28.283)
(1.884)
(2.909)
72.180
0
(2.270)
69.910
( 1.3 16 )
68.594
(14.669)
(8.796)
45.12 9
0
45.12 9
(1)
891.818
(339.052)
552.766
(431.048)
(369.273)
(61.255)
(520)
12 1.7 18
(36.543)
(9.824)
(21.194)
(2.683)
(2.842)
85.175
0
11.387
96.562
( 1.809)
94.753
(24.506)
(8.509)
6 1.738
0
6 1.738
161,3%
-61,3%
100,0%
-78,0%
-66,8%
-11,1%
-0,1%
22,0%
-6,6%
-1,8%
-3,8%
-0,5%
-0,5%
15,4%
0,0%
2,1%
17,5%
-0,3%
17,1%
-4,4%
-1,5%
11,2%
0,0%
11,2%
108.694
(59.456)
49.238
(47.197)
(44.088)
(2.833)
(276)
2.041
10 .954
4.597
7.089
(799)
67
12.995
0
13.657
26.652
(493)
26.15 9
(9.837)
287
16 .609
0
16 .609
A nálise vertical
2007
Receita operacional
Dedução da Receita operacional
Custo de operação
Custo do serviço prestado a terceiros
Luc ro operacional bruto
Despesas operacionais
Despesas com vendas
Despesas gerais e administrativas
Depreciações e amo rtizações
Outras despesas operacionais
Resultado das participações societárias
Resultado financeiro
Luc ro operacional
Outro s resultados
Luc ro antes do IR e da CS
Imposto de renda e contribuição social correntes
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Luc ro lí quido antes da reversão dos JSCP
Reversão dos juro s so bre capital próprio
Luc ro Lí quido do e xercí cio
(1)
155,5%
-55,5%
100,0%
-76,2%
-64,6%
-11,6%
0,0%
23,8%
-9,4%
-2,9%
-5,6%
-0,4%
-0,6%
14,3%
0,0%
-0,5%
13,9%
-0,3%
13,6%
-2,9%
-1,7%
9,0%
0,0%
9,0%
3.045.585
(1.052.499)
1.9 9 3 . 0 8 6
(1.479.040)
(1.248.900)
(229.146)
(994)
5 14.046
( 186.518)
(64.387)
(105.975)
(2.801)
(13.355)
327.528
0
(60.140)
267.388
(5.984)
2 6 1. 4 0 4
(40.604)
(28.461)
192.339
48.579
240.918
AV
(1)
E xercício social encerrado em 31 de dezembro de
Variação
(1)
(1)
08/ 07
2008
AV
2009
AV
152,8%
-52,8%
100,0%
-74,2%
-62,7%
-11,5%
0,0%
25,8%
-9,4%
-3,2%
-5,3%
-0,1%
-0,7%
16,4%
0,0%
-3,0%
13,4%
-0,3%
13,1%
-2,0%
-1,4%
9,7%
2,4%
12,1%
2.976.032
(905.551)
2 .0 7 0 . 4 8 1
(1.599.853)
(1.368.623)
(215.961)
(15.269)
470.628
( 15 6 . 9 4 5 )
(40.470)
(96.790)
(5.921)
(13.764)
313.683
0
(62.104)
2 5 1. 5 7 9
(2.823)
248.756
(15.544)
(73.976)
159.236
46.480
205.716
A nálise vertical
Página 142 de 253
143,7%
-43,7%
100,0%
-77,3%
-66,1%
-10,4%
-0,7%
22,7%
-7,6%
-2,0%
-4,7%
-0,3%
-0,7%
15,2%
0,0%
-3,0%
12,2%
-0,1%
12,0%
-0,8%
-3,6%
7,7%
2,2%
9,9%
3.319.354
(1.220.005)
2.099.349
(1.549.312)
(1.334.005)
(213.724)
(1.583)
550.037
( 18 9 . 139)
(49.951)
(113.614)
(10.037)
(15.537)
360.898
0
(59.834)
3 0 1.0 64
( 6 .5 6 6 )
294.498
(48.061)
(44.621)
2 0 1.816
40.090
2 4 1.9 06
158,1%
-58,1%
100,0%
-73,8%
-63,5%
-10,2%
-0,1%
26,2%
-9,0%
-2,4%
-5,4%
-0,5%
-0,7%
17,2%
0,0%
-2,9%
14,3%
-0,3%
14,0%
-2,3%
-2,1%
9,6%
1,9%
11,5%
(69.553)
146.948
77.395
(120.813)
(119.723)
13.185
(14.275)
(43.418 )
29.573
23.917
9.185
(3.120)
(409)
(13.845)
0
(1.964)
( 15.809)
3.161
( 12.648)
25.060
(45.515)
( 3 3 . 10 3 )
(2.099)
(35.202)
Variação
09/ 08
343.322
(314.454)
28.868
50.541
34.618
2.237
13.686
79.409
( 3 2 . 19 4 )
(9.481)
(16.824)
(4.116)
(1.773)
47.215
0
2.270
49.485
(3.743)
45.742
(32.517)
29.355
42.580
(6.390)
3 6 . 190
Comparação dos resultados nos períodos de três meses encerrados em 31 de março de 2010 e 31 de
março de 2009.
Receita operacional
A receita operacional da Companhia atingiu R$891,8 milhões no período de três meses encerrado em
31 de março de 2010, representando um aumento de 13,88% em relação à receita operacional de
R$783,1 milhões no período de três meses encerrado em 31 de março de 2009, em razão dos seguintes
fatores:
i) a Companhia faturou 2.219,84 GWh para os clientes cativos, suprimento e consumo próprio
acumulado até 31 de março de 2010, representando um crescimento de 9,1% em relação ao mesmo
período do ano anterior;
ii) a energia em trânsito, distribuída a clientes livres e concessionárias, totalizou 1.381,68 GWh no
acumulado até 31 de março de 2010, representando uma acréscimo de 16,46% em relação ao
período homólogo do ano anterior, quando totalizou 1.186,42 GWh;
iii) a energia distribuída pela Companhia apresentou acréscimo de 11,84%, totalizando 3.601 GWh
acumulados até 31 de março de 2010.
Dedução da receita operacional
As deduções da receita operacional da Companhia aumentaram 21,26%, atingindo R$339,1 milhões no
período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 contra R$279,6 milhões no período de três
meses encerrado em 31 de março de 2009. No período de três meses encerrado em 31 de março de
2010, as deduções da receita operacional representaram 61,34% da receita operacional líquida contra
55,53% no mesmo período do exercício anterior. Tal variação absoluta e também percentual das
deduções da receita deve-se a redução da alíquota efetiva de impostos e contribuições sobre a
receita.
O total da receita operacional líquida verificado no período de três meses encerrado em 31 de março
de 2010 atingiu um valor de R$552,8 milhões, o que representa um aumento de 9,78% em relação ao
mesmo período do exercício anterior, quando o valor foi de R$503,5 milhões. A elevação verificada de
R$ 49,2 milhões é proveniente principalmente de:
i) aumento do fornecimento faturado em R$ 59,7 milhões, já deduzida a parcela de receita decorrente
do uso das instalações incluída no faturamento;
ii) aumento de R$ 38,4 milhões da receita de energia em transito, e
iii) redução do fornecimento não faturado e outras de receitas R$ 41,6 milhões.
A receita de fornecimento a clientes finais superou em 11,4% o período de janeiro a março de 2009,
atingindo R$ 323,2 milhões, já contemplando a dedução de R$ 279,3 milhões de receita de uso das
instalações.
Já a receita de Uso do Sistema de Distribuição, incluindo a receita proveniente dos
Página 143 de 253
clientes cativos, totalizou R$ 393,3 milhões, apresentando um crescimento de 11,5% em relação ao
mesmo período do ano anterior.
O custo do serviço de energia elétrica no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 foi
de R$431,0 milhões, o que representou um aumento de 12,3% em relação ao mesmo período do ano
anterior, quando o valor foi de R$383,8 milhões, devido às diferenças entre os preços com cobertura
tarifária e os preços efetivamente incorridos, bem como a maior compra de energia em decorrência
das condições do mercado, além dos fatores abaixo descritos.
Os custos da Companhia com energia elétrica aumentaram 13,6%, atingindo R$369,3 milhões no
período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 contra R$325,2 milhões no mesmo período
do ano anterior, em virtude da recuperação do mercado consumidor da Companhia, reajustes de
preços, além do efeito das diferenças entre os preços com cobertura tarifária e os preços efetivamente
incorridos, uma vez que esses diferenciais são repassados às tarifas e o repasse incorrido em 2010 foi
maior do que o incorrido no ano anterior.
Custo de operação
Os custos da Companhia de operação no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010
foram de R$61,3 milhões, o que representa um aumento de 4,8% em relação ao mesmo período do
ano anterior, quando o valor foi de R$58,4 milhões. Tal variação ocorreu principalmente na rubrica de
Serviços de terceiros, em virtude da resolução da ANEEL 363, que instituiu um maior número de postos
de atendimento, além do maior custo com chamadas recebidas de celulares, em virtude do aumento
das ocorrências causadas pelas fortes chuvas no primeiro trimestre de 2010.
Em relação à receita operacional líquida, nosso custo do serviço de energia elétrica aumentou para
78,0% no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, comparado a 76,2% no mesmo
período do ano anterior, em razão dos fatores apresentados acima.
As despesas da Companhia operacionais diminuíram 23,1%, atingindo R$36,5 milhões no período de
três meses encerrado em 31 de março de 2010, contra R$47,5 milhões no mesmo período do ano
anterior em virtude, principalmente, do impacto positivo do Programa Vencer e diminuição dos custos
atuariais na rubrica de pessoal, e da melhora na rubrica de provisão para devedores duvidosos.
Em relação a receita operacional líquida, nossas despesas operacionais diminuíram para 6,6% no
período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, comparado a 9,4% no mesmo período do
ano anterior, em virtude dos fatores apresentados acima.
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O resultado do serviço cresceu 18,0% atingindo R$85,2 milhões no período de três meses encerrado em
31 de março de 2010, contra R$72,2 milhões no mesmo período do ano anterior, em virtude das
variações de receita, custos e despesas acima mencionados.
O resultado do serviço da Companhia representou 15,4% da nossa receita operacional líquida no
período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, comparado a 14,3% no mesmo período do
ano anterior.
Resultado financeiro líquido
Nosso resultado financeiro líquido no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 foi de
R$11,4 milhões, o que mostrou uma variação positiva de R$13,7 milhões, comparado ao montante
negativo de R$2,3 milhões do mesmo período do ano anterior, em virtude principalmente, da
atualização financeira sobre os depósitos judiciais, no âmbito do programa Refis.
Na composição de nossa receita operacional líquida, o resultado financeiro líquido no período de três
meses encerrado em 31 de março de 2010 foi de 2,1%, comparado a 0,5% negativos do mesmo
período do ano anterior.
Outros resultados
Os outros resultados da Companhia no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010
foram de R$1,8 milhões negativos em comparação ao resultado negativo do período anterior de R$1,3
milhões. Tal variação é explicada pela desativação de bens e direitos por motivos técnicos ter sido
maior nos três primeiros meses de 2010 em relação ao mesmo período do ano anterior.
Imposto de renda e contribuição social
As despesas com imposto de renda e contribuição social da Companhia no período de três meses
encerrado em 31 de março de 2010 foram de R$33,0 milhões, 40,7% superiores ao período de três meses
encerrado em 31 de março de 2009, quando foram de R$23,5 milhões, em decorrência do aumento do
lucro tributável. O imposto de renda e a contribuição social responderam por 6,0% da receita
operacional líquida no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, comparados a 4,7%
no mesmo período em 2009.
Lucro líquido
Em função dos efeitos analisados acima, o lucro líquido da Companhia no período de três meses
encerrado em 31 de março de 2010 atingiu R$61,7 milhões, representando um crescimento de 36,8% na
comparação com o mesmo período de 2009, quando foi de R$45,1 milhões.
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Comparação dos resultados nos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2009 e 31 de
dezembro de 2008.
Receita operacional
A receita operacional da Companhia atingiu R$3.319,4 milhões no exercício encerrado em 31 de
dezembro de 2009, representando um aumento de 11,54% em relação à receita operacional de
R$2.976,0 milhões do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, em razão do aumento das
tarifas apesar da redução do volume de venda em decorrência de fatores macroeconômicos.
As deduções da receita operacional aumentaram 19,35%, atingindo R$1.220,0 milhões no exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2009 contra R$1.022,2 milhões no exercício encerrado em 31 de
dezembro de 2008. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009, as deduções da receita
operacional representaram 58,11% da receita operacional líquida contra 52,32% no exercício anterior.
Tal variação absoluta e também percentual das deduções da receita deve-se a redução da alíquota
efetiva de impostos e contribuições sobre a receita.
O total da receita operacional líquida verificada no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009
atingiu um valor de R$2.099,3 milhões, o que representa um aumento de 7,45% em relação ao exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando o valor foi de R$1.953,8 milhões.
O aumento verificado de R$ 145,5 milhões é proveniente do resultado líquido de: a) aumento de R$
159,9 milhões da receita de fornecimento a clientes finais, já deduzido da parcela da receita
decorrente do uso das instalações; b) aumento de R$ 76,1 milhões pelo aumento da receita de uso do
sistema de distribuição, faturada aos clientes livres e clientes cativos; c) redução de R$ 88,2 milhões no
valor líquido das outras receitas e deduções, e d) redução de R$ 2,3 milhões de fornecimento não
faturado.
Em 2009, a receita de Uso do Sistema de Distribuição totalizou R$ 1.494 milhões, onde R$ 304,9 milhões
refletem o faturamento de clientes no regime de contratação livre e R$ 1.189 milhões corresponde à
receita de uso das instalações, incluída no faturamento dos clientes cativos.
O custo do serviço de energia elétrica no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foi de
R$1.335,6 milhões, o que representou um aumento de 5,4% em relação ao mesmo período do ano
anterior, quando o valor foi de R$1.267,5 milhões, devido às diferenças entre os preços com cobertura
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Os custos da Companhia com energia elétrica aumentaram 6,5%, atingindo R$1.334,0 milhões no
exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 contra R$1.252,3 milhões no mesmo período do ano
anterior, em virtude da recuperação do mercado consumidor da Companhia, reajustes de preços,
além do efeito das diferenças entre os preços com cobertura tarifária e os preços efetivamente
incorridos, uma vez que esses diferenciais são repassados às tarifas.
Custo de operação
Os custos de operação da Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de
R$215,3 milhões, o que representa uma redução de 6,8% em relação ao mesmo período do ano
anterior, quando o valor foi de R$230,9 milhões. Tal variação ocorreu principalmente na rubrica Custo
do serviço prestado a terceiros, em virtude da finalização do programa Reluz em Guarulhos.
Em relação à receita operacional líquida, nosso custo do serviço de energia elétrica diminuiu para
73,8% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009, comparado a 75,9% no mesmo período do
ano anterior, em razão dos fatores apresentados acima.
As despesas operacionais da Companhia aumentaram 20,5%, atingindo R$189,1 milhões no exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2009, contra R$156,9 milhões no mesmo período do ano anterior em
virtude, principalmente, de: i)
depreciação: realocação de itens
operacionais para itens
administrativos, o que impactou um aumento de R$4,1 milhões; ii) ajuste da provisão do déficit atuarial
da Fundação CESP em R$11,8 milhões; iv) aumento das provisões para devedores duvidosos, no
montante de R$14,1 milhões; dentre outros menos relevantes.
Em relação a receita operacional líquida, nossas despesas operacionais aumentaram para 9,0% no
exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, comparado a 8,0% no mesmo período do ano
anterior, em virtude dos fatores apresentados acima.
O resultado do serviço cresceu 15,1% atingindo R$360,9 milhões no exercício encerrado em 31 de
dezembro de 2009, contra R$313,7 milhões no mesmo período do ano anterior, em virtude das
Página 147 de 253
anterior.
O resultado financeiro líquido no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foi de R$59,8 milhões
negativos, o que mostrou uma variação positiva de 3,66%, atingindo R$62,1 milhões negativos do
mesmo período do ano anterior, em virtude principalmente, da atualização financeira sobre os
depósitos judiciais e contingências tributárias, no âmbito do programa Refis.
Na composição de nossa receita operacional líquida, o resultado financeiro líquido no exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2009 foi de 2,9%, comparado a 3,2% negativos do mesmo período
do ano anterior.
Outros resultados
Os outros resultados da Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de
R$6,6 milhões negativos em comparação ao resultado negativo do período anterior de R$2,8 milhões.
Tal variação é explicada pela desativação de bens e direitos por motivos técnicos ter sido maior no
exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 em relação ao mesmo período do ano anterior.
As despesas com imposto de renda e contribuição social no exercício encerrado em 31 de dezembro
de 2009 foram de R$92,7 milhões, 3,5% superiores ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008,
quando foram de R$89,5 milhões, em decorrência do aumento do lucro tributável.
O imposto de renda e a contribuição social responderam por 4,4% da receita operacional líquida da
Companhia no exercício de 2009, comparados a 4,3% no exercício de 2008.
A reversão dos juros sobre capital próprio no resultado referente ao exercício encerrado em 31 de
dezembro de 2009 atingiu R$40,1 milhões, representando uma diminuição de 4,32% na comparação
com o mesmo período de 2008, quando foi de R$46,5 milhões. Esta variação decorreu de um menor
resultado acumulado no período.
Lucro líquido
Em função dos efeitos analisados acima, o lucro líquido da Companhia no exercício encerrado em 31
de dezembro de 2009 atingiu R$241,9 milhões, representando um crescimento de 17,59% na
comparação com o exercício de 2008, quando foi de R$205,716 milhões.
Página 148 de 253
Comparação dos resultados nos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2007 e 31 de
dezembro de 2008.
Receita operacional
A receita operacional da Companhia atingiu R$2.976,0 milhões no exercício encerrado em 31 de
dezembro de 2008, representando uma redução de 2,28% em relação à receita operacional de
R$3.045,6 milhões do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, principalmente em razão da
diminuição das tarifas em decorrência da revisão tarifária de 22 de outubro de 2007, que reduziu a
tarifa média de venda aos clientes finais.
As deduções da receita operacional diminuíram 2,88%, atingindo R$1.022,2 milhões no exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2008 contra R$1.052,5 milhões no exercício encerrado em 31 de
dezembro de 2007, em virtude de da redução da alíquota efetiva de impostos e contribuições sobre a
receita. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, as deduções da receita operacional
representaram 52,32% da receita operacional líquida contra 52,81% no exercício encerrado em 31 de
dezembro de 2007.
Receita Operacional Líquida
No exercício encerrado em 2008, a receita operacional líquida apresentou queda de 1,97% sobre o
mesmo período do ano anterior, totalizando R$1.953,8 milhões. O principal determinante da queda da
receita líquida em 2008 foi o reajuste tarifário ocorrido em outubro de 2007 que não compensou
totalmente o impacto negativo nas tarifas da revisão tarifária ocorrida no período, apesar:
•
do crescimento de 5,2% no volume de energia vendida a clientes finais da Bandeirante;
•
de a energia vendida à classe residencial ter apresentado um volume de vendas de 2.815 GWh,
representando um crescimento de 6,6% em relação ao ano de 2007. Este crescimento teve
como principais fatores a evolução do número de clientes faturados em 3,4%, e do consumo por
consumidor, que em 2008 atingiu o patamar de 179,7 kWh, representando um acréscimo de 2,0%
em relação ao anterior.
•
de a classe industrial cativa ter apresentado um total de energia vendida de 3.101 GWh,
representando um acréscimo de 4,7% em relação ao ano anterior, devido ao cenário
econômico favorável até outubro de 2008, já a classe comercial teve um crescimento de 5,2%,
com volume de vendas de 1.626 GWh no ano, enquanto a venda de energia para as demais
classes totalizou 823 GWh, o que corresponde a um acréscimo de 2,6% em relação a 2007.
•
de a energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante para o mercado livre e para outras
concessionárias totalizou o montante de 5.083 GWh, o que representa um decréscimo de 2,6%
em relação ao ano anterior. Esta queda reflete, principalmente, a mudança de configuração de
pontos de rede, com transferência de carga para atendimento à concessionária Empresa
Página 149 de 253
Metropolitana – Eletricidade de São Paulo – Eletropaulo, que resultou em redução da energia em
trânsito na rede da Bandeirante.
O custo do serviço de energia elétrica no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foi de
R$1.267.5 milhões, o que representou um aumento de 1,4% em relação ao mesmo período do ano
anterior, quando o valor foi de R$1.249,9 milhões, devido às diferenças entre os preços com cobertura
Os custos da Companhia com energia elétrica aumentaram 0,3%, atingindo R$1.252,3 milhões no
exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 contra R$1.2489 milhões no mesmo período do ano
anterior, em virtude da recuperação do mercado consumidor da Companhia, reajustes de preços,
além do efeito das diferenças entre os preços com cobertura tarifária e os preços efetivamente
incorridos.
Custo de operação
Os custos de operação da Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de
R$230,9 milhões, o que representa um aumento de 0,3% em relação ao mesmo período do ano
anterior, quando o valor foi de R$230,1 milhões. Tal variação ocorreu principalmente na rubrica de
Pessoal, no montante de R$11,8 milhões com efeito positivo, decorrente da revisão do laudo atuarial da
Fundação CESP, compensado por R$11,2 milhões na rubrica Custo dos serviços prestados a terceiros,
em função do programa Reluz em Guarulhos.
Em relação à receita operacional líquida, nosso custo do serviço de energia elétrica aumentou para
75,9% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, comparado a 74,2% no mesmo período do
ano anterior, em razão dos fatores apresentados acima.
As despesas operacionais da Companhia diminuíram 15,9%, atingindo R$156,9 milhões no exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2008, contra R$186,5 milhões no mesmo período do ano anterior em
virtude, principalmente de: i) provisão para não realização de recebimento de agente arrecadador no
montante de R$11,3 milhões ocorrida em 2007 e; ii) alteração do critério de contabilização da provisão
para devedores duvidosos reduzindo os montantes a partir de 2008.
Em relação a receita operacional líquida, nossas despesas operacionais diminuíram para 8,0% no
anterior, em virtude dos fatores apresentados acima.
Página 150 de 253
O resultado do serviço diminuiu 4,2% atingindo R$313,7 milhões no exercício encerrado em 31 de
dezembro de 2008, contra R$327,5 milhões no mesmo período do ano anterior, em virtude das
anterior.
O resultado financeiro líquido da Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foi
de R$62,1 milhões negativos, o que mostrou uma variação negativa de 3,3%, comparado ao montante
negativo de R$60,1 milhões do mesmo período do ano anterior, em virtude principalmente, da redução
das receitas financeiras em decorrência de um menor saldo médio das disponibilidades em 2008.
Na composição de nossa receita operacional líquida, o resultado financeiro líquido no exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2008 foi de 3,2%, comparado a 3,0% negativos do mesmo período
do ano anterior.
Outros resultados
Os outros resultados da Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de
R$2,8 milhões negativos em comparação ao resultado negativo do período anterior de R$6,0 milhões.
Tal variação é explicada pela desativação de bens e direitos por motivos técnicos ter sido menor no
exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 em relação ao mesmo período do ano anterior.
As despesas com imposto de renda e contribuição social no exercício encerrado em 31 de dezembro de
2008 foram de R$ 89,5 milhões, 29,6% superiores às do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007,
quando foram de R$ 69,1 milhões, em decorrência do aumento do lucro tributável.
O imposto de renda e a contribuição social responderam por 0,8% da receita operacional líquida da
Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, comparados a 2,04% no mesmo período
em 2007.
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A reversão dos juros sobre capital próprio no resultado referente ao exercício encerrado em 31 de
dezembro de 2008 atingiu R$46,5 milhões, representando uma diminuição de 4,32% na comparação
com o exercício 2007, quando foi de R$48,6 milhões. Esta variação decorreu de um menor resultado
acumulado no exercício 2008.
A participação da linha de reversão dos juros sobre capital próprio com relação à receita operacional
líquida da Companhia foi de 2,38% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, comparado a
2,44% no exercício de 2007.
Lucro líquido
Em função dos efeitos analisados acima, o lucro líquido alcançou R$ 205,7 milhões no exercício social
encerrado em 31 de dezembro de 2008, 14,61% inferior ao exercício social encerrado em 31 de
dezembro de 2007, em que o lucro líquido foi de R$240,9 milhões.
DISCUSSÃO E ANÁLISE DO BALANÇO PATRIMONIAL
Balanços Patrimoniais levantados em 31 de dezembro de 2009, 2008 e 2007 e em 31 de março de 2010
As tabelas abaixo apresentam os Balanços Patrimoniais levantados no exercício findo em 31 de
dezembro de 2009, 2008 e 2007, e no período de 3 meses findo em 31 março de 2010, bem como as
variações ocorridas nos exercícios apresentados:
Em 31 de dezembro de
(em R$ mil)
2009
AV(1)
2008
AV(1)
2007
AV(1)
Variação
Variação
09/08
08/07
Ativo Circulante
1.158.706
45,70%
806.702
35,84%
934.048
40,17%
43,63%
-13,63%
Disponibilidades
337.731
13,32%
129.091
5,74%
241.664
10,39%
161,62%
-46,58%
Consumidores e concessionárias
445.628
17,58%
347.271
15,43%
338.410
14,55%
28,32%
2,62%
Impostos e contribuições sociais
140.120
5,53%
97.966
4,35%
114.378
4,92%
43,03%
-14,35%
IR e contrib. sociais diferidos
70.456
2,78%
79.022
3,51%
100.377
4,32%
-10,84%
-21,27%
Estoques
8.792
0,35%
4.461
0,20%
3.768
0,16%
97,09%
18,39%
Cauções e depósitos vinculados
1.610
0,06%
14.152
0,63%
242
0,01%
-88,62%
5747,93%
619
0,02%
464
0,02%
2.733
0,12%
33,41%
-83,02%
69.580
2,74%
64.555
2,87%
113.463
4,88%
7,78%
-43,10%
Despesas pagas antecipadamente
Conta de compensação de variação de custos
da parcela “A”
Outros créditos
Ativo Não Circulante
Ativo Realizável a Longo Prazo
Partes Relacionadas
84.170
3,32%
69.720
3,10%
19.013
0,82%
20,73%
266,70%
1.376.538
54,30%
1.443.989
64,16%
1.391.403
59,83%
-4,67%
3,78%
319.560
12,60%
431.764
19,18%
422.914
18,19%
-25,99%
2,09%
16.791
0,66%
18.525
0,82%
19.878
0,85%
-9,36%
-6,81%
167.471
6,61%
203.526
9,04%
256.147
11,01%
-17,72%
-20,54%
2.045
0,08%
1.961
0,09%
1.589
0,07%
4,28%
23,41%
Página 152 de 253
Consumidores e concessionariás
61.697
2,43%
101.419
4,51%
96.210
4,14%
-39,17%
5,41%
30.302
1,20%
48.270
2,14%
36.648
1,58%
-37,22%
31,71%
0
0,00%
1
0,00%
7
0,00%
-100,00%
-85,71%
custos da parcela “A”
25.508
1,01%
48.237
2,14%
8.170
0,35%
-47,12%
490,42%
Outros créditos
15.746
0,62%
9.825
0,44%
4.265
0,18%
60,26%
130,36%
Ativo Permanente
1.056.978
41,69%
1.012.225
44,97%
968.489
41,65%
4,42%
4,52%
Investimentos
681
0,03%
681
0,03%
681
0,03%
0,00%
0,00%
1.013.602
39,98%
955.212
42,44%
909.327
39,10%
6,11%
5,05%
42.695
1,68%
56.332
2,50%
58.481
2,51%
-24,21%
-3,67%
2.535.244
100,00%
2.250.691
100,00%
2.325.451
100,00%
12,64%
-3,21%
Conta de compensação de variação de
Imobilizado
Intangível
Ativo Total
(1)Análise
Vertical
Em 31 de
março de
(em R$ mil)
2010
dezembro
Variação
AV(1)
de 2009
AV(1)
10/09
Ativo Circulante
1.127.779
44,76%
1.158.706
45,70%
-2,67%
Disponibilidades
358.001
14,21%
337.731
13,32%
6,00%
439.692
17,45%
445.628
17,58%
-1,33%
101.293
4,02%
140.120
5,53%
-27,71%
77.832
3,09%
70.456
2,78%
10,47%
Estoques
10.856
0,43%
8.792
0,35%
23,48%
586
0,02%
1.610
0,06%
-63,60%
664
0,03%
619
0,02%
7,27%
48.104
1,91%
69.580
2,74%
-30,87%
Conta de compensação de variação de custos da parcela
“A”
Outros créditos
90.751
3,60%
84.170
3,32%
7,82%
1.391.762
55,24%
1.376.538
54,30%
1,11%
336.830
13,37%
319.560
12,60%
5,40%
15.539
0,62%
16.791
0,66%
-7,46%
151.586
6,02%
167.471
6,61%
-9,49%
1.712
0,07%
2.045
0,08%
-16,28%
Consumidores e concessionariás
66.912
2,66%
61.697
2,43%
8,45%
50.788
2,02%
30.302
1,20%
67,61%
0
0,00%
0
0,00%
-
35.723
1,42%
25.508
1,01%
40,05%
14.570
0,58%
15.746
0,62%
-7,47%
Ativo Permanente
1.054.932
41,87%
1.056.978
41,69%
-0,19%
Investimentos
681
0,03%
681
0,03%
0,00%
1.014.327
40,26%
1.013.602
39,98%
0,07%
39.924
1,58%
42.695
1,68%
-6,49%
Ativo Não Circulante
Ativo Realizável a Longo Prazo
Partes Relacionadas
Conta de compensação de variação de custos da
parcela “A”
Outros créditos
Imobilizado
Intangível
Página 153 de 253
Ativo Total
(1)Análise
2.519.541
100,00%
2.535.244
100,00%
-0,62%
Vertical
AV(1)
(em R$ mil)
1.297.786
51,19%
286.318
87.632
Fornecedores
Impostos e Contribuições
Dividendos a Pagar
Passivo Circulante
Empréstimos e Financiamentos
Debêntures
Provisões para contingências
Dívidas com Pessoas Ligadas
2009
Variação
Variação
09/08
08/07
2008
AV(1)
2007
AV(1)
971.388
43,16%
892.942
38,40%
33,60%
11,29%
74.535
3,31%
93.932
4,04%
284,14%
-20,65%
3,46%
94.316
4,19%
8.384
0,36%
-7,09%
1024,95%
238.234
9,40%
208.741
9,27%
211.443
9,09%
14,13%
-1,28%
193.580
7,64%
131.848
5,86%
139.706
6,01%
46,82%
-5,62%
223.797
8,83%
184.255
8,19%
224.823
9,67%
21,46%
-18,04%
7.627
0,30%
5.255
0,23%
1.336
0,06%
45,14%
293,34%
8,79%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
Encargos de dívidas
14.274
0,56%
1.804
0,08%
2.081
0,09%
691,24%
-13,31%
Benefícios pós emprego
21.011
0,83%
27.036
1,20%
17.525
0,75%
-22,29%
54,27%
Obrigações estimadas com pessoal
21.790
0,86%
20.756
0,92%
20.769
0,89%
4,98%
-0,06%
Encargos regulamentares e setoriais
62.745
2,47%
64.785
2,88%
61.502
2,64%
-3,15%
5,34%
23.299
0,92%
53.408
2,37%
50.928
2,19%
-56,38%
4,87%
Devolução tarifária
28.090
1,11%
0
0,00%
0
0,00%
Outras contas a pagar
