FR – AES Sul

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FR – AES Sul

AES SUL DISTRIBUIDORA GAÚCHA DE ENERGIA S.A. FR – AES Sul Instrução CVM 480/09 Porto Alegre, 27 de maio de 2011. Formulário de Referência: AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A.
Formulário de Referência Conforme Anexo 24 da Instrução da Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) nº 480, de 7 de dezembro de 2009
(“Instrução CVM 480”)
Data base: 31 de dezembro de 2010 Identificação
AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A., sociedade por
ações inscrita no CNPJ/MF sob o nº 02.016.440/0001-62, com seus atos
constitutivos devidamente arquivados na Junta Comercial do Estado do
Rio Grande do Sul – JUCERGS sob o NIRE nº 43300036146, registrada
como companhia aberta na CVM sob o nº 01652-7 (“Companhia” ou “AES
Sul”).
Sede
A sede da Companhia está localizada na cidade de Porto Alegre, Estado
do Rio Grande do Sul, na Rua Dona Laura, 320, 14º andar, CEP 90430090.
Data de registro da Companhia na CVM como
companhia aberta
13 de outubro de 1997.
Diretoria de Relações com Investidores
O Diretor de relações com investidores da Companhia é o senhor Rinaldo
Pecchio Junior. O telefone do departamento de relações com investidores
da Companhia é (55**11) 2195-7048, o fax é (55**11) 2195-2503 e o email é [email protected].
Auditores Independentes da Companhia
Ernst & Young Terco Auditores Independentes S.S.
Acionistas Controladores
Diretamente a AES Guaíba II Empreendimentos Ltda e indiretamente a
The AES Corporation.
Títulos e Valores Mobiliários Emitidos nos
Mercados Doméstico e Internacional
Não Aplicável. A Companhia não possui valores mobiliários em
negociação, estando 99,70% do total das ações em poder do acionista
controlador. O restante está em poder dos Conselheiros de Administração
ou em Tesouraria.
Jornais nos quais se realizam as Divulgações de
Informações
As publicações determinadas pela Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de
1976, conforme alterada (“Lei das Sociedades por Ações”) são realizadas
no Diário Oficial do Estado do Rio Grande do Sul, no Jornal do Comércio
do Estado do Rio Grande do Sul e no jornal “Valor Econômico”.
Site na Internet
www.aessul.com.br
As informações constantes da página da rede mundial de computadores
(web site na Internet) da Companhia não fazem parte deste Formulário de
Referência.
Atendimento aos Acionistas
O atendimento aos acionistas da Companhia é efetuado na sede da
Companhia, ou pelo e-mail [email protected]
Informações Adicionais
Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a AES Sul
poderão ser obtidos diretamente com a Companhia, em sua sede social ou
no site (www.aessul.com.br) ou ainda com o Diretor de Relações com
Investidores.
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Formulário de Referência: AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A.
ÍNDICE
ÍNDICE ................................................................................................................................................................................ 3
1. IDENTIFICAÇÃO DAS PESSOAS RESPONSÁVEIS PELO CONTEÚDO DO FORMULÁRIO............................... 11
1.1. Declaração do Diretor Presidente e do Diretor de Relações com Investidores................................................ 11
2. AUDITORES............................................................................................................................................................... 12
2.1. Em relação aos auditores independentes......................................................................................................... 12
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 .......................................................................................................................................................... 12
2.3. Outras informações relevantes ......................................................................................................................... 12
3. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS.................................................................................................. 13
3.1 Informações Contábeis ..................................................................................................................................... 13
3.2 Informações Não Contábeis: a) medições não contábeis que a Companhia tenha divulgado no último
exercício social; b) conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras
auditadas; e c) explicar o motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta
compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações ................................................. 13
a. Medições não contábeis que a Companhia tenha divulgado no último exercício social............................ 13
b. Conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas........... 14
c. Motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta compreensão da sua
condição financeira e do resultado de suas operações ............................................................................. 14
3.3 Eventos Subsequentes ..................................................................................................................................... 14
3.4 Política de Destinação dos Resultados dos 3 últimos exercícios sociais ......................................................... 14
3.5 Lucro líquido ajustado, distribuições de dividendos e retenções de lucros ...................................................... 16
3.6 Dividendos Declarados a Conta de Lucros Retidos e Reservas Constituídas em exercícios sociais anteriores
.......................................................................................................................................................................... 16
3.7 Nível de Endividamento da Companhia............................................................................................................ 16
3.8 Obrigações da Companhia de acordo com a espécie de garantia e o prazo de vencimento ......................... 16
3.9 Outras Informações Relevantes........................................................................................................................ 17
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FATORES DE RISCO ................................................................................................................................................ 18
4.1. Fatores de risco que podem influenciar a decisão de investimento em valores mobiliários de emissão da
Companhia........................................................................................................................................................ 18
a. Relacionados à Companhia........................................................................................................................ 18
b. Relacionados ao seu controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle ............................................... 21
c. Relacionados aos seus acionistas.............................................................................................................. 21
d. Relacionados a suas controladas e coligadas............................................................................................ 21
e. Relacionados a seus fornecedores ............................................................................................................ 21
f. Relacionados a seus clientes ..................................................................................................................... 21
g. Relacionados aos setores da economia nos quais a Companhia atua ...................................................... 23
h. Relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua .................................. 23
i. Relacionados aos países estrangeiros onde o emissor atue ..................................................................... 27
4.2 Expectativas de redução ou aumento na exposição da Companhia a riscos relevantes ................................. 27
4.3 Processos judiciais, administrativos e arbitrais relevantes em que a Companhia ou suas controladas são
parte (processos não sujeitos a segredo de justiça)......................................................................................... 28
4.4 Processos judiciais, administrativos e arbitrais, que não estejam sob sigilo, em que a Companhia ou suas
controladas são parte e cujas partes contrárias são administradores ou ex-administradores, controladores ou
ex-controladores ou investidores da Companhia ou de suas controladas ....................................................... 31
4.5. Impactos em caso de perda e valores envolvidos em processos sigilosos (não divulgados nos itens 4.3 e 4.4
acima) relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte ......................................................... 31
4.6. Processos judiciais, administrativos e arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e causas jurídicas
semelhantes, que não estão sob sigilo e em conjunto são relevantes, em que a Companhia ou suas
controladas são parte........................................................................................................................................ 31
4.7. Outras contingências relevantes....................................................................................................................... 31
4.8. Informações sobre as regras do país de origem de emissor estrangeiro e as regras do país no qual os valores
mobiliários do emissor estrangeiro estão custodiados ..................................................................................... 31
5. RISCOS DE MERCADO ............................................................................................................................................ 32
5.1 Riscos de mercado a que a Companhia está exposta, inclusive em relação a riscos cambiais e a taxa de
juros .................................................................................................................................................................. 32
5.2. Política de gerenciamento de riscos de mercado da Companhia, incluindo objetivos, estratégias e
instrumentos...................................................................................................................................................... 35
a. riscos para os quais se busca proteção ..................................................................................................... 35
b. estratégia de proteção patrimonial (hedge) ................................................................................................ 36
c. instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge) ........................................................................ 36
Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia não possuía qualquer instrumento de hedge ou qualquer outro
visando a eventual proteção da sua receita ou despesas operacionais. ................................................... 36
d. parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos....................................................................... 36
e. se a Companhia opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e
quais são esses objetivos........................................................................................................................... 36
3
f. estrutura organizacional de controle de gerenciamento desses riscos ...................................................... 36
g. adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política
adotada....................................................................................................................................................... 37
5.3. Alterações significativas nos principais riscos de mercado em que a Companhia está exposta ou na política
de gerenciamento de riscos adotada no último exercício social....................................................................... 37
6. HISTÓRICO DA COMPANHIA .................................................................................................................................. 38
6.1. Constituição da Companhia .............................................................................................................................. 38
6.2. Prazo de duração.............................................................................................................................................. 38
6.3. Breve histórico da Companhia .......................................................................................................................... 38
6.4. Data de registro da Companhia na CVM como companhia aberta .................................................................. 39
6.5. Principais eventos societários, tais como incorporações, fusões, cisões, incorporações de ações, alienações
e aquisições de controle societário, aquisições de ativos importantes, pelos quais tenham passado a
Companhia ou qualquer de suas controladas ou coligadas, indicando: (a) evento; (b) principais condições do
negócio; (c) sociedades envolvidas; (d) efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente
sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da
Companhia; (e) quadro societário antes e depois da operação ....................................................................... 39
6.6. Pedidos de falência, desde que fundados em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial da
Companhia, e o estado atual de tais pedidos ................................................................................................... 39
7. ATIVIDADES DA COMPANHIA................................................................................................................................. 40
7.1 Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia e suas controladas .................................. 40
7.2 Segmentos operacionais que tenham sido divulgados nas 3 últimas demonstrações financeiras de
encerramento do exercício social ou, quando houver, nas demonstrações financeiras consolidadas ............ 41
a. produtos e serviços comercializados.......................................................................................................... 41
b. receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia ............................ 41
c. lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia .................. 41
7.3. Produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2. acima ............ 41
a. características do processo de produção ................................................................................................... 41
b. características do processo de distribuição................................................................................................ 41
c. características do mercado de atuação...................................................................................................... 50
d. Eventual sazonalidade .................................................................................................................................. 52
e principais insumos e matérias primas, informando (i) descrição das relações mantidas com fornecedores,
inclusive se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da
respectiva legislação aplicável; (ii) eventual dependência de poucos fornecedores; iii) eventual
volatilidade de seus preços ........................................................................................................................ 52
Acordos de Fornecimento no Ambiente Regulado ........................................................................................... 53
7.4. Clientes relevantes (responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da Companhia), com informação
sobre a) montante total de receitas provenientes do cliente; e b) segmentos operacionais afetados pelas
receitas provenientes do cliente........................................................................................................................ 53
7.5. Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia.................................................... 54
a. necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de relação com
a administração pública para obtenção de tais autorizações..................................................................... 54
b. política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental e, se for
o caso, de outras práticas ambientais, inclusive a adesão a padrões internacionais de proteção ambiental
.................................................................................................................................................................... 68
c. dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes
para o desenvolvimento das atividades da Companhia ............................................................................. 71
7.6. Informações acerca dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes: a) receita proveniente dos
clientes atribuídos ao país sede da Companhia e sua participação na receita líquida total da Companhia; b)
receita proveniente dos clientes atribuídos a cada país estrangeiro e sua participação na receita líquida total
da Companhia; c) receita total proveniente de países estrangeiros e sua participação na receita líquida total
da Companhia................................................................................................................................................... 72
7.7. Regulação dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes e influência nos negócios da
Companhia........................................................................................................................................................ 73
7.8. Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia que não figurem em outra parte deste Formulário
.......................................................................................................................................................................... 73
8. GRUPO ECONÔMICO DA COMPANHIA.................................................................................................................. 75
8.1 Descrição do grupo econômico da Companhia ................................................................................................ 75
a. controladores diretos e indiretos................................................................................................................. 75
b. controladas e coligadas .............................................................................................................................. 75
c. participações da Companhia em sociedades do grupo.............................................................................. 75
d. participações de sociedades do grupo na Companhia............................................................................... 75
e. sociedades sob controle comum ................................................................................................................ 75
8.2. Organograma do grupo econômico .................................................................................................................. 75
8.3. Operações de reestruturação ocorridas no grupo nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social
corrente ............................................................................................................................................................. 75
8.4. Outras informações que a Companhia julgue relevantes ................................................................................. 76
4
9. ATIVOS RELEVANTES ............................................................................................................................................. 77
9.1. Bens do ativo não circulante relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia.................... 77
a. ativos imobilizados...................................................................................................................................... 77
b. patentes, marcas, licenças concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia ................ 77
c. sociedades em que a Companhia tenha participação................................................................................ 77
10. COMENTÁRIOS DOS DIRETORES .......................................................................................................................... 78
10.1. Comentários dos Diretores sobre ..................................................................................................................... 78
a. condições financeiras e patrimoniais gerais ............................................................................................... 78
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....................................................................................................... 78
Com relação à possibilidade de resgate de ações, não existe intenção para realização de tal evento. .......... 78
c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos................................... 78
d. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes utilizadas.. 79
e. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes que pretende
utilizar para cobertura de deficiências de liquidez ...................................................................................... 79
f. níveis de endividamento e as características de tais dívidas, descrevendo: (i) contratos de empréstimo e
financiamento relevantes; (ii) outras relações de longo prazo com instituições financeiras; (iii) grau de
subordinação entre as dívidas; e (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 .......... 79
g. limites de utilização dos financiamentos já contratados ............................................................................. 82
Todos os recursos obtidos com os financiamentos contratados foram destinados à finalidade contratualmente
prevista, ou seja, todos respeitaram os limites de utilização contratualmente previstos. .......................... 82
Com relação à CCB com o Unibanco, os recursos foram utilizados pela Companhia, para o pagamento de
parcela do saldo de juros das FRN e para o resgate antecipado da totalidade de suas Debêntures em
circulação.................................................................................................................................................... 82
Não há valores pendentes de utilização advindos de financiamentos já contratados...................................... 82
h. alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras .................................................... 82
10.2. Comentários dos diretores sobre ...................................................................................................................... 89
a. resultado das operações da Companhia, em especial: i) descrição de quaisquer componentes
importantes da receita; e ii) fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais .................. 89
b. variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio, inflação, alterações de
volumes e introdução de novos produtos e serviços.................................................................................. 89
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................................................... 90
10.3. Comentários dos diretores sobre efeitos relevantes que os eventos abaixo tenham causado ou se espera que
venham a causar nas demonstrações financeiras e nos resultados da Companhia........................................ 90
a. introdução ou alienação de segmento operacional .................................................................................... 90
b. constituição, aquisição ou alienação de participação societária ................................................................ 90
c. eventos ou operações não usuais .............................................................................................................. 90
10.4. Comentários dos diretores sobre ...................................................................................................................... 90
a. mudanças significativas nas práticas contábeis ......................................................................................... 90
b. efeitos significativos das alterações em práticas contábeis ....................................................................... 92
c. Novos IFRS e Interpretações do IFRIC ...................................................................................................... 99
Ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor ..................................................................................... 99
10.6. Comentários dos diretores sobre controles internos adotados para assegurar a elaboração de demonstrações
financeiras confiáveis...................................................................................................................................... 109
a.
grau de eficiência de tais controles, indicando eventuais imperfeições e providências adotadas para corrigilas.................................................................................................................................................................... 109
b.
deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor independente 109
10.7. Comentários dos diretores sobre aspectos referentes a eventuais ofertas públicas de distribuição de valores
mobiliários ....................................................................................................................................................... 109
a. como os recursos resultantes da oferta foram utilizados ......................................................................... 109
b. se houve desvios relevantes entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação
divulgadas nos prospectos da respectiva distribuição ............................................................................. 109
c. caso tenha havido desvios, as razões para tais desvios.......................................................................... 110
10.8. Descrição dos itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras da Companhia............... 110
a. os ativos e passivos detidos pela Companhia, direta ou indiretamente, que não aparecem no seu balanço
patrimonial (off-balance sheet items), tais como: i) arrendamentos mercantis operacionais, ativos e
passivos; ii) carteiras de recebíveis baixadas sobre as quais a entidade mantenha riscos e
responsabilidades, indicando respectivos passivos; iii) contratos de futura compra e venda de produtos
ou serviços; iv) contratos de construção não terminada; e v) contratos de recebimentos futuros de
financiamentos.......................................................................................................................................... 110
b. outros itens não evidenciados nas demonstrações financeiras ............................................................... 110
10.9. Comentários dos diretores sobre cada um dos itens não evidenciados nas demonstrações financeiras
indicados no item 10.8, indicando: a. como tais itens alteram ou poderão vir a alterar as receitas, as
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despesas, o resultado operacional, as despesas financeiras ou outros itens das demonstrações financeiras
da Companhia; b. a natureza e o propósito da operação; e c. natureza e montante das obrigações assumidas
e dos direitos gerados em favor da Companhia em decorrência da operação .............................................. 110
10.10. Comentário dos diretores sobre principais elementos do plano de negócios da Companhia....................... 110
a. investimentos, incluindo: i) descrição quantitativa e qualitativa dos investimentos em andamento e dos
investimentos previstos; ii) fontes de financiamento dos investimentos; iii) desinvestimentos relevantes
em andamento e desinvestimentos previstos........................................................................................... 110
b. aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros ativos que devam influenciar materialmente a
capacidade produtiva da Companhia ....................................................................................................... 110
c. novos produtos e serviços, indicando: i) descrição das pesquisas em andamento já divulgadas; ii)
montantes totais gastos pela Companhia em pesquisas para desenvolvimento de novos produtos ou
serviços; iii) projetos em desenvolvimento já divulgados; iv) montantes totais gastos pela Companhia no
desenvolvimento de novos produtos ou serviços ..................................................................................... 110
10.11. Comentários dos diretores sobre outros fatores que influenciaram de maneira relevante o desempenho
operacional e que não tenham sido identificados ou comentados nos demais itens desta seção................. 110
11. PROJEÇÕES ........................................................................................................................................................... 111
11.1. Projeções relativas aos 3 últimos exercícios sociais e ao exercício social corrente ...................................... 111
a. objeto da projeção .................................................................................................................................... 111
b. período projetado e o prazo de validade da projeção .............................................................................. 111
c. premissas da projeção, com a indicação de quais podem ser influenciadas pela administração da
Companhia e quais escapam ao seu controle.......................................................................................... 111
d. valores dos indicadores que são objeto da previsão................................................................................ 111
11.2. Projeções sobre a evolução de seus indicadores durante os 3 últimos exercícios sociais ............................ 111
a. projeções que estão sendo substituídas pelas novas projeções incluídas neste formulário ................... 111
b. comparativo dos dados projetados para períodos já transcorridos com o efetivo desempenho dos
indicadores, indicando com clareza as razões que levaram a desvios nas projeções ............................ 112
c. projeções relativas a períodos ainda em curso que permanecem válidas na data de entrega do formulário
e, em caso de substituição, explicar por que elas foram abandonadas ou substituídas.......................... 112
12. ASSEMBLEIA GERAL E ADMINISTRAÇÃO.......................................................................................................... 113
12.1. Estrutura administrativa da Companhia, conforme estabelecido no seu estatuto social e regimento interno 113
a. atribuições de cada órgão e comitê.......................................................................................................... 113
b. data de instalação do conselho fiscal, se este não for permanente, e de criação dos comitês ............... 113
c. mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê..................................................... 113
d. em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais ....................................... 113
e. mecanismos de avaliação de desempenho dos membros do conselho de administração, dos comitês e
da diretoria................................................................................................................................................ 114
12.2. Regras, políticas e práticas relativas às assembléias gerais.......................................................................... 114
a. prazos de convocação.............................................................................................................................. 114
b. competências............................................................................................................................................ 114
c. endereços (físico ou eletrônico) nos quais os documentos relativos à assembléia geral estarão à
disposição dos acionistas para análise .................................................................................................... 115
d. identificação e administração de conflitos de interesses.......................................................................... 115
e. solicitação de procurações pela administração para o exercício do direito de voto................................. 115
f. formalidades necessárias para aceitação de instrumentos de procuração outorgados por acionistas,
indicando se o emissor admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico .................. 115
g. manutenção de fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar
comentários dos acionistas sobre as pautas das assembléias ................................................................ 115
h. transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembléias ................................................................ 115
i. mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por acionistas
.................................................................................................................................................................. 115
12.3. Datas e jornais de publicação ......................................................................................................................... 115
12.4. Regras, políticas e práticas relativas ao conselho de administração ............................................................. 116
a. frequência das reuniões ........................................................................................................................... 116
b. disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou vinculação ao exercício do direito de
voto de membros do conselho, se aplicável............................................................................................. 117
c. regras de identificação e administração de conflitos de interesses ......................................................... 117
12.5. Cláusula compromissória inserida no estatuto para a resolução dos conflitos entre acionistas e entre estes e
o emissor por meio de arbitragem, se aplicável ............................................................................................. 118
12.6. Administradores e membros do conselho fiscal da Companhia ..................................................................... 119
12.7. Membros dos comitês estatutários, comitês de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração................. 120
12.8. Administradores e membros do conselho fiscal.............................................................................................. 120
a. Currículos dos candidatos ao Conselho de Administração ........................................................................ 120
12.9. Informação sobre existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre... 125
a. administradores da Companhia................................................................................................................ 125
b. (i) administradores da Companhia e (ii) administradores de controladas, diretas ou indiretas, da
Companhia ............................................................................................................................................... 125
6
c. (i) administradores da Companhia ou de suas controladas, diretas ou indiretas e (ii) controladores diretos
ou indiretos da Companhia....................................................................................................................... 125
d. (i) administradores da Companhia e (ii) administradores das sociedades controladoras diretas e indiretas
da Companhia .......................................................................................................................................... 125
12.10.
Informação sobre relações de subordinação, prestação de serviço ou controle mantidas, nos 3 últimos
exercícios sociais, entre administradores da Companhia............................................................................... 125
a. sociedade controlada, direta ou indiretamente, da Companhia ............................................................... 125
b. controlador direto ou indireto da Companhia............................................................................................ 125
c. caso seja relevante, fornecedor, cliente, devedor ou credor da Companhia, de sua controlada ou
controladoras ou controladas de alguma dessas pessoas....................................................................... 125
12.11.
Descrição das disposições de quaisquer acordos, inclusive apólices de seguro, que prevejam o
pagamento ou o reembolso de despesas suportadas pelos administradores, decorrentes da reparação de
danos causados a terceiros ou ao emissor, 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
125
12.12.
Outras informações que a Companhia julgue relevantes ...................................................................... 126
13. REMUNERAÇÃO DOS ADMINISTRADORES........................................................................................................ 127
13.1. Política e prática de remuneração do conselho de administração, da diretoria estatutária e não estatutária, do
conselho fiscal, dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração
........................................................................................................................................................................ 127
a. objetivos da política ou prática de remuneração ...................................................................................... 127
b. composição da remuneração ................................................................................................................... 127
c. principais indicadores de desempenho levados em consideração na determinação de cada elemento da
remuneração............................................................................................................................................. 128
d. como a remuneração é estruturada para refletir a evolução dos indicadores de desempenho;.............. 128
e. como a política ou prática de remuneração se alinha aos interesses do emissor de curto, médio e longo
prazo......................................................................................................................................................... 128
f. existência de remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou indiretos
.................................................................................................................................................................. 128
g. existência de qualquer remuneração ou benefício vinculado à ocorrência de determinado evento
societário, tal como a alienação do controle societário da Companhia.................................................... 129
13.2. Remuneração reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e prevista para o exercício social
corrente do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal.................................... 129
13.3. Remuneração variável dos 3 últimos exercícios sociais e prevista para o exercício social corrente do
conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal....................................................... 130
13.4. Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária em vigor
no último exercício social e previsto para o exercício social corrente ............................................................ 130
13.5. Ações ou cotas direta ou indiretamente detidas, no Brasil ou no exterior, e outros valores mobiliários
conversíveis em ações ou cotas, emitidos pela Companhia, seus controladores diretos ou indiretos,
sociedades controladas ou sob controle comum, por membros do conselho de administração, da diretoria
estatutária ou do conselho fiscal agrupados por órgão, na data de encerramento do último exercício social132
13.6. Remuneração baseada em ações reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e à prevista para
o exercício social corrente, do conselho de administração e da diretoria estatutária..................................... 132
13.7. Opções em aberto do conselho de administração e da diretoria estatutária ao final do último exercício social:
a) órgão; b) número de membros; c) em relação às opções não exercíveis; (i) quantidade; (ii) data que se
tornarão exercíveis; (iii) prazo máximo para exercício das opções; (iv) prazo de restrição à transferência das
ações; (v) prazo médio ponderado de exercício; (vi) valor justo das opções no último dia do exercício social; e
d) em relação às opções exercíveis; (I) quantidade; (II) prazo máximo para exercício das opções; (III) prazo
de restrição à transferência das ações; (IV) preço médio ponderado de exercício; (V) valor justo das opções
no último dia do exercício social; (VI) valor justo do total das opções no último dia do exercício social........ 132
13.8. Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de
administração e da diretoria estatutária, nos 3 últimos exercícios sociais: a) órgão; b) número de membros; c)
em relação às opções exercidas: (i) número de ações; (ii) preço médio ponderado de exercício; e (iii) valor
total da diferença entre o valor de exercício e o valor de mercado das ações relativas às opções exercidas; e
d) em relação às ações entregues informar: (I) número de ações; (II) preço médio ponderado de aquisição; e
(III) valor total da diferença entre o valor de aquisição e o valor de mercado das ações adquiridas ............. 133
13.9. Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a 13.8 (inclusive método
de precificação do valor das ações e das opções), indicando: a) modelo de precificação; b) dados e
premissas utilizadas no modelo de precificação, incluindo o preço médio ponderado das ações, preço de
exercício, volatilidade esperada, prazo de vida da opção, dividendos esperados e a taxa de juros livre de
risco; c) método utilizado e as premissas assumidas para incorporar os efeitos esperados do exercício
antecipado; e d) forma de determinação da volatilidade esperada; (e) se alguma outra característica da opção
foi incorporada na mensuração de seu valor justo ......................................................................................... 133
13.10.
Planos de previdência em vigor conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores
estatutários, incluir as seguintes informações ................................................................................................ 134
a. órgão......................................................................................................................................................... 134
b. número de membros................................................................................................................................. 134
c. nome do plano .......................................................................................................................................... 134
d. quantidade de administradores que reúnem as condições para se aposentar ........................................ 134
e. condições para se aposentar antecipadamente ....................................................................................... 135
7
f.
valor atualizado das contribuições atualizadas no plano de previdência até o encerramento do último
exercício social, descontada a parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores
.................................................................................................................................................................. 135
g. valor total acumulado das contribuições realizadas durante o último exercício social, descontada a
parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores .............................................. 135
h. se há possibilidade de resgate antecipado e quais as condições............................................................ 135
13.11.
Conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal (3 últimos exercícios sociais) ........ 135
13.12.
Arranjos contratuais, apólices de seguros ou outros instrumentos que estruturam mecanismos de
remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria
(inclusive consequências financeiras para a Companhia).............................................................................. 136
13.13.
Percentual da remuneração total de cada órgão reconhecida no resultado da Companhia referente a
membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal que sejam partes
relacionadas aos controladores, diretos ou indiretos, conforme definido pelas regras contábeis que tratam
desse assunto ................................................................................................................................................. 136
13.14.