89.389
3,53%
104.649
4,65%
60.513
2,60%
-14,58%
72,94%
Passivo Não Circulante
601.332
23,72%
599.272
26,63%
682.743
29,36%
0,34%
-12,23%
Passivo Exigível a Longo Prazo
601.332
23,72%
599.272
26,63%
682.743
29,36%
0,34%
-12,23%
224.883
8,87%
187.501
8,33%
188.926
8,12%
19,94%
-0,75%
Debêntures
83.248
3,28%
166.075
7,38%
248.900
10,70%
-49,87%
-33,28%
68.235
2,69%
123.095
5,47%
113.790
4,89%
-44,57%
8,18%
534
0,02%
619
0,03%
474
0,02%
-13,73%
0
0,00%
0
0,00%
199
0,01%
67.366
2,66%
63.678
2,83%
82.774
3,56%
5,79%
-23,07%
Reserva para reversão e amortização
17.248
0,68%
17.248
0,77%
17.248
0,74%
0,00%
0,00%
53.879
2,13%
7.572
0,34%
11.479
0,49%
611,56%
-34,04%
746,59%
Dívidas com Partes Relacionadas
Fornecedores
30,59%
-100,00%
4.961
0,20%
586
0,03%
0
0,00%
36.194
1,43%
0
0,00%
0
0,00%
44.784
1,77%
32.898
1,46%
18.953
0,82%
0
0,00%
0
0,00%
0
0,00%
636.126
25,09%
680.031
30,21%
749.766
Capital Social Realizado
254.628
10,04%
254.628
11,31%
254.628
Reservas de Capital
334.728
13,20%
334.728
14,87%
334.728
14,39%
0,00%
0,00%
46.770
1,84%
90.675
4,03%
175.675
7,55%
-48,42%
-48,38%
35.215
1,39%
23.120
1,03%
23.120
0,99%
52,31%
0,00%
Resultados de Exercícios Futuros
Reservas de Lucro
Legal
Página 154 de 253
36,13%
73,58%
32,24%
-6,46%
-9,30%
10,95%
0,00%
0,00%
Retenção de Lucros
11.555
0,46%
67.555
3,00%
152.555
6,56%
0
0,00%
0
0,00%
-15.265
-0,66%
2.535.244
100,00%
2.250.691
100,00%
2.325.451
100,00%
Lucros/Prejuízos Acumulados
Total do passivo e patrimônio líquido
(1)Análise
-82,90%
12,64%
Vertical
Em 31 de
Variação
(em R$ mil)
Passivo Circulante
Debêntures
AV(1)
março de 2010
dezembro de 2009
AV(1)
10/09
1.279.915
50,80%
1.297.786
51,19%
-1,38%
286.266
11,36%
286.318
11,29%
-0,02%
83.497
3,31%
87.632
3,46%
-4,72%
Fornecedores
218.741
8,68%
238.234
9,40%
-8,18%
Impostos e Contribuições
191.160
7,59%
193.580
7,64%
-1,25%
Dividendos a Pagar
223.797
8,88%
223.797
8,83%
0,00%
8.876
0,35%
7.627
0,30%
16,38%
Dívidas com Pessoas Ligadas
0
0,00%
0
0,00%
22.181
0,88%
14.274
0,56%
55,39%
21.115
0,84%
21.011
0,83%
0,49%
24.354
0,97%
21.790
0,86%
11,77%
76.620
3,04%
62.745
2,47%
22,11%
15.533
0,62%
23.299
0,92%
-33,33%
18.726
0,74%
28.090
1,11%
-33,34%
89.049
3,53%
89.389
3,53%
-0,38%
Passivo Não Circulante
541.762
21,50%
601.332
23,72%
-9,91%
Passivo Exigível a Longo Prazo
541.762
21,50%
601.332
23,72%
-9,91%
218.507
8,67%
224.883
8,87%
-2,84%
0
0,00%
83.248
3,28%
-100,00%
69.667
2,77%
68.235
2,69%
2,10%
524
0,02%
534
0,02%
-1,87%
Debêntures
Dívidas com Partes Relacionadas
Fornecedores
0,00%
0,00%
63.612
2,52%
67.366
2,66%
-5,57%
Reserva para reversão e amortização
17.248
0,68%
17.248
0,68%
0,00%
84.837
3,37%
53.879
2,13%
57,46%
4.844
0,19%
4.961
0,20%
-2,36%
37.819
1,50%
36.194
1,43%
4,49%
44.704
1,77%
44.784
1,77%
-0,18%
Resultados de Exercícios Futuros
0
0,00%
0
0,00%
697.864
27,70%
636.126
25,09%
9,71%
Capital Social Realizado
254.628
10,11%
254.628
10,04%
0,00%
Reservas de Capital
334.728
13,29%
334.728
13,20%
0,00%
Página 155 de 253
-55,72%
-100,00%
-3,21%
Reservas de Lucro
46.770
1,86%
46.770
1,84%
0,00%
Legal
35.215
1,40%
35.215
1,39%
0,00%
11.555
0,46%
11.555
0,46%
0,00%
Lucros/Prejuízos Acumulados
61.738
2,45%
0
0,00%
2.519.541
100,00%
2.535.244
100,00%
Total do passivo e patrimônio líquido
(1)Análise
-0,62%
Vertical
Comparação das Principais Contas Patrimoniais em 31 de março de 2010 e 31 de dezembro de 2009
ATIVO
Circulante
Disponibilidades
Em 31 de março de 2010, o saldo da conta disponibilidades era de R$358,0 milhões, ou 6,0% superior a
31 de dezembro de 2009. Esta variação ocorreu devido, a melhora no capital de giro da Companhia.
Disponibilidades representava 14,21% do ativo em 31 de março de 2010, em comparação com 13,32%
em 31 de dezembro de 2009.
Em 31 de março de 2010, o contas a receber de consumidores e concessionárias era de R$439,6
milhões, 1,33% inferior a 31 de dezembro de 2009. Esta diminuição ocorreu em virtude da maior
arrecadação dos clientes industriais no período. Na composição do ativo, a conta representou 17,45%
em 31 de março de 2010 e 17,58% em 31 de dezembro de 2009.
Em 31 de março de 2010, impostos e contribuições sociais eram de R$101,3 milhões, 27,7% inferior a 31
de dezembro de 2009. Esta redução ocorreu principalmente devido ao pagamento de impostos do
exercício de 2009 em janeiro de 2010. Na composição do ativo, a conta representou 4,02% em 31 de
março de 2010 e 5,53% em 31 de dezembro de 2009.
Imposto de Renda e contribuições sociais diferidos
Em 31 de março de 2010, o imposto de renda e contribuições sociais diferidos eram de R$77,8 milhões,
10,47% superior a 31 de dezembro de 2009, compostos em sua maioria por IR e CS sobre prejuízos fiscais
e demais adições temporárias sendo que a variação dessa conta está relacionada com a utilização
de créditos dos prejuízos fiscais de exercícios anteriores. Na composição do ativo, a conta representou
3,09% em 31 de março de 2010 e 2,78% em 31 de dezembro de 2009.
Página 156 de 253
Estoques
Em 31 de março de 2010, estoques eram de R$10,9 milhões, 23,48% superior a 31 de dezembro de 2009.
Isto ocorreu devido, principalmente, à recomposição de materiais, cuja baixa desse estoque havia sido
efetuada durante o primeiro semestre de 2009. Na composição do ativo, a conta representou 0,43%
Conta de compensação de variação de custos da parcela “A”
A conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, em 31 de março de 2010, possuía
um saldo de R$48,1 milhões, 30,87% superior a 31 de dezembro de 2009. Este aumento ocorreu devido
às variações nas tarifas de Encargos de Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição e às
variações nos preços das compras de energia, em relação aos valores constantes nas tarifas utilizadas
pela Bandeirante para os seus clientes. Na composição do ativo, a conta representou 1,91% em 31 de
Outros créditos
O saldo da conta outros créditos, em 31 de março de 2010, era de R$90,8 milhões, 7,82% superior a 31
de dezembro de 2009. Este aumento ocorreu devido aos adiantamentos efetuados a fornecedores
ocorridos no 1º. trimestre. Na composição do ativo, a conta representou 3,6% em 31 de março de 2010
e 3,32% em 31 de dezembro de 2009.
Não Circulante
Em 31 de março de 2010, impostos e contribuições sociais de longo prazo eram de R$15,5 milhões,
7,46% inferior a 31 de dezembro de 2009. Esta redução ocorreu por conta de do aproveitamento dos
créditos de ICMS sobre as aquisições de ativos imobilizados no abatimento do ICMS a pagar sobre o
fornecimento de energia a consumidores finais. Na composição do ativo, a conta representou 0,62%
Impostos e contribuições sociais diferidos
Em 31 de março de 2010, impostos e contribuições sociais diferidos eram de R$151,6 milhões, 9,49%
inferior a 31 de dezembro de 2009, compostos em sua maioria por IR e CS sobre prejuízos fiscais e
demais adições temporárias, sendo que a variação dessa conta está relacionada com o ágio
incorporado na aquisição da controladora Enerpaulo – Energia Paulista Ltda. . Na composição do
ativo, a conta representou 6,02% em 31 de março de 2010 e 6,61% em 31 de dezembro de 2009.
Página 157 de 253
Em 31 de março de 2010, as contas a receber de consumidores e concessionárias no longo prazo era
de R$66,9 milhões, 8,45% superior a 31 de dezembro de 2009. Isto ocorreu por conta de ativos
regulatórios com expectativa de realização superior a um ano. Na composição do ativo, a conta
representou 2,66% em 31 de março de 2010 e 2,43% em 31 de dezembro de 2009.
Em 31 de março de 2010, a conta de cauções e depósitos vinculados possuía um saldo de R$50,8
milhões, 67,61% superior ao saldo de 31 de dezembro de 2009. Este aumento ocorreu devido,
principalmente, a atualização financeira dos depósitos judiciais vinculados ao programa Refis. Na
composição do ativo, a conta representou 2,02% em 31 de março de 2010 e 1,2% em 31 de dezembro
de 2009.
A conta de compensação de variação de custos da parcela “A” realizável no longo prazo, em 31 de
março de 2010, possuía um saldo de R$35,7 milhões, 40,05% superior a 31 de dezembro de 2009. Este
aumento ocorreu devido a atualização dos saldos e apropriação de ativos cuja expectativa de
realização são superiores a um ano. Na composição do ativo, a conta representou 1,42% em 31 de
Outros créditos
O saldo da conta outros créditos realizáveis no longo prazo, em 31 de março de 2010, era de R$14,6
milhões, 7,47% inferior a 31 de dezembro de 2009, em decorrência da diminuição dos adiantamentos a
fornecedores, cuja contrapartida é o passivo de encargos regulamentares e setoriais – Pesquisa e
Desenvolvimento. Na composição do ativo, a conta representou 0,58% em 31 de março de 2010 e
0,62% em 31 de dezembro de 2009.
Imobilizado
Em 31 de março de 2010, o imobilizado era de R$1.014,3 milhões, 0,07% maior que em 31 de dezembro
de 2009. Essa variação é decorrente das adições compensadas em parte pela depreciação dos
ativos. A conta de imobilizado representou 40,26% do ativo total em 31 de março de 2010 e 39,98% em
31 de dezembro de 2009.
Intangível
Em 31 de março de 2010, o intangível era de R$39,9 milhões, 6,49% menor que em 31 de dezembro de
2009, composto na sua maioria pelo ágio na aquisição de investimentos, sendo que a variação do
período é em decorrência, principalmente, da amortização de softwares e amortização do ágio sobre
Página 158 de 253
investimentos. A conta de intangível representou 1,58% do ativo total em 31 de março de 2010 e 1,68%
PASSIVO
Circulante
Debêntures
Em 31 de março de 2010, o saldo da conta de debêntures era de R$83,5 milhões, comparado a R$87,6
milhões em 31 de dezembro de 2009, demonstrando uma redução de 4,72%, basicamente devido à
apropriação e pagamento de juros no período. A conta representava 3,31% do passivo total em 31 de
março de 2010, e 3,46% em 31 de dezembro de 2009.
Fornecedores
Em 31 de março de 2010, o saldo das obrigações com fornecedores era de R$218,7 milhões, ou 8,18%
inferior a 31 de dezembro de 2009. Essa variação deve-se a redução de contas a pagar na compra de
materiais. A conta representava 8,68% do total do passivo em 31 de março de 2010, e 9,40% em 31 de
dezembro de 2009.
O saldo da conta de impostos e contribuições sociais, em 31 de março de 2010, era de R$191,2 milhões,
apresentando uma diminuição de 1,25% em comparação com o saldo de 31 de dezembro de 2009,
em decorrência da compensação do imposto de renda e contribuição social de janeiro com o saldo
de imposto de renda e contribuição social antecipados durante o ano de 2009. Tal saldo será
compensado no final do ano com os valores já antecipados e registrados na rubrica de Impostos e
contribuições sociais do Ativo Circulante. Com relação ao total do passivo, impostos e contribuições
sociais representavam, respectivamente, 7,59% e 7,64%, em 31 de março de 2010 e em 31 de
dezembro de 2009.
Encargos de Dívidas
A conta de encargos de dívidas, em 31 de março de 2010, possuía um saldo no passivo circulante de
R$22,2 milhões, 55,39% superior a 31 de dezembro de 2009. Este aumento ocorreu, principalmente, por
conta do cronograma de pagamentos dos encargos relacionados aos empréstimos tomados junto às
instituições financeiras. Na composição do passivo, a conta representou 0,88% em 31 de março de 2010
e 0,56% em 31 de dezembro de 2009.
Página 159 de 253
O saldo da conta de obrigações estimadas com pessoal em 31 de março de 2010 era de R$24,4
milhões, comparado com R$21,8 milhões em 31 de dezembro de 2009, demonstrando um aumento de
11,77%, em decorrência das provisões para participação nos lucros aos colaboradores de 2010 e não
liquidação do saldo referente exercício de 2009, que será efetivada em abril. A conta representava
0,97% do passivo total em 31 de março de 2010 e 0,86% em 31 de dezembro de 2009.
Encargos regulamentares e setoriais representavam 3,04% do passivo total em 31 de março de 2010 e
2,47% em 31 de dezembro de 2009. O saldo da conta em 31 de março de 2010 era de R$76,6 milhões,
comparado com R$62,7 milhões em 31 de dezembro de 2009, demonstrando um aumento de 22,11%,
principalmente em decorrência da conta de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética, que
varia de acordo com a receita líquida das distribuidoras.
um saldo de R$15,5 milhões, 33,33% inferior a 31 de dezembro de 2009. Esta diminuição ocorreu por
conta das amortizações e transferências para o passivo não circulante. Na composição do passivo, a
conta representou 0,62% em 31 de março de 2010 e 1,11% em 31 de dezembro de 2009.
A conta de devolução tarifária, em 31 de março de 2010, possuía um saldo de R$18,7 milhões, 33,34%
inferior a 31 de dezembro de 2009. Esta diminuição ocorreu por conta das amortizações do passivo
regulatório da Re-revisão da Empresa de Referência ocorrida em setembro de 2009. Na composição
do passivo, a conta representou 0,74% em 31 de março de 2010 e 1,11% em 31 de dezembro de 2009.
Não Circulante
Empréstimos e financiamentos
O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 31 de março de 2010 era de R$218,5 milhões,
comparado com R$224,9,4 milhões em 31 de dezembro de 2009, demonstrando uma redução de
2,84%, principalmente em decorrência de transferências para o passivo circulante. Empréstimos e
financiamentos representavam 8,67% do passivo total em 31 de março de 2010 e 8,87% em 31 de
dezembro de 2009.
Debêntures
Em 31 de março de 2010, o saldo da conta de debêntures era de R$0,00, comparado a R$83,2 milhões
em 31 de dezembro de 2009, demonstrando uma diminuição de 100,00%, devido à transferência para
o curto prazo. A conta representou 3,28% do passivo total em 31 de dezembro de 2009.
Página 160 de 253
Benefícios pós-emprego
O saldo da conta benefícios pós-emprego, em 31 de março de 2010, era de R$63,6 milhões,
comparado com R$67,4 milhões em 31 de dezembro de 2009, demonstrando uma redução de 5,57%,
em decorrência das transferências para o passivo circulante das parcelas inferiores a um ano. A conta
representava 2,52% do passivo total em 31 de março de 2010 e 2,13% em 31 de dezembro de 2009.
um saldo no passivo não circulante de R$84,8 milhões, 57,46% superior a 31 de dezembro de 2009. Este
aumento ocorreu basicamente, por conta das variações entre os preços das compras de energia e os
valores constantes nas tarifas utilizadas pela Bandeirante para os seus clientes. Na composição do
passivo, a conta representou 2,64% em 31 de março de 2010 e 1,7% em 31 de dezembro de 2009.
Em 31 de março de 2010, a conta de impostos e contribuições sociais apresentava um saldo de R$37,8
milhões, 4,49% superior a 31 de dezembro de 2009. Tal variação decorreu da atualização do saldo
devedor das obrigações no âmbito do programa Refis. Na composição do passivo, a conta
representou 3,37% em 31 de março de 2010 e 2,13% em 31 de dezembro de 2009.
Patrimônio líquido
O patrimônio líquido, de R$636,1 milhões em 31 de dezembro de 2009, passou para R$697,9 milhões em
31 de março de 2010, em razão, basicamente do aumento do lucro líquido do período.
Demais contas patrimoniais
As contas patrimoniais não discutidas acima não apresentaram variações significativas na
comparação entre os saldos em 31 de março de 2010 e em 31 de dezembro de 2009, e/ou não
representavam uma participação substancial na composição do passivo e/ou ativo totais naquelas
datas.
Comparação das Principais Contas Patrimoniais em 31 de dezembro de 2009 e 31 de dezembro de
2008
ATIVO
Circulante
Página 161 de 253
Disponibilidades
Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta disponibilidades era de R$337,7 milhões, ou 161,62%
superior a 31 de dezembro de 2008. Esta variação ocorreu devido, principalmente, à utilização de
linhas de crédito para executar obras de expansão do sistema de distribuição de energia da
Companhia, durante o ano de 2010, cujo desembolso efetivo ocorreu em dezembro de 2009.
Disponibilidades representava 13,32% do ativo em 31 de dezembro de 2009, em comparação com
Em 31 de dezembro de 2009, o contas a receber de consumidores e concessionárias era de R$445,6
milhões, 28,32% superior a 31 de dezembro de 2008. Este aumento ocorreu em virtude, principalmente,
do reconhecimento de valores a receber da Eletrobrás, relativos ao Programa Luz para Todos. Na
composição do ativo, a conta representou 17,58% em 31 de dezembro de 2009 e 15,43% em 31 de
dezembro de 2008.
Em 31 de dezembro de 2009, impostos e contribuições sociais eram de R$140,1 milhões, 43,03% superior
a 31 de dezembro de 2008. Este aumento ocorreu principalmente devido ao incremento no lucro e
tributável no período e conseqüente aumento em IR e CS, no exercício de 2009 em comparação ao
exercício anterior. Na composição do ativo, a conta representou 5,53% em 31 de dezembro de 2009 e
Em 31 de dezembro de 2009, impostos e contribuições sociais diferidos eram de R$70,5 milhões, 10,84%
demais adições temporárias, sendo que a variação dessa conta está relacionada com a utilização de
créditos dos prejuízos fiscais de exercícios anteriores. Na composição do ativo, a conta representou
2,78% em 31 de dezembro de 2009 e 3,51% em 31 de dezembro de 2008.
Estoques
Em 31 de dezembro de 2009, estoques eram de R$8,8 milhões, 97,09% superior a 31 de dezembro de
2008. Isto ocorreu devido, principalmente, à recomposição de materiais da Bandeirante, cuja baixa
desse estoque havia sido efetuada durante o primeiro semestre de 2009. Na composição do ativo, a
conta representou 0,35% em 31 de dezembro de 2009 e 0,2% em 31 de dezembro de 2008.
Página 162 de 253
Em 31 de dezembro de 2009, a conta de cauções e depósitos vinculados possuía um saldo de R$1,6
milhões, 88,62% inferior a 31 de dezembro de 2008. Esta diminuição ocorreu devido a liquidação dos
processos judiciais no período. Na composição do ativo, a conta representou 0,06% em 31 de
dezembro de 2009 e 0,63% em 31 de dezembro de 2008.
A conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, em 31 de dezembro de 2009,
possuía um saldo de R$69,6 milhões, 7,78% superior a 31 de dezembro de 2008. Este aumento ocorreu
devido às variações nas tarifas de Encargos de Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e
Distribuição e às variações nos preços das compras de energia, em relação aos valores constantes nas
tarifas utilizadas pela Bandeirante para os seus clientes. Na composição do ativo, a conta representou
Outros créditos
O saldo da conta outros créditos, em 31 de dezembro de 2009, era de R$84,2 milhões, 20,73% superior a
31 de dezembro de 2008. Este aumento ocorreu por conta do maior desembolso para adiantamento a
fornecedores. Na composição do ativo, a conta representou 3,32% em 31 de dezembro de 2009 e
Não Circulante
Em 31 de dezembro de 2009, impostos e contribuições sociais no longo prazo eram de R$16,8 milhões,
9,36% inferior a 31 de dezembro de 2008. Esta redução ocorreu devido, principalmente, a utilização dos
créditos de ICMS para compensação com o ICMS sobre faturamento. Na composição do ativo, a
Em 31 de dezembro de 2009, impostos e contribuições sociais diferidos eram de R$167,5 milhões, 17,72%
demais adições temporárias, sendo que a variação dessa conta está relacionada como ágio
incorporado na aquisição da controladora Enerpaulo. Na composição do ativo, a conta representou
Em 31 de dezembro de 2009, o contas a receber de consumidores e concessionárias no longo prazo
era de R$61,7 milhões, 39,17% inferior a 31 de dezembro de 2008. Isto ocorreu pelo repasse das
variações nas tarifas de Encargos de Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição e às
Página 163 de 253
variações nos preços das compras de energia, às tarifas utilizadas pela Bandeirante para seus clientes.
Na composição do ativo, a conta representou 2,43% em 31 de dezembro de 2009 e 4,51% em 31 de
dezembro de 2008.
milhões, 37,22% inferior a 31 de dezembro de 2008. Esta diminuição ocorreu devido a transferência para
o ativo circulante de depósitos vinculados a processos liquidados no período. Na composição do ativo
da Companhia, a conta representou 1,2% em 31 de dezembro de 2009 e 2,14% em 31 de dezembro de
2008.
dezembro de 2009, possuía um saldo de R$25,5 milhões, 47,12% inferior a 31 de dezembro de 2008. Esta
redução ocorreu devido à reclassificação para o curto prazo, na rubrica homóloga, dos desvios de
Encargos de Serviços do Sistema e às variações nas compras de energia. Na composição do ativo da
Companhia, a conta representou 1,01% em 31 de dezembro de 2009 e 2,14% em 31 de dezembro de
2008.
Outros créditos
O saldo da conta outros créditos realizáveis no longo prazo, em 31 de dezembro de 2009, era de R$15,7
milhões, 60,26% superior a 31 de dezembro de 2008, em decorrência do aumento de adiantamentos a
fornecedores. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 0,62% em 31 de
Imobilizado
Em 31 de dezembro de 2009, o imobilizado era de R$1.013,6 milhões, 6,11% maior que em 31 de
dezembro de 2008. Essa variação é decorrente das adições compensado em parte pela depreciação
dos ativos durante o período. A conta de imobilizado representou 39,98% do ativo total da Companhia
em 31 de dezembro de 2009 e 42,44% em 31 de dezembro de 2008.
Intangível
Em 31 de dezembro de 2009, o intangível era de R$42,7 milhões, 24,2% menor que em 31 de dezembro
de 2008, sendo que a variação do período é em decorrência, basicamente, da amortização de
software e ágio sobre investimentos. A conta de intangível representou 1,68% do ativo total da
Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 2,5% em 31 de dezembro de 2008.
PASSIVO
Página 164 de 253
Circulante
O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2009 era de R$286,3 milhões,
em decorrência da captação de R$ 230 milhões em Notas Promissóras, além das amortizações dos
demais empréstimos no período. Empréstimos e financiamentos representavam 11,29% do passivo total
da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 3,31% em 31 de dezembro de 2008.
Debêntures
Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta de debêntures era de R$87,6 milhões, comparado a
R$94,3 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando uma redução de 7,09%, basicamente
devido ao pagamento de encargos no período. A conta representava 3,46% do passivo total da
Companhia em 31 de dezembro de 2009, e 4,19% em 31 de dezembro de 2008.
Fornecedores
Em 31 de dezembro de 2009, o saldo das obrigações com fornecedores era de R$238,2 milhões, ou
14,13% superior a 31 de dezembro de 2008. Essa variação deve-se principalmente pelo maior custo de
aquisição de energia, pelo maior custo dos encargos de uso da rede elétrica e pela diminuição na
aquisição de materiais e serviços. A conta representava 9,40% do passivo da Companhia em 31 de
dezembro de 2009, e 9,27% em 31 de dezembro de 2008.
O saldo da conta de impostos e contribuições sociais, em 31 de dezembro de 2009, era de R$193,6
milhões, apresentando um aumento de 46,82% em comparação com o saldo de 31 de dezembro de
2008, em decorrência, basicamente, de aumento no IR e CS a pagar, pelo aumento do lucro tributável
do período. Com relação ao total do passivo, impostos e contribuições sociais representavam,
respectivamente, 7,64% e 5,86%, em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008.
Dividendos a pagar
Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta de dividendos a pagar era de R$223,8 milhões,
comparado a R$184,3 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando um aumento de 21,46%,
basicamente devido ao melhor resultado do exercício em 2009 em relação ao ano anterior. A conta
representava 8,83% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009, e 8,19% em 31 de
dezembro de 2008.
Página 165 de 253
Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta provisões para contingências era de R$7,6 milhões,
comparado a R$5,3 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando um aumento de 45,14%,
basicamente devido a novos processos jurídicos com risco provável. A conta representava 0,30% do
passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009, e 0,23% em 31 de dezembro de 2008.
Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta era de R$14,3 milhões, comparado a R$1,8 milhão em
31 de dezembro de 2008, demonstrando um aumento de 691,24%, basicamente devido ao
cronograma de pagamentos das dívidas. A conta representava 0,56% do passivo total da Companhia
em 31 de dezembro de 2009, e 0,08% em 31 de dezembro de 2008.
Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta era de R$21,0 milhões, comparado a R$27,0 milhões em
31 de dezembro de 2008, demonstrando uma redução de 22,29%, basicamente devido a atualização
das premissas constantes no laudo atuarial, com conseqüente diminuição no déficit atuarial do plano
de pensão dos funcionários. A conta representava 0,53% do passivo total da Companhia em 31 de
Encargos regulamentares e setoriais representavam 2,47% do passivo total da Companhia em 31 de
dezembro de 2009 e 2,88% em 31 de dezembro de 2008. O saldo da conta em 31 de dezembro de 2009
era de R$62,7 milhões, comparado com R$64,8 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando
uma redução de 3,15%, em decorrência da transferência ao passivo não circulante, em virtude do
maior prazo de realização dos projetos vinculados a Pesquisa e Desenvolvimento.
possuía um saldo de R$23,3 milhões, 56,38% inferior a 31 de dezembro de 2008. Esta diminuição ocorreu,
basicamente, por conta da amortização dos passivos regulatórios reconhecidos no reajuste tarifário de
outubro de 2009. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 0,92% em 31 de
A conta de devolução tarifária, em 31 de dezembro de 2009, possuía um saldo de R$28,1 milhões,
sendo R$0 o saldo em 31 de dezembro de 2008. Na composição do passivo da Companhia, a conta
representou 1,11% em 31 de dezembro de 2009. A variação deve-se ao ressarcimento aos
Página 166 de 253
consumidores, em decorrência da revisão da Empresa de Referência de 2007, reconhecida em
setembro de 2009.
Outras contas a pagar representavam 3,53% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de
2009 e 4,65% em 31 de dezembro de 2008. O saldo da conta em 31 de dezembro de 2009 era de R$89,4
milhões, comparado com R$104,6 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando uma
diminuição de 14,6%, principalmente em decorrência da devolução tarifária COSIT 27, que consiste nos
créditos apurados sobre os gastos com materiais aplicados ou consumidos na atividade de
fornecimento de energia elétrica e dos encargos de depreciação de máquinas, equipamentos e
outros bens do ativo imobilizado, a serem compensadas com débitos dessas contribuições.
Não Circulante
O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2009 era de R$224,9 milhões,
em decorrência das captações junto ao BNDES, pela linha de financiamento CALC do BNDES, cuja
aplicabilidade é para expansão do sistema de distribuição da Companhia. Empréstimos e
financiamentos representavam 8,87% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e
Debêntures
R$166,1 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando uma redução de 49,87%, devido ao
cronograma de amortização da dívida e conseqüente transferência de parcelas inferiores a um ano
para o passivo circulante. A conta representava 3,28% do passivo total da Companhia em 31 de
A conta de provisões para contingências, em 31 de dezembro de 2009, possuía um saldo no passivo
não circulante de R$68,2 milhões, 44,57% inferior a 31 de dezembro de 2008. Esta redução ocorreu
devido à adesão ao programa Refis pela Companhia. Na composição do passivo da Companhia, a
O saldo da conta benefícios pós-emprego, em 31 de dezembro de 2009, era de R$67,4 milhões,
em decorrência de atualização do laudo atuarial e transferência de parcelas inferiores a um ano para
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o passivo circulante. A conta representava 2,66% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro
de 2009 e 2,83% em 31 de dezembro de 2008.
possuía um saldo no passivo não circulante de R$53,9 milhões, 611,56% superior a 31 de dezembro de
2008. Este aumento ocorreu basicamente, por conta das variações entre os preços das compras de
energia e os valores constantes nas tarifas utilizadas pela Bandeirante para seus clientes. Na
composição do passivo da Companhia, a conta representou 2,13% em 31 de dezembro de 2009 e
Em 31 de dezembro de 2009, a conta de encargos regulamentares e setoriais apresentava um saldo de
R$5,0 milhões, 746,59% superior a 31 de dezembro de 2008. Tal variação decorreu de Transferência do
passivo circulante, dos projetos vinculados a Pesquisa e Desenvolvimento com prazo de realização
superior a um ano. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 0,20% em 31 de
Em 31 de dezembro de 2009, a conta de impostos e contribuições sociais apresentava um saldo de
R$36,2 milhões, sendo R$0,00 o saldo em 31 de dezembro de 2008. Tal variação decorreu da adesão da
Companhia ao programa Refis. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 1,43%
O saldo da conta outras contas a pagar, em 31 de dezembro de 2009, era de R$44,8 milhões,
principalmente em decorrência de devoluções tarifárias reconhecidas no reajuste tarifário de outubro
de 2009. A conta representava 1,77% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e
O patrimônio líquido, de R$680 milhões em 31 de dezembro de 2008, passou para R$636,1 milhões em
Reservas de lucro
O saldo da conta de reservas de lucro, em 31 de dezembro de 2009, era de R$46,8 milhões,
comparado com R$90,7 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando uma redução de 48,42%.
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A conta representava 1,84% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 4,03% em
31 de dezembro de 2008. A variação decorreu dos seguintes fatores:

Reserva legal: o saldo da conta reserva legal, em 31 de dezembro de 2009, era de R$35,2
milhões, comparado com R$23,1 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando um
aumento de 52,3%, em decorrência da distribuição de 5% do lucro líquido do exercício
ajustado. A conta representava 1,39% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de
2009 e 1,03% em 31 de dezembro de 2008.

Retenção de lucros: o saldo da conta retenção de lucros, em 31 de dezembro de 2009, era de
R$11,6 milhões, comparado com R$67,6 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando
uma redução de 82,9%, em decorrência do pagamento em maio e setembro de 2009. A conta
representava 0,46% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 3,00% em 31
de dezembro de 2008.
comparação entre os saldos em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008, e/ou não
datas.
Comparação das Principais Contas Patrimoniais em 31 de dezembro de 2008 e 31 de dezembro de
2007
Ativo
Circulante
Disponibilidades
Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta disponibilidades era de R$129,1 milhões, ou 46,58%
inferior a 31 de dezembro de 2007. Esta variação ocorreu por conta do maior desembolso de
dividendos em 2008 em relação ao ano anterior e pela variação natural do capital de giro da
Companhia. Disponibilidades representava 5,74% do ativo da Companhia em 31 de dezembro de 2008,
em comparação com 10,39% em 31 de dezembro de 2007.
Em 31 de dezembro de 2008, o contas a receber de consumidores e concessionárias era de R$347,3
milhões, 2,62% superior a 31 de dezembro de 2007. Esta variação ocorreu em decorrência do maior
provisionamento para o fornecimento não faturado em dezembro de 2008 na comparação com o
exercício anterior. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 15,43% em 31 de
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Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta impostos e contribuições sociais era de R$98,0 milhões,
14,35% inferior a 31 de dezembro de 2007 em virtude de PIS e Cofins – COSIT 27 (créditos apurados sobre
os gastos com materiais aplicados na atividade de fornecimento de energia elétrica). Na composição
do ativo da Companhia, a conta representou 4,35% em 31 de dezembro de 2008 e 4,92% em 31 de
dezembro de 2007.
Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta impostos e contribuições sociais diferidos era de R$79,0
milhões, 21,27% inferior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência de maior utilização dos créditos de
imposto e contribuição social diferidos sobre prejuízo fiscal. Na composição do ativo da Companhia, a
Estoques
Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta estoques era de R$4,5 milhões, 18,39% superior a 31 de
dezembro de 2007, em decorrência da recomposição no montante de itens do almoxarifado de
materiais da Bandeirante. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 0,2% em 31 de
milhões, 5747,93% superior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência da contingência tributária
relacionada a Cofins, advindas da lei no. 9.718/98. Na composição do ativo da Companhia, a conta
representou 0,63% em 31 de dezembro de 2008 e 0,01% em 31 de dezembro de 2007.
Em 31 de dezembro de 2008, a conta de despesas pagas antecipadamente possuía um saldo de
R$464 mil, 83,02% inferior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência do reconhecimento na tarifa da
majoração de alíquota de PIS e Cofins. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou
possuía um saldo de R$64,6 milhões, 43,1% inferior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência da
amortização da Parcela A de 2001, referentes a componentes da RTE (Recomposição Tarifária
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Extraordinária). Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 2,87% em 31 de
Outros créditos
O saldo da conta outros créditos, em 31 de dezembro de 2008, era de R$69,7 milhões, 266,7% superior a
31 de dezembro de 2007 decorrente do enquadramento na modalidade tarifária baixa renda cujos
valores subsidiados aos clientes de baixa renda serão ressarcidos pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. –
ELETROBRÁS à Bandeirante. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 3,1% em 31
de dezembro de 2008 e 0,82% em 31 de dezembro de 2007.
Não Circulante
Em 31 de dezembro de 2008, impostos e contribuições sociais de longo prazo eram de R$18,5 milhões,
6,81% inferior a 31 de dezembro de 2007. Esta redução foi em decorrência de transferência para o
ativo circulante da parcela de ICMS cuja compensação se deu com o ICMS sobre faturamento. Na
composição do ativo da Companhia, a conta representou 0,82% em 31 de dezembro de 2008 e 0,85%
Em 31 de dezembro de 2008, impostos e contribuições sociais diferidos no longo prazo eram de R$203,5
milhões, 20,54% inferior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência do ágio incorporado na aquisição
da controladora Enerpaulo – Energia Paulista Ltda. . Na composição do ativo da Companhia, a conta
Em 31 de dezembro de 2008, o contas a receber de consumidores e concessionárias no longo prazo
era de R$101,4 milhões, 5,41% superior a 31 de dezembro de 2007, em virtude dos desvios tarifários entre
os períodos regulatórios na receita de uso do sistema de distribuição. Na composição do ativo da
Companhia, a conta representou 4,51% em 31 de dezembro de 2008 e 4,14% em 31 de dezembro de
2007.
A conta de cauções e depósitos vinculados no longo prazo, em 31 de dezembro de 2008, possuía um
saldo de R$48,3 milhões, 31,71% superior a 31 de dezembro de 2007 em decorrência de adições
vinculadas a processos cíveis e trabalhistas. Na composição do ativo da Companhia, a conta
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dezembro de 2008, possuía um saldo de R$48,2 milhões, 490,42% superior a 31 de dezembro de 2007,
em virtude das variações nas tarifas de Encargos de Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e
tarifas utilizadas pela Bandeirante para seus clientes. Na composição do ativo da Companhia, a conta
Outros créditos
O saldo da conta outros créditos realizáveis no longo prazo, em 31 de dezembro de 2008, era de R$9,8
milhões, 130,36% superior a 31 de dezembro de 2007, em virtude de adiantamentos a fornecedores. Na
composição do ativo da Companhia, a conta representou 0,44% em 31 de dezembro de 2008 e 0,18%
Imobilizado
Em 31 de dezembro de 2008, o imobilizado era de R$955,2 milhões, 5,05% maior que em 31 de
dezembro de 2007. Essa variação decorreu das adições compensadas em parte pela depreciação dos
ativos no período. A conta de imobilizado representou 42,44% do ativo total da Companhia em 31 de
Intangível
Em 31 de dezembro de 2008, o intangível era de R$56,3 milhões, 3,67% menor que em 31 de dezembro
de 2007. Essa variação decorreu da amortização de software e ágio sobre investimentos. A conta de
intangível representou 2,5% do ativo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 2,51% em 31
de dezembro de 2007.
Passivo
Circulante
O saldo da conta de empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2008 era de R$74,5
milhões, comparado com R$93,9 milhões em 31 de dezembro de 2007 em virtude de cronograma de
amortizações além das atualizações monetárias durante o período, demonstrando uma redução de
20,65%. Empréstimos e financiamentos representavam 3,31% do passivo total da Companhia em 31 de
Debêntures
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R$8,4 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando um aumento de 1024,95%, em virtude de
transferência do não circulante para o passivo circulante de parcelas com vencimento inferiores a um
ano. A conta representava 4,19% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 0,36%
Fornecedores
Em 31 de dezembro de 2008, o saldo das obrigações com fornecedores era de R$208,7 milhões, ou
1,28% inferior a 31 de dezembro de 2007, em virtude de maiores desembolsos para aquisição de
energia. A conta representava 9,27% do passivo da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 9,09%
O saldo da conta de impostos e contribuições sociais, em 31 de dezembro de 2008, era de R$131,8
milhões, apresentando uma redução de 5,62% em comparação com o saldo de 31 de dezembro de
2007, em virtude de maior utilização dos créditos de ICMS. Com relação ao total do passivo, impostos e
contribuições sociais representavam igualmente 4,5% em 31 de dezembro de 2008 e 4,54% em 31 de
dezembro de 2007.
Dividendos a pagar
Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta de dividendos a pagar era de R$184,3 milhões,
comparado a R$224,8 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando uma redução de 18,04%,
em virtude do lucro do exercício anterior ser inferior ao do exercício corrente. A conta representava
8,19% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 9,67% em 31 de dezembro de
2007.
Provisões para contingência
Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta de provisões para contingência era de R$5,3 milhões,
comparado a R$1,3 milhão em 31 de dezembro de 2007, demonstrando um aumento de 293,34%, em
virtude de maiores contingências cíveis e trabalhistas. A conta representava 0,23% do passivo total da
Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 0,06% em 31 de dezembro de 2007.
Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta de benefícios pós emprego era de R$27,0 milhões,
comparado a R$17,5 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando um aumento de 54,27%, em
virtude de atualização do laudo atuarial. A conta representava 1,20% do passivo total da Companhia
em 31 de dezembro de 2008, e 0,75% em 31 de dezembro de 2007.
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Encargos regulamentares e setoriais representavam 2,88% do passivo total em 31 de dezembro de 2008
e 2,64% em 31 de dezembro de 2007. O saldo da conta em 31 de dezembro de 2008 era de R$64,8
milhões, comparado com R$61,5 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando um aumento de
5,34%, em virtude da parcela da CCC (Conta de Consumo de Combustível).
possuía um saldo no passivo circulante de R$53,4 milhões, 4,87% superior a 31 de dezembro de 2007 em
virtude das variações nas tarifas de Encargos de Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e
tarifas utilizadas pela Bandeirante para seus clientes. Na composição do passivo da Companhia, a
Outras contas a pagar representavam 4,65% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de
2008 e 2,60% em 31 de dezembro de 2007. O saldo da conta em 31 de dezembro de 2008 era de
R$104,6 milhões, comparado com R$60,5 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando um
aumento de 72,94%. A Companhia é parte em processo de fiscalização pela Agência Reguladora de
Saneamento e Energia do Estado de São Paulo – ARSESP, tendo sido lavrado um Termo de Notificação
em que o órgão regulador determinou a revisão de critérios de cadastramento de clientes
enquadrados na modalidade tarifária baixa renda. Em decorrência, a Companhia está ressarcindo as
tarifas cobradas a maior.
Não Circulante
Debêntures
R$248,9 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando uma diminuição de 33,28%, em virtude da
transferência para o curto prazo das parcelas vencíveis no período inferior a 12 meses. A conta
dezembro de 2007.
Provisões para contingência
Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta de provisões para contingência era de R$123,1 milhões,
comparado a R$113,8 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando um aumento de 8,18%, em
virtude de contingência tributária relacionada a Cofins, advindas da lei no. 9.718/98. A conta
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dezembro de 2007.
Benefícios pós-emprego, em 31 de dezembro de 2008, eram de R$63,7 milhões, comparado com
R$82,8 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando uma redução de 23,07%, em virtude da
redução do passivo atuarial decorrente da maior valorização dos ativos detidos pelos planos
previdenciários. A conta representava 2,83% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de
2008 e 3,56% em 31 de dezembro de 2007.
possuía um saldo de R$7,6 milhões, 34,04% inferior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência de
transferência para o passivo circulante da parcela cujo vencimento é inferior a um ano. Na
Em 31 de dezembro de 2008, outras contas a pagar apresentava um saldo de R$32,9 milhões, 73,58%
superior ao de 31 de dezembro de 2007, devido a diferenças tarifárias com expectativa de devolução
em prazo superior a um ano. Na composição do passivo a Companhia, a conta representou 1,46% em
31 de dezembro de 2008 e 0,82% em 31 de dezembro de 2007.
O patrimônio líquido, de R$749,7 milhões em 31 de dezembro de 2007, passou para R$680,0 milhões em
Reservas de Lucro
A conta de reservas de lucro, em 31 de dezembro de 2008, possuía um saldo de R$90,7 milhões, 48,38%
inferior a 31 de dezembro de 2007. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou
A conta de retenção de lucros, em 31 de dezembro de 2008, possuía um saldo de R$67,6 milhões,
55,72% inferior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência de pagamentos efetuados no período. Na
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comparação entre os saldos em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007, e/ou não
datas.
10.2. COMENTÁRIOS DOS DIRETORES DA COMPANHIA SOBRE: A. RESULTADOS DAS OPERAÇÕES DA COMPANHIA, EM ESPECIAL (I)
DESCRIÇÃO DE QUAISQUER COMPONENTES IMPORTANTES DA RECEITA E (II) FATORES QUE AFETARAM MATERIALMENTE OS
RESULTADOS OPERACIONAIS; B. VARIAÇÕES DAS RECEITAS ATRIBUÍVEIS A MODIFICAÇÕES DE PREÇOS, TAXAS DE CÂMBIO,
INFLAÇÃO, ALTERAÇÕES DE VOLUMES E INTRODUÇÃO DE NOVOS PRODUTOS E SERVIÇOS; E C. IMPACTO DA INFLAÇÃO, DA
VARIAÇÃO DE PREÇOS DOS PRINCIPAIS INSUMOS E PRODUTOS, DO CÂMBIO E DA TAXA DE JUROS NO RESULTADO
OPERACIONAL E NO RESULTADO FINANCEIRO DA COMPANHIA.
Os resultados, as variações e os fatores que influenciam os resultados da Companhia foram discutidos
no item 10.1 deste Formulário de Referência.
10.3. COMENTÁRIOS DOS DIRETORES DA COMPANHIA SOBRE OS EFEITOS RELEVANTES QUE OS EVENTOS ABAIXO TENHAM CAUSADO
OU SE ESPERA QUE VENHAM A CAUSAR NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DA COMPANHIA E EM SEUS RESULTADOS: A.
INTRODUÇÃO OU ALIENAÇÃO DE SEGMENTO OPERACIONAL; B. CONSTITUIÇÃO, AQUISIÇÃO OU ALIENAÇÃO DE
PARTICIPAÇÃO SOCIETÁRIA; C. EVENTOS OU OPERAÇÕES NÃO USUAIS.
Não aplicável.
10.4. COMENTÁRIOS
DOS
DIRETORES
DA
COMPANHIA
SOBRE:
(A)
MUDANÇAS SIGNIFICATIVAS NAS PRÁTICAS CONTÁBEIS;
(B)
EFEITOS SIGNIFICATIVOS DAS ALTERAÇÕES EM PRÁTICAS CONTÁBEIS REFERENTES AOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS.
2007
Não houve mudanças significativas nas práticas contábeis.
2008
A Companhia optou por elaborar o balanço patrimonial de transição em 1º de janeiro de 2007 que é o
ponto de partida para a contabilização dos efeitos das modificações na legislação societária
introduzidas pela Lei nº 11.638/07 e Medida Provisória nº 449/08. As modificações introduzidas pela
referida legislação se caracterizam como mudança de prática contábil, e todos os ajustes com
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impacto nos resultados anteriores aos exercícios apresentados foram efetuados contra lucros
acumulados.
Para fins de divulgação das demonstrações financeiras comparativas, a Companhia seguiu a
Deliberação CVM nº 506 de 19 de junho de 2006, considerando os efeitos retrospectivos das
modificações
da
referida
legislação,
consequentemente
reapresentando
as
demonstrações
financeiras de 2007.
Seguem abaixo os ajustes patrimoniais decorrentes da adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e Medida
Provisória nº 449/08, o sumário das práticas contábeis modificadas pela referida legislação que
originaram esses ajustes, o resumo dos efeitos no resultado de 2008 e no patrimônio líquido relativo aos
exercícios findos em 31 de dezembro de 2008 e 2007 decorrentes da adoção da referida legislação.
Ajustes da Adoção Inicial da Lei nº 11.638/07 no Balanço Patrimonial na Data de Transição - 1º de
janeiro de 2007
Data da transição – 01/01/2007
31/12/2006
Saldos
Capital social
Reservas de capital
Reservas de lucros
Lucros acumulados
Ajustes
765.031
Saldos
(24.850)
740.181
(24.850)
254.628
334.728
175.675
(24.850)
254.628
334.728
175.675
{a}
Resumo dos ajustes
{a} Ajustes contra lucros acumulados
{a1} Instrumentos financeiros avaliados ao valor justo por meio do resultado - derivativos
{a2} Ativo intangível
{a3} Ajustes a valor presente
{a4} Imposto de renda diferido
(24.850)
(20.633)
(4.656)
(12.362)
12.801
Sumário das práticas contábeis modificadas pela adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e Medida Provisória
nº 449/08.
Instrumentos financeiros – CPC 14 e Deliberação CVM nº 566, de 17 de dezembro de 2008
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A Companhia contratou instrumentos financeiros cujos saldos na data de transição foram
reclassificados em: (i) ativo ou passivo financeiro mensurado ao valor justo por meio do resultado; (ii)
empréstimos e recebíveis; e (iii) disponível para venda. Com certas exceções os passivos financeiros são
reconhecidos inicialmente ao valor justo agregado aos eventuais custos de transição e sua
mensuração subseqüente é feita pelo custo amortizado.
Conforme faculta o CPC 13 - adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e Medida Provisória nº 449/08,
aprovado pela Deliberação CVM nº 565, de 17 de dezembro de 2008, os saldos dos instrumentos
financeiros disponíveis para venda, mensurados ao valor justo por meio do resultado e pelo método do
custo amortizado, foram remensurados para seu valor justo na data de transição.
A seguir estão identificados os saldos dos referidos instrumentos financeiros na data de transição:
Valor contábil
(A)
Instrumentos financeiros
Mensurados ao valor justo por meio do resultado
(60.511)
Valor justo
(B)
Diferença
(B) - (A)
(81.144)
(20.633)
A diferença entre o valor contábil e o valor justo dos instrumentos financeiros, assim como as diferenças
entre o valor registrado e o novo valor calculado para os instrumentos avaliado pelo método do custo
amortizado foi alocada no saldo de lucros ou prejuízos acumulados na data da transição.
Ativo intangível – CPC 04 e Deliberação CVM nº 553, e 12 de novembro de 2008
Determinados ativos intangíveis já reconhecidos antes da adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e Medida
Provisória nº 449/08, e que atendem os requisitos específicos do Pronunciamento Técnico CPC 04 - Ativo
Intangível, aprovado pela Deliberação CVM nº553, foram reclassificados do grupo de contas do ativo
imobilizado intangível para o grupo de contas específico de ativos intangíveis.
Os ativos intangíveis que não atendiam aos requisitos do Pronunciamento específico foram baixados
contra lucros acumulados. Outros ativos intangíveis que atendem aos requisitos do Pronunciamento
específico, mas que não haviam sido registrados anteriormente como ativo, não foram reconhecidos.
Ajustes a valor presente – CPC 12 e Deliberação CVM nº 564, de 17 de dezembro de 2008
Determinadas contas a receber de curto e longo prazos foram ajustadas ao valor presente com base
em taxas de juros específicas que refletem a natureza desses ativos e passivos no que tange a prazo,
risco, moeda, condição de recebimento prefixada, com base no saldo inicial da data da transição
conforme facultado pelo Pronunciamento Técnico CPC 13 - adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e da
Medida Provisória nº 449/08.
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Os efeitos dos ajustes a valor presente decorrentes da adoção inicial da Lei nº 11.638 e Medida
Provisória nº 449/08 foram registrados contra lucros acumulados, e os relativos a transações realizadas
após esta data em contrapartida ao resultado do exercício.
Efeitos da adoção inicial da Lei nº 11.638/07e Medida Provisória nº 449/08
A tabela abaixo indica a conciliação do resultado de 2008 e patrimônio líquido em 31 de dezembro de
2008 considerando os efeitos da adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e Medida Provisória nº 449/08, com o
resultado que seria obtido caso as mudanças de práticas contábeis relativas à referida legislação não
tivessem sido adotadas.
Lucro do exercício findo em 31 de dezembro
Ajustes dos efeitos decorrentes da adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e Medida Provisória nº 449/08
Instrumentos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado
Custo do ativo intangível e amortização do intangível
Ajustes a valor presente de contas a receber
Diferenças temporárias e permanentes de IR e CSLL
Lucro líquido sem os efeitos da Lei nº11.638/07 (Resultado líquido ajustado)
Total dos ajustes líquidos decorrentes da adoção da Lei nº 11.638/07 e Medida Provisória nº 449/08
Patrimônio líquido em 31 de dezembro
Ajustes na data da transição reconhecidos em
Lucros ou prejuizos acumulados
Diferença entre o resultado líquido do exercício e o resultado ajustado
Patrimônio líquido em 31 de dezembro, sem os efeitos da Lei nº 11.638/07 e Medida Provisória nº 449/08
2008
2007
205.716
240.918
(6.479)
(1.647)
(1.316)
3.895
200.169
(9.190)
(2.419)
(2.913)
4.937
231.333
(5.547)
(9.585)
2008
2007
680.031
749.766
(5.547)
674.484
24.850
(9.585)
765.031
2009
Não houve mudanças significativas nas práticas contábeis.
Dentro do processo de convergência das práticas contábeis adotadas no Brasil para as normas
internacionais de relatórios financeiros (“IFRS”) diversos pronunciamentos foram emitidos durante o ano
de 2009 com aplicação mandatória para os exercícios sociais iniciados em ou após 1º de janeiro de
2010. Além dessas, também foram publicadas outras normas e interpretações que alteram as práticas
contábeis adotadas no Brasil, dentro do processo de convergência com as normas internacionais. As
normas a seguir são apenas aquelas que poderão ( o u deverão) impactar as demonstrações
financeiras da Companhia de forma mais relevante. Nos termos dessas novas normas, os valores do
exercício de 2009 apresentadas, deverão ser reapresentados para fins de comparação, quando da
publicação das demonstrações financeiras do exercício de 2010. A Companhia não adotou
antecipadamente essas normas no exercício findo em 31 de dezembro de 2009.
Pronunciamentos
CPC 17 - Contratos de construção
CPC 20 - Custos de empréstimos
CPC 26 - Apresentação das demonstrações contábeis
CPC 27 - Ativo imobilizado
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CPC 37 - Adoção inicial das normas internacionais de contabilidade
CPC 38 - Instrumentos financeiros: reconhecimento e mensuração
CPC 39 - Instrumentos financeiros: apresentação
CPC 40 - Instrumentos financeiros: evidenciação
ICPC 01 - Contratos de concessão
ICPC 08 - Contabilização da proposta de pagamento de dividendos
ICPC 10 - Esclarecimentos sobre o CPC 27 e CPC 28
A Companhia está em processo de avaliação dos potenciais efeitos relativos a esses pronunciamentos,
interpretações e orientações, os quais poderão ter impacto relevante nas demonstrações financeiras
iniciadas a partir de 1º de janeiro de 2009 a serem apresentadas comparativamente às demonstrações
financeiras relativas ao exercício a findar-se em 31 de dezembro de 2010.
Conforme facultado pela Deliberação CVM nº 603/09, a Administração da Companhia optou por
apresentar sua ITR utilizando as normas contábeis adotadas no Brasil até 31 de dezembro de 2009, ou
seja, não aplicou os normativos emitidos em 2009 e com vigência para 2010. Adicionalmente, a
Companhia irá reapresentar a ITR de março de 2010, comparativamente com março de 2009 também
ajustados com esses novos normativos, pelo menos quando da apresentação das demonstrações
financeiras do exercício social findo em 31 de dezembro de 2010.
(c) ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor.
As demonstrações financeiras dos anos de 2007, 2008 e 2009 foram auditadas pela KPMG Auditores
Independentes de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil. As demonstrações
financeiras relacionadas ao trimestre findo em 31 de março de 2010 foram revisadas pela KPMG
Auditores Independentes de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON – Instituto
dos Auditores Independentes do Brasil, em conjunto com o Conselho Federal de Contabilidade - CFC.
O parecer dos auditores independentes com relação à auditoria das demonstrações financeiras para
os exercícios findos em 31 de dezembro de 2007 e 2008 inclui parágrafos de ênfase com relação aos
seguintes assuntos:
(i) as práticas contábeis adotadas no Brasil foram alteradas a partir de 1º de janeiro de 2007. As
demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2007, apresentadas de
forma conjunta com as demonstrações financeiras de 2008, foram reapresentadas nas mesmas bases
adotadas para o ano de 2008, para reconhecer os efeitos destas alterações, conforme previsto na
Deliberação CVM nº 506/06 - Práticas Contábeis, Mudanças nas Estimativas Contábeis e Correção de
Erros. Adicionalmente, de acordo com a Lei nº. 11.638/07 a demonstração de origens e aplicações de
recursos, apresentada nas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2007, foi substituída pela
demonstração de fluxos de caixa.; (ii) relacionada em decorrência do reajuste tarifário anual de 2008
previsto no contrato de concessão, a ANEEL alterou o percentual da revisão tarifária periódica definida
para a Companhia que passou de -8,80% para -9,02%, em caráter provisório, contudo possíveis efeitos
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decorrentes da revisão definitiva, se houver, serão refletidos na posição patrimonial e financeira da
Companhia em períodos subseqüentes.
O parecer dos auditores independentes com relação à auditoria das demonstrações financeiras para
os exercícios findos em 31 de dezembro de 2008 e 2009 não possuem nenhuma ressalva ou ênfase. O
relatório de revisão dos auditores independentes, referente ao período de três meses encerrado em 31
de março de 2010, contém parágrafo de ênfase informando que, conforme facultado pela
Deliberação CVM nº 603/09, a Administração da Companhia optou por apresentar suas Informações
Trimestrais (ITR) utilizando as normas contábeis adotadas no Brasil até 31 de dezembro de 2009, ou seja,
não aplicou os normativos com vigência para 2010. Conforme requerido pela citada Deliberação CVM
nº 603/09, a Companhia divulgou esse fato na nota explicativa nº 2 à esta ITR e a descrição das
principais alterações que poderão ter impacto sobre as suas demonstrações financeiras do
encerramento do exercício e os esclarecimentos das razões que impedem a apresentação da
estimativa dos seus possíveis efeitos no patrimônio líquido e no resultado, como requerido pela
Deliberação.
10.5. OS DIRETORES DEVEM INDICAR E COMENTAR POLÍTICAS CONTÁBEIS CRÍTICAS ADOTADAS PELA COMPANHIA, EXPLORANDO, EM
ESPECIAL, ESTIMATIVAS CONTÁBEIS FEITAS PELA ADMINISTRAÇÃO SOBRE QUESTÕES INCERTAS E RELEVANTES PARA A
DESCRIÇÃO DA SITUAÇÃO FINANCEIRA E DOS RESULTADOS, QUE EXIJAM JULGAMENTOS SUBJETIVOS OU COMPLEXOS, TAIS
COMO: PROVISÕES, CONTINGÊNCIAS, RECONHECIMENTOS DE RECEITA, CRÉDITOS FISCAIS, ATIVOS DE LONGA DURAÇÃO,
VIDA ÚTIL DE ATIVOS NÃO CIRCULANTES, PLANOS DE PENSÃO, AJUSTES DE CONVERSÃO EM MOEDA ESTRANGEIRA, CUSTOS DE
RECUPERAÇÃO AMBIENTAL, CRITÉRIOS PARA TESTE DE RECUPERAÇÃO DE ATIVOS E INSTRUMENTOS FINANCEIROS.
Estimativas Contábeis
Na elaboração das demonstrações financeiras, de acordo com as práticas contábeis adotadas no
Brasil, com base nas disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, é requerido que a
Administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro de certas transações que
afetam os ativos, passivos, receitas e despesas.
Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodos
subsequentes, podem diferir dessas estimativas, devido a imprecisões inerentes ao processo de sua
determinação. A Companhia revisa as estimativas e premissas pelo menos trimestralmente, exceto
quanto ao Plano de benefícios pós-emprego.
As principais estimativas relacionadas às demonstrações financeiras referem-se ao registro dos efeitos
decorrentes de:

Provisão para créditos de liquidação duvidosa;

Receita de fornecimento não faturado;

Transações realizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”);

Perda ou ganho de receita – baixa renda;
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
Ativos e passivos regulatórios decorrentes de revisão e reajustes tarifários

Recuperação do imposto de renda e contribuição social diferidos sobre prejuízos fiscais, bases
e diferenças temporárias;

Recuperação de créditos PIS/COFINS – COSIT 27;

Mensuração de instrumentos financeiros;