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
136
13.15.
Valores reconhecidos no resultado dos três últimos exercícios sociais 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 estatutária ou do conselho fiscal da Companhia,
agrupados por órgão, especificando a que título tais valores foram atribuídos a tais indivíduos................... 136
13.16.
Outras informações que a Companhia julgue relevantes. ..................................................................... 136
14. RECURSOS HUMANOS .......................................................................................................................................... 137
14.1. Recursos humanos da Companhia................................................................................................................. 137
a. número de empregados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização
geográfica)................................................................................................................................................ 137
b. número de terceirizados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização
geográfica)................................................................................................................................................ 137
c. índice de rotatividade................................................................................................................................ 137
d. exposição da Companhia a passivos e contingências trabalhistas.......................................................... 137
14.2. Alterações relevantes ocorridas com relação aos números divulgados no item 14.1 acima.......................... 137
14.3. Políticas de remuneração dos empregados da Companhia, informando ....................................................... 137
a. política de salários e remuneração variável ............................................................................................. 137
b. política de benefícios ................................................................................................................................ 138
c. características dos planos de remuneração baseados em ações dos empregados não-administradores
.................................................................................................................................................................. 138
14.4. Relações entre a Companhia e sindicatos...................................................................................................... 138
15. CONTROLE.............................................................................................................................................................. 139
15.1. Acionista ou grupo de acionistas controladores ............................................................................................. 139
h. se o acionista discriminado na tabela acima 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 .............. 139
15.2. 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. .... 139
15.3. Distribuição do capital, conforme apurado na última assembléia geral de acionistas.................................... 139
15.4. Organograma dos acionistas da Companhia, identificando todos os controladores diretos e indiretos, bem
como os acionistas com participação igual ou superior a 5% de uma classe ou espécie de ações, desde que
compatível com as informações apresentadas nos itens 15.1 e 15.2 (item facultativo)................................. 139
15.5. Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte, regulando o
exercício do direito de voto ou a transferência de ações de emissão da Companhia.................................... 140
15.6. Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores da Companhia
........................................................................................................................................................................ 140
15.7. Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes ...................................................................... 140
16. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS.................................................................................................. 141
16.1. Regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes relacionadas, conforme
definidas pelas regras contábeis que tratam desse assunto. ......................................................................... 141
16.2. Transações com partes relacionadas que, segundo as normas contábeis, devam ser divulgadas nas
demonstrações financeiras individuais ou consolidadas da Companhia e que tenham sido celebradas nos 3
últimos exercícios sociais ou estejam em vigor no exercício social corrente ................................................. 141
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 ........................................................................................................................................................ 144
a. identificar as medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses ....................................................... 144
b. demonstrar o caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou o pagamento compensatório
adequado.................................................................................................................................................. 144
17. CAPITAL SOCIAL.................................................................................................................................................... 146
8
17.1.
17.2.
17.3.
17.4.
17.5.
Capital social................................................................................................................................................... 146
Aumentos de capital da Companhia ............................................................................................................... 146
Desdobramentos, grupamentos e bonificações.............................................................................................. 146
Reduções de capital da Companhia ............................................................................................................... 146
Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes ...................................................................... 146
18. VALORES MOBILIÁRIOS ....................................................................................................................................... 147
18.1. Direitos de cada classe e espécie de ação emitida ........................................................................................ 147
a. direito a dividendos................................................................................................................................... 147
b. direito de voto ........................................................................................................................................... 147
c. conversibilidade em outra classe ou espécie de ação, indicando (i) condições e (ii) efeito sobre o capital
social......................................................................................................................................................... 147
d. direitos no reembolso do capital ............................................................................................................... 147
e. direito a participação em oferta pública por alienação de controle .......................................................... 147
f. restrições à circulação .............................................................................................................................. 147
g. condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários ..................................... 147
h. outras características relevantes .............................................................................................................. 147
i. emissores estrangeiros devem identificar as diferenças entre as características descritas nos itens “a” a
“i” e aquelas normalmente atribuídas a valores mobiliários semelhantes emitidos por emissores
nacionais, diferenciando quais são próprias do valor mobiliário descrito e quais são impostas por regras
do país de origem da Companhia ou do país em que seus valores mobiliários estão custodiados. ....... 147
18.2. Regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a realizar
oferta pública................................................................................................................................................... 147
18.3. Exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto......... 147
18.4. Volume de negociações bem como 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 ............................................................................................................................................................. 147
18.5 Outros valores mobiliários emitidos que não sejam ações, indicando: (a) identificação do valor mobiliário; (b)
quantidade; (c) valor; (d) data de emissão; (e) restrições à circulação; (f) conversibilidade em ações ou
conferência de direito de subscrever ou comprar ações do emissor, informando: (i) condições; (ii) efeitos
sobre o capital social; (g) possibilidade de resgate, indicando: (i) hipóteses de resgate ; (ii) fórmula de cálculo
do valor de resgate; (h) quando os valores mobiliários forem de dívida, indicar, quando aplicável; (I)
vencimento, inclusive as condições de vencimento antecipado; (II) juros; (III) garantia e, se real, descrição do
bem objeto; (IV) na ausência de garantia, se o crédito é quirografário ou subordinado; (V) eventuais
restrições impostas ao emissor em relação à distribuição de dividendos, à alienação de determinados ativos,
à contratação de novas dívidas, à emissão de novos valores mobiliários; (VI) o agente fiduciário, indicando os
principais termos do contrato; (i) condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores
mobiliários; e (j) outras características relevantes .......................................................................................... 148
18.6. Mercados brasileiros nos quais valores mobiliários do emissor são admitidos à negociação ....................... 148
18.7. Classes e espécies de valores mobiliários admitidos à negociação em mercados estrangeiros, incluindo: a)
país; b) mercado; c) entidade administradora do mercado no qual os valores mobiliários são admitidos à
negociação; d) data de admissão à negociação; e) se houver, indicar o segmento de negociação; f) data de
início de listagem no segmento de negociação; g) percentual do volume de negociações no exterior em
relação ao volume total de negociações de cada classe e espécie no último exercício; h) se houver,
proporção de certificados de depósito no exterior em relação a cada classe e espécie de ações; i) se houver,
banco depositário; e j) se houver, instituição custodiante .............................................................................. 148
18.8. Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e
sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor ........................................... 148
18.9. Ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiro ........................ 148
18.10.
Outras informações relevantes .............................................................................................................. 148
19. PLANOS DE RECOMPRA E VALORES MOBILIÁRIOS EM TESOURARIA......................................................... 149
19.1. Planos de recompra de ações da Companhia nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social corrente
........................................................................................................................................................................ 149
19.2. Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria por tipo, classe e espécie, e indicando a
quantidade, valor total e preço médio ponderado de aquisição ..................................................................... 149
19.3. Valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social................. 149
19.4. Outras informações relevantes ....................................................................................................................... 149
20. POLÍTICA DE NEGOCIAÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS................................................................................ 150
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.............................................. 150
a. data de aprovação .................................................................................................................................... 150
b. pessoas vinculadas .................................................................................................................................. 150
c. principais características .......................................................................................................................... 150
d. previsão de períodos de vedação de negociações e descrição dos procedimentos adotados para
fiscalizar a negociação em tais períodos.................................................................................................. 150
20.2. Outras informações relevantes ...................................................................................................................... 151
21. POLÍTICA DE DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES................................................................................................ 152
21.1. 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.................................................................................................................................................... 152
9
21.2. Política de divulgação de ato ou fato relevante adotada pela Companhia, com indicação dos procedimentos
relativos à manutenção de sigilo acerca de informações relevantes não divulgadas .................................... 152
21.3. Administrador responsável pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de
divulgação de informações ............................................................................................................................. 154
22. NEGÓCIOS EXTRAORDINÁRIOS .......................................................................................................................... 155
22.1. Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos
negócios do emissor ....................................................................................................................................... 155
22.2. Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor .................................................... 155
22.3. Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas
atividades operacionais................................................................................................................................... 155
ANEXO - DEFINIÇÕES ............................................................................................ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO.
10
1. Identificação das pessoas responsáveis pelo conteúdo do formulário
1.1.
Declaração do Diretor Presidente e do Diretor de Relações com Investidores
Eu, Britaldo Pedrosa Soares, Diretor Presidente da Companhia, declaro que: revi o Formulário de Referência, que
todas as informações contidas neste formulário atendem ao disposto na Instrução da Comissão de Valores Mobiliários
(CVM) número 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 econômico-financeira da Companhia e dos riscos inerentes às suas
atividades e dos valores mobiliários por ela emitidos.
Eu, Rinaldo Pecchio Júnior, Diretor Vice Presidente e de Relações com Investidores da Companhia, declaro que: revi o
Formulário de Referência, que todas as informações contidas neste formulário atendem ao disposto na Instrução CVM
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 econômico-financeira da Companhia e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores
mobiliários por ela emitidos.
11
2. Auditores
2.1.
Em relação aos auditores independentes
a. Nome empresarial
b. Nome das pessoas
responsáveis, CPF e dados
para contato (telefone e email)
c. Data de contratação dos
serviços
d. Descrição dos serviços
contratados
Exercício social
encerrado em 31 de dezembro
de 2010
Ernst & Young Auditores
Independentes S.S.
Marcos Antônio Quintanilha
CPF: 006.840.298-80
Tel: (55**47)2123-7600
E-mail:
[email protected]
m
Exercício social
de 2009
Independentes S.S.
Marcos Antônio Quintanilha
CPF: 006.840.298-80
Tel: (55**47)2123-7600
E-mail:
[email protected]
m
Exercício social
de 2008
Independentes S.S.
Américo Franklin Ferreira Neto
CPF: 045.379.898-58
Tel: (55**51)2104-2050
E-mail:
[email protected]
28/05/2010
30/06/2009
21/07/2008
Auditoria das demonstrações
financeiras preparadas de acordo
com as práticas contábeis
adotadas no Brasil, incluindo
revisões
trimestrais
(ITRs),
auditoria para fins de consolidação
pela controladora indireta sediada
nos Estados Unidos da América e
auditoria de Custos Variáveis da
Parcela A (CVA).*
Não aplicável
Não aplicável
com as práticas contábeis adotadas
no Brasil, incluindo revisões
trimestrais (ITRs), e auditoria
para fins de consolidação pela
controladora indireta sediada nos
Estados Unidos da América e
auditoria de Custos Variáveis da
Parcela A (CVA).
Não aplicável
Não aplicável
com as práticas contábeis adotadas
no Brasil., incluindo revisões
trimestrais (ITRs), bem como
serviços
especiais
para
atendimento
aos
requerimentos do Programa
Luz Para Todos junto à
Eletrobrás.
Não aplicável
Não aplicável
e. Substituição do Auditor
i.
Justificativa
da
Substituição
ii. Razões do Auditor
Não aplicável
Não aplicável
* a contratação dos serviços descritos no item “d” acima encerrou-se em 30 de abril de 2011.
Não aplicável
Os serviços descritos no subitem 2.1 (d) abrangem todos e quaisquer serviços prestados pela Ernst & Young Auditores Independentes
S.S.
Para o exercício social de 2011, foi aprovado em reunião do conselho de administração da Companhia realizado no dia
10 de maio de 2011, a contratação da Ernst & Young Terco Auditores Independentes S.S. para auditar as
Demonstrações Financeiras da Companhia, ao custo total de R$ 790,6 mil e para auditoria de procedimentos
acordados sobre os Custos Variáveis da Parcela A (CVA) ao custo de R$ 80 mil.
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 2010,
corresponde ao montante de R$ 950,6 mil e refere-se aos serviços de auditoria (R$840,6 mil), à auditoria de
procedimentos acordados sobre os Custos Variáveis de Parcela A (R$ 80,0 mil) e à asseguração limitada do balanço
social da Companhia (R$ 30 mil). As políticas da Companhia vetam a contratação de seus auditores independentes
para prestação de serviços que acarretem conflito de interesses ou perda de independência.
2.3.
Outras informações relevantes
Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima.
12
3. Informações Financeiras Selecionadas
3.1 Informações Contábeis
a. Patrimônio Líquido (em R$ milhões)
b. Ativo Total (em R$ milhões)
c. Receita Líquida (em R$ milhões)
d. Resultado Bruto(em R$ milhões)
e. Resultado Líquido (em R$ milhões)
f. Número de Ações, ex-tesouraria[1]
g. Valor Patrimonial da Ação (R$ mil)
h. Resultado Líquido por Ação (R$ mil)
i. Outras informações contábeis selecionadas
pela Companhia
Exercício social
encerrado em 31 de
dezembro
de 2010
802,4
Exercício social
encerrado em 31 de
dezembro
de 2009
764,7
Exercício social
encerrado em 31 de
dezembro
de 2008
Não aplicável
2.430,1
2.143,3
Não aplicável
1.866,0
1.628,5
Não aplicável
118,7
194,6
Não aplicável
199,4
210,2
Não aplicável
279.298
279.298
Não aplicável
2,9
2,7
Não aplicável
0,7
0,8
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
[1] A Companhia possui 815 ações em Tesouraria, sendo 810 ordinárias e 5 preferenciais. Onze ações Ordinárias estão de posse dos Conselheiros de
Administração estando todas elas incluídas nesta tabela.