Provisões para contingências; e

Planos de benefícios pós-emprego.
A administração avalia suas estimativas e julgamentos regularmente e baseia suas estimativas e
julgamentos em experiência histórica e em vários outros fatores que se acredita sejam razoáveis nas
circunstâncias. Os resultados efetivos poderão diferir dessas estimativas se adotadas premissas diversas
ou em condições diversas. A discussão completa das políticas e práticas contábeis da Companhia
constam em notas explicativas às suas demonstrações financeiras para os períodos mencionados.
A seguir, segue resumo do que, no entendimento da administração da Companhia, são as estimativas
e premissas mais importantes para a apresentação das demonstrações financeiras da Companhia.
Reconhecimento de Receitas
O resultado é apurado em conformidade com o regime de competência. A receita de operações
com energia elétrica e de serviços prestados é reconhecida no resultado em função da sua
realização. Uma receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização.
O faturamento de energia elétrica para todos os consumidores e concessionárias é efetuado
mensalmente, de acordo com o calendário de leitura e contratos de fornecimento, respectivamente.
Apesar de os clientes da Companhia serem cobrados em diferentes datas no decorrer de cada mês,
as receitas de faturamento de energia elétrica a consumidores finais, incluindo residências, indústrias,
comércio e poder público, são reconhecidas no mês em que a eletricidade é entregue ao cliente.
As receitas decorrentes da energia entregue aos consumidores finais entre a data de medição até o
fim do mês são estimadas e reconhecidas como receita no mês em que a eletricidade é entregue ao
cliente. Através do consumo histórico dos clientes é efetuado um provisionamento chamado de
receita não faturada.
O valor residual entre a data da leitura e o fechamento do mês é apurado no mês subsequente
através de uma conferência entre a estimativa realizada e o efetivamente apurado, de forma que seja
apurado a receita efetiva dos clientes independente da data do pagamento. Desta forma, os
resultados finais podem divergir destas estimativas e afetar o resultado das operações e a situação
financeira da Companhia.
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Impostos Diferidos
A Companhia contabiliza o ativo e passivo fiscal diferidos com base nas diferenças entre os valores
contábeis e a base tributária de seus ativos e passivos, levando em consideração os dispositivos da
Instrução da CVM nº 371/02. A Companhia revisa ao menos anualmente a recuperabilidade do ativo
fiscal diferido. De acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, um ativo fiscal somente é
reconhecido caso sua probabilidade de ser realizável seja provável. A Administração acredita que a
realização do ativo fiscal diferido líquido seja provável, mas seu valor é sujeito às incertezas tendo em
vista que depende da medida em que tal ativo poderá ser realizado, que por sua vez depende dos
lucros tributáveis de períodos futuros. O montante do ativo fiscal diferido considerado realizável poderá,
no entanto, ser reduzido caso sejam reduzidas as estimativas de lucro tributável futuro durante o
período no qual o ativo fiscal diferido seria utilizado
Provisão para Contingências
A Companhia provisiona os prováveis custos para solução das demandas nas quais é parte. Para
desenvolver essa estimativa, a Companhia consulta advogados externos e internos que assumem a sua
defesa em tais questões, sendo que tal estimativa baseia-se em uma análise dos possíveis resultados,
considerando-se as estratégias de litígio e conciliação aplicáveis. Anualmente, é solicitado um
inventário dos processos sob o cuidado dos advogados externos da Companhia, identificando os
casos em que a Companhia tem potenciais perdas do montante envolvido. A Administração prepara
uma análise das perdas prováveis, baseada nestas respostas e seu conhecimento dos processos, que
serve como base para a constituição de provisão de contingências.
Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa
A Companhia registra uma provisão para créditos de liquidação duvidosa baseada em suas
estimativas dos recebíveis que não serão realizados de acordo com o plano de contas da ANEEL. A
provisão para créditos de liquidação duvidosa é feita para contas de clientes residenciais vencidas há
mais de 90 dias, comerciais vencidas há mais que 180 dias, ou outros clientes vencidas há mais de 360
dias e baseada numa análise dos recebíveis em aberto. O montante da provisão para créditos de
liquidação duvidosa é considerado suficiente para cobrir eventuais perdas na cobrança de contas a
receber de consumidores e concessionários. No entanto, os resultados finais podem diferir destas
estimativas e afetar significativamente o resultado das operações e da situação financeira da
Companhia.
Benefícios Pós-Emprego
Os custos de patrocínio dos planos de pensão e eventuais déficits (superávits) dos planos são
contabilizados em atendimento à Deliberação CVM nº 371/00 e NPC nº 26 do IBRACON.
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Os custos, as contribuições e o passivo atuarial, quando aplicáveis, são determinados anualmente,
com base em avaliação realizada por atuários independentes, sendo a última efetuada para a data
base 31 de dezembro de 2009.
Os ganhos e perdas atuariais são reconhecidos pelo valor que exceder o limite de 10% em relação ao
total dos ativos ou obrigações do plano, o que for maior (critério do corredor).
A Companhia usa diversos dados estatísticos e outros fatores que visam antecipar eventos futuros para
calcular as despesas e passivo relacionados aos benefícios pós emprego. Estes fatores incluem
estimativas de taxas de retorno, retorno esperado dos ativos do plano e taxa de crescimento dos
salários. Adicionalmente, os atuários independentes, usam fatores subjetivos como retiradas do plano,
rotatividade dos funcionários e taxas de mortalidade. As estimativas atuariais que a Companhia utiliza
podem divergir materialmente dos resultados reais, devido a mudanças de mercado, econômicas,
regulatórias, maiores ou menores retiradas do plano e longevidade dos funcionários participantes.
Redução ao valor recuperável
A Administração da Companhia revisa anualmente o valor contábil líquido do imobilizado e outros
ativos não circulantes, inclusive o ágio e os ativos intangíveis, para identificar se houve evidências de
perdas não recuperáveis ou que ocorreram eventos ou alterações nas circunstâncias que indicassem
que o valor contábil pode não ser recuperável. Quando tais evidências são identificadas, e o valor
contábil líquido excede o valor recuperável, é constituída provisão ajustando o valor contábil líquido
ao valor recuperável.
O ágio e os ativos intangíveis com vida útil indefinida tem a recuperação do seu valor testada
anualmente, independentemente de haver indicadores de perda de valor.
Instrumentos financeiros
Instrumentos financeiros não-derivativos incluem aplicações financeiras, investimentos em instrumentos
de dívida e patrimônio, contas a receber e outros recebíveis, caixa e equivalentes de caixa,
empréstimos, financiamentos e debêntures, assim como contas a pagar e outras dívidas.
Instrumentos financeiros não-derivativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido ou
deduzido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis. Posteriormente ao
reconhecimento inicial, os instrumentos financeiros não-derivativos são mensurados conforme descrito
abaixo:
Instrumentos mantidos até o vencimento:
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Se a Companhia tem a intenção e capacidade de manter até o vencimento seus instrumentos de
dívida, esses são classificados como mantidos até o vencimento. Investimentos mantidos até o
vencimento são mensurados pelo custo amortizado utilizando o método da taxa de juros efetiva,
deduzido de eventuais reduções em seu valor recuperável.
Instrumentos financeiros ao valor justo através do resultado:
Um instrumento é classificado pelo valor justo através do resultado se for mantido para negociação, ou
seja, designado como tal quando do reconhecimento inicial. Os instrumentos financeiros são
designados pelo valor justo através do resultado se a Companhia gerencia esses investimentos e toma
as decisões de compra e venda com base em seu valor justo de acordo com a estratégia de
investimento e gerenciamento de risco documentado pela Companhia. Após reconhecimento inicial,
custos de transação atribuíveis são reconhecidos nos resultados quando incorridos. Instrumentos
financeiros ao valor justo através do resultado são medidos pelo valor justo, e suas flutuações são
reconhecidas no resultado.
Empréstimos e recebíveis:
Os empréstimos e recebíveis são mensurados pelo custo amortizado utilizando o método de taxa de
juros efetiva, reduzidos por eventuais reduções no valor recuperável.
10.6. COMENTÁRIOS
SOBRE OS CONTROLES INTERNOS ADOTADOS PARA ASSEGURAR A ELABORAÇÃO DE DEMONSTRAÇÕES
FINANCEIRAS CONFIÁVEIS:
Até 31 de março de 2010, o Comitê de Auditoria foi composto de três membros, sendo um deles um
conselheiro independente (Francisco Gros, que ocupou o cargo de Presidente do Comitê), o outro
membro indicado pelo acionista controlador (Nuno Alves) e um outro nomeado pelos acionistas
minoritários (Francisco Pitella). Até a data de entrega do presente formulário a composição do Comitê
de Auditoria passou a ter a seguinte formação: o cargo de Presidente do Comitê encontra-se
momentaneamente vago, indicado do acionista controlador (Nuno Alves) e um nomeado pelos
acionistas minoritários (Francisco Pitella). Foram realizadas seis reuniões do Comitê de Auditoria ao
longo de 2009.
a. grau de eficiência de tais controles, indicando eventuais imperfeições e providências adotadas para
corrigi-las.
A Diretoria da Companhia acredita na eficiência dos procedimentos e controles internos que adota
para assegurar a qualidade, precisão e confiabilidade das demonstrações contábeis da Companhia.
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Por essa razão, na opinião da administração, as demonstrações contábeis da Companhia apresentam
adequadamente o resultado de suas operações e de sua situação patrimonial e financeira nas
respectivas datas.
b. deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor
independente.
Tal como requerido pelas normas profissionais de auditoria, o exame dos controles internos é realizado,
exclusivamente, para a determinação da natureza, da extensão e da época de execução de outros
testes de auditoria. Os serviços de auditoria prestados para a Companhia não contemplaram o exame
da estrutura e ambiente de controles internos, cujo objetivo seria a emissão de certificação quanto a
eficácia dos controles internos. Portanto, os auditores não foram contratados para examinar os
controles internos da Companhia nem para emitir relatórios sobre estes. Todavia, como parte dos
exames de auditoria foi revisado os controles internos onde não foram identificadas deficiências
relevantes
10.7. COMENTÁRIOS SOBRE OFERTAS PÚBLICAS DE DISTRIBUIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS NOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS:
Nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2007 e 2008, não houve oferta pública de
valores mobiliários de emissão da Companhia. Em 07 de maio de 2009, o Conselho de Administração
da Bandeirante aprovou a contratação de linha de financiamento de curto prazo, materializada pela
emissão de Nota Promissória. As notas promissórias foram emitidas de forma cartular e ficaram
depositadas no Banco Bradesco S.A. A remuneração corresponde à variação acumulada das taxas
médias diárias dos depósitos interfinanceiros, de um dia, calculada e divulgada diariamente pela
CETIP, capitalizada de um spread correspondente a 1,30% ao ano. A remuneração acrescida do valor
de principal será liquidada em 30 de maio de 2010 em uma única parcela. O valor de cada Nota
corresponde a R$ 1.000.000 e foram emitidas 230 notas totalizando o montante de R$ 230.000 milhões.
a. como os recursos resultantes da oferta foram utilizados
Os recursos captados por meio da distribuição pública das Notas Promissórias foram destinados ao
financiamento do capital de giro da Companhia.
b. se houve desvios relevantes entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação
divulgadas nos prospectos da respectiva distribuição; e c. caso tenha havido desvios, as razões para
tais desvios.
Não houve qualquer desvio entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação.
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10.8. ITENS RELEVANTES NÃO EVIDENCIADOS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DA COMPANHIA.
Não há itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras da Companhia.
10.9. COMENTÁRIOS SOBRE ITENS NÃO EVIDENCIADOS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS INDICADOS NO ITEM 10.8.
Não aplicável conforme item anterior.
10.10. COMENTÁRIOS SOBRE OS PRINCIPAIS ELEMENTOS DO PLANO DE NEGÓCIOS DA COMPANHIA.
(a) investimentos, incluindo:
(i) descrição quantitativa e qualitativa dos investimentos em andamento e dos investimentos previstos
Os investimentos da Companhia buscam manter a qualidade do serviço prestado e suportar o
aumento natural de carga inerente à concessão.
Os investimentos acumulados no primeiro trimestre de 2010 foram de R$ 21,9 milhões, já deduzidos os
recursos recebidos na forma de doações e subvenções para investimento, apresentando uma redução
de 18,7 % em relação ao investido no mesmo período do ano anterior. O quadro abaixo aponta a
alocação dos investimentos feitos pela Companhia no período:
Expansão de Rede
Melhoramento da Rede
Universalização
Telecom., Informática e Outros
Sub Total
(-) Obrigações Especiais
(=) Investimento Líquido
mar-10
14.171
5.494
1.350
2.310
23.326
(1.471)
21.854
mar-09
12.291
6.051
4.007
3.500
25.848
1.023
26.872
R$ mil
Variação
1.880
(557)
(2.656)
(1.190)
(2.523)
(2.495)
(5.017)
A Bandeirante, em 2009, realizou investimentos em expansão e melhoria da rede, automação e
medição, num montante de R$ 137,6 milhões líquidas de recursos recebidos a título de obrigações
especiais. O quadro abaixo demonstra os valores investidos nos anos de 2007, 2008, 2009 e no trimestre
encerrado em 31 de março de 2010:
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Investimentos (R$ mil)
2007
2008
2009
1T10
Expansão de rede
77.567
71.172
66.267
14.171
Melhoramento da rede
39.063
31.602
52.136
5.494
Universalização
11.838
13.652
10.809
1.350
Telecom, informática e outros
45.030
43.663
18.353
2.310
Sub Total
173.498
160.089
147.565
23.326
(-) Obrigações especiais
(19.768)
(25.321)
(9.962)
(1.471)
(=) Investimento líquido
153.730
134.768
137.603
21.854
Expansão do Sistema Elétrico
No exercício findo em 31 de dezembro de 2009, para atendimento da demanda de mercado foram
investidos R$ 66 milhões na expansão de linhas, subestações e redes de distribuição, visando à ligação
de novos clientes e à instalação de sistemas de medição. Foram realizados investimentos da ordem de
R$ 21 milhões, destinados ao início da construção de três novas subestações de distribuição: Pedreira
(66MVA), Satélite (120MVA) e Araretama (40MVA), que atenderão as regiões de Itaquaquecetuba,
Guarulhos e Taubaté/Pindamonhangaba, respectivamente.
Em 2009, foi iniciada a ampliação/remodelação das subestações Suzano e Guararema e foi finalizada
a ampliação/remodelação das ETD’s Caraguatatuba, Massaguaçu e José Centro. Foram iniciados os
processos de construção das linhas Nordeste-Itapeti (16km) e Itapeti-São José (20km). Tais
empreendimentos têm por objetivo aliviar as ETT’s Nordeste e São José dos Campos, respectivamente.
Tais empreendimentos propiciarão uma melhora substancial na flexibilidade operativa entre as regiões
afetas.
Melhoramento da Rede
Os investimentos em melhoramento de redes totalizaram R$ 52,1 milhões no exercício findo em 31 de
dezembro de 2009, que foram aplicados, principalmente, na substituição de equipamentos e
medidores obsoletos, no recondutoramento de redes em final de vida útil e em ações de combate às
perdas não técnicas. Tais medidas visam modernizar o sistema elétrico, com melhoria de qualidade do
fornecimento de energia elétrica.
Universalização
Os investimentos na Universalização do acesso ao serviço público de energia elétrica totalizaram R$
10,8 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2009, que foram destinados à ligação dos
clientes da área urbana e rural com demanda inferior a 50 kW, dentre os quais estão aqueles
abrangidos pelo Programa Luz para Todos. Neste Programa, a Bandeirante, nas áreas rurais onde atua,
atendeu, 10.295 clientes.
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Por este programa, iniciado em junho de 2004 e finalizado em dezembro de 2006, a Bandeirante
investiu R$ 17,6 milhões, disponibilizando energia elétrica a um total de 6.351 instalações, superando a
meta de 6.217 ligações acordadas com o Ministério de Minas Energia, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
– ELETROBRÁS e a Aneel. Em junho de 2007, foi firmado o segundo contrato, com previsão de
atendimento de 3.706 ligações. Por este novo contrato, foram realizadas 3.944 ligações e investidos R$
12,9 milhões, até o final de 2009.
Tecnologia da Informação
Os investimentos em Tecnologia da Informação na ordem de R$ 1,9 milhões no exercício findo em 31
de dezembro de 2009 foram destinados para os ambientes distribuídos (aquisição de Servidores,
Switches etc) e atualização do ambiente de microinformática (Notebook´s, Micros Computadores,
Impressoras etc). Os impactos foram positivos na adequação da infraestrutura, proporcionando
melhoria na produtividade dos usuários, redução de custos, além de garantir a sustentabilidade do
negócio.
Sistemas de Controle (Automação e Telecomunicações Operativa)
A aplicação de recursos em Sistemas de Controle teve, por orientação, o aumento da eficiência e
flexibilidade operacional, a redução do risco operativo, a ampliação da capacidade de produzir
soluções, contribuindo para a sustentabilidade do negócio e a necessidade de integração de sistemas
(Convergência de Sistemas e Conhecimento).
Os investimentos no exercício findo em 31 de dezembro de 2009, totalizaram R$5,3 milhões e destacase, entre as diversas ações, a implantação do novo videowall em tecnologia LCD e a implantação do
site de Telecomunicações na EBC Papel Simão, que interliga via rádio digital o COS com o site de
contingência em São José dos Campos - COR, com a adoção do conceito de disaster recovery
system.
No Sistema PLATOE - Plataforma de Operação e Engenharia foi investido na duplicação do sistema nos
sites principal do COS e no site de contingência em São José dos Campos COR, no Sistema RTDAC –
Rede de Transporte Digital de Alta Capacidade de Rádio Digital, de modo que a Companhia passou a
cobrir, em 2009, as localidades de Itapeti (Mogi das Cruzes), Itapeva (Campos do Jordão) e Cantareira
(Mairiporã). Entrou em operação plena o sistema SDM - Sistema de Despacho Móvel, que permite o
envio de ordens de serviço às viaturas, de forma digital, através de comunicação via rádio VHF e
cobertura via GPRS, em zonas de sombras.
E a entrada em operação das integrações do SIT Raios com o SCADA e PowerOn no COS – Centro de
Operação do Sistema e COD – Centro de Operação da Distribuição, em ambiente de operação em
tempo real, com o foco no conceito de smartgrids.
A tabela abaixo descreve os investimentos previstos para os anos de 2010 e 2011:
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Investimentos (em R$ mil)
Total
2010
2011
205.983
154.368
(ii) fontes de financiamento dos investimentos.
A Companhia conta, principalmente, com o fluxo de caixa das suas operações e com recursos
captados de terceiros por meio de contratos de financiamento para custear suas atividades
operacionais e investimentos. Para mais informações sobre os contratos de financiamento da
Companhia, vide item 10.1 deste Formulário de Referência.
(iii) desinvestimentos relevantes em andamento e desinvestimentos previstos.
Não aplicável.
b. desde que já divulgada, indicar a aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros ativos
que devam influenciar materialmente a capacidade produtiva da Companhia
Não aplicável.
c. novos produtos e serviços.
Não aplicável.
10.11. COMENTÁRIOS SOBRE OUTROS FATORES QUE INFLUENCIARAM DE MANEIRA RELEVANTE O DESEMPENHO OPERACIONAL E QUE
NÃO TENHAM SIDO IDENTIFICADOS OU COMENTADOS NOS DEMAIS ITENS DESTA SEÇÃO.
Não existem outros fatores que influenciaram de maneira relevante o desempenho operacional da
Companhia e que não tenham sido identificados ou comentados nos demais itens desta seção “10”.
11. PROJEÇÕES
Exceto com relação aos investimentos identificados no item 10.10, a Companhia não tem como
prática divulgar projeções operacionais e financeiras.
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12. ASSEMBLÉIA GERAL E ADMINISTRAÇÃO
12.1. ESTRUTURA ADMINISTRATIVA DA COMPANHIA, CONFORME ESTABELECIDO NO SEU ESTATUTO SOCIAL E REGIMENTO INTERNO:
a) Atribuições de cada órgão e comitê.
A Companhia é administrada por um Conselho de Administração e uma Diretoria. O mandato dos
membros do Conselho de Administração e da Diretoria será de 3 (três) anos, podendo ser reeleitos.
Conselho de Administração
Sem prejuízo das atribuições previstas na Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976, (“Lei das
Sociedades por Ações”), compete ao Conselho de Administração:

fixar a orientação geral dos negócios da Companhia;

eleger e destituir a Diretoria da Companhia, fixando as atribuições dos seus membros,
observadas as disposições aplicáveis do Estatuto Social;

fiscalizar a gestão da Diretoria, examinar a qualquer tempo os livros e papéis da Companhia,
solicitar informações sobre contratos celebrados ou em vias de celebração pela Companhia, e
praticar quaisquer outros atos necessários ao exercício de suas funções;

convocar a Assembléia Geral nos casos previstos em lei ou quando julgar conveniente;

manifestar-se sobre o relatório e as contas da Diretoria, bem como sobre as demonstrações
financeiras do exercício que deverão ser submetidas à Assembléia Geral Ordinária;

estabelecer os limites e valores de alçada da Diretoria para aquisição, alienação ou oneração
de direitos, bens móveis ou imóveis, incluindo participações societárias, bem como a
contratação de bens e serviços, de empréstimos e financiamentos, prestação de garantia em
favor de terceiros e de outras obrigações pela Companhia;

deliberar sobre qualquer negócio entre, de um lado, a Companhia e, de outro lado, quaisquer
de seus acionistas diretos ou indiretos;

escolher e destituir auditores independentes;

deliberar sobre os assuntos que lhe forem submetidos pela Diretoria;

submeter à Assembléia Geral propostas de aumento de capital acima do limite do capital
autorizado, bem como de reforma do Estatuto Social;

deliberar sobre a emissão, colocação, preço e condições de integralização de ações,
debêntures conversíveis e bônus de subscrição;

deliberar sobre a oportunidade da emissão de debêntures, o modo de subscrição ou
colocação e o tipo das debêntures a serem emitidas, a época, as condições de pagamento
dos juros, da participação nos lucros e do prêmio de reembolso das debêntures, se houver,
bem como a época e condições de vencimento, amortização ou resgate das debêntures;

aprovar os planos de negócios e orçamentos anuais e os planos plurianuais, operacionais e de
investimento da Companhia;
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
autorizar a emissão de títulos de dívida no mercado internacional e de debêntures simples, não
conversíveis em ações e sem garantia real, para distribuição pública ou privada, bem como
dispor sobre os termos e as condições da emissão;

autorizar a emissão de notas promissórias (commercial papers) para distribuição pública no

propor à deliberação da Assembléia Geral a destinação a ser dada ao saldo remanescente

declarar dividendos intermediários e intercalares, bem como juros sobre o capital, nos termos

dispor a respeito da ordem de seus trabalhos e estabelecer as normas regimentais de seu
Brasil ou no exterior, bem como dispor sobre os termos e as condições da emissão;
dos lucros de cada exercício;
da Lei das Sociedades por Ações e demais legislação aplicável; e
funcionamento,
observadas
as
disposições
deste
Estatuto
Social.
O
Conselho
de
Administração, para seu assessoramento, poderá estabelecer a formação de comitês técnicos
e consultivos, com objetivos e funções definidos, sendo compostos por integrantes dos órgãos
de administração da Companhia ou não. Caberá ao Conselho de Administração estabelecer
as normas aplicáveis aos comitês, incluindo regras sobre composição, prazo de gestão,
remuneração e funcionamento.
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Diretoria
A Diretoria será composta por até 4 (quatro) membros, residentes no País, eleitos pelo Conselho de
Administração, que terão as seguintes designações, sendo autorizada a cumulação de funções por um
mesmo Diretor: (i) Diretor Presidente e de Relações com Investidores; (ii) Diretor Técnico; (iii) Diretor
Comercial; e (iv) Diretor de Sustentabilidade.
Compete à Diretoria a administração dos negócios sociais em geral e a prática, para tanto, de todos os
atos necessários ou convenientes, ressalvados aqueles para os quais seja por lei ou pelo presente
Estatuto atribuída a competência à Assembléia Geral ou ao Conselho de Administração. No exercício
de suas funções, os Diretores poderão realizar todas as operações e praticar todos os atos de
administração necessários à consecução dos objetivos de seu cargo, de acordo com a orientação
geral dos negócios estabelecida pelo Conselho de Administração, incluindo resolver sobre a aplicação
de recursos, transigir, renunciar, ceder direitos, confessar dívidas, fazer acordos, firmar compromissos,
contrair obrigações, celebrar contratos, adquirir, alienar e onerar bens móveis e imóveis, prestar caução,
avais e fianças, emitir, endossar, caucionar, descontar, sacar e avalizar títulos em geral, assim como
abrir, movimentar e encerrar contas em estabelecimentos de crédito, observadas as restrições legais e
aquelas estabelecidas neste Estatuto Social.
A Diretoria reunir-se-á sempre que convocada pelo Diretor Presidente ou por quaisquer dois Diretores,
em conjunto, sempre que assim exigirem os negócios sociais, com antecedência mínima de 02 (dois)
dias, e a reunião somente será instalada com a presença da maioria de seus membros.
No caso de impedimento ou ausência temporária de qualquer Diretor, este poderá nomear outro
Diretor para representá-lo nas reuniões, caso em que, Diretor assim nomeado para representá-lo deverá
votar nas reuniões da Diretoria em seu próprio nome e em nome do Diretor por ele representado. A
nomeação deverá ser realizada mediante notificação escrita ao Diretor Presidente, que deverá conter
claramente o nome do Diretor designado e os poderes a ele conferidos e será anexada à ata da
respectiva reunião. Alternativamente, em se tratando de ausência temporária, o Diretor poderá, com
base na pauta dos assuntos a serem tratados, manifestar seu voto por escrito, por meio de carta, facsímile ou correio eletrônico entregue ao Diretor Presidente.
Ocorrendo vaga na Diretoria, compete aos demais Diretores indicar, entre os mesmos, um substituto que
acumulará, interinamente, as funções do diretor substituído, perdurando a substituição interina até o
provimento definitivo do cargo a ser decidido pela primeira reunião do Conselho de Administração que
se realizar, atuando o substituto então eleito até o término do mandato da Diretoria.
As reuniões da Diretoria poderão ser realizadas por meio de teleconferência, videoconferência ou
outros meios de comunicação, e tal participação será considerada presença pessoal em referida
reunião. Neste caso, os membros da Diretoria que participarem remotamente da reunião da Diretoria
deverão expressar seus votos por meio de carta, fac-símile ou correio eletrônico que identifique de
forma inequívoca o remetente.
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Ao término da reunião, deverá ser lavrada ata, a qual deverá ser assinada por todos os Diretores
fisicamente presentes à reunião, e posteriormente transcrita no Livro de Registro de Atas da Diretoria da
Companhia. Os votos proferidos por Diretores que participarem remotamente da reunião da Diretoria
ou que tenham se manifestado por escrito, na forma do Estatuto Social, deverão igualmente constar no
Livro de Registro de Atas da Diretoria, devendo a cópia da carta, fac-símile ou mensagem eletrônica,
conforme o caso, contendo o voto do Diretor ser juntada ao Livro logo após a transcrição da ata.
As deliberações nas reuniões da Diretoria serão tomadas por maioria de votos dos presentes em cada
reunião ou que tenham manifestado seu voto por escrito, na forma do Estatuto Social, sendo que, no
caso de empate, caberá ao Diretor Presidente o voto de qualidade.
A Companhia considerar-se-á obrigada quando representada:

por 2 (dois) Diretores em conjunto;

por 1 (um) Diretor em conjunto com 1 (um) procurador com poderes especiais, devidamente
constituído;

por 2 (dois) procuradores em conjunto, com poderes especiais, devidamente constituídos; e

por 1 (um) Diretor ou 1 (um) procurador, conforme os poderes constantes do respectivo
instrumento de mandato, nesse caso exclusivamente para a prática de atos específicos.
As procurações serão outorgadas em nome da Companhia por 2 (dois) Diretores em conjunto,
devendo especificar os poderes conferidos e salvo aquelas previstas para fins judiciais, terão período
de validade limitado a, no máximo, 01 (um) ano. As procurações para fins judiciais poderão ser
outorgadas por prazo indeterminado e aquelas outorgadas para fins de cumprimento de cláusula
contratual poderão ser outorgadas pelo prazo de validade do contrato a que estiverem vinculadas.
b) Data de instalação do conselho fiscal, se este não for permanente, e de criação dos comitês.
A Companhia não possui um Conselho Fiscal permanente, contudo, o Conselho Fiscal pode ser
instalado em qualquer ano fiscal mediante requerimento de seus acionistas. Atualmente, o Conselho
Fiscal não está instalado.
Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, quando seu funcionamento não é permanente, o
Conselho Fiscal poderá ser instalado pela Assembléia Geral, a pedido de acionistas que representem,
no mínimo, 10% das ações, com mandato até a primeira Assembléia Geral Ordinária seguinte à sua
instalação. Este percentual pode ser reduzido para até 2% do capital social votante dependendo do
capital social da Companhia, nos termos da Instrução CVM 324, de 19 de janeiro de 2000.
De acordo com o Estatuto Social da Companhia, o Conselho Fiscal é constituído de 3 membros e
suplentes em igual número, eleitos pela Assembléia Geral.
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Adicionalmente, se a Companhia tiver um acionista majoritário controlador ou grupo de acionistas
controlador, os acionistas minoritários que representem, no mínimo, 10% das ações têm direito de
eleger separadamente um membro do Conselho Fiscal e seu suplente, e os demais acionistas poderão
eleger um membro a mais que o número total de membros eleitos pelos minoritários. Caso o poder de
controle seja exercido por um acionista que detenha menos de 50% do nosso capital social ou por
acionistas que não sejam membros de um grupo de acionistas, a Lei das Sociedades por Ações prevê
que o acionista controlador ou o grupo de acionistas que, isoladamente ou em conjunto, sejam
titulares de ações representativas de 10% ou mais do capital social terá direito de eleger, em votação
em separado, um membro e respectivo suplente. Igual direito terá o acionista ou o grupo de acionistas
diverso daquele que elegeu um membro na forma anteriormente explicitada, observadas as mesmas
regras e condições de eleição. Os demais acionistas, excluídos os que votaram na eleição de membros
para o Conselho Fiscal por votação em separado na forma mencionada, poderão eleger os membros
efetivos e suplentes que, em qualquer caso, serão em número igual ao dos eleitos pelos acionistas
pertencentes aos grupos mencionados anteriormente, mais um.
O Conselho Fiscal não pode ter membros que façam parte do nosso Conselho de Administração, da
Diretoria ou do quadro de colaboradores da Companhia, de uma empresa controlada ou de uma
empresa do mesmo grupo, tampouco um cônjuge ou parente dos administradores da Companhia.
Além disso, a Lei das Sociedades por Ações exige que os membros do Conselho Fiscal recebam, a título
de remuneração, no mínimo, 10% da média da remuneração paga aos Diretores, excluindo benefícios,
verbas de representação e participações nos lucros e resultados.
c) Mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê.
Atualmente, não há mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê.
d) Em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais.
Página 195 de 253
Compete ao Diretor Presidente e de Relações com Investidores: (i) executar e fazer executar as
deliberações das Assembléias Gerais e do Conselho de Administração; (ii) coordenar as atividades dos
demais Diretores, observadas as atribuições específicas previstas no Estatuto Social; (iii) definir a
repartição de competências dos demais membros da Diretoria nas áreas não especificamente
mencionadas no Estatuto Social, ad referendum do Conselho de Administração; (iv) coordenar e
promover a política de representação institucional da Companhia nas suas relações com o mercado,
a imprensa e autoridades governamentais; (v) encaminhar ao Conselho de Administração as
demonstrações financeiras da Companhia, acompanhadas do Relatório de Administração; (vi) emitir e
aprovar instruções e regulamentos internos que julgar necessários; (vii) coordenar a aplicação das
políticas e diretrizes de recursos humanos da Companhia quanto à admissão e demissão,
desenvolvimento profissional, remuneração e incentivos; (viii) coordenar as atividades de natureza
jurídica da Companhia; (ix) coordenar as atividades relacionadas à comunicação, imagem,
propaganda e marketing da companhia; (x) definir as políticas de compras, infra-estrutura, tecnologia
da informação, planejamento econômico-financeiro e tributário da Companhia; (xi) elaborar o
Orçamento, o Plano de Investimentos e o Plano de Negócios da Companhia; (xii) gerir os serviços de
Contabilidade e Tesouraria, incluindo a contratação de empréstimos, financiamentos e suas
aplicações e elaboração dos fluxos de caixa da Companhia; (xiii) coordenar e gerir os procedimentos
de recursos humanos e as relações com o mercado de capitais; (xiv) coordenar a realização dos
estudos de revisões e reajustes tarifários; (xv) assegurar a representação da empresa junto a entidades
de regulação nacional e estadual; (xvi) elaborar procedimentos internos para assegurar o
cumprimento de exigências regulatórias; e (xvii) garantir a aplicação das políticas corporativas e dos
princípios de desenvolvimento sustentável em todas as atividades sob sua responsabilidade.
Compete ao Diretor Técnico: (i) definir as políticas de planejamento, operação, manutenção e
modernização dos sistemas de energia e de investimentos; (ii) coordenar o planejamento do sistema
de distribuição e da sua operação e manutenção; (iii) coordenar a prospecção e o desenvolvimento
de novos negócios, bem como de projetos de pesquisa e desenvolvimento; (iv) acompanhar a
realização de auditorias técnicas, ambientais e de segurança; (v) acompanhar e apoiar a
contratação e gestão de contratos com fornecedores e prestadores de serviços; (vi) definir os projetos
de Subestações e Linhas de Transmissão, bem como dos sistemas de automação e controle; (vii)
coordenar a programação e operação dos sistemas de energia e controle da qualidade dos produtos,
serviços e funcionamento das instalações da Companhia; (viii) promover a implementação e
execução do Plano de Negócios da Companhia; (ix) definir as políticas de atendimento técnico a
consumidores e dos sistemas de medição de energia; (x) gerir o fornecimento de suporte tecnológico
aos usuários, o planejamento de compras, a administração dos almoxarifados; (xi) gerir a execução de
estudos, projetos e obras de atendimento a clientes e dos sistemas de mediação de energia; (xii) gerir a
execução de obras e a manutenção de redes, linhas, subestações e sistemas de comando, controle e
proteção e acompanhar seu cronograma físico financeiro; e (xiii) garantir a aplicação das políticas
corporativas e dos princípios de desenvolvimento sustentável em todas as atividades sob sua
responsabilidade.
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Compete ao Diretor Comercial: (i) definir as estratégias de mercado, de atendimento a grandes
clientes, dos sistemas comerciais e de serviços e perdas comerciais; (ii) acompanhar o planejamento
energético e, de forma geral, as atividades de compra e venda de energia, contabilização e
liquidação de energia; (iii) definir o planejamento em marketing e normalização comercial; (iv)
coordenar o desenvolvimento de projetos de otimização comercial e a implementação e manutenção
de sistemas comerciais; (v) assegurar adequados níveis de leitura, faturamento e arrecadação
comercial; (vi) assegurar adequados níveis de performance no atendimento comercial; (vii) padronizar,
otimizar e monitorar os processos comerciais, identificando novas oportunidades de negócios; (viii)
coordenar a realização dos programas de eficiência energética e de combate as perdas comerciais;
(ix) gerir o call center e o Programa de Eficiência Energética; e (x) garantir a aplicação das políticas
corporativas e dos princípios de desenvolvimento sustentável em todas as atividades sob sua
responsabilidade.
Compete ao Diretor de Sustentabilidade: (i) apoiar o Diretor Presidente na promoção da política de
representação institucional, nas relações com o mercado, imprensa e autoridades governamentais; (ii)
apoiar o Diretor Presidente na representação da empresa junto a entidades de regulação nacional e
estadual; (iii) promover, juntamente com o Diretor Presidente, as políticas corporativas e os princípios de
desenvolvimento sustentável; e (iv) apoiar o Diretor Presidente na promoção e aplicações das políticas
de ética, em particular, assegurando o relacionamento com o Comitê e Provedor de Ética do Grupo.
e) Mecanismos de avaliação de desempenho dos membros do conselho de administração, dos
comitês e da diretoria.
Atualmente, não há mecanismos de avaliação de desempenho dos membros de cada órgão ou
comitê.
12.2. REGRAS, POLÍTICAS E PRÁTICAS RELATIVAS ÀS ASSEMBLÉIAS GERAIS:
a) Prazos de convocação.
A Companhia não adota práticas ou políticas diferenciadas relativamente aos prazos de convocação
estipulados na legislação societária. A Lei das Sociedades por Ações exige que todas as assembléias
gerais sejam convocadas mediante três publicações no Diário Oficial da União ou do Estado em que
esteja situada a sede da companhia, e em outro jornal de grande circulação. Nossas publicações são
atualmente feitas no Diário Oficial do Estado de São Paulo, veículo oficial do Governo do Estado de
São Paulo e no Jornal Brasil Econômico, sendo a convocação realizada, no mínimo, 15 dias antes da
assembléia.
b) Competências.
Página 197 de 253
Compete à Assembléia Geral, deliberar sobre as seguintes matérias, sem prejuízo de outras matérias de
sua competência: (a) reformar o estatuto social; (b) eleger ou destituir, a qualquer tempo, os
administradores e fiscais da Companhia, ressalvado o disposto no inciso II do art. 142 da Lei das
Sociedades por Ações; (c) tomar, anualmente, as contas dos administradores e deliberar sobre as
demonstrações financeiras por eles apresentadas; (d) autorizar a emissão de debêntures, ressalvado o
disposto no § 1º do art. 59 da Lei das Sociedades por Ações; (e) suspender o exercício dos direitos do
acionista (art. 120 da Lei das Sociedades por Ações); (f) deliberar sobre a avaliação de bens com que
o acionista concorrer para a formação do capital social; (g) autorizar a emissão de partes
beneficiárias; (h) deliberar sobre transformação, fusão, incorporação e cisão da Companhia, sua
dissolução e liquidação, eleger e destituir liquidantes e julgar-lhes as contas; e (i) autorizar os
administradores a confessar falência e pedir concordata.
c) Endereços (físico ou eletrônico) nos quais os documentos relativos à assembléia geral estarão à
disposição dos acionistas para análise.
Eletrônicos: www.bandeirante.com.br/ri; www.cvm.gov.br; www.bovespa.com.br.
Físico: Sede social da Companhia, localizada na Rua Bandeira Paulista, n.º 530, 4º andar – Itaim Bibi
Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, Brasil.
d) Identificação e administração de conflitos de interesses.
No caso de algum acionista ter interesse conflitante com a matéria da ordem do dia, segundo a
legislação brasileira, este está vedado em proferir o seu voto. Nesse sentido, na Companhia essa regra
se aplica, não se admitindo o voto, regra geral, dos acionistas que tenham conflito com a matéria
constando na ordem do dia.
e) Solicitação de procurações pela administração para o exercício do direito de voto.
A Companhia admite que, desde que o representante esteja validamente constituído e que a
procuração contenha o voto a ser proferido, este representante pode votar em nome do acionista.
f) Formalidades necessárias para aceitação de instrumentos de procuração outorgados por acionistas,
indicando se a Companhia admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico.
A Companhia admite que o acionista seja representado na Assembléia Geral por procurador
constituído há menos de 1 (um) ano, que seja acionista, administrador da Companhia, advogado,
instituição financeira ou administrador de fundos de investimento que represente os condôminos. A
Companhia não admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico.
g) Manutenção de fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e
compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembléias.
A Companhia não mantém fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber
e compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das Assembléias Gerais.
Página 198 de 253
h) Transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembléias.
A Companhia não transmite ao vivo e/ou áudio das assembléias.
i) Mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por
acionistas.
Não há, atualmente, mecanismos para permitir tal inclusão, visto que até a presente data nunca foi
solicitada à Companhia tal inclusão. A Companhia poderá atender tais solicitações, caso
apresentadas, em cada caso específico.
12.3. DATAS E JORNAIS DE PUBLICAÇÃO:
2010
2009
2008
2007
Ano
Data
Jornal
Data
Jornal
Data
Jornal
Data
Jornal
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12.05.2010
Diário
Oficial do
Estado de
São Paulo
02.06.2009
Diário
Oficial do
Estado de
São Paulo
08.05.2008
Diário
Oficial do
Estado de
São Paulo
25/04/2007
Diário
Oficial do
Estado de
São Paulo
12.05.2010
Jornal
Valor
Econômico
02.06.2009
Jornal Valor
Econômico
08.05.2008
Jornal Valor
Econômico
25/04/2007
Jornal Valor
Econômico
06/03/2009
Diário
Oficial do
Estado de
São Paulo
06.03./2008
Diário
Oficial do
Estado de
São Paulo
01/03/2007
Diário
Oficial do
Estado de
São Paulo
06/03/2009
Jornal Valor
Econômico
06/03/2008
Jornal Valor
Econômico
01/03/2007
Jornal Valor
Econômico
Aviso aos
acionistas
comunicando a
Data(s) de
disponibilização
publicação
das
em Jornais
demonstrações
financeiras
Convocação da
assembléia geral
Data(s) de
ordinária que
publicação
apreciou as
em Jornais
demonstrações
financeiras
Ata da
assembléia geral
Data(s) de
ordinária que
publicação
apreciou as
em Jornais
demonstrações
financeiras
Data(s) de
Demonstrações
03/03/2010
publicação
financeiras
em Jornais
03/03/2010
Diário
Oficial do
Estado de
São Paulo
Jornal
Valor
Econômico
Página 199 de 253
12.4. DESCRIÇÃO DAS REGRAS, POLÍTICAS E PRÁTICAS RELATIVAS AO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO:
O Conselho de Administração será composto por, no mínimo, 5 e, no máximo 7 membros, e iguais
números de suplentes, dos quais um será o seu Presidente e outro o seu Vice-Presidente, todos
acionistas, eleitos pela Assembléia Geral e por ela destituíveis a qualquer tempo. A Assembléia Geral
determinará previamente à eleição, o número de membros do Conselho de Administração da
Companhia em cada exercício.
Será assegurada a eleição de 1 (um) membro do Conselho de Administração a ser indicado pelos
empregados da Companhia. Na hipótese de os empregados não elegerem o membro do Conselho
de Administração na forma que lhes é assegurada, será deliberado se referido cargo permanecerá
vago ou se será eleito o membro que ocupará esse cargo juntamente com os demais membros eleitos
na forma da legislação societária aplicável.
No caso de ausência ou impedimento temporário ou definitivo, de qualquer membro efetivo do
Conselho de Administração, este poderá nomear outro membro do Conselho de Administração para
representá-lo, ou poderá ser substituído pelo respectivo suplente, em todos os poderes e atribuições
inerentes ao cargo. Em caso de impedimento definitivo tanto do Conselheiro efetivo como do
respectivo suplente, poderá ser convocada uma Assembléia Geral para preenchimento dos cargos
vagos no Conselho de Administração.
As reuniões do Conselho de Administração somente se instalarão com a presença da maioria de seus
membros em exercício e serão presididas pelo Presidente do Conselho de Administração e
secretariadas por quem ele indicar. No caso de impedimento ou ausência temporária do Presidente do
Conselho de Administração, as reuniões do Conselho de Administração serão presididas pelo VicePresidente do Conselho de Administração ou, na sua ausência, por Conselheiro escolhido por maioria
dos votos dos demais membros do Conselho, cabendo ao presidente da reunião indicar o secretário.
No caso de impedimento ou ausência temporária de qualquer membro do Conselho de
Administração, este poderá nomear outro membro para representá-lo, caso em que, em se tratando
de ausência temporária, o membro assim nomeado para representá-lo deverá votar nas reuniões do
Conselho de Administração em seu próprio nome e em nome do membro por ele representado. A
nomeação deverá ser expressamente aceita pelo membro nomeado, bem como notificada ao
Presidente do Conselho de Administração. Alternativamente, em se tratando de ausência temporária,
o membro do Conselho de Administração poderá, com base na pauta dos assuntos a serem tratados,
manifestar seu voto por escrito, por meio de carta ou fac-símile entregue ao Presidente do Conselho de
Administração, ou ainda, por correio eletrônico que identifique de forma inequívoca o remetente, com
prova de recebimento pelo Presidente do Conselho de Administração.
As deliberações do Conselho de Administração serão tomadas mediante o voto favorável da maioria
dos membros em exercício, sendo que, no caso de empate, caberá ao Presidente do Conselho de
Administração o voto de qualidade.
Página 200 de 253
As reuniões do Conselho de Administração serão realizadas, preferencialmente, na sede da
Companhia. Serão admitidas reuniões por meio de teleconferência, videoconferência ou outros meios
de comunicação, e tal participação será considerada presença pessoal em referida reunião. Neste
caso, os membros do Conselho de Administração que participarem remotamente da reunião do
Conselho deverão expressar seus votos por meio de carta, fac-símile ou correio eletrônico que
identifique de forma inequívoca o remetente.
Ao término da reunião, deverá ser lavrada ata, a qual deverá ser assinada por todos os Conselheiros
fisicamente presentes à reunião, e posteriormente transcrita no Livro de Registro de Atas do Conselho
de Administração da Companhia. Os votos proferidos por Conselheiros que participarem remotamente
da reunião do Conselho ou que tenham se manifestado por escrito na forma do estatuto social,
deverão igualmente constar no Livro de Registro de Atas do Conselho de Administração, devendo a
cópia da carta, fac-símile ou mensagem eletrônica, conforme o caso, contendo o voto do Conselheiro
ser juntada ao Livro logo após a transcrição da ata.
Deverão ser publicadas e arquivadas no registro do comércio as atas de reunião do Conselho de
Administração da Companhia que contiverem deliberação destinada a produzir efeitos perante
terceiros.
a) Frequência das reuniões
O Estatuto Social da Companhia prevê que o Conselho de Administração reunir-se-á, ordinariamente,
a cada 3 (três) meses e, extraordinariamente, sempre que necessário. As reuniões do Conselho de
Administração poderão ser convocadas por seu Presidente, por seu Vice-Presidente ou por quaisquer 2
(dois) membros em conjunto, mediante notificação escrita entregue com antecedência mínima de 5
(cinco) dias e com apresentação da pauta dos assuntos a serem tratados.
Ao longo do tempo, as reuniões do Conselho de Administração da Companhia foram realizadas nas
datas abaixo indicadas:
2010
2009
2008
2007
03.05.2010
22.12.2009
23.12.2008
18.12.2007
01.03.2010
27.10.2009
03.11.2008
09.11.2007
22.02.2010
16.09.2009
03.10.2008
29.10.2007 (15h15m)
29.01.2010
27.07.2009
28.07.2008
29.10.2007 (15h00)
--
30.06.2009
06.05.2008
23.07.2007
--
03.06.2009
04.03.2008
28.06.2007
--
27.05.2009
15.02.2008
26.04.2007
--
07.05.2009
01.02.2008
30.03.2007
--
04.05.2009
07.01.2008
26.02.2007
--
28.04.2009
--
08.02.2007
--
09.03.2009
--
--
--
03.03.2009
--
--
Página 201 de 253
--
20.02.2009
--
--
--
02.02.2009
--
--
b) Se existirem, as disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou vinculação ao
exercício do direito de voto de membros do conselho.
Não há, atualmente, acordo de acionistas vigente arquivado na Companhia.
c) regras de identificação e administração de conflito de interesses
Exceto pelo disposto nas disposições legais aplicáveis, não há, atualmente, regras de identificação e
administração de conflitos relativas ao conselho de administração.
12.5. CLÁUSULA COMPROMISSÓRIA DO ESTATUTO
COMPANHIA POR MEIO DE ARBITRAGEM:
PARA A RESOLUÇÃO DOS CONFLITOS ENTRE ACIONISTAS E ENTRE ESTES E A
Não há cláusula compromissório no Estatuto Social da Companhia para a resolução dos conflitos entre
acionistas e a Companhia por meio de arbitragem.
Página 202 de 253
12.6. INFORMAÇÕES GERAIS DOS ADMINISTRADORES E MEMBROS DO CONSELHO FISCAL:
Outros Cargos
Nome
Idade
Profissão
CPF ou
Cargo Eletivo
Data de
Data da
Prazo do
ou Funções
Eleito pelo
Passaporte
Ocupado
Eleição
Posse
Mandato
Exercidos na
Controlador
Companhia
Antonio
Manuel
Barreto Pita
Presidente do
60
Engenheiro
231.356.918-
Conselho de
Eletrotécnico
70
Administração
01.02.2008
01.02.2008
31.01.2011
Não aplicável
Sim
Não aplicável
Sim
de Abreu
Vice-Presidente do
Conselho de
Miguel Nuno
Simões Nunes
38
Engenheiro
Ferreira Setas
233.022.348-
Administração
05
Diretor-Presidente e
Diretor de Relações
29.01.2010
29.01.2010
31.01.2011
29.01.2010
26.04.2010
31.01.2011
28.05.2008
28.05.2008
31.01.2011
Não aplicável
Sim
01.02.2008
01.02.2008
31.01.2011
Não aplicável
Sim
01.02.2008
01.02.2008
31.01.2011
Não aplicável
Não
com Investidores
Luiz Otavio
Assis
51
Henriques
Miguel Dias
Amaro
Arnaldo Benzi
Saconni
42
Engenheiro
024.750.768-
Elétrico
79
Engenheiro
233.025.998-
Mecânico
03
Administrador de
52
Empresas e
Engenheiro
012.503.77838
Marco
Antonio
Caires
Zamparo
46
Engenheiro
Eletrotécnico
Membro do
Conselho de
Administração
Membro do
Conselho de
Administração
Membro do
Conselho de
Administração
Membro Suplente do
13.876.459-1
Conselho de
01.02.2008
Administração
Página 203 de 253
01.02.2008
31.01.2011
Não aplicável
Não
Francisco
Alfredo
55
Engenheiro
60
Engenheiro
57
Economista
Fernandes
João José
Gomes de
Aguiar
002.836.35827
Diretor Técnico
RNE
Diretor de
V421411-J
Sustentabilidade
29.01.2010
29.01.2010
31.01.2011
Não aplicável
29.01.2010
29.01.2010
31.01.2011
Não aplicável
09.03.2009
09.03.2009
31.01.2011
Não aplicável
Não
aplicável
Não
aplicável
Mauricio
Alberto
Gonella
712.221.70838
Diretor Comercial
Santos Pereira
Página 204 de 253
Não
aplicável
12.7. MEMBROS DOS COMITÊS ESTATUTÁRIOS DA COMPANHIA, BEM COMO DOS COMITÊS DE
REMUNERAÇÃO, AINDA QUE TAIS COMITÊS OU ESTRUTURAS NÃO SEJAM ESTATUTÁRIOS:
AUDITORIA, DE RISCO, FINANCEIRO E DE
Não aplicável.
12.8. EM RELAÇÃO A CADA UM DOS ADMINISTRADORES E MEMBROS DO CONSELHO FISCAL:
a) Currículos dos administradores e membros do conselho fiscal:
Membros do Conselho de Administração
ANTÓNIO MANUEL BARRETO PITA DE ABREU. Nascido em 17 de março de 1950. Licenciado em Engenharia
Electrotécnica pelo Instituto Superior Técnico. Membro do Conselho de Administração e Diretor-Presidente
da EDP Energias do Brasil S.A. É também membro do Conselho Consultivo do Departamento de
Engenharia e Gestão do instituto Superior e Membro do comitê de Infraestrutura da Fiesp. Foi presidente
do conselho de administração da REN – Rede Eléctrica Nacional S.A., EDP Produção – Gestão da
Produção de Energias S.A., EDINFOR – Sistemas de Informação S.A. , ENAGÁS, MRH – Mudança e Recursos
Humanos S.A., presidente da ELECPOR – Associação Poturguesa das Empresas Eléctricas.
MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS. Nascido em 12 de novembro de 1970. Licenciatura em
Engenharia Física Tecnológica do IST, Mestrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores pelo IST
– Instituto Superior Técnico. Foi Diretor de Maketing Estratégico e Administrador da Lisboagás – Grupo Gás
de Lisboa, EDP Comercial, EDP Inovação e da Portogás .
LUIZ OTAVIO ASSIS HENRIQUES. Nascido em 3 de março de 1958. Engenheiro elétrico, licenciado em 1980
pela UNICAMP, com Pós-graduação em Planejamento Energético e modelo de privatização britânico
pela The Monfort University of Leicester – Inglaterra. Ampla experiência no setor elétrico brasileiro, com
passagens pela CESP – Cia. Energética de São Paulo e Elektro no cargo de Diretor Executivo Comercial e
de Suprimento de Energia.
MIGUEL DIAS AMARO. Nascido em 30 de janeiro de 1967. Licenciado em Engenharia Mecânica pelo
Instituto Superior de Engenharia de Lisboa, Portugal. Foi diretor de auditoria interna da Portugal Telecom,
Assessor do presidente da Portugal Telecom, Adjunto do secretário de Estado do Tesouro e Finanças no
Ministério de Finanças, Analista financeiro do setor de Telecomunicações da Espírito Santo B&M (Madrid).
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ARNALDO BENZI SACCONI. Nascido em 15 de outubro de 1958. Formado em Administração de Empresas
com especialização em Sistemas pela Fundação Armando Álvares Penteado e também formado em
Engenharia pela Universidade Paulista. Acumulou experiência em instituições financeiras como Banco Itaú
S/A, de 25 de junho de 1979 à 29 de fevereiro de 1980, e Banco Safra S/A, de 01 de setembro de 1980 à 29
de janeiro de 1982. Iniciou na Eletropaulo – Eletricidade de são Paulo S/A em 02/02/1982 atualmente
(Bandeirante Energia S/A), cargo atual de Analista de Tesouraria Sr., tendo sido eleito para o Conselho de
Administração (Efetivo), em 09 de abril de 2007.
MARCO ANTONIO CAIRES ZAMPARO. Nascido em 1 de maio de 1964. Formado em eletrotécnica pela
Escola Técnica São Francisco da Bórgia – FEI.
Membros da Diretoria
MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS. Vide currículo acima.
FRANCISCO ALFREDO FERNANDES. Diretor Técnico da Bandeirante, desde 04 de janeiro de 2010, sendo
responsável pelas áreas de operações, manutenção, engenharia e planejamento e meio ambiente. Tem
uma carreira de 32 anos no setor de energia, principalmente no segmento de distribuição, onde atuou na
Elektro Eletricidade e Serviços de 1998 à 2009 como Diretor de Operações e na CESP,de 1978 à 1998, onde
foi Gerente Técnico e Distrital, Gerente de Planejamento e Gerente de Engenharia. Francisco é Engenheiro
Elétrico, com pós-graduação em Administração de Negócios pelas Universidades USP e FGV (1996) e com
cursos de especialização em Engenharia de Distribuição, Qualidade,Proteção, Manutenção e Operação
pelas Universidades Mackenzie, FAAP e Federal de Santa Catarina.
JOÃO JOSÉ GOMES DE AGUIAR. Diretor de Sustentabilidade da Bandeirante desde janeiro de 2010. Com
longa carreira no Grupo EDP Energias do Brasil S.A., onde trabalha desde 1979, Aguiar acumula passagens
pela diretoria de diversas empresas da holding, entre elas a CPPE (Companhia Portuguesa de Produção
de Electricidade) e a EDP Distribuição, na qual chegou à vice-presidência. Antes de assumir o comando
da Bandeirante Energia, o executivo português, de 55 anos, foi administrador da Labelec, companhia do
Grupo EDP Energias do Brasil S.A. especializada no controle de qualidade de equipamentos e sistemas no
âmbito da produção, transmissão e distribuição de eletricidade. Engenheiro eletricista e com pósgraduação em Economia da Energia, foi professor convidado da Universidade Técnica de Lisboa e vicepresidente da Associação Portuguesa de Energia.
MAURICIO ALBERTO GONELLA SANTOS PEREIRA. 57anos, Bacharel em Economia pela faculdade Padre
Anchieta, MBA em gestão empresarial pela fundação Dom Cabral – SP. Exerceu cargo de gerente
executivo de relações comerciais, gerente executivo de grandes clientes, gerente de serviços ao cliente e
assessor da diretoria de distribuição da Companhia.
Membros do Conselho Fiscal
O Conselho Fiscal da Companhia não foi instalado nos últimos 3 exercícios sociais.
b) Condenações judiciais e administrativas (inclusive criminais) envolvendo os administradores e membros
do conselho fiscal:
Página 206 de 253
Nos últimos 5 anos, não houve condenações judiciais ou administrativas envolvendo os administradores da
Companhia. Não obstante, quando da tomada de posse de seus respectivos cargos, os administradores
da Companhia, declararam, para todos os fins de direito que, nos últimos 5 anos, não estiveram sujeitos
aos efeitos de nenhuma condenação criminal, nenhuma condenação ou aplicação de pena em
processo administrativo perante a CVM e nenhuma condenação transitada em julgado, na esfera judicial
ou administrativa, que tivesse por efeito a suspensão ou inabilitação para a prática de qualquer atividade
profissional ou comercial.
12.9. RELAÇÕES CONJUGAIS, UNIÕES ESTÁVEIS OU PARENTESCO ATÉ O SEGUNDO GRAU EXISTENTES ENTRE:
a) Administradores da Companhia
Não aplicável.
b) Administradores da Companhia e administradores de controladas diretas ou indiretas da Companhia
Não aplicável.
c) Administradores da Companhia ou de suas controladas diretas ou indiretas e controladores diretos ou
indiretos da Companhia
Não aplicável.
d) Administradores da Companhia e administradores das sociedades controladoras diretas e indiretas da
Companhia.
Não aplicável.
12.10. RELAÇÕES DE SUBORDINAÇÃO, PRESTAÇÃO DE
ADMINISTRADORES DA COMPANHIA E:
SERVIÇO OU CONTROLE MANTIDAS, NOS
3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS,
ENTRE
a) Sociedade controlada, direta ou indiretamente, pela Companhia.
Não aplicável.
b) Controlador direto ou indireto da Companhia
Não aplicável.
c) Fornecedor, cliente, devedor ou credor da Companhia, de sua controlada ou controladoras, ou
controladas de alguma dessas pessoas, caso relevantes.
Não aplicável.
Página 207 de 253
12.11. ACORDOS (INCLUSIVE
APÓLICES DE SEGURO) ESTABELECENDO O PAGAMENTO OU O REEMBOLSO DE DESPESAS SUPORTADAS
PELOS ADMINISTRADORES, DECORRENTES DA REPARAÇÃO DE DANOS CAUSADOS A TERCEIROS OU À
COMPANHIA,
DE
PENALIDADES IMPOSTAS POR AGENTES ESTATAIS, OU DE ACORDOS COM O OBJETIVO DE ENCERRAR PROCESSOS ADMINISTRATIVOS
OU JUDICIAIS, EM VIRTUDE DO EXERCÍCIO DE SUAS FUNÇÕES:
Não aplicável.
A Companhia entende não haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item
12 do Formulário de Referência.
13. REMUNERAÇÃO DOS ADMINISTRADORES
13.1. Política ou prática de remuneração do Conselho de Administração, Diretoria, Conselho Fiscal e
Comitês
a) objetivos da política ou prática de remuneração
A política de remuneração tem como objetivo assegurar a atração e retenção de profissionais altamente
qualificados incentivar o alcance dos objetivos e a superação de metas, visando à agregação de valor à
Companhia. Todo o processo está sustentado por pesquisas constantes de mercado, qualitativa e
quantitativa, conduzidas, atualmente, pela Hay do Brasil Consultores Ltda., empresa especializada e de
renome internacional.
b) composição da remuneração, indicando:
i. descrição dos elementos da remuneração e os objetivos de cada um deles;
- Remuneração Fixa: composta por pró-labore, benefícios diretos (assistência médica, assistência
odontológica, previdência privada, farmácia) e indiretos (carro, escola de filhos, aluguel, curso de idiomas
100% financiado pela Companhia) conforme senioridade e complexidade da posição em questão, e
baseada nas melhores práticas de mercado. A Companhia visa, assim, à permanência de profissionais
altamente qualificados na administração da Companhia;
- Remuneração Variável: composta por bônus. A remuneração variável de curto prazo tem por objetivo
recompensar o alcance ou superação dos objetivos da Companhia.
Página 208 de 253
- Benefícios pós emprego: consistente em assistência médica por 6 meses, opção de compra de veículo
ao valor de 80% do valor de mercado e manutenção do número do celular.
- Benefícios motivados pela cessação do exercício do cargo: consistente na concessão de outplacement
somente para membros da diretoria com o objetivo de manter-se alinhada com as práticas de mercado.
ii. qual a proporção de cada elemento na remuneração total;
Remuneração Fixa: 100%
Diretoria
Remuneração Fixa: 58%
Remuneração Variável: 42%
iii. metodologia de cálculo e reajuste de cada um dos elementos da remuneração;
A Assembléia Geral da Companhia estabelece o valor global da remuneração dos Administradores.
Posteriormente, o Conselho de Administração distribui este valor entre seus membros e os membros da
Diretoria, tendo como base as melhores práticas de mercado e garantindo o cumprimento do plano de
negócio da Companhia
Remuneração fixa: é estabelecida com base na comparação com as práticas de mercado para
companhias do setor de atividade, ou de dimensões e complexidade comparáveis.
Remuneração variável: são estabelecidos, anualmente, diversos objetivos de performance da
Companhia. A remuneração variável é paga com base no atingimento desses objetivos.
iv. razões que justificam a composição da remuneração.
Além de garantir a competitividade e atratividade da Companhia através, principalmente, da
Remuneração Fixa, visa estabelecer uma dinâmica sustentável de crescimento e criação de valor,
através, principalmente, da Remuneração Variável.
c) principais indicadores de desempenho que são levados em consideração na determinação de cada
elemento da remuneração
Performance do negócio face aos objetivos fixados à rentabilidade, satisfação dos clientes, acionistas e
colaboradores, imagem da empresa e responsabilidade social.
Página 209 de 253
d) estrutura da remuneração para refletir a evolução dos indicadores de desempenho
No início do ano subsequente ao exercício e após a apuração dos resultados financeiros da Companhia,
os valores obtidos pelos indicadores determinam a remuneração variável, dentro dos parâmetros
prefixados em Assembléia Geral.
e) relação entre a política ou prática de remuneração e os interesses da Companhia
A política de remuneração utilizada pela Companhia baseia-se na remuneração fixa e variável, sendo
que a fixa tem por objetivo a obtenção de competitividade e atratividade de profissionais altamente
qualificados, e por sua vez, a variável, por ser estabelecida com base em indicadores de desempenho
aderentes aos objetivos de negócio, tem por finalidade o alinhamento dos interesses da Companhia, o
aumento de seu valor e sua sustentabilidade.
f) Remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou indiretos
A remuneração dos Administradores é suportada parte pela própria Companhia. O total individual
recebido na controlada é prefixado pelos órgãos estatutários pertinentes. Para maiores informações sobre
a remuneração suportada pelos controladores diretos ou indiretos, vide item 13.15 abaixo.
g) remunerações ou benefícios vinculados à ocorrência de eventos societários
Não há remunerações ou benefícios vinculados à ocorrência de eventos societários.
13.2. REMUNERAÇÃO
RECONHECIDA NO RESULTADO DOS
3
ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS E PREVISTA PARA O EXERCÍCIO SOCIAL
CORRENTE
Remuneração prevista para o exercício social corrente
Ano 2010
Número de membros
Remuneração fixa anual
-Pro Labore
Diretoria estatutária
6*
4
36.000
1.636.400
36.000
1.494.934
-Benefícios Diretos ou Indiretos
Não aplicável
141.466
-Remuneração por participação em comitês
Não aplicável
Não aplicável
-Outros
Não aplicável
Não aplicável
Remuneração Variável Anual
Não aplicável
1.163.600
-Bônus
Não aplicável
1.163.600
-Participação nos resultados
Não aplicável
Não aplicável
Página 210 de 253
Não aplicável
Não aplicável
-Comissões
Não aplicável
Não aplicável
-Outros
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Benefícios
motivados
pela
cessação
do
exercício do cargo
Remuneração baseada em ações
Total
36.000
2.800.000
* Do número de 6 membros do Conselho de Administração, apenas 1 é remunerado.
Remuneração reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais
Ano 2009
Número de membros
Remuneração fixa anual
-Pro Labore
6*
3
36.000
1.010.917
36.000
984.971
-Benefícios Diretos ou Indiretos
Não aplicável
25.946
Não aplicável
Não aplicável
-Outros
Não aplicável
Não aplicável
Remuneração Variável Anual
Não aplicável
463.083
-Bônus
Não aplicável
463.083
-Participação nos resultados
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
-Comissões
Não aplicável
Não aplicável
-Outros
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Benefícios
motivados
pela
cessação
do
exercício do cargo
Remuneração baseada em ações
Total
36.000
1.474.000
* Do número de 6 membros do Conselho de Administração, apenas 1 é remunerado.
13.3. REMUNERAÇÃO VARIÁVEL DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO, DIRETORIA E CONSELHO FISCAL NOS ÚLTIMOS TRÊS EXERCÍCIOS
SOCIAIS DA COMPANHIA E REMUNERAÇÃO PREVISTA PARA O EXERCÍCIO SOCIAL DE 2010
Remuneração prevista para o exercício social corrente
Ano 2010
Membros
Bônus
-valor mínimo previsto no plano de
remuneração
-valor máximo previsto no plano de
remuneração
-valor previsto em caso de cumprimento
de metas
-valor efetivamente reconhecido
Participação no resultado
4
1.163.600
1.047.240
Total
4
1.163.600
1.047.240
1.279.960
1.279.960
1.163.600
1.163.600
Não aplicável
Não aplicável
Página 211 de 253
Não aplicável
Não aplicável
-valor mínimo previsto no plano de
remuneração
-valor máximo previsto no plano de
remuneração
-valor previsto em caso de cumprimento
de metas
-valor efetivamente reconhecido
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Remuneração efetivamente reconhecida
2009
36.000
1.474.000
1.510.000
Conselho de Administração (6 membros)
Diretoria Estatutária (3 membros)
Total
Diretoria Estatutária
(4 membros em 2010 e 3 membros em 2009)
Remuneração variável
Global
Mínimo
Médio
Máximo
2010
(previsão)
2009
162.000
162.000
232.720
384.000
403.200
52.659
139.905
210.636
13.4. PLANO DE OPÇÃO DE AÇÕES
Não aplicável.
13.5. AÇÕES DETIDAS PELOS MEMBROS DA ADMINISTRAÇÃO DA COMPANHIA
Não aplicável
13.6. REMUNERAÇÃO BASEADA EM AÇÕES RECONHECIDA NOS TRÊS ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS
Não aplicável
13.7. OPÇÕES DE AÇÕES EM ABERTO
Não aplicável
13.8. OPÇÕES EXERCIDAS
Não aplicável
Página 212 de 253
13.9. I NFORMAÇÕES RELEVANTES SOBRE PLANO DE OPÇÃO DE COMPRA DE AÇÕES
Não aplicável
13.10. PLANOS DE PREVIDÊNCIA DOS MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E DA DIRETORIA
Plano de Benefícios (Previdência)
Plano na modalidade CD (Contribuição Definida), onde o colaborador pode contribuir com até 5% do
salário bruto e a empresa contribui com 100% deste valor. Como benefício complementar para gastos
com saúde na fase pós-emprego, o colaborador contribui para o PGBL Conta Estilo de Vida com até 2%
do salário bruto e a empresa contribui com 100% deste valor e ainda custeia integralmente as