3.2 Informações Não Contábeis: a) medições não contábeis que a Companhia tenha divulgado no último
exercício social; b) conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações
financeiras auditadas; e c) explicar o motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada
para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações
a. Medições não contábeis que a Companhia tenha divulgado no último exercício social
O EBITDA é calculado utilizando-se o lucro antes do imposto de renda e contribuição social e adicionando as receitas
(despesas) financeiras líquidas, depreciação e amortização. O EBITDA não é uma medida adequada de acordo com
princípios e práticas contábeis adotadas no Brasil (“IFRS”), não representa o fluxo de caixa para os períodos
apresentados e não deve ser considerado como substituto para o lucro líquido como indicador do desempenho
operacional da Companhia ou como substituto para o fluxo de caixa como indicador de liquidez. O EBITDA não possui
significado padronizado e a definição de EBITDA utilizada pela Companhia pode não ser comparável àquelas utilizadas
por outras empresas.
Como as receitas e despesas financeiras, depreciação e amortização não são incorporadas ao cálculo do EBITDA,
este se apresenta como um indicador do desempenho econômico operacional obtido pela Companhia e que, portanto
não é afetado por (i) flutuações nas taxas de juros e; (ii) alterações da carga tributária do imposto de renda e da
contribuição social, bem como (iii) pelos níveis de depreciação e amortização.
O EBITDA, no entanto, apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida da lucratividade em razão
de não considerar determinados custos decorrentes dos negócios da Companhia, que poderiam afetar de maneira
significativa os lucros, tais como (i) resultado financeiro, (ii) impostos, (iii) depreciação e amortização e (iv) despesas de
capital.
O EBITDA é o somatório dos últimos doze meses (i) do resultado operacional conforme apresentado nas
demonstrações contábeis na linha “Resultado Operacional” (excluindo as receitas e despesas financeiras) e (ii) todos
os montantes de depreciação e amortização.
O EBITDA Ajustado é o EBITDA acrescido de todos os montantes relativos a despesas com entidade de previdência
privada classificado na conta de “custo de operação”.
O EBITDA Ajustado para fins de Covenants financeiro é o EBITDA Ajustado acrescido de todos os eventos não
recorrentes como (i) reversão de provisões, (ii) reclassificação de outras receitas, (iii) ajuste da lei 11.638 e (iv) ajustes
referente a adoção do IFRS.
13
b. Conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas
R$ milhões
Lucro antes do IR e CSLL
(-/+) Receitas/Despesas Financeiras
(+) Depreciação e Amortização
(-/+) Equivalência Patrimonial
Ebitda
Ajustes
Despesas Fundo de Pensão
Ebitda Ajustado
Ajustes IFRS
Provisões -Contingências
Reavaliação - PCLD
PIS/Cofins - Resgate Depósito Judicial
Ajuste da Lei 11.638
Reclassificação Outras Receitas e Despesas
Acordo AES Uruguaiana
Ebitda Ajustado para fins de Covenants financeiros
c.
2010
118,7
54,0
119,0
291,7
4,5
296,1
20,7
(7,7)
(0,7)
1,8
41,3
351,4
2009
194,6
34,9
104,3
333,8
4,6
338,4
(71,4)
(9,1)
24,2
2,3
15,0
299,4
2008
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
-
Motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta compreensão da sua
condição financeira e do resultado de suas operações
A administração ajusta no EBITDA as despesas e receitas operacionais e não operacionais que não impactam sua
geração de caixa operacional.
3.3 Eventos Subsequentes
Distribuição de Dividendos
A Diretoria da Companhia propôs ao Conselho de Administração em 22 de março de 2011, a distribuição de dividendos
referentes aos resultados de 2010, no total de R$ 226,0 milhões. Após a aprovação do Conselho de Administração, a
distribuição de Dividendos foi deliberada e aprovada em Assembleia Geral Ordinária de 29 de abril de 2011. Por força
do contrato de financiamento e do Despacho 1.580 da ANEEL (retenção de dividendos do acionista controlador), a
Companhia não poderá temporariamente distribuir os dividendos em favor do acionista controlador. Para mais
informações veja o item 10.1.f “Níveis de endividamento e características dessas dívidas” neste Formulário de
Referência.
Fechamento de novas adesões do Plano de Benefício Definido da Companhia na Fundação Eletroceee.
Em 23 de Fevereiro de 2011 foi homologado pela Previc – Superintendência Nacional de Previdência Complementar o
fechamento para novas adesões o Plano de Benefício Definido da Companhia na Fundação Eletroceee.
3.4 Política de Destinação dos Resultados dos 3 últimos exercícios sociais
Período
Regras sobre
retenção de
lucros
Regras sobre
distribuição de
dividendos
Exercício Social Encerrado em
31.12.2010
Cabe à assembleia geral da
Companhia deliberar sobre retenção
de lucros nos termos da legislação
aplicável e do estatuto social. Exceto
pela constituição de reserva legal,
neste
exercício
não
houve
deliberação de retenção dos lucros
da Companhia
De acordo com o estatuto social da
Companhia, além das normas legais
específicas, as seguintes regras
aplicam-se quanto à distribuição de
dividendos:
Do
resultado
do
exercício serão deduzidos os
prejuízos acumulados e a provisão
para
o
imposto
de
renda,
destinando-se: (i) 5% (cinco por
cento) para a constituição de reserva
legal, até o máximo previsto em lei;
(ii) 25% (vinte e cinco por cento)
para o pagamento do dividendo
obrigatório nos termos do Artigo 202
da Lei n.º 6.404/76, (iii) Poderá
ainda, o conselho de administração,
deliberar sobre a possibilidade de:
(a) pagamento de juros sobre o
31.12.2009
31.12.2008
Companhia deliberar sobre retenção
de lucros nos termos da legislação
aplicável e do estatuto social. Exceto
pela constituição de reserva legal,
neste
exercício
não
houve
deliberação de retenção dos lucros da
Companhia.
Companhia
deliberar
sobre
retenção de lucros nos termos da
legislação aplicável e do estatuto
social. Exceto pela constituição de
reserva legal, neste exercício não
houve deliberação de retenção dos
lucros da Companhia.
Companhia, além das normas legais
específicas, as seguintes regras
aplicam-se quanto à distribuição de
dividendos: Do resultado do exercício
serão
deduzidos
os
prejuízos
acumulados e a provisão para o
imposto de renda, destinando-se: (i)
5% (cinco por cento) para a
constituição de reserva legal, até o
máximo previsto em lei; (ii) 25% (vinte
e cinco por cento) para o pagamento
do dividendo obrigatório nos termos
do Artigo 202 da Lei n.º 6.404/76, (iii)
Poderá ainda, o conselho de
administração, deliberar sobre a
possibilidade de: (a) pagamento de
juros sobre o patrimônio líquido da
Companhia, além das normas
legais específicas, as seguintes
regras aplicam-se quanto à
distribuição de dividendos: Do
resultado do exercício serão
deduzidos
os
prejuízos
acumulados e a provisão para o
imposto de renda, destinando-se:
(i) 5% (cinco por cento) para a
constituição de reserva legal, até o
máximo previsto em lei; (ii) 25%
(vinte e cinco por cento) para o
pagamento
do
dividendo
obrigatório nos termos do Artigo
202 da Lei n.º 6.404/76, (iii) Poderá
ainda,
o
conselho
de
administração, deliberar sobre a
14
patrimônio líquido da Companhia,
com periodicidade mensal, à Taxa
de Juros de Longo Prazo – TJLP; (b)
o pagamento de antecipação, a
qualquer tempo, de dividendos, a
conta de reservas de capital, na
forma do artigo 17, § 5° e 200, V da
Lei das Sociedades Anônimas; (c) a
declaração
de
dividendos
intermediários, a conta de lucros
acumulados ou de reservas de
lucros existentes no último balanço
anual ou semestral; (d) a declaração
de dividendos intermediários em
períodos inferiores a 1 (um)
semestre, desde que o total dos
dividendos pagos em cada semestre
do exercício social não exceda o
montante das reservas de capital de
que trata o §1° do art.182 da Lei n°
6.404/76 e (e) mediante proposta da
diretoria, ouvido o conselho de
administração, será distribuído o
saldo remanescente aos acionistas
conforme aprovado pela Assembléia
Geral de acionistas. Os acionistas
titulares de Ações Preferenciais
terão direito de receber, com relação
aos exercícios encerrados a partir de
31 de dezembro de 2000, dividendos
não cumulativos, de no mínimo 6%
(seis por cento) da parte do capital
social integralizado própria a essa
espécie de ações. O saldo
remanescente do lucro terá a sua
destinação integral proposta nas
demonstrações
financeiras,
no
pressuposto de sua aprovação pela
Assembléia Geral. Vale ressaltar
que, nos termos do § 6º do art. 202,
da Lei n.º 6.404/76, o saldo
remanescente do lucro líquido
ajustado que não for destinado às
reservas previstas na legislação ou
retidos para execução e implemento
de orçamento de capital ou projeto
de investimento (conforme artigo 196
da Lei n.º 6.404/76) deve ser
integralmente
distribuído
aos
acionistas como dividendo.
Periodicidade
das
distribuições de
dividendos
Restrições à
distribuição de
dividendos
A política de distribuição de
dividendos da Companhia segue a
regra da Lei das S.A.s, ou seja, de
distribuição de Lucro Líquido uma
vez no ano. A prática tem sido a
distribuição anual de dividendos.
Despacho n° 1580 ANEEL referente
à retenção de dividendos do
acionista controlador. A Agência
Nacional de Energia Elétrica no uso
de suas atribuições anuiu a
capitalização de parte dos passivos
extra concessão registrados pela
AES Sul Distribuidora Gaúcha de
Energia S.A., equivalente à US$ 639
milhões,
sendo
o
saldo
remanescente capitalizado por meio
da
retenção
integral
na
concessionária dos dividendos e
juros sobre o capital próprio a que
fazem
jus
os
acionistas
controladores, até a liquidação
integral da dívida incorporada,
incluídos os encargos da dívida;
Companhia,
com
periodicidade
mensal, à Taxa de Juros de Longo
Prazo – TJLP; (b) o pagamento de
antecipação, a qualquer tempo, de
dividendos, a conta de reservas de
capital, na forma do artigo 17, § 5° e
200, V da Lei das Sociedades
Anônimas; (c) a declaração de
dividendos intermediários, a conta de
lucros acumulados ou de reservas de
lucros existentes no último balanço
anual ou semestral; (d) a declaração
de dividendos intermediários em
períodos inferiores a 1 (um) semestre,
desde que o total dos dividendos
pagos em cada semestre do exercício
social não exceda o montante das
reservas de capital de que trata o §1°
do art.182 da Lei n° 6.404/76 e (e)
mediante proposta da diretoria,
ouvido o conselho de administração,
será distribuído o saldo remanescente
aos acionistas conforme aprovado
pela Assembléia Geral de acionistas.
Os acionistas titulares de Ações
Preferenciais terão direito de receber,
com
relação
aos
exercícios
encerrados a partir de 31 de
dezembro de 2000, dividendos não
cumulativos, de no mínimo 6% (seis
por cento) da parte do capital social
integralizado própria a essa espécie
de ações. O saldo remanescente do
lucro terá a sua destinação integral
proposta
nas
demonstrações
financeiras, no pressuposto de sua
aprovação pela Assembléia Geral.
Vale ressaltar que, nos termos do § 6º
do art. 202, da Lei n.º 6.404/76, o
saldo remanescente do lucro líquido
ajustado que não for destinado às
reservas previstas na legislação ou
retidos para execução e implemento
de orçamento de capital ou projeto de
investimento (conforme artigo 196 da
Lei
n.º
6.404/76)
deve
ser
integralmente
distribuído
aos
possibilidade de: (a) pagamento de
juros sobre o patrimônio líquido da
Companhia, com periodicidade
mensal, à Taxa de Juros de Longo
Prazo – TJLP; (b) o pagamento de
antecipação, a qualquer tempo, de
dividendos, a conta de reservas de
capital, na forma do artigo 17, § 5°
e 200, V da Lei das Sociedades
Anônimas; (c) a declaração de
dividendos intermediários, a conta
de lucros acumulados ou de
reservas de lucros existentes no
último balanço anual ou semestral;
(d) a declaração de dividendos
intermediários
em
períodos
inferiores a 1 (um) semestre,
desde que o total dos dividendos
pagos em cada semestre do
exercício social não exceda o
montante das reservas de capital
de que trata o §1° do art.182 da
Lei n° 6.404/76 e (e) mediante
proposta da diretoria, ouvido o
conselho de administração, será
distribuído o saldo remanescente
aos acionistas conforme aprovado
pela
Assembléia
Geral
de
acionistas. Os acionistas titulares
de Ações Preferenciais terão
direito de receber, com relação aos
exercícios encerrados a partir de
31 de dezembro de 2000,
dividendos não cumulativos, de no
mínimo 6% (seis por cento) da
parte do capital social integralizado
própria a essa espécie de ações.
O saldo remanescente do lucro
terá a sua destinação integral
proposta
nas
demonstrações
financeiras, no pressuposto de sua
aprovação pela Assembléia Geral.