contribuições para as coberturas de risco (Renda por Invalidez e Pensão por Morte). Em 2009, a
Companhia contribuiu com R$ 18.584.
Diretoria
Número de Membros
Nome do Plano
Quantidade de administradores que
reúnem as condições para se
aposentar
Condições para se aposentar
antecipadamente
Valor atualizado das contribuições
acumuladas no plano de previdência
até o encerramento do último
exercício social, descontada a parcela
relativa a contribuições feitas
diretamente pelos administradores
Valor total acumulado das
contribuições realizadas durante o
último exercício social, descontada a
2 diretores possuem adesão aos
planos de previdência oferecidos
pela empresa Bandeirante
Plano I: PSAP/Bandeirante
(Funcesp)
Plano II: Plano de BenefíciosBandeirante (EnerPrev) e PGBL
Estilo de Vida (Bradesco V&P)
Não aplicável
Não aplicável
0
Não aplicável
Plano I: aposentadoria por tempo
de serviço – proporcional --> 30
anos (homem) e 25 anos (mulher)
de tempo de serviço comprovado;
15 anos de filiação ao plano;
Plano II: desligar-se da empresa
patrocinadora, ter 55 anos de
idade e ter 3 anos de plano
Plano I: Contribuições Empresa
Patrocinadora desde a adesão ao
plano até 2009 – R$ 367 mil
Plano II: Contribuições Empresa
Patrocinadora desde a adesão ao
plano até 2009 – R$0,00
Plano I: Contribuições Empresa em
2009 – R$ 18 mil
Plano II: Contribuições Empresa em
Página 213 de 253
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
parcela relativa a contribuições feitas
diretamente pelos administradores
2009 – R$0,00
Possibilidade de resgate antecipado e
quais as condições
13.11. REMUNERAÇÃO MÉDIA
DO
Plano I: a qualquer tempo desde
que desligado da empresa
patrocinadora
Plano II: a qualquer tempo desde
que desligado da empresa
patrocinadora
CONSELHO
DE
ADMINISTRAÇÃO,
DA
DIRETORIA
Não aplicável
E DO
CONSELHO FISCAL
RELATIVA AOS ÚLTIMOS
TRÊS EXERCÍCIOS SOCIAIS
Conselho de Administração (6 membros)
2009
Maior Remuneração individual
36.000
Menor Remuneração individual
36.000
Média Remuneração individual
36.000
Diretoria Estatutária (3 membros)
2009
Maior Remuneração individual
514.560,00
Menor Remuneração individual
128.640,00
Média Remuneração individual
328.324
13.12. DESCRIÇÃO DOS ARRANJOS CONTRATUAIS, APÓLICES DE SEGUROS OU OUTROS INSTRUMENTOS QUE ESTRUTUREM MECANISMOS DE
REMUNERAÇÃO OU INDENIZAÇÃO PARA OS ADMINISTRADORES EM CASO DE DESTITUIÇÃO DO CARGO OU DE APOSENTADORIA,
INDICANDO QUAIS AS CONSEQUÊNCIAS FINANCEIRAS PARA A COMPANHIA
Não aplicável
13.13. EM
RELAÇÃO AOS TRÊS ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS, INDICAR O PERCENTUAL DA REMUNERAÇÃO TOTAL DE CADA ÓRGÃO
RECONHECIDA NO RESULTADO DA
COMPANHIA REFERENTE A MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO, DA DIRETORIA OU
DO CONSELHO FISCAL QUE SEJAM PARTES RELACIONADAS AOS CONTROLADORES, DIRETOS OU INDIRETOS, CONFORME DEFINIDO
PELAS REGRAS CONTÁBEIS QUE TRATAM DESSE ASSUNTO
Conselho de
Administração
Diretoria
2010
1%
2009
2%
99%
98%
Página 214 de 253
13.14. EM RELAÇÃO
AOS TRÊS ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS, INDICAR OS VALORES RECONHECIDOS NO RESULTADO DA
COMPANHIA
COMO REMUNERAÇÃO DE MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO, DA DIRETORIA ESTATUTÁRIA OU DO CONSELHO FISCAL,
AGRUPADOS POR ÓRGÃO, POR QUALQUER RAZÃO QUE NÃO A FUNÇÃO QUE OCUPAM , COMO POR EXEMPLO, COMISSÕES E
SERVIÇOS DE CONSULTORIA OU ASSESSORIA PRESTADOS
Não aplicável.
13.15. EM
RELAÇÃO AOS TRÊS ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS, INDICAR OS VALORES RECONHECIDOS NO RESULTADO DE
CONTROLADORES, DIRETOS OU INDIRETOS, DE SOCIEDADES SOB CONTROLE COMUM E DE CONTROLADAS DA
COMO REMUNERAÇÃO DE MEMBROS DO
CONSELHO
DE
ADMINISTRAÇÃO,
DA
DIRETORIA
OU DO
COMPANHIA,
CONSELHO FISCAL DA
COMPANHIA, AGRUPADOS POR ÓRGÃO, ESPECIFICANDO A QUE TÍTULO TAIS VALORES FORAM ATRIBUÍDOS A TAIS INDIVÍDUOS
REMUNERAÇÃO
FIXA - TOTAL
2010
EDP Energias do Brasil S.A. (*)
860.000
Bandeirante
36.000
2009
792.000
Bandeirante
36.000
(*) Controladora, detém 100% da Companhia
Diretoria
REMUNERAÇÃO
FIXA - TOTAL
2010
2.104.402
Bandeirante
1.636.400
2009
2.184.076
Bandeirante
1.010.917
(*) Controladora, detém 100% da Companhia
REMUNERAÇÃO
VARIÁVEL - TOTAL
BENEFÍCIOS
TOTAL
-
TOTAL
-
-
860.000
36.000
-
-
792.000
36.000
REMUNERAÇÃO
VARIÁVEL - TOTAL
BENEFÍCIOS
TOTAL
-
TOTAL
895.598
1.163.600
-
3.000.000
2.800.000
1.020.924
463.083
-
3.205.000
1.474.000
Dos 4 membros da Diretoria, (1) membro recebeu pela EDP Energias do Brasil S.A. e pela Companhia.
13.16. OUTRAS I NFORMAÇÕES RELEVANTES
A Companhia entende não haver outras informações relevantes, além do item 13 deste Formulário de
Referência.
14. RECURSOS HUMANOS
14.1. DESCRIÇÃO DOS RECURSOS HUMANOS DA COMPANHIA, COM AS SEGUINTES INFORMAÇÕES:
Página 215 de 253
a) Número de empregados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização
geográfica):
Em 31 de março de 2010, o quadro de colaboradores da Companhia era composto por 1.043
colaboradores, 2,2% do que o quadro de colaboradores registrado em 31 de março de 2009. Houve a
admissão de 19 colaboradores e o desligamento de 31 colaboradores no trimestre encerrado em 31 de
março de 2010. Desta forma, o turnover registrado foi de 2,4%. Do total de colaboradores, 797 são homens
e 246 mulheres.
No trimestre encerrado em 31 de março de 2010, a folha de pagamento bruta totalizou R$ 5.205.640,06
que corresponde à remuneração e aos encargos sociais compulsórios destinados aos colaboradores.
A tabela a seguir apresenta o número de empregados da Companhia por categoria e por localização
geográfica, para as datas indicadas:
Em 31 de março de
Quadro de Empregados
2010
2009
2008
2007
Número total de empregados
1043
1055
1068
1031
Número de empregados por
categoria de atividade
Diretor Celetista
4
4
1
3
Alta Gerência
18
21
20
17
35
Gerentes
40
45
41
Supervisores
0
14
50
51
Profissionais
235
229
203
178
Técnicos
746
742
753
747
São Paulo
240
279
311
293
Alto Tietê
405
389
374
356
Vale do Paraíba
398
387
383
382
Número de empregados por
localização geográfica:
b) número de terceirizados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização
geográfica)
A Instrução CVM 480 confere a faculdade aos emissores de valores mobiliários enquadrados na Categoria
B de não preencher este item.
c) índice de rotatividade dos empregados da Companhia
Página 216 de 253
31/03/2010
2,4
Índice de Rotatividade
(%)
31/12/2009
8,5
31/12/2008
7,9
31/12/2007
8,2
d) exposição da Companhia a passivos e contingências trabalhistas
Em 31 de março de 2010 e nos exercícios sociais encerrados em dezembro de 2009, 2008 e 2007, a
Companhia
era
parte
em
diversos
processos
trabalhistas
nos
valores
contingenciados
de
aproximadamente R$29.750 mil, R$24.975 mil, R$18.623 mil e R$16.188 mil, respectivamente, divididos da
seguinte forma:
Probabilidade de
perda
31/03/2010
31/12/2009
31/12/2008
31/12/2007
13.390
5.233
18.623
11.938
4.250
16.188
(R$ mil)
Provável
Possível
Total
18.225
11.525
29.750
18.718
6.257
24.975
Adicionalmente, a Companhia possui diversos processos de natureza trabalhista, os quais entende serem
de expectativa de perda remota, em função de tal expectativa não possuem seus valores inseridos no
valor total das contingências demonstradas acima, em função da natureza subjetiva dos pedidos a eles
relativos, e que a Companhia estima não representar contingência relevante.
Para informações sobre passivos e contingências trabalhistas da Companhia, ver item 4.3 a 4.7 deste
Formulário de Referência.
14.2. COMENTÁRIOS SOBRE ALTERAÇÕES RELEVANTES OCORRIDAS COM RELAÇÃO AOS NÚMEROS DIVULGADOS NO ITEM 14.1 ACIMA:
No ano de 2009 houve a implantação de um novo modelo organizacional, o qual aprofundou as
melhorias nos processos do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. Esta ação foi parte integrante do Programa
Vencer, um programa de transformação organizacional que proporcionou a reestruturação das áreas,
com a redução de níveis hierárquicos.
14.3. POLÍTICAS DE REMUNERAÇÃO DOS EMPREGADOS DA COMPANHIA, INFORMANDO:
a) política de salários e remuneração variável
A política de remuneração da Companhia é analisada por meio de comparação com os salários pagos
no mercado, com o objetivo de manter o nível de competitividade adequado. As pesquisas salariais são
Página 217 de 253
feitas por meio de metodologia da consultoria Hay Group, que classifica os cargos por pontuação de
acordo com três elementos: know-how, processo mental e responsabilidade por resultados. A mensuração
destes três fatores resulta no peso do cargo. Tal metodologia permite mensurar a importância e a
complexidade relativas aos resultados esperados do cargo.
Essa política de remuneração reflete o respeito do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. às diferenças e à
oferta de oportunidades iguais de desenvolvimento aos colaboradores.
A Companhia possui programa de participação nos resultados para seus empregados em conformidade
com a legislação trabalhista brasileira (“Programa de Participação nos Lucros e Resultados”). A
participação dos empregados nos resultados está pautada pelo cumprimento de três condições com
pesos dados a cada uma delas: metas da empresa (50%), metas da equipe (25%) e metas individuais
(25%). A recompensa do empregado é apurada em número de salários (representado pela soma do
salário base e adicionais), podendo variar de zero ao máximo de dois salários. Somente receberá
participação nos resultados o colaborador que obtiver resultado dos indicadores superior a 85% dessa
meta.
b) política de benefícios
A Companhia administra a sua política de benefícios como vantagens e facilidades que oferece aos seus
colaboradores com o intuito de proporcionar-lhes segurança e bem-estar, tanto no ambiente interno
quanto externo, de forma a manter o Grupo EDP Energias do Brasil S.A. competitivo na obtenção e
manutenção dos seus recursos humanos e proporcionar aos seus colaboradores maior motivação.
A Companhia demonstra sua responsabilidade em relação aos seus empregados por meio da adoção de
um pacote de benefícios, qualificado como um dos melhores e mais completos do mercado, dentre os
quais se destacam: assistência médica hospitalar, assistência odontológica, previdência privada, auxílio
refeição, auxílio alimentação, auxílio creche e seguro de vida.
c) características dos planos de remuneração baseados em ações dos empregados não-administradores.
Não aplicável. A Companhia não possui programa de opção de compra de ações.
14.4. RELAÇÕES ENTRE A COMPANHIA E OS SINDICATOS
Os empregados da Companhia são representados pelo Sindicato dos Eletricitários do Estado de São Paulo
(“Sindicato”). A Bandeirante possui um bom relacionamento com esse sindicato e tem acordos coletivos
de trabalho, que são renegociados anualmente.
Página 218 de 253
A negociação salarial dos empregados da Bandeirante ocorre no mês de novembro. O índice de reajuste
salarial nos últimos três anos foram os seguintes: (i) 5,2% em 2007, a partir de novembro de 2007; (ii) 7,52%
em 2008, a partir de novembro de 2008; e (iii) 5,83% em 2009, a partir de novembro de 2009.
Durante os últimos dois anos, não ocorreu nenhuma paralisação na Companhia e não houve nenhum
Plano de Demissão Voluntária.
A tabela a seguir apresenta o número de empregados dispensados nos 3 últimos anos pela Bandeirante:
ANO
2007
2008
2009
Nº de empregados dispensados
111
65
97
O quadro abaixo indica o montante de verbas rescisórias da Companhia no último exercício social:
2009
Verbas rescisórias (em R$ mil)
9.039.328
A política de relações sindicais adotada pela Companhia assegura a livre associação sindical e a
negociação coletiva em todas as empresas do Grupo EDP Energias do Brasil S.A.
A tabela abaixo apresenta a participação dos colaboradores da Companhia em sindicatos para os
períodos indicados.
Em 31 de março de
Participação em
Sindicatos
Número de
associados
Percentual de
associados
Número de sindicatos
2010
Em 31 de dezembro
de
2009
Em 31 de dezembro
de
2008
Em 31 de dezembro
de
2007
420
489
495
490
40%
46%
46%
48%
1
1
1
1
15. Controle
15.1. IDENTIFICAÇÃO DA ACIONISTA OU GRUPO DE ACIONISTAS CONTROLADORES
Nome
Nacionalidade
CPF/CNPJ
EDP - Energias
do Brasil S.A.
Brasileira
03.983.431/0
001-3
Ordinárias
Total
Quantidade
%
Quantidade
%
39.091.735
100
39.091.735
100
Página 219 de 253
Acordo
de
acionista
s
Data da
última
alteração
Não há
29/04/2005
(h) Se o acionista for pessoa jurídica, lista contendo as informações referidas nos subitens “a” a “d” acerca
de seus controladores diretos e indiretos, até os controladores que sejam pessoas naturais, ainda que tais
informações sejam tratadas como sigilosas por força de negócio jurídico ou pela legislação do país em
que forem constituídos ou domiciliados o sócio ou controlador:
EDP – Energias do Brasil, S.A.
A EDP - Energias do Brasil S.A. é a acionista controladora da Companhia. A EDP Energias do Brasil S.A. é
uma sociedade por ações constituída de acordo com as leis do Brasil, com sede na cidade de São Paulo,
na Rua Bandeira Paulista, n.º 530, 14º andar, CEP 04532-001. A tabela abaixo apresenta a distribuição do
capital da EDP Energias do Brasil S.A. entre os acionistas detentores do seu poder de controle.
Ordinárias
Nome
Nacionalidade
CPF/CNPJ
Total
Quantidade
%
Quantidade
%
Acordo
Data da
de
última
acionistas
alteração
EDP - Energias
de
Portugal
Portuguesa
05.706.311/0001-94
39.739.013
25,02
39.739.013
25,02
Não há
15/10/2008
Portuguesa
05.472.186/0001-03
24.928.914
15,70
24.928.914
15,70
Não há
11/02/2009
Caimana
05.718.825/0001-60
38.234.188
24,08
38.234.188
24,08
Não há
01/08/2005
S.A.
Balwerk
Consultoria
Econômica e
Participações
Soc.
Unipessoal
Ltda.
EDP
–
Investment &
Services Ltd.
EDP – Energias de Portugal, S.A.
A EDP - Energias de Portugal S.A. é a principal acionista da Companhia. A EDP Energias de Portugal S.A. é
uma sociedade por ações constituída de acordo com as leis de Portugal, com sede na cidade de Lisboa,
na Praça Marquês de Pombal, 12. A tabela abaixo apresenta a distribuição do capital da EDP – Energias
de Portugal S.A. entre os acionistas detentores do seu poder de controle.
Nome
PARPÚBLICA
Participações
-
Nacionalidade
CPF/CNPJ
Portuguesa
Não inscrita
Ações
Total
Quantidade
%
Quantidade
%
Voto*
749.323.856
20,49
749.323.856
20,49
20,69
Públicas,
Página 220 de 253
SGPS, S.A.
IBERDROLA
-
Participações, SGPS, S.A.
Caixa Geral de Depósitos,
Não inscrita
347.371.083
9,50
347.371.083
9,50
5,00**
Portuguesa
Não inscrita
191.468.320
5,24
191.468.320
5,24
5,00**
Espanhola
Não inscrita
183.257.513
5,01
183.257.513
5,01
5,00**
Argelina
Não inscrita
81.713.076
2,23
81.713.076
2,23
2,26
1.553.133.848
42,47
1.553.133.848
42,47
37,95
Espanhola
S.A.
Caja
de
Ahorros
de
Asturias (CajAstur)
SONATRACH***
Total
* A percentagem de direitos de voto foi determinada deduzindo as ações mantidas em tesouraria.
** De acordo com o disposto no n.º 3 do Art. 14º do Contrato de Sociedade da EDP Energias de Portugal
S.A. não serão considerados os votos inerentes às ações de categoria A, emitidos por um acionista, em
nome próprio ou como representante de outro, que excedam 5% da totalidade dos votos
correspondentes ao capital social.
*** Em conformidade com o acordo de acionistas (acordo parassocial) celebrado com as acionistas
Parpública - Participações Públicas, (SGPS), S.A. e Caixa Geral de Depósitos, S.A., os direitos de voto
correspondentes às participações sociais detidas por estas duas acionistas passaram, a ser imputáveis à
Sonatrach desde 11 de abril de 2007.
Balwerk Consultoria Econômica e Participações Soc. Unipessoal Lda.
A Balwerk Consultoria é uma sociedade constituída de acordo com as leis de Portugal, com sede na
cidade de Lisboa, na Avenida José Malhoa, lote A - 13, controlada integralmente pela EDP – Energias de
Portugal, S.A., cuja distribuição do capital social encontra-se descrita acima.
Nome
Nacionalidade
CPF/CNPJ
EDP - Energias de Portugal S.A.
Portuguesa
05.706.311/0001-94
Total
Ações
Total
Quantidade
%
Quantidade
%
01
100,00
01
100,00
01
100,00
01
100,00
Energias de Portugal Investments and Services, Ltd.
A EDP ISSL é uma sociedade constituída de acordo com as leis das Ilhas Cayman, com sede em George
Town, Grand Cayman, na Genesis Trust & Corporate Services Ltd., segundo andar, Compass Centre, P.O.
Box 448GT, Ilhas Cayman. O capital da EDP ISSL é integralmente detido pela Eletricidade de Portugal
Finance Company (Ireland) Ltd., a qual, por sua vez, é integralmente detida pela EDP – Energias de
Portugal S.A., cuja distribuição do capital social encontra-se descrita acima.
Nome
Eletricidade de Portugal Finance
Company (Ireland) Ltd.
Nacionalidade
CPF/CNPJ
Portuguesa
Não inscrita
Total
Página 221 de 253
Ações
Total
Quantidade
%
Quantidade
%
3.006
100,00
3.006
100,00
3.006
100,00
3.006
100,00
15.2. INFORMAÇÕES SOBRE OS
ACIONISTAS, OU GRUPOS DE ACIONISTAS QUE AGEM EM CONJUNTO OU QUE REPRESENTAM O MESMO
INTERESSE, COM PARTICIPAÇÃO IGUAL OU SUPERIOR A
5% DE UMA MESMA CLASSE OU ESPÉCIE DE AÇÕES E QUE NÃO ESTEJAM LISTADOS
NO ITEM 15.1.
Não aplicável.
15.3. DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL, CONFORME APURADO NA ÚLTIMA ASSEMBLÉIA GERAL DE ACIONISTAS, REALIZADA EM 08/04/2010
Acionista
Ordinárias
Total
Quantidade
Quantidade
Pessoas físicas
0
0
39.091.735
39.091.735
Investidores institucionais
0
0
Ações em circulação
0
0
Pessoas jurídicas
15.4. ORGANOGRAMA DOS ACIONISTAS DA COMPANHIA
Não aplicável.
15.5. INFORMAÇÕES
SOBRE QUALQUER ACORDO DE ACIONISTAS ARQUIVADO NA SEDE DA
COMPANHIA
OU DO QUAL O
CONTROLADOR SEJA PARTE.
Não aplicável.
15.6. INDICAR
ALTERAÇÕES RELEVANTES NAS PARTICIPAÇÕES DOS MEMBROS DO GRUPO DE CONTROLE E ADMINISTRADORES DA
COMPANHIA.
Não aplicável.
Página 222 de 253
16. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
16.1. REGRAS, POLÍTICAS E PRÁTICAS DA COMPANHIA QUANTO À REALIZAÇÃO DE
(CONFORME DEFINIDAS PELAS REGRAS CONTÁBEIS QUE TRATAM DESSE ASSUNTO):
TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
A Companhia celebra, no curso normal de seus negócios, operações com partes relacionadas a preços,
prazos, encargos financeiros e demais condições compatíveis com as de mercado. Tais operações incluem,
entre outras, mútuos, assunção de dívida, prestação de garantia, compra e venda de energia elétrica,
prestação de serviços de suporte administrativo/financeiro e tecnologias de informação.
Compete ao Conselho de Administração da Companhia, nos termos da alínea g, do Artigo 19 de seu
Estatuto Social, deliberar sobre qualquer negócio realizado pela Companhia e por seu acionista direto ou
acionistas indiretos. Compete também ao Conselho de Administração o estabelecimento de comitês
técnicos e consultivos, visando a um controle maior com relação aos atos praticados pela Companhia.
A acionista controladora da Companhia tem poderes para, no âmbito da assembléia geral, eleger os
membros do Conselho de Administração e determinar o resultado de qualquer deliberação que exija
aprovação de acionistas, inclusive nas operações com partes relacionadas. Entretanto, a Lei das
Sociedades por Ações impõe determinadas restrições a operações com partes relacionadas, proibindo
conselheiros e diretores de (i) realizar qualquer ato gratuito com a utilização de ativos da Companhia, em
detrimento da Companhia; (ii) receber, em razão de seu cargo, qualquer tipo de vantagem pessoal direta
ou indireta de terceiros, sem autorização constante do respectivo estatuto social ou concedida através de
assembléia geral; e (iii) intervir em qualquer operação social em que tiver interesse conflitante com o da
Companhia, ou nas deliberações que a respeito tomarem os demais conselheiros.
Adicionalmente, operações com partes relacionadas são reguladas e fiscalizadas pela ANEEL e, assim, a
Companhia
observa
tais
normas
no
curso
de
seus
Página 223 de 253
negócios
com
partes
relacionadas.
16.2. EM RELAÇÃO ÀS TRANSAÇÕES COM
PARTES RELACIONADAS QUE, DE ACORDO COM AS NORMAS CONTÁBEIS, DEVEM SER DIVULGADAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
INDIVIDUAIS OU CONSOLIDADAS DA
COMPANHIA E QUE (I) TENHAM SIDO CELEBRADAS NOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS OU ESTEJAM EM VIGOR NO EXERCÍCIO SOCIAL
CORRENTE:
Saldo Existente
Nome das
Relação das
partes
partes com a
relacionadas
Companhia
Enerpeixe S.A.
Coligada
Montante da
Data da
Objeto do
Montante envolvido
Transação
Contrato
(em R$ milhões)
Condições de
parte
Venda
energia
de
elétrica
à Companhia
Não é possível auferir o
montante
preço
envolvido.
praticado
31/12/2009
é
de
Duração
Rescisão ou
Seguros
31.12.09
23.12.2002
Empréstimos e dívidas
Garantias e
25.214
31.12.08
17.062
31.12.07
15.951
relacionada
Impossível aferir
O
em
Natureza
Taxa de
e razões
juro
extinção
Não
De
Não
Não
Não
mencionado
01.02.2006 a
mencionado na
aplicável
aplicável
na DF
31.01.2016
DF
Não
De
Não
Não
Não
mencionado
01.03.2009 a
mencionado na
aplicável
aplicável
na DF
31.12.2009
DF
Não
De
Não
Não
Não
mencionado
01.12.2001 a
mencionado na
aplicável
aplicável
na DF
31.12.2013
DF
Não
De
Não
Não
Não
mencionado
01.08.2002 a
mencionado na
aplicável
aplicável
na DF
15.12.2032
DF
R$
149,60/MWh
Enertrade
Coligada
27.02.2008
Venda
energia
de
elétrica
à Companhia
montante
preço
envolvido,
praticado
31/12/2009
é
de
7.473
-
-
Impossível aferir
o
em
R$
145,77/MWh
Lajeado Energia
Coligada
09.11.2001
S.A.
Venda
energia
de
elétrica
à Companhia
montante
preço
envolvido,
praticado
31/12/2009
é
de
7.704
5.359
3.522
Impossível aferir
o
em
R$
109,52/MWh
Investco
Coligada
01.08.2002
Venda
energia
de
elétrica
148
109
100
montante envolvido.
à Companhia
Página 224 de 253
Impossível aferir
16.3. EM RELAÇÃO A CADA UMA DAS TRANSAÇÕES OU CONJUNTO DE TRANSAÇÕES MENCIONADOS NO ITEM 16.2 ACIMA
OCORRIDAS NO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL: A) IDENTIFICAR AS MEDIDAS TOMADAS PARA TRATAR DE CONFLITOS DE
INTERESSES; E B) DEMONSTRAR O CARÁTER ESTRITAMENTE COMUTATIVO DAS CONDIÇÕES PACTUADAS OU O
PAGAMENTO COMPENSATÓRIO ADEQUADO.
A Companhia adota práticas de governança corporativa e aquelas recomendadas e/ou
exigidas pela legislação. Conforme indicado no item 16.1. acima, por exigência do Estatuto
Social da Companhia, determinadas operações com partes relacionadas devem ser
deliberadas pelo Conselho de Administração da Companhia. Assim, todas as operações da
Companhia, especialmente aquelas que se deram com partes relacionadas, foram
devidamente submetidas aos órgãos decisórios da Companhia a que estavam subordinadas,
nos termos do seu Estatuto Social, além de ser levadas ao conhecimento e anuência prévia da
ANEEL todos os contratos com concessionárias e permissionárias de serviços público.
Ademais, em conformidade com a Lei de Sociedade por Ações, qualquer membro do Conselho
de Administração da Companhia está proibido de votar em qualquer assembléia ou reunião do
Conselho, ou de atuar em qualquer operação ou negócios nos quais tenha interesses
conflitantes com os da Companhia.
As operações e negócios da Companhia com partes relacionadas seguem os padrões de
mercado e são amparadas pelas devidas avaliações prévias de suas condições e do estrito
interesse da Companhia em sua realização.
A Companhia e suas subsidiárias, ao celebrarem contratos de compra e venda de energia, os
fazem sempre observando as condições praticadas em mercado àquela época e de acordo
com a legislação do setor aplicável.
17. CAPITAL SOCIAL
17.1. INFORMAÇÕES GERAIS SOBRE O CAPITAL SOCIAL.
Espécie
Capital
Emitido
Capital
Capital
Prazo para
Subscrito
Integralizad
Integralizaç
(R$)
o (R$)
ão
Capital autorizado
Quantidad
e de
ações
Ordinári
39.091.735.0
254.628.684,
254.628.684,
Não
as
37
49
49
aplicável.
Valor
(R$)
Não
Não há
Página 225 de 253
aplicáve
l.
Títulos
Data da
Autorizaçã
o
Não
aplicável.
Condiçõ
conversíve
es para
is em
conversã
ações
o
Não há
aplicável
Não
.
17.2. AUMENTOS DE CAPITAL DA COMPANHIA.
A Companhia não realizou alterações de capital nos três últimos exercícios sociais.
17.3. DESDOBRAMENTOS, GRUPAMENTOS E BONIFICAÇÕES.
A Companhia não realizou desdobramentos, grupamentos e bonificações de ações nos últimos
três exercícios sociais.
17.4. REDUÇÕES DE CAPITAL DA COMPANHIA.
A Companhia não realizou reduções de capital nos últimos três exercícios sociais.
Não aplicável.
18. VALORES MOBILIÁRIOS.
O capital social da Companhia é representado por 39.091.735 ações ordinárias, todas
nominativas e sem valor nominal.
18.1. DIREITOS DE CADA CLASSE E ESPÉCIE DE AÇÃO EMITIDA:
a) Direito a dividendos.
Em atendimento ao disposto na Lei das Sociedades por Ações, o dividendo obrigatório foi fixado
pelo Estatuto Social em 25% do lucro líquido do exercício, ajustado na forma da Lei das
Sociedades por Ações.
O Estatuto Social autoriza a distribuição de dividendos intermediários ou intercalares, por
deliberação
do
Conselho
de
Administração,
ad
referendum
da
Assembléia
Geral.
Adicionalmente, o Conselho de Administração da Companhia ainda pode declarar o
pagamento de juros sobre o capital próprio, nos termos do parágrafo 7º do artigo 9º da Lei
9.249, de 26 de dezembro de 1995, e imputá-los ao pagamento do dividendo mínimo
obrigatório.
Adicionalmente, a Assembléia Geral pode deliberar, a qualquer momento, distribuir dividendos
por conta de reservas de lucros pré-existentes ou de lucros acumulados de exercícios anteriores,
Página 226 de 253
assim mantidos por força de deliberação da Assembléia Geral, depois de atribuído em cada
exercício, aos acionistas, o dividendo obrigatório previsto no Estatuto Social.
Política de Dividendos
Nos termos do Estatuto Social da Companhia, é obrigatória a distribuição aos acionistas de
dividendos que não sejam inferiores a 25% do lucro líquido da Companhia, de acordo com os
termos da legislação societária.
O Conselho de Administração da Companhia poderá deliberar sobre a distribuição de
dividendos intermediários ou intercalares desde que os dividendos pagos não superem o
montante das reservas de capital. Além disso, poderá também creditar ou pagar aos seus
acionistas juros sobre o capital próprio, que poderão ser imputados ao valor dos dividendos
obrigatórios.
Por fim, o estatuto social da Companhia estabelece que seja prescrita em 3 anos a ação para
pleitear dividendos, os quais, se não reclamados oportunamente pelo acionista, reverterão em
benefício da Companhia.
b) Direito de voto.
Cada ação ordinária confere ao respectivo titular direito a um voto nas assembléias gerais
ordinárias e extraordinárias.
c) Conversibilidade em outra classe ou espécie de ação.
As ações da Companhia não são conversíveis em ações de outras classes ou espécies.
d) Direitos no reembolso de capital.
Liquidação
No caso de liquidação da Companhia, os acionistas receberão os pagamentos relativos a
reembolso do capital, na proporção de suas participações no capital social, após o pagamento
de todas as obrigações da Companhia.
Retirada/Recesso
Os acionistas que dissentirem de certas deliberações tomadas em assembléia geral poderão
retirar-se da Companhia, mediante reembolso do valor patrimonial de suas ações. No caso do
exercício do direito de recesso, nossos acionistas terão direito a receber o valor contábil de suas
ações, com base no último balanço aprovado pela Assembléia Geral. Se, todavia, a
deliberação que ensejou o direito de retirada tiver ocorrido mais de 60 dias depois da data do
último balanço aprovado, o acionista poderá solicitar o levantamento de balanço especial em
data não anterior a 60 dias da deliberação, para a avaliação do valor de suas ações. Neste
caso, será devido, imediatamente, 80% do valor de reembolso calculado com base no último
balanço aprovado pelos acionistas, e o saldo remanescente no prazo de 120 dias a contar da
data da deliberação da Assembléia Geral.
Resgate
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, as ações da Companhia podem ser
resgatadas mediante determinação dos acionistas em Assembléia Geral Extraordinária que
Página 227 de 253
representem, no mínimo, 50% do capital social. O resgate das ações deverá ser pago com
nossos lucros acumulados, reserva de lucros ou reserva de capital. Na hipótese de o resgate não
abranger a totalidade das nossas ações, será feito mediante sorteio.
e) Direito a participação em oferta pública por alienação de controle.
Não há regras estatutárias que disciplinem o direito a participação societária em oferta pública
por alienação de controle.
f) Restrição à circulação.
Além das informações constantes do item 18.2. deste Formulário de Referência, não há outras
restrições à circulação das ações de emissão da Companhia.
g) Condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários.
A Companhia não adota critérios para alteração dos direitos assegurados pelas ações de sua
emissão além daqueles previstos na Lei das Sociedades por Ações, a qual prescreve que nem o
Estatuto Social da Companhia nem as deliberações tomadas em assembléia geral podem
privar os acionistas do direito de: (i) participar dos lucros sociais; (ii) participar, na hipótese de
liquidação da Companhia, da distribuição de quaisquer ativos remanescentes, na proporção
de sua participação no capital social; (iii) fiscalizar a gestão da Companhia, nos termos previstos
na Lei das Sociedades por Ações; (iv) preferência na subscrição de futuros aumentos de capital,
exceto em determinadas circunstâncias previstas na Lei das Sociedades por Ações e no
estatuto social; e (v) retirar-se da Companhia nos casos previstos na Lei das Sociedades por
Ações.
h) Outras características relevantes.
Não existem características relevantes adicionais.
i) Emissores estrangeiros.
Não aplicável.
18.2. REGRAS
ESTATUTÁRIAS QUE LIMITEM O DIREITO DE VOTO DE ACIONISTAS SIGNIFICATIVOS OU QUE OS OBRIGUEM A
REALIZAR OFERTA PÚBLICA:
Não há regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos da
Companhia.
18.3. EXCEÇÕES E CLÁUSULAS SUSPENSIVAS RELATIVAS A DIREITOS PATRIMONIAIS OU POLÍTICOS PREVISTOS NO ESTATUTO:
Não há regras estatutárias que limitem os direitos patrimoniais ou políticos dos acionistas da
Companhia.
Página 228 de 253
18.4. VOLUME DE NEGOCIAÇÕES,
MAIORES E MENORES COTAÇÕES DOS VALORES MOBILIÁRIOS NEGOCIADOS EM BOLSA
DE VALORES OU MERCADO DE BALCÃO ORGANIZADO, EM CADA UM DOS TRIMESTRES DOS
3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS
SOCIAIS:
Não aplicável.
18.5. OUTROS VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS (QUE NÃO SEJAM AÇÕES):
Além das informações constantes do item 18.8. deste Formulário de Referência, a Companhia
não emitiu outros valores mobiliários. Abaixo segue quadro com as características dos valores
mobiliários emitidos pela Companhia:
Identificação do valor mobiliário
Debêntures
Quantidade
25.000
Valor
Valor total da emissão: R$ 250.000.000,00
Valor nominal unitário: R$ 10.000,00, na data de emissão
Data de emissão
1º de março de 2006
Restrições à circulação
Não aplicável
Conversibilidade em ações ou
conferência de direito de subscrever
ou comprar ações do emissor,
informando:
As debêntures serão não são conversíveis em ações de emissão
da Companhia.
(i) condições
Não aplicável
(ii) efeitos sobre o capital
social
Não aplicável
Possibilidade de Resgate, indicando:
(i) hipóteses de resgate
(ii) fórmula de cálculo do
valor de resgate
Quando os valores mobiliários forem
dívida, indicar, quando aplicável:
(i) vencimento, inclusive as
condições de vencimento
antecipado
Haverá resgate antecipado apenas na hipótese de não
concordância de debenturistas representando 2/3 das
debêntures em circulação acerca de novo parâmetro de
remuneração quando da ausência de apuração e/ou
divulgação da Taxa DI por prazo superior a 10 (dez) dias
consecutivos ou extinção ou impossibilidade de aplicação da
Taxa DI ou de seu substituto.
Não aplicável
As debêntures vencerão em 1º de março de 2011.
O agente fiduciário deverá declarar antecipadamente e
automaticamente vencidas todas as obrigações relativas às
debêntures, conforme descrito na escritura de emissão, e exigir o
imediato pagamento, pela Companhia, o saldo devedor do valor
nominal unitário atualizado das debêntures, acrescido da
remuneração devida até a data do efetivo pagamento,
calculada pro rata temporis, encargos moratórios, se houver, e de
quaisquer
outros
valores
eventualmente
devidos
pela
Companhia, independentemente de aviso ou notificação, na
ocorrência de qualquer uma das seguintes hipóteses:
Página 229 de 253
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
descumprimento, pela Companhia, de qualquer
obrigação pecuniária prevista na escritura, não
sanada em 1 (um) dia útil contado da data do
inadimplemento;
pedido de falência formulado por terceiros em face
da Companhia e não devidamente elidido pela
Companhia no prazo legal;
pedido
de
auto-falência
formulado
pela
Companhia;
liquidação, dissolução ou decretação de falência
da Companhia ou de sua controladora direta;
se a Companhia propuser plano de recuperação
extrajudicial a qualquer credor ou classe de
credores, independentemente de ter sido requerida
ou obtida homologação judicial do referido plano;
ou se a Companhia ingressar em juízo com
requerimento
de
recuperação
judicial,
independentemente
de
deferimento
do
processamento da recuperação ou de sua
concessão pelo juiz competente; e
perda da concessão para distribuição de energia
elétrica.
O Agente Fiduciário deverá convocar, dentro de 05 (cinco) dias
úteis da data em que tomar conhecimento da ocorrência de
qualquer dos eventos listados abaixo, a Assembléia Geral de
debenturistas para deliberar sobre a declaração do vencimento
antecipado das debêntures, a realizar-se no prazo mínimo
previsto em lei. Se, na referida Assembléia Geral de debenturistas,
os debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços),
decidirem por não considerar o vencimento antecipado das
debêntures, o Agente Fiduciário não declarará o vencimento
antecipado das debêntures.
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
descumprimento, pela Companhia, de qualquer
obrigação, exceto as previstas nos demais itens
abaixo, não sanada em 30 (trinta) dias corridos
contados da data do inadimplemento. Nesse caso,
o Agente Fiduciário somente poderá convocar a
Assembléia Geral de debenturistas, após o decurso
do período de cura nela previsto;
vencimento antecipado ou inadimplemento no
pagamento de quaisquer obrigações a que esteja
sujeita a Companhia, no mercado local ou
internacional em valor, igual ou superior a R$
30.000.000,00 (trinta milhões de reais), cumulativa ou
não;
cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de
reorganização societária envolvendo a Companhia,
para a qual não tenha sido obtida a anuência
prévia dos debenturistas;
distribuição de dividendos acima do mínimo
obrigatório sempre que a Companhia estiver em
descumprimento
com
qualquer
obrigação
pecuniária prevista na Escritura de emissão, no
Contrato de Distribuição e/ou nos demais
documentos da oferta;
descumprimento pela Companhia da manutenção
dos índices financeiros nos limites estabelecidos nas
datas das suas respectivas apurações, que
ocorrerão nos dias 31 de março e 31 de setembro
de cada ano, a partir da data de emissão até a
data de vencimento:
(i)
relação Dívida Bruta/EBITDA, não superior a
3,5; e
(ii)
relação (EBITDA no período de apuração +
Caixa no início do período de apuração +
Linhas de Crédito bancárias contratadas e
não utilizadas no final do período de
apuração + aumento no montante de dívida
que tenha sido desembolsado durante o
Página 230 de 253
período de apuração) dividido por (despesa
financeira bruta no período de apuração +
porção da dívida vincenda durante o
período de apuração – receita financeira da
variação monetária e acréscimo moratório
da energia vendida no período de apuração
– receita financeira de operações de swap e
hedge no período de apuração) não inferior
a 1,0.
“Dívida Bruta” representa a dívida financeira total
subtraída dos empréstimos regulatórios do BNDES;
“EBITDA” é o lucro antes das despesas financeiras,
impostos, depreciação e amortização; e
“Caixa” significa disponibilidades acrescidas das
aplicações financeiras.
Para apuração do índice mencionado no item (i) acima
será utilizado o EBITDA referente ao período de
apuração de 12 (doze) meses anteriores à data da
apuração e para apuração do índice mencionado no
item (ii) acima, o EBITDA e as demais informações
financeiras utilizadas na equação serão referentes ao
período de apuração de 6 (seis) meses anteriores à data
da apuração.
(f)
protestos de títulos contra a Companhia, cujo
valor unitário ou agregado ultrapasse R$
30.000.000,00 (trinta milhões de reais), salvo (1)
se o protesto tiver sido efetuado por erro ou
má-fé de terceiros, desde que validamente
comprovado pela Companhia, ou (2) se o
protesto for cancelado, em qualquer hipótese,
ou (3) se tiver sido apresentada garantia em
juízo, aceita pelo Poder Judiciário;
(g)
alienação do controle acionário direto da
Companhia, exceto se for para outra empresa
do mesmo grupo econômico; e
(h)
alienação de controle acionário direto da EDP Energias do Brasil S.A. que acarrete uma
redução da classificação de risco (rating) da
oferta, exceto se a EDP S.A., direta ou
indiretamente, remanescer como detentora do
maior número de ações com direito a voto da
EDP - Energias do Brasil S.A. e mantiver,
isoladamente ou em conjunto com outros
acionistas, a maioria do Conselho de
Administração da EDP - Energias do Brasil S.A.
(ii) juros
A partir da data de emissão, as debêntures farão jus a uma
remuneração que contemplará juros remuneratórios incidentes
sobre o seu Valor Nominal Unitário a partir da data de emissão, e
pagos ao final de cada Período de Capitalização. A taxa de juros
aplicável às debêntures foi definida em Procedimento de
Bookbuilding, tendo sido fixada em 104,40% da acumulação da
Taxa DI.
Ao final do Procedimento de Bookbuilding, o Conselho de
Administração da Companhia ratificar ou o percentual da Taxa DI
que será aplicável as debêntures.
A Remuneração das debêntures será calculada de forma
exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis
decorridos, incidentes sobre o Valor Nominal Unitário das
debêntures, ou pelo saldo do Valor Nominal Unitário das
debêntures, desde a data de emissão, ou da data do
vencimento de juros imediatamente anterior, conforme o caso,
até a data do seu efetivo pagamento.
O cálculo da Remuneração das debêntures obedecerá à
seguinte fórmula:
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J = VN x (Fator DI – 1)
Onde:
J = valor da remuneração, devida no final de cada Período de
Capitalização, calculado com 6 (seis) casas decimais, sem
arredondamento;
VN = Valor Nominal Unitário da Debênture no início de cada
Período de Capitalização, informado/calculado com 6 (seis)
casas decimais, sem arredondamento;
Fator DI = Produtório das taxas DI Over com uso de percentual
aplicado a partir da data de início de capitalização, inclusive, até
a Data de Pagamento da Remuneração, exclusive, calculado
com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento, apurado da
seguinte forma:
n 
p 
Fator DI   1  TDI k 