Vale ressaltar que, nos termos do
§ 6º do art. 202, da Lei n.º
6.404/76, o saldo remanescente do
lucro líquido ajustado que não for
destinado às reservas previstas na
legislação
ou
retidos
para
execução
e
implemento
de
orçamento de capital ou projeto de
investimento (conforme artigo 196
da Lei n.º 6.404/76) deve ser
integralmente
distribuído
aos
A política de distribuição de A política de distribuição de
dividendos da Companhia segue a dividendos da Companhia segue a
regra da Lei das S.A.s, ou seja, de regra da Lei das S.A.s, ou seja, de
distribuição de Lucro Líquido uma vez distribuição de Lucro Líquido uma
no ano. A prática tem sido a vez no ano. A prática tem sido a
Despacho n° 1580 ANEEL referente à
retenção de dividendos do acionista
controlador. A Agência Nacional de
Energia Elétrica no uso de suas
atribuições anuiu a capitalização de
parte dos passivos extra concessão
registrados
pela
AES
Sul
Distribuidora Gaúcha de Energia S.A.,
equivalente à US$ 639 milhões,
sendo
o
saldo
remanescente
capitalizado por meio da retenção
integral na concessionária dos
dividendos e juros sobre o capital
próprio a que fazem jus os acionistas
incluídos os encargos da dívida;
Despacho
n°
1580
ANEEL
referente à retenção de dividendos
do
acionista
controlador.
A
Agência Nacional de Energia
Elétrica no uso de suas atribuições
anuiu a capitalização de parte dos
passivos
extra
concessão
registrados
pela
AES
Sul
Distribuidora Gaúcha de Energia
S.A., equivalente à US$ 639
milhões,
sendo
o
saldo
remanescente capitalizado por
meio da retenção integral na
concessionária dos dividendos e
juros sobre o capital próprio a que
fazem
jus
os
acionistas
Cláusula contratual de Penhor de incluídos os encargos da dívida;
Cláusula contratual de Penhor de Ações, firmado em conjunto com a
Ações, firmado em conjunto com a emissão das Cédulas de Crédito Cláusula contratual de Penhor de
emissão das Cédulas de Crédito Bancário – CCB Unibanco. Item Ações, firmado em conjunto com a
Bancário – CCB Unibanco. Item Restrições à alienação ou Oneração emissão das Cédulas de Crédito
Restrições à alienação ou Oneração dos bens empenhados: até o integral Bancário – CCB Unibanco. Item
15
dos bens empenhados: até o integral
cumprimento
das
Dívidas
Garantidas,
as
Devedoras
Pignoratícias obrigam-se a não
distribuir dividendos e/ou juros sobre
capital próprio em relação às Ações
Empenhadas, exceto os obrigatórios
por lei ou na hipótese de anuência
expressa do Unibanco, sendo
vedada a averbação nos livros da
AES Sul de quaisquer desses atos
que tenham sido praticados sem a
prévia e expressa anuência do
Unibanco ou em violação do
disposto nesta Cláusula.
cumprimento das Dívidas Garantidas,
as Devedoras Pignoratícias obrigamse a não distribuir dividendos e/ou
juros sobre capital próprio em relação
às Ações Empenhadas, exceto os
obrigatórios por lei ou na hipótese de
anuência expressa do Unibanco,
sendo vedada a averbação nos livros
da AES Sul de quaisquer desses atos
que tenham sido praticados sem a
Unibanco ou em violação do disposto
nesta Cláusula.
Restrições
à
alienação
ou
Oneração dos bens empenhados:
até o integral cumprimento das
Dívidas Garantidas, as Devedoras
Pignoratícias obrigam-se a não
distribuir dividendos e/ou juros
sobre capital próprio em relação às
Ações Empenhadas, exceto os
obrigatórios por lei ou na hipótese
de
anuência
expressa
do
Unibanco,
sendo
vedada
a
averbação nos livros da AES Sul
de quaisquer desses atos que
tenham sido praticados sem a
Unibanco ou em violação do
disposto nesta Cláusula.
3.5 Lucro líquido ajustado, distribuições de dividendos e retenções de lucros
Exercício social encerrado em 31 de dezembro
2010
2009
2008
226,0
149,1
42,5
226,0
149,1
42,5
226,0
149,1
42,5
Itens
a. Lucro Liquido Ajustado para Fins de Dividendos
b. Dividendos Distribuídos (Total)
Juros sobre Capital Próprio
Dividendos
c. Percentual de dividendos distribuídos em relação
ao Lucro Líquido Ajustado
d. Dividendos Distribuídos - Classe de Ação
Dividendos Distribuídos - Ações Ordinárias
Dividendos
Dividendos Distribuídos - Ações Preferênciais
Dividendos
e. Data de Pagamento de Dividendos
Dividendos Intercalares
Dividendos Complementares
f. Taxa de Retorno em relação ao Patrimônio Líquido
g. Lucro Líquido Retido
h. Data de Aprovação da Retenção
100,00%
100,00%
100,00%
171,0
171,0
55,0
55,0
109,6
109,6
39,5
39,5
20,6
20,6
12,4
12,4
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
28,2%
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
19,5%
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
Não aplicável
7,0%
Não aplicável
Não aplicável 3.6 Dividendos Declarados a Conta de Lucros Retidos e Reservas Constituídas em exercícios sociais
anteriores
Itens
Lucros Retidos
Reserva Constituída
Exercício social
encerrado em 31
de dezembro de
2010
Não aplicável
Não aplicável
Exercício social
encerrado em 31
de dezembro de
2009
Não aplicável
Não aplicável
Exercício social
encerrado em 31
de dezembro de
2008
Não aplicável
Não aplicável
3.7 Nível de Endividamento da Companhia
3.8 Obrigações da Companhia de acordo com a espécie de garantia e o prazo de vencimento
A Companhia possuía R$ 1.627,7 milhões como total de obrigações (soma do Passivo Circulante e Passivo Não
Circulante) referente ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010, de acordo com prazo e tipo de
garantia da obrigação, conforme tabela abaixo.
16
As obrigações relacionadas ao CCB foram classificadas como garantia real de acordo com o tipo de garantia definido
em seu contrato. O prazo relacionado a esse pagamento reflete o cronograma de amortização da respectiva obrigação.
As demais obrigações da Companhia são classificadas como quirografárias por não possuírem garantia real. No caso
dos CCBs, o prazo foi definido de acordo com os respectivos cronogramas de amortização, enquanto que para as
outras obrigações foi mantida a classificação contábil presente no Balanço Patrimonial da Companhia, bem como
considerada a expectativa da Administração para realizar essas obrigações.
Para maiores informações sobre as obrigações da Companhia, ver o item 10.1.f deste Formulário de Referência
Perfil da Divida (R$ Milhões)
a. inferior a 1 ano
b. superior a 1 ano e inferior a 3 anos
c. superior a 3 anos e inferior a 5 anos
d. superior a 5 anos
TOTAL
Garantia Real
39,6
18,5
235,0
363,4
656,5
Garantia Flutuante Quirografárias
Não Aplicavél
641,5
Não Aplicavél
17,5
Não Aplicavél
312,1
Não Aplicavél
Não Aplicavél
‐
971,2
Total
681,1
36,0
547,1
363,4
1.627,7
O grau de endividamento da Companhia, bem como as disposições restritivas de seus contratos financeiros
(Covenants) poderão afetar adversamente sua capacidade de operar seus negócios e de efetuar o pagamento de sua
dívida.
Em 31 de dezembro de 2010 a dívida bruta da Companhia somava R$ 1.627,7 milhões, das quais apenas R$ 8,3
milhões, ou 0,51% denominada em dólares norte americanos.
A geração de caixa da Companhia pode não ser suficiente para pagar o principal, juros ou outros montantes devidos
em relação às suas dívidas. A Companhia poderá necessitar de financiamentos adicionais para pagar parte das suas
dívidas, quando se tornarem devidas, conforme sua estratégia de financiamento. Adicionalmente, a Companhia poderá
ter que contrair empréstimos adicionais para financiar investimentos ou para outras finalidades, sujeitos a restrições
aplicáveis em função de suas dívidas atuais. Para mais informações sobre os riscos associados às dívidas da
Companhia veja o item 4.1.a. “Fatores de risco relacionados à Companhia” deste Formulário de Referência.
3.9 Outras Informações Relevantes
Os itens 3.1, 3.2 e 3.7, não incluem os valores de 2008 uma vez que as Demonstrações Financeiras de 2010 e 2009
adotam as normas contábeis de IFRS e não teriam efeito de comparação com o ano de 2008, que segue os padrões
contábeis adotados anteriormente no Brasil.
17
4
Fatores de Risco
4.1. Fatores de risco que podem influenciar a decisão de investimento em valores mobiliários de emissão da
Companhia
a. Relacionados à Companhia
A construção, expansão, manutenção e funcionamento de instalações e equipamentos de distribuição de
energia da Companhia envolvem riscos significativos que poderão causar perda de receitas ou aumento de
despesas.
A construção, expansão e funcionamento das instalações e equipamentos de distribuição de energia da Companhia
envolvem diversos riscos, inclusive:









a incapacidade de obter alvarás e licenças do governo;
problemas ambientais e de engenharia imprevistos;
interrupção do fornecimento;
greves e outras disputas trabalhistas;
agitações sociais;
interferências meteorológicas e hidrológicas;
aumentos das perdas de energia, incluindo perdas técnicas e comerciais;
atrasos operacionais e de construção ou custos excedentes não previstos; e
falhas do sistema comercial e de operação.
Se a Companhia enfrentar quaisquer desses problemas poderá não conseguir distribuir energia em montante
consistente com o plano de negócios, e isso poderá causar um efeito adverso em sua condição financeira e resultados
operacionais.
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.
1
Uma parte significativa dos bens da Companhia, inclusive a sua rede de distribuição de energia elétrica , 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 sua concessão e com a legislação aplicável. Embora a Companhia tenha direito de
receber indenização do Poder Concedente em caso de extinção de sua concessão, o valor a ser indenizado pode não
ser compatível com o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir significativamente os
valores disponíveis aos seus credores em caso de liquidação, além de poder ter um efeito negativo em sua capacidade
de obter financiamentos.
O grau de endividamento da Companhia, bem como as disposições restritivas de seus contratos financeiros
(covenants) poderão afetar adversamente sua capacidade de operar seus negócios e de efetuar o pagamento
de sua dívida.
Em 31 de dezembro de 2010 a dívida bruta da Companhia somava R$ 655,6 milhões, das quais apenas R$ 8,3
milhões, ou 1,3% em moeda estrangeira.
A geração de caixa da Companhia pode não ser suficiente para pagar o principal, juros ou outros montantes devidos
em relação às suas dívidas. A Companhia poderá necessitar de financiamentos adicionais para pagar parte das suas
dívidas, quando se tornarem devidas, conforme sua estratégia de financiamento. Adicionalmente, a Companhia poderá
contrair empréstimos adicionais para financiar investimentos ou para outras finalidades, sujeitos a restrições aplicáveis
de suas dívidas atuais. Se a Companhia vier a contrair novos empréstimos, os riscos associados ao seu
endividamento, incluindo o risco de não ser capaz de pagar suas dívidas, poderão aumentar.
Os contratos que regem a dívida da Companhia contêm disposições que poderão limitar a maneira como ela opera
seus negócios. Por exemplo, a Companhia é obrigada a observar diversos índices financeiros que restringem a
capacidade da Companhia de contratar novas dívidas ou de obter linhas de crédito. Esses índices financeiros baseiamse no EBITDA (Earnings Before Interests, Taxes, Depreciation and Amortization) da Companhia, resultado financeiro
com efeito no caixa, e endividamento líquido. Em vista disso, tais limitações e impedimentos poderão afetar
adversamente as estratégias de negócios e os resultados financeiros da Companhia. Para mais informações, veja o
item 10.1 “Comentários dos Diretores Sobre” deste Formulário de Referência.
A perda da concessão da Companhia pode gerar prejuízos em seus resultados.
Nos termos da Lei de Concessões, uma concessão está sujeita à extinção antecipada em determinadas circunstâncias,
quais sejam: término da vigência do contrato de concessão, encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial,
anulação do Contrato de Concessão, falência ou extinção da concessionária, existindo ainda a previsão de indenização
e intervenção em determinadas situações descritas no Contrato de Concessão. Em quaisquer dos casos descritos, os
ativos vinculados à concessão serão revertidos ao Poder Concedente. No caso de perda da concessão, o contrato
prevê a indenização dos ativos reversíveis ainda não depreciados ou amortizados, porém, não se pode garantir que
essa indenização seja em valores compatíveis com o valor residual desses ativos.
1
Como regra geral, todos os ativos necessários à operação da concessão, tais como: redes de energia elétrica, subestações e prédios
operacionais, entre outros, são reversíveis à União e não podem sequer ser alienados sem prévia e expressa autorização do Poder
Concedente.
18
A extinção antecipada do Contrato de Concessão, assim como a imposição de penalidades à Companhia associadas a
tal extinção, poderá gerar significativos impactos nos resultados da Companhia e afetar sua capacidade de pagamento
e cumprimento de obrigações financeiras. Para informações adicionais sobre a concessão, ver os itens 7.5.a. e 7.5.c
deste Formulário de Referência.
Se a Companhia não conseguir continuar controlando com sucesso as perdas de energia, os resultados de
suas operações e sua condição financeira poderão ser adversamente afetados.
Há dois tipos de perdas de energia nas operações de uma distribuidora de energia elétrica: perdas técnicas e perdas
não técnicas, denominadas também de perdas comerciais. As perdas elétricas são calculadas com base no “Critério de
Perdas Físicas”, que considera o total de suprimento de energia medido na fronteira entre o sistema de transmissão de
energia e o sistema de distribuição da Companhia nos últimos 12 meses, ou seja, 10.434 Gigawatts hora (GWh) nos
2
doze meses encerrados em 31 de dezembro de 2010 . O índice de perdas é um percentual desse montante, deduzido
das energias retroativas faturadas relativas à recuperação de fraudes. Com base nesta metodologia, a perda física total
apurada em 2010 foi de 8,43%, enquanto 2009 foi de 8,55% e 8,17% em 2008. Houve ligeira diminuição das perdas
totais em 2010 devido às ações de combate a fraudes e furtos, campanhas de regularização de ligações clandestinas e
o recadastramento de iluminação pública em 11 municípios. No final do exercício de 2010, em comparação a 2009,
observou-se ligeira piora no indicador de perdas técnicas devido ao impacto do aumento atípico de carga nos dois
últimos meses do ano em razão do elevado consumo dos clientes rurais irrigantes, os quais são atendidos por redes
mais extensas e, portanto, onde as perdas são mais elevadas.
Além disso, nas Revisões Tarifárias Periódicas (RTP) a ANEEL atribui a cada distribuidora um percentual de perdas
totais de distribuição e o reconhece na composição das tarifas de energia, com uma trajetória regulatória descendente,
a ser revista na próxima RTP, em abril de 2013. No caso da AES Sul as perdas regulatórias totais homologadas pela
ANEEL foram 8,93%, 8,61% e 8,22%,, respectivamente, para os ciclos 2008/2009, 2009/2010 e 2010/2011. Caso a
Companhia venha a apresentar perdas superiores aos limites regulatórios, o referido montante não poderá ser
repassado por meio de aumento das tarifas, o que afetaria a condição financeira e o resultado operacional da
Companhia. Como resultado das ações de combate às perdas de energia elétrica executadas pela Companhia,
principalmente no combate a fraudes de medidores e furtos de energia via conexões ilegais, foram recuperados 22
GWh, 12 GWh e 9GWh respectivamente, nos anos de 2008, 2009 e 2010. Não é possível assegurar que as medidas
do governo em resposta a uma possível escassez de energia no futuro não venham a afetar adversamente a condição
financeira e resultados operacionais da Companhia, tanto em função de potenciais perdas de receita, quanto em
função da variação dos custos operacionais, ou ainda, em função do provável incremento nas perdas não técnicas de
energia elétrica. Para maiores informações, veja o item 7.3.b. “Características do Processo de Distribuição” deste
Formulário de Referência.
O compromisso da Companhia via edital de licitação da concessão, de atender às obrigações com o plano de
pensão de benefício definido de seus funcionários, administrado pela Fundação CEEE de Seguridade Social
ELETROCEEE, poderá implicar em custos superiores aos atualmente previstos e, consequentemente, afetar
negativamente o resultado da Companhia.
A AES Sul é uma das patrocinadoras de um plano de benefício definido administrado pela ELETROCEEE em. Existem
duas formas de apuração de resultados desse plano: a que a Companhia contrata para atendimento das regras contábeis
(CVM 600) e a calculada pelo administrador do plano. Os números são diferentes, pois os cálculos seguem metodologias
e premissas diferentes. No exercício de 2010, foi constatado um superávit acumulado para o plano avaliado de R$ 11,8
milhões pelos cálculos da Companhia e de R$ 44,4 milhões pelos cálculos da ELETROCEEE. A contribuição da
Companhia é paritária com a contribuição dos empregados beneficiados, na proporção de um para um, inclusive no
que diz respeito ao plano de custeio administrativo da administradora do fundo, porém, se, por qualquer razão, o
patrimônio do plano vier a se mostrar insuficiente, a Companhia poderá incorrer em custos superiores aos atuais. Cabe
lembrar que a partir de fevereiro de 2011 foi homologado pela Previc o fim de novas adesões a esse plano diminuindo
a exposição atuarial futura da Companhia. Para outras informações sobre o esse evento subseqüente consulte o item
3.3 deste formulário. Para outras informações relativas à dívida da Companhia para com a ELETROCEEE, veja o item
10.1.f “Níveis de Endividamento” deste Formulário de Referência.
Qualquer dificuldade na obtenção de novos financiamentos poderá ter um efeito adverso nas operações da
Companhia e no desenvolvimento de seu negócio.
O programa de investimento da Companhia foi de R$ 574,6 milhões no período de 2008 a 2010. No ano de 2010 a
Companhia investiu R$ 244,7 milhões. O valor orçado de investimentos para o ano 2011 é de aproximadamente R$
251,0 milhões sendo R$ 247,0 milhões com recursos próprios e R$ 4,0 milhões de investimentos auto financiados por
consumidores.
A administração da companhia não pode assegurar que será capaz de obter recursos suficientes para completar seu
programa de investimento ou para satisfazer suas demais obrigações de liquidez e recursos de capital. A dificuldade na
obtenção de recursos necessários poderá adiar ou impedir que complete seu programa de investimento e outros
projetos, o que poderá ter um efeito adverso em suas operações e no desenvolvimento de seu negócio.
2
O total de energia medida na fronteira entre os sistemas de transmissão e distribuição inclui a energia para os clientes livres existentes
na área de concessão da Companhia. Este montante não pode ser comparado com a energia vendida pela AES Sul que reflete
apenas a energia faturada aos seus clientes cativos.
19
Além disso, por força da regulação do setor elétrico, por ocasião da RTP, a Companhia apresenta um plano de
investimentos para todo o período tarifário e que serve de base para a determinação do Fator Xe. Caso esse plano de
investimentos não seja cumprido, a Companhia terá uma redução na sua receita calculada na Revisão Tarifária de
2013, com a finalidade de compensar a remuneração e a depreciação recebidas à maior através do Fator Xe no
corrente período tarifário. Para maiores informações, veja a seção 7.3.b. “Características do Processo de Distribuição –
Revisão Tarifária” deste Formulário de Referência.
A Companhia não pode garantir que este volume de investimentos será concretizado, sujeitando-a, eventualmente, a
efeitos negativos na próxima RTP. Para maiores informações veja a seção 7.5. a. “Efeitos Relevantes da Regulação
Estatal Sobre as Atividades da Companhia – Reajustes e Revisões Tarifárias” deste Formulário de Referência.
Contratos de Compra de Energia
A Companhia compra toda a energia que vende a seus consumidores de diversas fontes, principalmente através dos
leilões de energia elétrica promovidos pelo Poder Concedente. Para o ano corrente a AES Sul possui contratos de
compra de energia elétrica suficientes para o atendimento de 100% do seu mercado de vendas de energia.
A partir de 2011 e até 2017, a Companhia apresenta uma sobrecontratação em níveis superiores aos limites
regulatórios. Este excesso de energia contratada decorre do fato de que em 2008, a Companhia foi informada de que o
3
contrato de compra de energia com a AES Uruguaiana seria descontinuado a partir de janeiro de 2010, em função do
não suprimento de gás por parte da Argentina, causando uma exposição involuntária à AES Sul, conforme reconhecido
pela ANEEL. Por determinação da ANEEL a AES Sul, lançou mão dos mecanismos disponíveis para suprir essa
deficiência resultando novos contratos via leilões de energia A-3, com vigência a partir de 2011 eliminando, a partir
desse ano essa deficiência. Restava cobrir os déficits dos anos anteriores para o que a Companhia lançou mão dos
Mecanismos de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD), cuja regra básica é que havendo transferências de
contratos de um para outro agente, este deve assumir o contrato na íntegra pelo tempo remanescente do mesmo que,
no caso concreto, se estendem para além de 2011. Como a AES Sul já havia contratado energia em leilão A-3, a partir
de 2011 e até 2017 há sobra de energia.
A Companhia acompanha esse risco permanentemente e utiliza e vai continuar a utilizar todos os mecanismos
disponibilizados pelas regras vigentes a fim de evitar os potenciais impactos negativos. A Administração, contudo, não
pode garantir que terá pleno sucesso nesse aspecto, podendo haver impactos negativos significativas para a
Companhia.
Garantias Referentes à Compras de Energia
De acordo com a regulação expendida pela ANEEL, a Companhia deve oferecer garantias específicas relativas à
compra de energia em leilões. O montante destas garantias é variável conforme o montante de energia a ser adquirida
e consistem em tipos diferentes. Um tipo de garantia diz respeito à habilitação da Companhia à participação dos
leilões, o que é feito mediante depósito bancário além de outros procedimentos regulados necessários a habilitação. O
valor depositado é posteriormente devolvido à Companhia. Realizado o leilão, a Companhia deve apresentar garantias
específicas aos vendedores para fins da efetiva contratação da energia. Esta garantia tem vigência ao longo da
duração do contrato de compra de energia e pode ser: (i) Cartas de Fiança Bancária, (ii) Certificado de Depósito
Bancário (CDB), (iii) Títulos Federais, (iv) Seguro Garantia e (v) Quotas de Fundo de investimento extra mercado. A
eventual não satisfação dessas garantias pode impedir a Companhia de adquirir a energia necessária ao atendimento
de seu mercado. A Companhia não pode assegurar que terá condições de satisfazer tempestivamente essas
exigências regulamentares.
Para os Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) a AES Sul pode dar garantias através da
alienação de parte dos seus recebíveis, com a assinatura de Contrato de Constituição de Garantias (CCG) que vigoram
até o final da vigência do contrato de compra de energia, devendo a operação ser previamente aprovada pela ANEEL.
A Companhia é parte em diversos processos judiciais e administrativos. Decisões adversas em um ou mais
dos processos judiciais e administrativos poderão afetar negativamente os negócios e resultados
operacionais.
A Companhia está atualmente envolvida em processos judiciais e administrativos sobre diversas questões legais,
regulatórias e administrativas, inclusive processos relacionados a aumentos de tarifa, responsabilidade civil,
responsabilidade fiscal, obrigações trabalhistas e previdenciárias e questões ambientais, sendo que a maioria destes
processos originou-se do curso regular dos negócios. Em 31 de dezembro de 2010 a Companhia figurou como (i) ré
em 3.862 processos judiciais fiscais, 1.526 processos judiciais trabalhistas, 9.366 processos judiciais cíveis no pólo
passivo e 01 de natureza ambiental, e (ii) como autora de 1 processo cível.
Em 31 de dezembro de 2010, as provisões relativas a esses processos foram de R$ 55,9 milhões, dos quais R$16,9
milhões se relacionaram a processos judiciais cíveis, R$ 7,6 milhões relativos à ação ambiental, R$ 0,3 milhão
referentes a ações judiciais tributárias e R$ 31,1 milhões a processos judiciais trabalhistas.
3
O contrato bilateral de compra e venda de energia com a AES Uruguaiana, foi inicialmente negociado com Companhia Estadual de
Energia Elétrica (CEEE), antes da privatização da distribuição e posteriormente foi dividido proporcionalmente ao mercado de vendas
de energia das três concessões de distribuição decorrentes da privatização. Este contrato, já proporcionalmente dividido entre as três
concessionárias de distribuição do Estado do Rio Grande do Sul foi assinado em 30/09/1998. 20
O cálculo dos valores a serem provisionados reflete a melhor expectativa de eventual insucesso nas ações judiciais,
apurado conjuntamente pelos advogados externos e internos, responsáveis pela condução dos processos. Somente
encontram-se provisionados valores relativos aos processos cujo prognóstico apurado é de perda provável. Com
relação aos casos cujo prognóstico apurado em conjunto com os advogados internos e externos é de perda possível, a
Companhia destaca nas Demonstrações Financeiras (DF) tão somente aqueles apontados como relevantes, segundo
4
os critérios estipulados pela Companhia . A Companhia não tem como assegurar que o valor provisionado será
suficiente para cobrir eventuais condenações. Ademais, há ações cujo valor não pode ser estimado, cuja provisão não
foi realizada. O efeito de uma decisão desfavorável nessas ações pode ter um impacto prejudicial sobre o negócio da
Companhia.
Na esfera administrativa, em 31 de dezembro de 2010 a Companhia figurou como ré ou autora em 23 processos
administrativos trabalhistas (considerados todos os casos envolvendo Delegacia Regional do Trabalho e Inquéritos
Civis movidos pelo Ministério Público do Trabalho), 28 processos administrativos fiscais e 9 processos administrativos
ambientais
Não se pode assegurar que uma decisão adversa proveniente de qualquer processo judicial ou administrativo existente
ou a ser iniciado não terá um efeito adverso significativo sobre os resultados das operações ou da condição financeira
da Companhia. Para mais informações, veja o item 4.3 “Processos Judiciais, Administrativos e Arbitrais Relevantes”,
A Companhia é demandada atualmente e poderá ser demandada no futuro pelo sindicato que representa seus
empregados, sendo que uma condenação nestes processos poderá afetar adversamente os resultados da
Companhia
A Companhia foi processada, e poderá vir a ser processada novamente no futuro, pelo sindicato que representa seus
empregados, atualmente o Sindicato dos Eletricitários do Rio Grande do Sul - SENERGISUL. As demandas
apresentadas envolvem diversas questões de natureza trabalhista. O sindicato pode mover processos contra a
Companhia como representante dos empregados da mesma e, portanto, a amplitude dessas demandas poderá
alcançar todos os empregados da Companhia. A Companhia não tem como prever quais demandas serão feitas pelo
sindicato no futuro e quais serão os montantes envolvidos numa eventual condenação nestes processos. Uma
condenação a pagamentos ou obrigações de fazer (que envolvam um investimento adicional por parte da Companhia
para atendê-las) poderão impactar adversamente as atividades e resultados da Companhia. [
b. Relacionados ao seu controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle
Em 28 de junho de 2006, a AES Sul contratou com o banco Unibanco S/A o CAC num 391445-4, no valor total de R$
650,0 milhões. Em 30 de setembro de 2010 o referido contrato foi aditivado no valor de R$ 568,6 milhões, passando as
26 Cédulas Seriadas a serem registradas por uma única cédula de crédito bancário, que teve como garantia de
pagamento a alienação fiduciária das ações de emissão da Companhia detidas pela AES Guaíba II, que representam
99,62% das ações totais da AES Sul.