k 1 
100 
Onde:
n = número total de taxas DI Over consideradas na atualização,
sendo "n" um número inteiro;
p = percentual aplicado sobre a Taxa DI Over , informado com 2
(duas) casas decimais;
TDIk = Taxa DI Over, expressa ao dia, calculada com 8 (oito) casas
decimais com arredondamento, sendo
1
 DI
 252
TDI k   k  1  1
 100 
Onde:
k = 1, 2, ..., n
DI k = Taxa DI Over divulgada pela CETIP, válida por 1 (um) dia útil
(overnight), utilizada com 2 (duas) casas decimais;
OBSERVAÇÕES:
O
fator
resultante
considerado com
arredondamento.
da
expressão
p 

1  TDI k 

100 

16
(dezesseis)
casas
Efetua-se o produtório dos fatores diários
decimais,
é
sem
p 

1  TDI k 
,
100 

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.
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Uma vez os fatores estando acumulados, considera-se o fator
resultante “Fator DI” com 8 (oito) casas decimais, com
arredondamento.
A Taxa DI deverá ser utilizada considerando idêntico número de
casas decimais divulgado pela entidade responsável pelo seu
cálculo.
Define-se “Período de Capitalização” como sendo o intervalo de
tempo que se inicia na data de emissão, no caso do primeiro
Período de Capitalização, ou na Data de Pagamento da
Remuneração imediatamente anterior, no caso dos demais
Períodos de Capitalização, e termina na Data de Pagamento da
Remuneração seguinte, exclusive.
Cada Período de Capitalização sucede o anterior sem solução
de continuidade, até a data de vencimento.
(iii) garantia e, se real,
descrição do bem objeto
As debêntures não contam com garantia real.
(iv) na ausência de garantia,
se o crédito é quirografário ou
subordinado
As debêntures serão da espécie quirografária.
(v) eventuais restrições
impostas ao emissor em
relação: a) distribuição de
dividendos; b) alienação de
determinados ativos; c)
contratação de novas dívidas;
d) emissão de novos valores
mobiliários
São hipóteses de vencimento antecipado da emissão, dentre
outros:
(a)
cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de
reorganização societária envolvendo a Companhia,
para a qual não tenha sido obtida a anuência
prévia dos debenturistas;
(b)
distribuição de dividendos acima do mínimo
obrigatório sempre que a Companhia estiver em
descumprimento
com
qualquer
obrigação
pecuniária prevista na Escritura de emissão, no
Contrato de Distribuição e/ou nos demais
documentos da oferta;
(c)
dos índices financeiros nos limites estabelecidos nas
datas das suas respectivas apurações, que
ocorrerão nos dias 31 de março e 31 de setembro
de cada ano, a partir da data de emissão até a
data de vencimento:
(iii)
relação Dívida Bruta/EBITDA, não superior a
3,5; e
(iv)
relação (EBITDA no período de apuração +
Caixa no início do período de apuração +
Linhas de Crédito bancárias contratadas e
não utilizadas no final do período de
apuração + aumento no montante de dívida
que tenha sido desembolsado durante o
período de apuração) dividido por (despesa
financeira bruta no período de apuração +
porção da dívida vincenda durante o
período de apuração – receita financeira da
variação monetária e acréscimo moratório
da energia vendida no período de apuração
– receita financeira de operações de swap e
hedge no período de apuração) não inferior
a 1,0.
subtraída dos empréstimos regulatórios do BNDES;
“EBITDA” é o lucro antes das despesas financeiras,
impostos, depreciação e amortização; e
“Caixa” significa disponibilidades acrescidas das
aplicações financeiras.
Para apuração do índice mencionado no item (i) acima
será utilizado o EBITDA referente ao período de
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apuração e para apuração do índice mencionado no
item (ii) acima, o EBITDA e as demais informações
financeiras utilizadas na equação serão referentes ao
período de apuração de 6 (seis) meses anteriores à data
da apuração.
(d)
alienação do controle acionário direto da
Companhia, exceto se for para outra empresa do
mesmo grupo econômico; e
(e)
alienação de controle acionário direto da EDP Energias do Brasil S.A. que acarrete uma redução da
classificação de risco (rating) da oferta, exceto se a
EDP S.A., direta ou indiretamente, remanescer como
detentora do maior número de ações com direito a
voto da EDP - Energias do Brasil S.A. e mantiver,
isoladamente ou em conjunto com outros acionistas,
a maioria do Conselho de Administração da EDP Energias do Brasil S.A.
(vi) Agente fiduciário,
indicando os principais termos
do contrato
Condições para alteração dos
direitos assegurados por tais valores
mobiliários
Pentágono S.A. DTVM, cujos direitos e obrigações estabelecidos
na escritura de emissão das debêntures são aqueles constante da
Instrução CVM 28/83
Na hipótese de modificação das condições da oferta, os
investidores que já tiverem aderido à oferta terão que confirmar
seu interesse em manter a sua aceitação da oferta no prazo de 5
(cinco) dias úteis contados do recebimento da comunicação da
Instituição Líder. A manutenção da aceitação da oferta será
presumida em caso de silêncio.
Em caso de (i) modificação da oferta e o investidor não aceitar
essa modificação ou (ii) revogação da oferta, os montantes
eventualmente entregues pelos investidores na subscrição e
integralização de debêntures serão integralmente restituídos aos
respectivos investidores no prazo especificado no anúncio de
início, sem qualquer remuneração ou atualização, deduzidos dos
encargos e tributos devidos.
Outras características relevantes
O Banco Bradesco S.A. é a instituição Líder.
As debêntures serão emitidas na forma nominativa escritural.
As amortizações serão feitas em parcelas iguais e sucessivas no
final dos 3º, 4º e 5º anos, a partir da data de emissão.
A Companhia poderá, a qualquer tempo, mediante publicação
de aviso com antecedência mínima de 30 (trinta) dias, adquirir as
debêntures em circulação no mercado, por preço não superior
ao seu Valor Nominal Unitário acrescido da sua respectiva
Remuneração, calculado pro rata temporis, desde a data de
emissão ou a data do último pagamento de Remuneração, até a
data do seu efetivo pagamento, observado o disposto no
parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As
debêntures objeto da aquisição poderão ser canceladas,
permanecer em tesouraria da Companhia, ou ser colocadas
novamente no mercado.
As debêntures adquiridas pela Companhia para permanência em
tesouraria, quando recolocadas no mercado, farão jus à mesma
Remuneração das demais debêntures em circulação.
Identificação do valor mobiliário
3ª Emissão de Notas Promissórias Comerciais
Quantidade
230
Valor
R$ 230.000.000,00
Data de emissão
04 de junho de 2009
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Restrições à circulação
Conversibilidade em ações ou
conferência de direito de subscrever
ou comprar ações do emissor,
informando:
(i) condições
(ii) efeitos sobre o capital
social
Possibilidade de Resgate, indicando:
(i) hipóteses de resgate
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
A Companhia poderá resgatar antecipadamente a totalidade ou
parte das notas promissórias a partir do 180º (centésimo
octogésimo) dia contado da Data de Emissão, de acordo com os
seguintes procedimentos:
(a)
o
resgate
antecipado
dependerá
de
deliberação do Conselho de Administração da
Companhia, seguida de aviso publicado em
jornal
de
grande
circulação,
com
antecedência mínima de 10 (dez) dias úteis, no
qual informará a data, o local de realização e o
procedimento de resgate e comunicação
prévia;
(b)
na hipótese de deliberação de resgate
antecipado parcial, será adotado o critério de
sorteio, que será realizado com base no número
de cada Nota Promissória, nos termos do artigo
55, parágrafo 1°, da Lei nº. 6.404, de 15 de
dezembro de 1976, conforme alterada (“Lei das
Sociedades por Ações”).
Na hipótese do item (ii) acima, a Companhia será responsável por
organizar o sorteio e deverá comunicar os titulares das notas
promissórias acerca do mesmo no prazo previsto no item (i)
acima. Poderão estar presentes no sorteio a totalidade dos
titulares das notas promissórias ou seus mandatários devidamente
constituídos para este fim.
(ii) fórmula de cálculo do
valor de resgate
Quando os valores mobiliários forem
dívida, indicar, quando aplicável:
(i) vencimento, inclusive as
condições de vencimento
antecipado
O resgate antecipado, total ou parcial, será feito pelo Valor
Nominal Unitário das notas promissórias acrescido da
Remuneração, calculado pro rata temporis desde a Data de
Emissão até a data do efetivo resgate.
As notas promissórias vencerão em 30 de maio de 2010.
A
Companhia
reservou-se
o
direito
de
amortizar
extraordinariamente as notas promissórias em circulação a partir
do 180º mês após a data de emissão, mediante publicação de
aviso aos debenturistas.
As notas promissórias contam com cláusulas de vencimento
antecipado típicas para tipo de operação. Assim, determinados
eventos poderiam ensejar o vencimento antecipado das notas
promissórias, dentre eles os seguintes:
(a) descumprimento, pela Companhia, de qualquer
obrigação pecuniária prevista nos termos das notas
promissórias, não sanado no prazo 02 (dois) dias
úteis contados da data do inadimplemento;
(b) pedido de falência formulado por terceiros em face
da Companhia e não devidamente elidido pela
Companhia no prazo legal;
(c) pedido de auto-falência;
(d) liquidação, dissolução ou decretação de falência
da Companhia ou de sua controladora direta;
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(e) se a Companhia propuser plano de recuperação
extrajudicial a qualquer credor ou classe de
credores, independentemente de ter sido requerida
ou obtida homologação judicial do referido plano;
ou se a Companhia ingressar em juízo com
requerimento
de
recuperação
judicial,
independentemente
de
deferimento
do
processamento da recuperação ou de sua
concessão pelo juiz competente não revertido pela
Companhia em 30 (trinta) dias;
(f)
perda ou cassação, por qualquer motivo, da
concessão para exploração dos serviços de
distribuição de energia elétrica, de que a
Companhia é titular nos termos do Contrato de
Concessão n.º 202, celebrado pela Companhia e
pela União Federal, em 23 de outubro de 1998,
conforme alterado, desde que tal perda ou
cassação não seja revertida no prazo de 30 (trinta)
dias contados de sua verificação;
(g) transformação
limitada;
da
Companhia
em
sociedade
(h) vencimento antecipado ou inadimplemento no
pagamento de quaisquer obrigações pecuniárias a
que a Companhia esteja sujeita, no mercado local
ou internacional em valor, individual ou agregado,
superior a R$40.000.000,00 (quarenta milhões de
reais), que possa de forma comprovada prejudicar
o fiel cumprimento das obrigações da Companhia,
relacionadas às notas promissórias, e não sanado
pela Companhia no prazo de 30 (trinta) dias;
(i)
cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma
relevante de reorganização societária que implique
na alienação do controle acionário direto da
Companhia, conforme definido no artigo 116 da Lei
das Sociedades por Ações, exceto (i) se a referida
alienação for para outra empresa do mesmo grupo
econômico da Companhia; ou (ii) as exceções da
alínea (l) a seguir; ou (iii) tenha sido obtida anuência
prévia dos detentores das notas promissórias que
representem 2/3 (dois terços) das notas promissórias
em circulação; ou (iv) nas hipóteses de cisão, fusão
e incorporação seja assegurado o direito previsto no
parágrafo 1º do artigo 231 da Lei das Sociedades
por Ações; ou (v) se o processo for revertido no
prazo de 30 (trinta) dias;
(j)
do índice financeiro no limite a seguir estabelecido
nas datas das suas respectivas apurações, com
relação às datas-base de 30 de junho de 2009 e 31
de dezembro de 2009: relação Dívida Bruta/EBITDA,
não superior a 3,5; para fins do presente item,
subtraída dos empréstimos regulatórios do BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e
Social. “EBITDA” é o resultado antes das despesas
financeiras, impostos, depreciação e amortização.
Será utilizado o EBITDA referente ao período de
apuração.
(k)
protestos de títulos contra a Companhia, em valor,
individual ou agregado, superior a R$40.000.000,00
(quarenta milhões de reais), salvo se no prazo de 30
(trinta) dias corridos contados do referido protesto (i)
seja validamente comprovado pela Companhia
que o(s) prostesto(s) foi/foram efetuado(s) por erro
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ou má-fé de terceiros; (ii) for/forem cancelado(s),
em qualquer hipótese; ou (iii) forem prestadas
garantias em juízo, aceitas pelo Poder Judiciário;
(l)
(ii) juros
alienação de controle acionário direto da EDP –
Energias do Brasil S.A. que acarrete uma redução da
classificação de risco (rating) corporativo da
Companhia, exceto se (i) a EDP – Energias de
Portugal S.A., direta ou indiretamente remanescer
como detentora do maior número de ações com
direito a voto da EDP – Energias do Brasil S.A. e
mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros
acionistas, a maioria do Conselho de Administração
da EDP – Energias do Brasil S.A.com direito a voto da
EDP – Energias do Brasil S.A., ou (ii) tenha sido obtida
anuência prévia de
detentores de notas
promissórias que representem 2/3 (dois terços) das
notas promissórias em circulação, ou (iii) a referida
alienação for revertida no prazo de 30 (trinta) dias.
(m)
A remuneração das notas promissórias corresponde à variação
acumulada das taxas médias diárias dos depósitos interfinanceiros
(“DI”), de um dia, calculada e divulgada diariamente pela CETIP,
capitalizada de um spread correspondente a 1,30% ao ano.
(iii) garantia e, se real,
descrição do bem objeto
Não aplicável
(iv) na ausência de garantia,
se o crédito é quirografário ou
subordinado
Não aplicável
(v) eventuais restrições
impostas ao emissor em
relação: a) distribuição de
dividendos; b) alienação de
determinados ativos; c)
contratação de novas dívidas;
d) emissão de novos valores
mobiliários
(vi) Agente fiduciário,
indicando os principais termos
do contrato
Condições para alteração dos
direitos assegurados por tais valores
mobiliários
Outras características relevantes
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
18.6. MERCADOS BRASILEIROS NOS QUAIS VALORES MOBILIÁRIOS DA COMPANHIA SÃO ADMITIDOS À NEGOCIAÇÃO:
As ações da Companhia são admitidas a negociação na BM&FBOVESPA, sob o código “EBE”.
18.7. VALORES MOBILIÁRIOS ADMITIDOS À NEGOCIAÇÃO EM MERCADOS ESTRANGEIROS:
A Companhia não possui valores mobiliários admitidos à negociação em mercados
estrangeiros.
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18.8. OFERTAS PÚBLICAS DE DISTRIBUIÇÃO EFETUADAS PELA COMPANHIA OU POR TERCEIROS, INCLUINDO CONTROLADORES
E SOCIEDADES COLIGADAS E CONTROLADAS, RELATIVAS A VALORES MOBILIÁRIOS DA COMPANHIA:
Em 07 de maio de 2009, o Conselho de Administração da Companhia aprovou a contratação
de linha de financiamento de curto prazo, materializada pela emissão de Nota Promissória. As
notas promissórias foram emitidas de forma cartular e ficaram depositadas no Banco Bradesco
S.A. A remuneração corresponde à variação acumulada das taxas médias diárias dos depósitos
interfinanceiros, de um dia, calculada e divulgada diariamente pela CETIP, capitalizada de um
spread correspondente a 1,30% ao ano. A remuneração acrescida do valor de principal será
liquidada em 30 de maio de 2010 em uma única parcela. O valor de cada Nota corresponde a
R$ 1.000.000 e foram emitidas 230 notas totalizando o montante de R$ 230.000 milhões.
Para maiores informações sobre os valores mobiliários emitidos pela Companhia, vide item 18.5
deste Formulário de Referência.
18.9. OFERTAS PÚBLICAS DE AQUISIÇÃO FEITAS PELA COMPANHIA RELATIVAS A AÇÕES DE EMISSÃO DE TERCEIRO:
A Companhia não realizou ofertas públicas de aquisição relativas a ações de emissão de
terceiro.
Adicionalmente às informações prestadas acima, a Companhia entende não haver
informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 18 do Formulário de
Referência.
19. PLANOS DE RECOMPRA E VALORES MOBILIÁRIOS EM TESOURARIA
19.1. PLANOS DE RECOMPRA DE AÇÕES DA COMPANHIA RELATIVOS AOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS:
A Companhia não possui planos de recompra de ações.
19.2. M OVIMENTAÇÃO DOS VALORES MOBILIÁRIOS MANTIDOS EM TESOURARIA, SEGREGADA POR TIPO, CLASSE E ESPÉCIE,
INDICAR A QUANTIDADE, VALOR TOTAL E PREÇO MÉDIO PONDERADO DE AQUISIÇÃO RELATIVA AOS 3 ÚLTIMOS
EXERCÍCIOS SOCIAIS:
A Companhia não possui valores mobiliários mantidos em tesouraria.
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19.3. VALORES
MOBILIÁRIOS MANTIDOS EM TESOURARIA NA DATA DE ENCERRAMENTO DO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL,
SEGREGADA POR TIPO, CLASSE E ESPÉCIE:
A Companhia não possui valores mobiliários mantidos em tesouraria.
A Companhia faz uso de instrumentos financeiros para proteção patrimonial (hedge), os quais
se encontram pormenorizados no item 10 deste Formulário de Referência.
20. POLÍTICA DE NEGOCIAÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS
20.1. POLÍTICA
DE NEGOCIAÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DE EMISSÃO DA
COMPANHIA
PELOS ACIONISTAS
CONTROLADORES, DIRETOS OU INDIRETOS, DIRETORES, MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO, DO
CONSELHO FISCAL E DE QUALQUER ÓRGÃO COM FUNÇÕES TÉCNICAS OU CONSULTIVAS, CRIADO POR DISPOSIÇÃO
ESTATUTÁRIA, INFORMANDO
CARACTERÍSTICAS E
(D)
(A)
DATA DE APROVAÇÃO,
(B)
PESSOAS A ELA VINCULADAS,
(C)
PRINCIPAIS
PREVISÃO DE PERÍODOS DE VEDAÇÃO DE NEGOCIAÇÕES E DESCRIÇÃO DOS
PROCEDIMENTOS ADOTADOS PARA FISCALIZAR A NEGOCIAÇÃO EM TAIS PERÍODOS:
Preâmbulo da política de negociação e definições
Nos termos da Lei nº. 6.404, de 15 de dezembro de 1976, especialmente do disposto nos §§ 1º e
5º do Art. 155, e da regulamentação editada pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”), em
destaque o Art. 13 da Instrução n.º 358, editada em 03 de janeiro de 2002, pela CVM, conforme
alterada pelas instruções CVM n.º 369, de 11 de junho de 2002 e n.º 449, de 15 de março de 2007
(“Instrução 358”), cumpre, entre outros, aos acionistas controladores da Companhia, diretos ou
indiretos (“Acionistas Controladores”), membros do conselho de administração e da diretoria,
atuando em nome próprio ou da Companhia (“Administradores”), membros dos Conselhos de
Administração e Fiscal e administradores que se afastem da administração da Companhia
antes da divulgação pública de negócio ou fato iniciado durante o período de gestão (“ExAdministradores”) guardar sigilo sobre qualquer informação relevante que ainda não tenha sido
divulgada, obtida em razão de cargo e capaz de influir de modo ponderável na cotação de
valores mobiliários, sendo vedado valer-se da informação para obter, para si ou para outrem,
vantagem no mercado de valores mobiliários.
Adicionalmente, a Lei nº. 6.385, de 07 de dezembro de 1976, em seu Art. 27-D tipifica como
crime contra o mercado de capitais a utilização de informação relevante ainda não divulgada
ao mercado, por quem tenha dela conhecimento e da qual deva manter sigilo, capaz de
propiciar, para si ou para outrem, vantagem indevida, mediante negociação, em nome próprio
ou de terceiro, com valores mobiliários.
Em convergência com referidos dispositivos e considerando os pressupostos de que: (i) a
alocação eficiente de recursos em uma economia de mercado tem como pré-condição a
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existência de um sistema confiável e oportuno; e (ii) as forças espontâneas de mercado e a
soma dos interesses privados são insuficientes para assegurar a existência de um sistema de
informações eficiente, impondo-se a instituição da obrigatoriedade da observância de
determinados padrões de conduta, a Companhia, por meio da “Política de Negociação de
Ações”, resolveu estabelecer determinadas diretrizes para a negociação de valores mobiliários
de sua emissão, ou a eles referenciados, por parte de determinadas pessoas, em atendimento
aos dispositivos previstos no Art. 15 da Instrução 358, conforme alterada.
A adoção da Política de Negociação objetiva fixar parâmetros e limites específicos para a
negociação com (i) qualquer valor mobiliário de emissão da Companhia, tais como ações,
debêntures, notas promissórias, bônus de subscrição; e (ii) qualquer título, contrato ou acordo
referenciado a qualquer valor mobiliário de emissão da companhia, tais como contratos de
derivativos e/ou opções de compra e venda futura (“Valores Mobiliários”) por parte de seus
destinatários, mantendo-se, todavia a vedação absoluta de utilização de informação acerca
de Ato ou Fato Relevante ainda não divulgado para obter, para si ou para outrem, vantagem
no mercado de valores mobiliários.
Par fins desta seção da Política de Negociação, “Ato ou Fato Relevante” significa: qualquer (i)
decisão dos
Acionistas Controladores; (ii) deliberação da assembléia geral ou dos
Administradores; ou (iii) qualquer outro ato ou fato de caráter político-administrativo, técnico,
negocial ou econômico-financeiro ocorrido ou relacionado aos seus negócios que possa influir
de modo ponderável na: (a) cotação dos valores mobiliários de emissão da Companhia ou a
eles referenciados; (b) decisão dos investidores de comprar, vender ou manter esses valores
mobiliários; ou (c) decisão dos investidores de exercer quaisquer direitos inerentes à condição
de titular de valores mobiliários emitidos pela Companhia ou a eles referenciados.
Destinatários da política de negociação
A Política de Negociação alcança, para fins de expressa adesão; (i) Acionistas Controladores;
(ii) Administradores; (iii) membros do conselho fiscal e de quaisquer órgãos com funções
técnicas ou consultivas que venham a ser criados por disposição estatutária (“Conselheiros”); (iv)
Ex-Administradores; e (v) Empregados e Executivos que o Diretor de Relações com Investidores
da Companhia indicar, a seu exclusivo critério, como “Pessoas Sujeitas” à Restrição para
Negociação, conforme listagem divulgada de tempos em tempos.
As obrigações previstas na Política de Negociação são igualmente aplicáveis às pessoas listadas
no parágrafo anterior integrantes das: (a) sociedades controladoras da Companhia, diretas ou
indiretas, que tenham ou venham a ter tal qualidade nos termos da Lei das Sociedades por
Ações (“Sociedades Controladoras”); e (b) sociedades controladas da Companhia, diretas ou
indiretas, que tenham ou venham a ter tal qualidade nos termos da Lei das Sociedades por
Ações (“Sociedades Controladas”).
Vedações à negociação
As Pessoas Sujeitas à Restrição para Negociação são presumivelmente detentoras de
informação privilegiada e não podem negociar Valores Mobiliários (i) em desacordo com a
Política de Negociação e/ou (ii) em diversos períodos específicos.
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As Pessoas Sujeitas à Restrição para Negociação, com exceção dos Administradores e
Conselheiros da Companhia, bem como das Sociedades Controladas e sociedades com
participação de 10% (dez por cento) ou mais no capital uma da outra, sem deter o controle
(“Sociedades Coligadas”), não podem negociar com Valores Mobiliários no período de quinze
dias corridos que antecede a divulgação das informações trimestrais (ITR) e anuais (DFP) da
Companhia. Os Administradores e Conselheiros da Companhia, bem como das Sociedades
Controladas e Coligadas, somente poderão negociar com Valores Mobiliários no período de
quinze dias corridos que antecede a divulgação das informações trimestrais (ITR) e anuais (DFP)
da Companhia se observadas as disposições da Política de Negociação.
Estão abrangidas nas vedações desta Política de Negociação as negociações realizadas de
forma direta ou indireta por Pessoas Sujeitas à Restrição para Negociação, definidas como:
(a)
Negociação Direta: negociação com Valores Mobiliários que ocorra por conta e ordem
de Pessoa Sujeita à Restrição para Negociação ou o beneficie diretamente, tais como aquelas
efetuadas em bolsas de valores ou mercado de balcão, cujo comitente final seja Pessoa Sujeita
à Restrição para Negociação; e
(b)
Negociação Indireta: negociação com Valores Mobiliários que tenha como beneficiária
indireta Pessoa Sujeita à Restrição para Negociação, tais como aquelas realizadas por
sociedades controladas por Pessoa Sujeita à Restrição para Negociação, fundo de investimento
exclusivo de Pessoa Sujeita à Restrição para Negociação ou através de terceiros com quem
alguma Pessoa Sujeita à Restrição para Negociação tenha contrato de fidúcia ou
administração de carteira ou ações, observadas as hipóteses de negociação autorizada,
conforme abaixo descrita.
Hipóteses de Negociação Autorizada
As vedações estabelecidas na Política de Negociações não se aplicam:
a.
no caso de as negociações com valores mobiliários da Companhia serem realizadas por
fundos de investimento de que as Pessoas Sujeitas à Restrição para Negociação sejam quotistas,
desde que os fundos de investimento não sejam exclusivos e as decisões de negociação do
administrador dos fundos de investimento não sejam influenciadas pelos quotistas; e/ou
b.
nas operações com ações da Companhia que se encontrem em tesouraria, através de
negociação privada, vinculadas ao exercício de opção de compra de acordo com plano de
outorga de opção de compra de ações aprovado pela Companhia, e nas recompras dessas
ações pela Companhia, também mediante negociação privada.
Negociação por Administradores e Conselheiros
Os Administradores e Conselheiros da Companhia, bem como das Sociedades Controladas e
Coligadas, podem adquirir Valores Mobiliários de emissão da Companhia no período de 15
(quinze) dias corridos que antecede a divulgação das informações trimestrais (ITR) e anuais
(DFP), desde que: (a) a aquisição seja realizada em conformidade com os planos individuais
que contêm a intenção de investimento de Pessoas Sujeitas à Restrição para Negociação, com
recursos próprios, a longo prazo, em Valores Mobiliários, arquivados na sede da Companhia nos
termos da Política de Negociação (“Plano Individual de Investimento”); e (b) a Companhia
tenha aprovado cronograma definindo datas específicas para divulgação dos formulários ITR e
DFP.
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Regras afeitas à política de negociação
Todas as operações com Valores Mobiliários que decorram de Negociação Direta ou Indireta
devem observar determinados limites.
As Pessoas Sujeitas à Restrição para Negociação que desejarem negociar com Valores
Mobiliários deverão aderir expressamente à Política de Negociação através de termo de
adesão e observar as seguintes limitações:
a.
abster-se de negociar Valores Mobiliários sempre que assim determinado pelo Diretor de
Relações com Investidores, pelo período por este fixado, independente da apresentação
de justificativa;
b.
abster-se de negociar Valores Mobiliários, se aplicável e desde que observado o disposto
na Política de Negociação, quando ainda não tiver decorrido tempo razoável para
assimilação do Ato ou Fato Relevante divulgado, presumindo-se decorrido tempo
razoável (i) em relação à divulgação das informações trimestrais (ITR) e anuais (DFP e
IAN), quando tiver decorrido 2 (dois) dias em que haja pregão para negociação de
ações na Bovespa (”Dias de Pregão”), contados do dia de divulgação de referidas
informações trimestrais (ITR) e anuais (DFP e IAN), inclusive, ou da data de publicação ou
disponibilização dessas informações no Sistema de Informações Periódicas e Eventuais –
IPE da CVM e da BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros
(“BM&FBOVESPA”), o que ocorrer primeiro; e (ii) em relação às demais hipóteses de
divulgação de Ato ou Fato Relevante, no Dia de Pregão subseqüente ao do dia de
divulgação do Ato ou Fato Relevante, inclusive.
c.
não realizar negociações com Valores Mobiliários de forma privada, salvo se
expressamente autorizada pelo Diretor de Relações com Investidores;