Se a AES Sul, devedora do Instrumento Particular de Confissão e Consolidação de Dívida número 044.537757-7 do
Banco Unibanco que contempla 01 cédula de crédito bancário no valor total de R$ 568,6 milhões, não cumprir com os
pagamentos ou cláusulas do contrato, o acionista controlador, a AES Guaíba II Ltda na condição de garantidora do
referido financiamento, mediante a alienação fiduciária das ações da Companhia por ela detidas, poderá ter que
transferir a totalidade destas ações a terceiros, o que poderá acarretar eventual mudança de controle da Companhia e
descontinuidade da administração atual. Em 31 de dezembro de 2010, esta dívida correspondia a R$ 585,6 milhões.
Nesta hipótese, deve-se observar que, de acordo com o Contrato de Concessão, qualquer alteração no controle
acionário da Companhia deverá ser previamente aprovada pelo Poder Concedente, conforme cláusula décima segunda
do Contrato de Concessão da AES Sul.
Caso seja descumprida alguma obrigação contratual, como a supramencionada, o Poder Concedente poderá aplicar as
penalidades previstas no contrato de concessão, bem como intervir na concessão e se, depois de instaurado o
processo administrativo, for constatado que o descumprimento persiste, poderá ser declarada a caducidade da
concessão.
c. Relacionados aos seus acionistas
Não aplicável.
d. Relacionados a suas controladas e coligadas
Não aplicável.
e. Relacionados a seus fornecedores
Não aplicável.
f.
Relacionados a seus clientes
Há um volume de contas vencidas e não pagas, e se não forem recuperadas tais receitas, o resultado
financeiro poderá ser negativamente afetado.
4
A Companhia adotou como critério de relevância o percentual de 1% sobre o seu capital social em 31/12/2009, que corresponde a R$
4,3 milhões.
21
Em 31 de dezembro de 2010 e 31 de dezembro de 2009 o saldo das contas a receber (valores a receber de
consumidores, concessionárias, permissionárias e acordos) era, respectivamente de R$134,4 milhões e R$ 134,6
milhões, conforme demonstrado no quadro abaixo:
O tempo médio aplicado para conversão dos créditos vencidos para Provisão Para Créditos de Liquidação Duvidosa
(PCLD) é de 90, 180 e 360 dias para clientes residenciais, comerciais e outros, respectivamente, após o vencimento da
fatura de energia elétrica.
Se esses débitos vencidos e não provisionados não forem recuperados, poderão ser registrados valores adicionais na
PCLD, o que afetará adversamente o resultado da Companhia. Para mais informações, vide item 10.1.h. –
“Comentários dos Diretores – Alterações Significativas em Cada Item das Demonstrações Financeiras” deste
O saldo da PCLD, relativas a consumidores, concessionárias e permissionárias, em 31 de dezembro de 2008, 31 de
dezembro de 2009 e 31 de dezembro de 2010 era, respectivamente de R$ 166,3 milhões, R$ 176,6 milhões e R$ 178,1
milhões representando incrementos de 6,19% e 0,85%, respectivamente de 2009 em relação à 2008 e de 2010 em
relação à 2009.
A PCLD, para os valores relevantes, foi constituída com base na análise criteriosa da perspectiva de recebimento dos
montantes em atraso, combinada com as ações implementadas pela Companhia para recuperação desses créditos,
levando-se em consideração o histórico das negociações de créditos a receber realizadas.
Para os demais casos, foi constituída provisão para os créditos enquadrados nas seguintes situações:
(a) Consumidores residenciais vencidos há mais de 90 dias;
(b) Consumidores comerciais vencidos há mais de 180 dias; e
(c) Consumidores industriais, rurais e outros vencidos há mais de 360 dias.
A Companhia mantém a PCLD em níveis compatíveis com a expectativa de sua Administração em relação ao
recebimento dos créditos vencidos junto ao poder público, em especial aqueles devidos pelos municípios (classe
iluminação pública), cujo vencimento ocorreu há mais de um ano.
A Administração da Companhia continua implementando ações específicas com várias classes de consumidores e, em
especial, com o poder público, inclusive na esfera judicial, para a recuperação dos valores em atraso e condicionando
as negociações aos recebimentos dos débitos vincendos. Os encargos a receber por atraso são calculados de acordo
com as condições contratuais estabelecidas com os consumidores.
22
g. Relacionados aos setores da economia nos quais a Companhia atua
Os impactos de eventual falta de energia elétrica e o consequente racionamento da energia elétrica, como
ocorrido em 2001 e 2002, bem como um problema no sistema interligado de transmissão da energia gerada,
poderão ter um efeito relevante e adverso sobre os negócios e resultados operacionais da Companhia.
A energia hidrelétrica é a maior fonte de energia elétrica no Brasil, representando aproximadamente 66% da
capacidade de geração instalada no Brasil em 2010 e aproximadamente 89% da energia efetivamente gerada, de
acordo com dados da ONS. Nos anos anteriores a 2001, a ocorrência de chuvas em volumes substancialmente
menores que as médias históricas e a falta de expansão da capacidade instalada do Sistema Interligado Nacional (SIN)
(em particular devido a entraves legais e regulatórios verificados no programa de expansão da capacidade termelétrica)
resultaram na redução acentuada dos níveis dos reservatórios nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do país.
De forma a evitar a interrupção no suprimento de energia elétrica no Brasil, 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 não foi aplicado à região sul do Brasil, porém, através da mídia, houve forte incentivo para
a redução voluntária do consumo de energia elétrica o que gerou efeitos negativos importantes na receita da
Companhia. Como a região sul não esteve sob racionamento, a Companhia não foi beneficiada pela Revisão Tarifária
Extraordinária (RTE), não recuperando, portanto, aquelas perdas de receita. Se o Brasil passar por mais um período de
potencial ou efetiva escassez de energia elétrica ou por um problema no sistema de interligação e transmissão de
energia, o Governo Federal poderá implementar políticas e medidas que poderão ter efeito substancial e adverso na
condução dos negócios, resultados operacionais e condição financeira da Companhia.
Previsões equivocadas sobre a necessidade de energia elétrica na área de concessão, ou mudanças
imprevistas do cenário econômico que afetem o nível de consumo de energia, poderão afetar adversamente a
Companhia.
De acordo com a a Lei 10.848/04, as distribuidoras de energia elétrica são obrigadas a contratar previamente, por meio
de leilões públicos, 100% de sua necessidade futura de suprimento. As distribuidoras de energia elétrica enfrentam o
risco de serem proibidas de repassar os custos de aquisição de energia elétrica aos seus clientes caso contratem
menos de 100% ou mais de 103% da demanda total do mercado de sua área de concessão. Os leilões públicos
ocorrem para 5 anos (A-5), 3 anos (A-3) e 1 ano (A-1) antes da data de entrega da energia elétrica ou por um período
específico de suprimento, no caso de leilões de ajuste. As distribuidoras também têm a opção de reduzir a energia
contratada mediante leilão público conforme definido pela referida lei.
Considerando os vários fatores exógenos que afetam para mais ou para menos, a necessidade da Companhia de
suprir a sua demanda, incluindo crescimento da economia e da população, não é possível assegurar que esta
demanda contratada de energia elétrica seja precisa.
O MCSD (Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits) implica em verificar as distribuidoras que estão com
sobras contratuais de energia e aquelas que estão com insuficiências contratuais, promovendo a cessão de direitos
contratuais de compra de energia, sendo rateada proporcionalmente entre todos os Contratos de Comercialização de
Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) dos Agentes de distribuição. Mesmo após a aplicação do MCSD, a compra
de energia poderá manter-se abaixo de 100% ou acima de 103% do total da demanda contratada. Caso isso ocorra, a
Companhia poderá não conseguir repassar aos consumidores a totalidade dos custos de aquisição de energia elétrica
podendo resultar também na imposição de multas, que poderão afetar os seus negócios.
h.
Relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua
Contratos de Compra de Energia
A Companhia acompanha o risco de sobre-contratação na Compra de Energia permanentemente, além de
utilizar-se todos os mecanismos disponibilizados pelas regras vigentes a fim de evitar os potenciais impactos
negativos. A Administração, contudo, não pode garantir que terá pleno sucesso nesse aspecto, podendo haver
impactos negativos significantes para a Companhia.
A Companhia compra toda a energia que vende a seus consumidores de diversas fontes, principalmente através dos
leilões de energia elétrica promovidos pelo Poder Concedente. Para o ano corrente a AES Sul possui contratos de
compra de energia elétrica suficientes para o atendimento de 100% do seu mercado de vendas de energia.
A partir de 2011 e até 2017, a Companhia apresenta uma sobrecontratação em níveis superiores aos limites
regulatórios. Este excesso de energia contratada decorre do fato de que em 2008, a Companhia foi informada de que o
5
contrato de compra de energia com a AES Uruguaiana seria descontinuado a partir de janeiro de 2010, em função do
não suprimento de gás por parte da Argentina, causando uma exposição involuntária à AES Sul, conforme reconhecido
pela ANEEL. Por determinação da ANEEL a AES Sul, lançou mão dos mecanismos disponíveis para suprir essa
deficiência resultando novos contratos via leilões de energia A-3, com vigência a partir de 2011 eliminando, a partir
desse ano essa deficiência. Restava cobrir os déficits dos anos anteriores para o que a Companhia lançou mão dos
Mecanismos de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD), cuja regra básica é que havendo transferências de
contratos de um para outro agente, este deve assumir o contrato na íntegra pelo tempo remanescente do mesmo que,
no caso concreto, se estendem para além de 2011. Como a AES Sul já havia contratado energia em leilão A-3, a partir
de 2011 e até 2017 há sobra de energia.
5
O contrato bilateral de compra e venda de energia com a AES Uruguaiana, foi inicialmente negociado com Companhia Estadual de
Energia Elétrica (CEEE), antes da privatização da distribuição e posteriormente foi dividido proporcionalmente ao mercado de vendas
de energia das três concessões de distribuição decorrentes da privatização. Este contrato, já proporcionalmente dividido entre as três
concessionárias de distribuição do Estado do Rio Grande do Sul foi assinado em 30/09/1998. 23
A Companhia acompanha esse risco permanentemente e utiliza e vai continuar a utilizar todos os mecanismos
disponibilizados pelas regras vigentes a fim de evitar os potenciais impactos negativos. A Administração, contudo, não
pode garantir que terá pleno sucesso nesse aspecto, podendo haver impactos negativos significativas para a
Companhia.
Garantias Referentes à Compras de Energia
Qualquer dificuldade na satisfação de garantias exigidas para Compras de Energia de acordo com a regulação
da Aneel poderá impedir a Companhia de adquirir a energia necessária para o atendimento de seu mercado
consumidor e conseqüentemente poderá ter um efeito adverso nas operações da Companhia.
De acordo com a regulação expendida pela ANEEL, a Companhia deve oferecer garantias específicas relativas à
compra de energia em leilões. O montante destas garantias é variável conforme o montante de energia a ser adquirida
e consistem em tipos diferentes. Um tipo de garantia diz respeito à habilitação da Companhia à participação dos
leilões, o que é feito mediante depósito bancário além de outros procedimentos regulados necessários a habilitação. O
valor depositado é posteriormente devolvido à Companhia. Realizado o leilão, a Companhia deve apresentar garantias
específicas aos vendedores para fins da efetiva contratação da energia. Esta garantia tem vigência ao longo da
duração do contrato de compra de energia e pode ser: (i) Cartas de Fiança Bancária, (ii) Certificado de Depósito
Bancário (CDB), (iii) Títulos Federais, (iv) Seguro Garantia e (v) Quotas de Fundo de investimento extra mercado. A
eventual não satisfação dessas garantias pode impedir a Companhia de adquirir a energia necessária ao atendimento
de seu mercado. A Companhia não pode assegurar que terá condições de satisfazer tempestivamente essas
exigências regulamentares.
Para os Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) a AES Sul pode dar garantias através da
alienação de parte dos seus recebíveis, com a assinatura de Contrato de Constituição de Garantias (CCG) que vigoram
até o final da vigência do contrato de compra de energia, devendo a operação ser previamente aprovada pela ANEEL.
O governo pode alterar a legislação tributária ou regulação específica do setor elétrico, o que poderá acarretar
aumento da carga tributária ou outros efeitos negativos para as empresas brasileiras.