d.
orientar e envidar os melhores esforços para que (i) o cônjuge ou companheiro; (ii) o
descendente; e (iii) qualquer outro dependente incluído na declaração anual de imposto
de renda somente negociem Valores Mobiliários nos períodos em que esteja autorizado a
negociar Valores Mobiliários; e
e.
abster-se de negociar com Valores Mobiliários sempre que a referida negociação puder
interferir nas condições dos negócios relacionados, em prejuízo dos acionistas da
Companhia ou dela própria, ou de suas Sociedades Controladas e Coligadas, ainda que
após a divulgação de Ato ou Fato Relevante.
A Companhia manterá em sua sede, relação das pessoas que firmarem o Termo de Adesão,
com as respectivas qualificações, cargo ou função, endereço e número de inscrição no
CNPJ/MF ou CPF/MF.
Sempre que houver alterações nos dados cadastrais, os subscritores dos Termos de Adesão
deverão comunicá-las imediatamente à Companhia, na pessoa do Diretor de Relações com
Investidores, que atualizará a relação e a manterá sempre à disposição da CVM.
Os Termos de Adesão deverão permanecer arquivados na sede da Companhia enquanto seus
signatários mantiverem vínculo com a Companhia, e por, no mínimo, 5 (cinco) anos após o seu
desligamento.
Arquivamento do plano individual de investimento
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Coligadas, só podem negociar Valores Mobiliários durante o período de 15 (quinze) dias corridos
que antecede a divulgação das informações trimestrais (ITR) e anuais (DFP), nos termos dos
Planos Individuais de Investimento devidamente arquivados na Companhia, com a observância
de diversos requisitos.
Coligadas, que tiverem seus Planos Individuais de Investimento devidamente arquivados na
Companhia, em conformidade com as especificações abaixo, poderão negociar com Valores
Mobiliários durante o período de 15 (quinze) dias corridos que antecede a divulgação das
informações trimestrais (ITR) e anuais (DFP), não obstante terem de observar todas as obrigações
constantes dos itens III, IV e V acima.
O Plano Individual de Investimento:
a.
não poderá ser arquivado pelos Administradores e Conselheiros da Companhia, bem
como das Sociedades Controladas e Coligadas, que tiverem conhecimento pessoal
acerca de Ato ou Fato Relevante ainda não divulgado ao mercado, e durante os 15
(quinze) dias que antecederem a divulgação dos formulários ITR e DFP;
b.
deverá ser arquivado com 30 (trinta) dias de antecedência ao início de qualquer
negociação
com
Valores
Mobiliários
pelos
Administradores
e
Conselheiros
da
Companhia, bem como das Sociedades Controladas e Coligadas;
c.
será estabelecido com período de validade não inferior a 12 (doze) meses;
d.
estabelecerá o compromisso irrevogável e irretratável dos Administradores e Conselheiros
da Companhia, bem como das Sociedades Controladas e Coligadas, de investir valores
previamente estabelecidos, indicando mensalmente, (i) o volume de recursos próprios
que pretende investir em Valores Mobiliários no período; e (ii) a quantidade, tipo, espécie
e classe, se for o caso, de Valores Mobiliários que pretende adquirir no período;
e.
estabelecerá: (i) a obrigação de prorrogação do compromisso de compra dos Valores
Mobiliários, mesmo após o encerramento do período originalmente previsto de
vinculação dos Administradores e Conselheiros da Companhia, bem como das
Sociedades Controladas e Coligadas, ao Plano Individual de Investimento, na pendência
de Ato ou Fato Relevante não divulgado ao mercado, e durante os 15 (quinze) dias que
antecederem a divulgação dos formulários ITR e DFP; e (ii) obrigação dos Administradores
e Conselheiros da Companhia, bem como das Sociedades Controladas e Coligadas,
reverterem à Companhia quaisquer perdas evitadas ou ganhos auferidos em
negociações com Valores Mobiliários da Companhia, decorrentes de eventual alteração
nas datas de divulgação dos formulários ITR e DFP, apurados através de critérios razoáveis
a serem definidos no próprio Plano Individual de Investimento.
Coligadas, deverão manter os Valores Mobiliários adquiridos pelo período mínimo de 90
(noventa) dias antes de efetuar qualquer outra negociação com estes Valores Mobiliários,
ressalvadas negociações decorrentes de (i) empréstimo de títulos e valores mobiliários; ou (ii) de
situações plenamente circunstanciadas, justificadas e previamente autorizadas pelo Diretor de
Relações Investidores.
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Presumir-se-ão incluídas no Plano Individual de Investimento, independentemente de previsão, a
subscrição ou a aquisição de ações em virtude do exercício de opções concedidas pela
Companhia sob a forma de plano de opção de compra de Valores Mobiliários previamente
aprovado em assembléia geral de acionistas da Companhia.
Vedações para operações com ações em tesouraria
As negociações pela Companhia com ações de própria emissão estão sujeitas às vedações
absolutas indicadas nos itens (a) e (b) abaixo.
O Conselho de Administração da Companhia não poderá autorizar negociações de ações de
emissão da Companhia nas seguintes hipóteses:
a.
caso tenha sido celebrado qualquer acordo ou contrato visando à transferência do
controle acionário da Companhia ou outorgada opção ou mandato para o mesmo fim; e/ou
b.
se existir a intenção de promover a incorporação, cisão total ou parcial, fusão,
transformação ou reorganização societária da Companhia enquanto a mesma não tiver se
tornado pública através da divulgação de Ato ou Fato Relevante.
Vedações à prestação de aconselhamento
A Prestação de Aconselhamento por Pessoas Sujeitas à Restrição para Negociação, a título
oneroso ou gratuito, é restringida pela Política de Negociação.
A Prestação de Aconselhamento por Pessoas Sujeitas à Restrição para Negociação, a título
oneroso ou gratuito, deve ser limitada aos períodos em que as Pessoas Sujeitas à Restrição para
Negociação não tenha conhecimento de qualquer informação relacionada a Ato ou Fato
Relevante ainda não divulgado.
Prazo de vinculação de ex-administradores à Política de Negociação
Administradores que tenham aderido à Política de Negociação e que se afastem da
Companhia devem observar determinadas regras.
Administradores da Companhia que tenham aderido à Política de Negociação e que venham
a se afastar da Companhia não tendo ainda sido divulgado Ato ou Fato Relevante de negócio
ocorrido durante a sua gestão devem observar as limitações fixadas pela Política de
Negociação: (i) pelo prazo de 6 (seis) meses, contados de seu afastamento; ou (ii) até a
divulgação do respectivo Ato ou Fato Relevante, o que ocorrer primeiro.
Divulgação e vigência da Política de Negociação
O Diretor de Relações com Investidores tomará as providências para disseminação imediata,
controle e acompanhamento da Política de Negociação, que entrará em vigor e produzirá seus
regulares efeitos a partir desta data.
Todas as Pessoas Sujeitas à Restrição para Negociação que possam ser beneficiadas pela
Política de Negociação serão cientificadas pessoalmente dos termos da Política de
Negociação.
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Data de Aprovação e Alterações
A Política de Divulgação da Companhia foi aprovada em 03 de maio de 2010, pelo Conselho
de Administração da Companhia. As alterações aos termos da Política de Negociação devem
ser imediatamente informadas aos aderentes pelo Diretor de Relações com Investidores.
A Política de Negociação não poderá ser aprovada ou alterada na pendência de Ato ou Fato
Relevante ainda não divulgado. Situações excepcionais envolvendo negociações de Valores
Mobiliários previamente apresentadas à consideração do Diretor de Relações com Investidores
poderão ser autorizadas, observados os limites legais e regulamentares.
O Conselho de Administração da Companhia poderá, observado o período em que vigorar a
restrição acima indicada, promover alterações à Política de Negociação, as quais serão
prontamente comunicadas pelo Diretor de Relações com Investidores às Pessoas Sujeitas à
Restrição para Negociação, que deverão tomar ciência expressa e por escrito das alterações, à
CVM, bolsa de valores e entidades de mercado nas quais os Valores Mobiliários estejam
admitidos à negociação, passando a se aplicar a cada um na data de ciência das alterações.
20.2. FORNECER OUTRAS INFORMAÇÕES QUE O EMISSOR JULGUE RELEVANTES
Adicionalmente às informações prestadas no item 20.1. acima, a Companhia entende não
haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 20 do Formulário
de Referência.
21. POLÍTICA DE DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES
21.1. DESCRIÇÃO
DE NORMAS, REGIMENTOS OU PROCEDIMENTOS INTERNOS ADOTADOS PELA
COMPANHIA
PARA
ASSEGURAR QUE AS INFORMAÇÕES A SEREM DIVULGADAS PUBLICAMENTE SEJAM RECOLHIDAS, PROCESSADAS E
RELATADAS DE MANEIRA PRECISA E TEMPESTIVA.
Exceto pela política de divulgação abaixo descrita, não há outras normas, regimentos ou
procedimentos internos adotados pela Companhia relativos à divulgação de informações.
21.2. DESCRIÇÃO DA POLÍTICA DE DIVULGAÇÃO DE ATO OU FATO RELEVANTE ADOTADA PELA COMPANHIA (INCLUSIVE OS
PROCEDIMENTOS RELATIVOS À MANUTENÇÃO
DE
SIGILO ACERCA
DE
INFORMAÇÕES
RELEVANTES NÃO
DIVULGADAS)
Em 03 de maio de 2010, a Companhia aprovou, em reunião do Conselho de Administração, sua
política interna para divulgação de ato ou fato relevante ou sobre os procedimentos relativos à
manutenção de sigilo acerca de ato ou fato relevante (“Política de Divulgação”), em
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conformidade com a Instrução CVM 358 de 03 de janeiro de 2002, conforme alterada
(“Instrução CVM 358”).
I. PREÂMBULO DA POLÍTICA DE DIVULGAÇÃO E DEFINIÇÕES
A Companhia adotou sua Política de Divulgação tendo em vista as premissas de que:
(i)
o investidor deve ter acesso imediato a qualquer Ato ou Fato Relevante ;
(ii)
a Companhia tem a obrigação de divulgar todo Ato ou Fato Relevante (conforme
definido abaixo) de forma ordenada, clara, verídica, equânime e suficiente; e
(iii)
os Acionistas Controladores e Administradores (conforme definidos abaixo) têm a
obrigação de avaliar o momento e a oportunidade de divulgação do Ato ou Fato
Relevante, inclusive quanto à possibilidade de manutenção de sigilo em benefício
da Companhia quando entenderem que a revelação do Ato ou Fato Relevante
colocará em risco interesse legítimo da Companhia;
II. DESTINATÁRIOS
Todos os “Destinatários” (Acionistas Controladores, Administradores, Conselheiros e Detentores
de Informações Vinculados, assim considerado quem quer que, na qualidade de empregado
ou não, em virtude de seu cargo, função ou posição na Companhia ou nas sociedades
controladoras, controladas ou coligadas da Companhia, ou sob controle comum, tenha
conhecimento de informação relativa ao Ato ou Fato Relevante, especialmente os integrantes
de
áreas
diretamente
subordinadas
aos
Acionistas Controladores,
Administradores
e
Conselheiros.) são alcançados pela Política de Divulgação.
III. ATO OU FATO POTENCIALMENTE RELEVANTE
O critério de relevância do Ato ou Fato Relevante é baseado na possibilidade de influenciar de
modo ponderável a decisão dos investidores em negociar com Valores Mobiliários.
Fato Relevante, é, para os efeitos da Política de Divulgação, qualquer ato ou fato capaz de
influir de modo ponderável na:
(a)
cotação dos valores mobiliários de emissão da Companhia ou a eles referenciados;
(b)
decisão dos investidores de comprar, vender ou manter esses valores mobiliários; ou
(c)
decisão dos investidores de exercer quaisquer direitos inerentes à condição de
titular de valores mobiliários emitidos pela Companhia ou a eles referenciados.
IV. EXEMPLOS DE ATO OU FATO RELEVANTE
A Instrução 358 apresenta exemplos de Ato ou Fato Relevante sem, contudo, constituir-se esta
em uma lista exaustiva.
Abaixo, é transcrita a lista exemplificativa de modalidades de Ato ou Fato Relevante
expressamente prevista na Instrução 358. Os Destinatários devem observar que: (i) a ocorrência
de qualquer das modalidades abaixo não se constitui necessariamente em um Ato ou Fato
Relevante, uma vez que, nos termos do item ATO OU FATO POTENCIALMENTE RELEVANTE, é a
capacidade de influenciar de modo ponderável (a) a cotação dos valores mobiliários de
emissão da Companhia ou a eles referenciados; (b) a decisão dos investidores de comprar,
vender ou manter esses Valores Mobiliários; ou (c) a decisão dos investidores de exercer
quaisquer direitos inerentes à condição de titular de Valores Mobiliários emitidos pela
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Companhia ou a eles referenciados; e (ii) a lista é meramente exemplificativa, não esgotando
ou limitando as possibilidades de ocorrência e caracterização do Ato ou Fato Relevante.
(a)
assinatura de acordo ou contrato de transferência do controle acionário da
Companhia, ainda que sob condição suspensiva ou resolutiva;
(b)
mudança no controle da Companhia, inclusive através de celebração, alteração
ou rescisão de acordo de acionistas;
(c)
celebração, alteração ou rescisão de acordo de acionistas em que a Companhia
seja parte ou interveniente, ou que tenha sido averbado no livro próprio da
Companhia;
(d)
ingresso ou saída de sócio que mantenha, com a Companhia, contrato ou
colaboração operacional, financeira, tecnológica ou administrativa;
(e)
autorização para negociação dos valores mobiliários de emissão da Companhia
em qualquer mercado, nacional ou estrangeiro;
(f)
decisão de promover o cancelamento de registro da companhia aberta;
(g)
incorporação, fusão ou cisão envolvendo a Companhia ou empresas ligadas;
(h)
transformação ou dissolução da Companhia;
(i)
mudança na composição do patrimônio da Companhia;
(j)
mudança de critérios contábeis;
(k)
renegociação de dívidas;
(l)
aprovação de plano de outorga de opção de compra de ações;
(m)
alteração nos direitos e vantagens dos valores mobiliários emitidos pela Companhia;
(n)
desdobramento ou grupamento de ações ou atribuição de bonificação;
(o)
aquisição de ações da Companhia para permanência em tesouraria ou
cancelamento, bem como alienação de ações assim adquiridas;
(p)
lucro ou prejuízo da Companhia e a atribuição de proventos em dinheiro;
(q)
celebração ou extinção de contrato, ou o insucesso na sua realização, quando a
expectativa de concretização for de conhecimento público;
(r)
aprovação, alteração ou desistência de projeto ou atraso em sua implantação;
(s)
início, retomada ou paralisação da fabricação ou comercialização de produto ou
da prestação de serviço;
(t)
descoberta, mudança ou desenvolvimento de tecnologia ou de recursos da
Companhia;
(u)
modificação de projeções divulgadas pela Companhia; e/ou
(v)
pedido de recuperação judicial ou extrajudicial, requerimento ou confissão de
falência ou propositura de ação judicial que possa vir a afetar a situação
econômico-financeira da Companhia.
V. SIGILO E CONFIDENCIALIDADE
Os Destinatários devem guardar completo sigilo acerca de Ato ou Fato Relevante sobre os
negócios da Companhia ainda não divulgados ao mercado.
Enquanto o Ato ou Fato Relevante não for divulgado, os Destinatários deverão dar a estes
difusão restrita, quando necessária para o desenvolvimento desses negócios, sempre em caráter
de confidencialidade e zelando para que todos aqueles que tenham acesso a tal informação
saibam de seu caráter confidencial e de sua forma limitada de divulgação, nos termos desta
Política de Divulgação, sendo fixada, conforme estabelece o artigo 8º da Instrução 358,
responsabilidade solidária quando do descumprimento do dever de guardar sigilo por
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subordinados e terceiros de confiança em relação aos Destinatários que os subordinem ou que
sejam qualificados como depositantes de confiança no terceiro.
VI. PROCEDIMENTOS RELATIVOS À MANUTENÇÃO DE SIGILO
Os Destinatários devem tomar diversas precauções para manter informações acerca de Ato ou
Fato Relevante ainda não divulgado em confidencialidade.
Quando tratarem de informações sigilosas ou potencialmente relevantes, nos termos do item
ATO OU
FATO POTENCIALMENTE RELEVANTE, ainda não divulgadas, os Destinatários,
obrigatoriamente, devem:
(a)
reportá-las imediatamente ao Diretor de Relações com Investidores, observado o
disposto no item MANUTENÇÃO DO SIGILO EM BENEFÍCIO DA COMPANHIA;
(b)
certificar-se de que todos os documentos relacionados a essas informações
circulem com aviso de confidencialidade e/ou de restrição de acesso e, ainda, que
as correspondências, convencionais ou eletrônicas, tenham como destinatário
pessoas de confiança, que estejam cientes de que as informações são prestadas
em caráter sigiloso, observando os padrões da Companhia sobre segurança de
correspondência eletrônica;
(c)
encaminhar ao Diretor de Relações com Investidores relação indicando nome,
cargo e função das pessoas às quais foram franqueadas tais informações, formal ou
informalmente, se de seu conhecimento; e
(d)
comunicar imediatamente ao Diretor de Relações com Investidores sobre suspeita
ou ocorrência de vazamento dessas informações do seu círculo restrito e
determinável.
VII. RESPONSABILIDADE DIRETA PELA DIVULGAÇÃO DE ATO OU FATO RELEVANTE
O Diretor de Relações com Investidores é o primeiro responsável pela divulgação de Ato ou Fato
Relevante.
O Diretor de Relações com Investidores deve dar eficaz cumprimento à difusão de Ato ou Fato
Relevante, promovendo sua imediata divulgação e comunicação à CVM e ao(s) mercado(s)
em que seja admitida a negociação dos valores mobiliários de emissão da Companhia,
observado o disposto no item MANUTENÇÃO DO SIGILO EM BENEFÍCIO DA COMPANHIA.
VIII. RESPONSABILIDADE SUBSIDIÁRIA PELA DIVULGAÇÃO DE ATO OU FATO RELEVANTE
Os Destinatários que tenham conhecimento pessoal de Ato ou Fato Relevante que já deveria ter
sido divulgado tem responsabilidade subsidiária.
Observado o procedimento estabelecido pela alínea (a) do item PROCEDIMENTOS RELATIVOS À
MANUTENÇÃO DE SIGILO e constatado pelos Acionistas Controladores, Administradores ou
Conselheiros a ocorrência de omissão na divulgação do Ato ou Fato Relevante por parte do
Diretor de Relações com Investidores, devem aqueles cientificar imediatamente os demais
membros da Diretoria da Companhia para que apreciem a matéria relativa à eventual
divulgação, sem prejuízo do dever de informar o Ato ou Fato Relevante à CVM, consoante o
parágrafo 2 do artigo 3º da Instrução 358. A Diretoria da Companhia dará ciência ao
Destinatário comunicante, de imediato e por escrito, dessa deliberação.
IX. SITUAÇÕES ANÔMALAS
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Os Destinatários que tiverem conhecimento pessoal acerca de Ato ou Fato Relevante ainda
não divulgado devem estar atentos para oscilações atípicas na cotação das ações.
Sempre que ocorrer oscilação atípica nas cotações dos valores mobiliários emitidos pela
Companhia, seja em seus preços ou nas quantidades negociadas, o Diretor de Relações com
Investidores diligenciará internamente junto às pessoas que tenham acesso a informações
relevantes, com o objetivo de verificar se têm conhecimento de matéria passível de divulgação
ao mercado. Os Destinatários que tiverem conhecimento pessoal acerca de Ato ou Fato
Relevante devem observar quaisquer oscilações atípicas nas cotações dos valores mobiliários
emitidos pela Companhia e reportar ao Diretor de Relações com Investidores as informações
necessárias ao seu correto entendimento para que, por si só, sejam capazes de subsidiar
eventual divulgação nos termos da Instrução 358.
X. MANUTENÇÃO DO SIGILO EM BENEFÍCIO DA COMPANHIA
O Ato ou Fato Relevante deve ser imediatamente divulgado, salvo quando sua manutenção
sob sigilo for indispensável para preservar legítimos interesses da Companhia.
O Ato ou Fato Relevante poderá, em caráter excepcional, não ser divulgado quando os
Acionistas Controladores ou os Administradores entenderem que sua divulgação colocorá em
risco o interesse legítimo da Companhia, observando-se, adicionalmente, o que segue:
(a)
os Acionistas Controladores ou Administradores que decidirem pela manutenção do
sigilo em benefício da Companhia deverão cientificar imediata e formalmente o
Diretor de Relações com Investidores do fato tido como relevante em estado
sigiloso, dando conhecimento das informações necessárias ao seu correto
entendimento para que, por si só, sejam capazes de subsidiar eventual divulgação
nos termos da Instrução 358;
(b)
o Diretor de Relações com Investidores ou, ainda, os demais Administradores ou
Acionistas Controladores da Companhia – estes dois últimos grupos, mediante
comunicação simultânea ao Diretor de Relações com Investidores – poderão
solicitar a apreciação da manutenção de sigilo à CVM, desde que em envelope
lacrado e com advertência de confidencialidade, tendo como destinatário o
Presidente da CVM. Caso esta decida pela divulgação ao mercado do Ato ou
Fato Relevante, determinará ao interessado ou ao Diretor de Relações com
Investidores, conforme o caso, que o comunique, imediatamente, à bolsa de
valores e entidade do mercado de balcão organizado em que os valores
mobiliários sejam admitidos à negociação, e o divulgue na forma do artigo 3º da
Instrução 358; e
(c)
em qualquer hipótese de manutenção do sigilo de Ato ou Fato Relevante,
ocorrendo situações enquadráveis no item SITUAÇÕES ANÔMALAS ou quando a
situação escapar ao controle dos Destinatários, o Diretor de Relações com
Investidores deve ser informado imediatamente e este deverá adotar os
procedimentos previstos no item (b) acima ou divulgar imediatamente o respectivo
Ato ou Fato Relevante, caso que não eximirá os Acionistas Controladores e os
Administradores de sua responsabilidade pela divulgação.
XI. TITULARES DE VALORES MOBILIÁRIOS DE EMISSÃO DA COMPANHIA
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Os Acionistas Controladores, Administradores e Conselheiros devem informar à Companhia a
titularidade e as negociações com valores mobiliários de emissão da Companhia, por suas
sociedades controladoras ou controladas.
Os Acionistas Controladores, Administradores e Conselheiros são obrigados a informar à
Companhia a titularidade e as negociações realizadas com valores mobiliários, derivativos ou
quaisquer outros valores mobiliários referenciados nos valores mobiliários de emissão da
Companhia ou de emissão de Sociedades Controladas ou controladoras, desde que
companhias abertas, de que sejam titulares. Devem, ainda, comunicar os valores mobiliários
emitidos por essas companhias que pertençam (i) ao cônjuge do qual não estejam separados
judicialmente; (ii) ao companheiro; (iii) a qualquer dependente incluído na declaração anual
de imposto sobre a renda; e (iv) a sociedades controladas, direta ou indiretamente.
O comunicado previsto neste item deverá ser efetuado mensalmente no prazo máximo de 5
(cinco) dias após o término de cada mês, independente de ter havido alteração em qualquer
das posições detidas, exceto: (i) no momento da investidura no cargo, quando a comunicação
deverá ser realizada no primeiro dia útil seguinte à investidura; e (ii) para os Administradores e
Conselheiros, quando houver a realização de negócio com os Valores Mobiliários, quando a
comunicação deverá ser realizada no prazo de 5 (cinco) dias após a realização de cada
negócio. Essa comunicação deverá conter, no mínimo, o seguinte:
(i)
nome e qualificação, indicando o número de inscrição no Cadastro Nacional de
Pessoas Jurídicas ou no Cadastro de Pessoas Físicas;
(ii)
quantidade, por espécie e classe, no caso de ações, e demais características no
caso de outros valores mobiliários, além da identificação da companhia emissora e
do saldo da posição detida antes e depois da negociação; e
(iii)
forma de aquisição ou alienação, preço e data das operações.
XII. RESPONSABILIDADE PELA DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES SOBRE NEGOCIAÇÃO DE
ADMINISTRADORES E PESSOAS LIGADAS
O Diretor de Relações com Investidores é o responsável pela transmissão, à CVM, de
Informações sobre Negociação de Administradores e Pessoas Ligadas.
O Diretor de Relações com Investidores deve transmitir à CVM e ao(s) mercado(s) em que seja
admitida a negociação dos valores mobiliários de emissão da Companhia, as informações
recebidas pela Companhia em conformidade com o disposto no Capítulo XI acima.
XIII. DIVULGAÇÃO ASSIMÉTRICA DE INFORMAÇÕES
Todos os Destinatários são responsáveis por não divulgar Ato ou Fato Relevante de forma
privilegiada, ainda que em reuniões, públicas ou restritas.
Previamente à veiculação de Ato ou Fato Relevante por qualquer meio de comunicação,
inclusive informação à imprensa, ou em reuniões de entidades de classe, investidores, analistas
ou com público selecionado, no país ou no exterior, os Destinatários deverão contatar e
submeter o material objeto de exposição ou divulgação ao Diretor de Relações com
Investidores, em caráter confidencial, o qual tomará as providências necessárias à divulgação
simultânea de informações, se for o caso.
XIV. DO CRIME CONTRA O MERCADO DE CAPITAIS
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A utilização de informação acerca de Ato ou Fato Relevante ainda não divulgado pode ser
tipificada como crime, sujeito à pena de reclusão de um a cinco anos e multa.
Utilizar informação relevante ainda não divulgada ao mercado, cujos Destinatários tenham
conhecimento e da qual devam manter sigilo, capaz de propiciar, para si ou para outrem,
vantagem indevida, mediante negociação, em nome próprio ou de terceiro, com valores
mobiliários, é prática tipificada como crime contra o mercado de capitais, nos termos do Art. 27D da Lei n.º 6.385, de 07 de dezembro de 1976, com as alterações introduzidas pela Lei n.º
10.303, de 31 de outubro de 2001, sujeita à pena de reclusão, de um a cinco anos, e multa de
até três vezes o montante da vantagem ilícita obtida em decorrência do crime.
XV. VIGÊNCIA E ALTERAÇÕES
Alterações à Política de Divulgação serão informadas aos Destinatários. Conforme deliberado, a
Política de Divulgação entrou em vigor em 18 de dezembro de 2007. O Conselho de
Administração da Companhia poderá, a qualquer tempo, promover alterações à Política de
Divulgação, as quais serão prontamente comunicadas pelo Diretor de Relações com
Investidores aos Destinatários, à CVM, à bolsa de valores mobiliários e entidades de mercado
nas quais os valores mobiliários de emissão da Companhia estejam admitidos à negociação,
passando a se aplicar a todos na data de ciência das alterações.
21.3. ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA IMPLEMENTAÇÃO, MANUTENÇÃO, AVALIAÇÃO E FISCALIZAÇÃO DA POLÍTICA
DE DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES:
O Diretor de Relações com Investidores é o administrador responsável pela implementação,
manutenção, avaliação e fiscalização da política de divulgação de informações.
Adicionalmente às informações prestadas acima, a Companhia entende não haver
informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 21 do Formulário de
Referência.
22. NEGÓCIOS EXTRAORDINÁRIOS
22.1. AQUISIÇÃO OU ALIENAÇÃO DE QUALQUER ATIVO RELEVANTE QUE NÃO
SE ENQUADRE COMO OPERAÇÃO NORMAL
NOS NEGÓCIOS DA COMPANHIA REFERENTE AOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS
Não há operações a serem informadas.
Página 251 de 253
22.2. ALTERAÇÕES
SIGNIFICATIVAS NA FORMA DE CONDUÇÃO DOS NEGÓCIOS DA
COMPANHIA
REFERENTES AOS
3
ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS
Não houve alterações significativas na forma de condução dos negócios da Companhia.
22.3. CONTRATOS RELEVANTES CELEBRADOS PELA COMPANHIA E SUAS CONTROLADAS NÃO DIRETAMENTE RELACIONADOS
COM SUAS ATIVIDADES OPERACIONAIS REFERENTES AOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS
22.4. OUTRAS INFORMAÇÕES RELEVANTES
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Formulário de Referência

Transcrição

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