O Governo Federal já implementou e pode voltar a implementar alterações no regime fiscal que afetem os participantes
do setor elétrico em particular. Caso o governo implemente mudanças na legislação fiscal, essas modificações poderão
acarretar aumento nas alíquotas de alguns tributos incidentes sobre as empresas brasileiras. Com relação às
empresas do setor elétrico, aumentos de carga tributária são usualmente repassados aos consumidores mediante
aumento das tarifas cobradas. Caso o aumento das tarifas em virtude desse repasse seja considerável, poderá haver
uma retratação no consumo de energia elétrica o que afetaria negativamente as receitas das empresas do setor,
inclusive da Companhia. Caso esse aumento não possa, por qualquer motivo, ser repassado aos consumidores de
energia elétrica, os resultados e a condição financeira da Companhia poderá ser afetada negativamente.
As tarifas cobradas pela Companhia são determinadas pela ANEEL, conforme seu contrato de concessão.
A ANEEL estabelece as tarifas que cobradas dos consumidores da Companhia, de acordo com uma fórmula já
estabelecida no contrato de concessão e, eventualmente, alterada por novas metodologias de cálculo implementadas
por leis e/ou resoluções homologadas pelo referido órgão regulador.
O contrato de concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de limite de preço que permite três tipos
de ajustes tarifários:
• Reajuste tarifário anual. Com o objetivo de restabelecer anualmente o poder de compra da receita obtida
pelo concessionário, a ANEEL aplica, para os anos compreendidos entre as revisões tarifárias periódicas, o
procedimento de reajuste tarifário anual, com base na fórmula paramétrica estabelecida no contrato de
concessão. Esta fórmula define o Índice de Reajuste Tarifário (IRT). Para maiores informações, veja a Seção
7.3.b. – “Atividades da Companhia – Características do processo de produção - Tarifas” deste Formulário de
Referência.
• Revisão tarifária periódica (RTP). O processo de Revisão tarifária periódica tem como principal objetivo
analisar, após um período previamente definido no contrato de concessão (5 em 5 anos no caso da AES
Sul), o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.
Destaca-se que enquanto nos reajustes tarifários anuais a “Parcela B” da Receita é atualizada
monetariamente pelo Índice Geral de Preços do Mercado, conforme divulgado pela Fundação Getúlio Vargas
(IGP-M) reduzido do Fator X , no momento da revisão tarifária periódica é calculada a receita necessária
para cobertura dos custos operacionais eficientes e a remuneração adequada sobre os investimentos
realizados com prudência. Para maiores informações, veja a Seção 7.3.b. – “Atividades da Companhia –
Características do processo de produção - Tarifas” deste Formulário de Referência.
• Revisão extraordinária. Além dos processos de Reajuste Tarifário Anual (IRT) e Revisão Tarifária Periódica
(RTP) o contrato de concessão estabelece também o mecanismo da Revisão Tarifária Extraordinária, por
meio do qual a ANEEL, poderá, a qualquer tempo, por solicitação da empresa de distribuição e quando
devidamente comprovada, proceder à revisão das tarifas, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro
do contrato, caso haja alterações significativas nos custos das empresas de distribuição. Para maiores
24
informações, veja a Seção 7.3.b. – “Atividades da Companhia – Características do processo de produção Tarifas” deste Formulário de Referência.
Não há como assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas adequadas que permitam repassar aos consumidores todos
os custos, ou que todos os investimentos e ativos sejam remunerados. Além disso, na medida em que quaisquer
desses ajustes não sejam concedidos pela ANEEL em tempo hábil, a condição financeira e resultados operacionais da
Companhia poderão ser adversamente afetados.
Em 2009, no decorrer da CPI das Tarifas de Energia Elétrica, ganhou notoriedade controvérsia que vinha sendo
discutida no âmbito da ANEEL e Ministério de Minas e Energia (MME), sobre alteração da metodologia de reajuste
tarifário das distribuidoras de modo a promover a neutralidade da Parcela A, que é composta por custos com Compra
de Energia, Transmissão e Encargos Setoriais. Basicamente a alegada não neutralidade decorre das variações de
receita em função de variações no mercado projetado no IRT ou na RTP anterior, sendo entendimento da ANEEL que
tais variações não deveriam gerar efeitos econômico-financeiros na receita tarifária das distribuidoras. No entanto, a
própria ANEEL reconhecia que os reajustes e revisões tarifárias foram efetuadas conforme o Contrato de Concessão e
legislação vigente, não havendo nenhum erro ou ilegalidade nos processos tarifários já realizados e que, para alterar
cláusulas econômicas do Contrato de Concessão, haveria necessidade de concordância das distribuidoras. Assim, em
27 de novembro de 2009, a ANEEL iniciou a Audiência Pública 043/09 para alteração bilateral do Contrato de
Concessão. Em 02 de fevereiro de 2010, a ANEEL aprovou proposta de Aditivo Contratual com alterações na
metodologia de reajuste tarifário com o intuito de promover a neutralidade dos Encargos Setoriais, gerando efeitos
econômico-financeiros a partir de fevereiro de 2010. Em meados de fevereiro, o Aditivo Contratual foi enviado para
aprovação das Distribuidoras.
Após as devidas análises jurídicas, institucionais e econômicas e devidas aprovações societárias, a administração da
Companhia assinou o 3º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o que se deu, formalmente, em 12/04/2010.
A Companhia poderá não conseguir repassar integralmente, por meio das tarifas, os custos das compras de
energia aos consumidores.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico restringe, em certas modalidades de compra de energia em leilões públicos, a
capacidade de repassar aos consumidores o custo das compras de energia caso os custos ultrapassem o Valor Anual
de Referência estabelecido pela ANEEL. Este valor é baseado no preço médio ponderado pago por todas as empresas
de distribuição nos leilões públicos de energia gerada por novas empresas, e a ser entregue em três a cinco anos da
data do leilão, e será aplicado somente durante os 3 primeiros anos após o início da entrega da energia comprada.
Considerando os vários fatores que afetam a necessidade da Companhia de suprir a sua demanda, incluindo
crescimento da economia e da população, não é possível assegurar que esta demanda contratada de energia elétrica
seja precisa. Se ocorrerem variações significativas entre a demanda e o volume das compras de energia, os resultados
das operações poderão ser adversamente afetados.
A ANEEL pode punir a Companhia por descumprimento do contrato de concessão e da regulamentação
aplicável, bem como a Companhia pode perder a concessão antes do término do contrato de concessão.
As atividades de distribuição são realizadas de acordo com um contrato de concessão firmado com a União por
intermédio da ANEEL, com vigência até 2027. Com base nas disposições do contrato de concessão ou da legislação
aplicável à Companhia, a ANEEL poderá aplicar penalidades se qualquer disposição do contrato de concessão for
descumprida. Dependendo da gravidade do descumprimento, tais penalidades, mediante processo administrativo
específico e garantido o direito ao contraditório e à ampla defesa, poderão incluir:
• advertência;
• multas;
• interdição de instalações;
• suspensão temporária da participação em processos de licitação para novas concessões;
• intervenção administrativa; e
• caducidade da concessão.
Parte das receitas advém de clientes qualificados como consumidores “potencialmente livres” que têm a
liberdade de procurar fornecedores alternativos de energia.
Dentro da área de concessão, a Companhia não enfrenta concorrência na distribuição de energia. Entretanto, em
virtude da Lei 9.074/1995 e regulamentação posterior, desde 1995 os clientes classificados como potencialmente livres
podem adquirir energia diretamente dos agentes de mercado (comercializadores e geradores). Além disso, clientes
com uma demanda contratada igual ou superior a 500 kW podem se tornar consumidores livres caso optem por
energia de fontes renováveis, como energia eólica, solar, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas. Os clientes de
alta tensão que compravam energia de Distribuidores no Ambiente de Contratação Regulado o faziam a preços
subsidiados. Esse subsídio, conhecido por “subsídio cruzado”, começou a ser reduzido gradualmente a partir de julho
de 2003, e foi totalmente eliminado em julho de 2007.
25
Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia fornecia energia a 12 unidades de consumo de clientes livres que
representavam 1,3% da receita bruta total e 3,8% do volume total da energia do ano. Em 2009, era fornecida energia a
9 unidades de consumo de clientes livres que representavam 1,2% da receita bruta total e 3,6% do volume total da
energia. Em 31 de dezembro de 2010 e 31 de dezembro de 2009 a Companhia possuía, respectivamente, um total de
310 e 297 consumidores que poderiam comprar energia de fontes de energia renováveis e que representavam
aproximadamente 22,6% e 19,8% da receita líquida, e aproximadamente, 27,5% e 20,2% do volume total de energia
vendida.
Os equipamentos, instalações e operações estão sujeitos a ampla regulamentação ambiental que podem se
tornar mais rigorosos no futuro e resultar em maiores responsabilidades e investimentos de capital.
As atividades de distribuição estão sujeitas a uma abrangente legislação ambiental no âmbito federal, estadual e
municipal. Essas normas incluem a obrigação de obtenção de licenças ambientais para a construção de novas
instalações ou a instalação de novos equipamentos necessários às operações da Companhia. É possível que as regras
de proteção ambiental forcem a Companhia a alocar investimentos de capital para a observância de normas e,
consequentemente, realocar recursos de outros investimentos planejados. Isso poderá ter um efeito adverso
significativo sobre a condição financeira e resultados operacionais.
Adicionalmente, as regulamentações ambientais poderão ficar mais rigorosas no futuro, resultando em um aumento de
investimentos necessários que poderá gerar um efeito adverso nos negócios, resultados operacionais e condição
financeira.
A Companhia é legalmente responsável por quaisquer danos resultantes do fornecimento inadequado de
serviços de distribuição de energia, e as apólices de seguro contratadas poderão não ser suficientes para
garantir o pagamento integral de tais danos.
De acordo com a legislação brasileira, a Companhia é responsável por danos diretos e indiretos ocorridos em
equipamentos elétricos resultantes de perturbações no fornecimento inadequado de serviços de distribuição de
energia, como interrupções repentinas e variações de voltagem. Das solicitações de ressarcimento de aparelhos
elétricos recebidas em 2010, 43% foram julgadas procedentes. Além disso, participará do rateio entre os agentes no
ressarcimento dos danos causados a terceiros em virtude de interrupções ou distúrbios resultantes do Sistema
Interligado Nacional, caso o agente causador das interrupções ou distúrbios não seja identificado pelo ONS, na
proporção de 60% para as distribuidoras, 20% para as transmissoras e 20% para as geradoras. A Companhia não
contrata apólices de seguro específicas para tais situações e não pode garantir que as apólices de seguros contratados
serão suficientes para garantir a indenização integral de quaisquer danos pelos quais seja responsabilizada no curso
de suas atividades. Além disso, não pode garantir que as apólices de seguro atualmente contratadas continuarão
disponíveis no futuro e nem que conseguirá contratá-las novamente. Para maiores informações, veja a seção: 7.9. –
“Outras informações relevantes – Seguro” deste Formulário de Referência.
Eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar de maneira adversa as empresas do
setor de energia elétrica, inclusive os negócios e 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 seus negócios, incluindo a
influência sobre as modalidades e os termos e condições dos contratos de venda de energia que a Companhia está
autorizada a celebrar, uma vez que são contratos vinculados a Editais de Leilão e, portanto, não passíveis de
negociação. 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 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 mérito das ações diretas de inconstitucionalidade
ainda não foi julgado, sendo que, em 6 de janeiro de 2009, a Procuradoria Geral da República deu parecer favorável
pela improcedência do pedido. Caso a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico seja declarada inconstitucional, os
agentes do setor elétrico, incluindo a Companhia, poderão ser adversamente afetados.
No inicio de 2011 a Companhia e vários participantes do mercado enviaram contribuições para o regulador objetivando
o aperfeiçoamento da metodologia proposta pela ANEEL para o 3º ciclo de revisão tarifária. Até o momento, não houve
a publicação da a publicação da metodologia final para o 3º ciclo de revisão tarifária, que deverá ocorrer apenas no 2º
semestre de 2011.
O efeito integral das reformas introduzidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e sua continuidade, o resultado
final da ação perante o Supremo Tribunal Federal e reformas futuras na regulamentação do setor elétrico são difíceis
de prever, sendo que as mesmas poderão ter um impacto negativo sobre os negócios e resultados operacionais da
Companhia.
26
Eventuais alterações na regulamentação das agências reguladoras podem ter um efeito prejudicial no setor de
energia elétrica, inclusive nos negócios e resultados da Companhia.
Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional, que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle social
das agências reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre outros pontos,
a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os Ministérios a que estiverem
vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela qualidade dos serviços prestados e
acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações dos usuários, seja contra a atuação da
Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo
Presidente da República.
Caso a mencionada lei entre em vigor, as medidas dela decorrentes poderão reduzir as atribuições da ANEEL,
passando o Poder Concedente, por outro lado, sobretudo o MME – ao qual a ANEEL é vinculada –, a ter maior atuação
e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas não afetarão
negativamente as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a 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, às emissões atmosféricas e às intervenções em áreas especialmente protegidas.
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, 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. 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 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.
Importante acrescentar, que o Decreto 7.390/10 regulamenta a Lei que cria o PNMC – Plano Nacional de Mudanças
Climáticas. Referido decreto indica os planos que serão usados como referência, como por exemplo, o PDE - Plano
Decenal de Energia. Também institui quais são os planos de ação para atingir as metas voluntárias de redução de
emissão de Gases Efeito Estufa - GEE no Brasil para o ano 2020. Pode impactar a AES Sul no que diz respeito à
evolução do programa de eficiência energética.
A ocorrência de danos ambientais envolvendo as atividades da Companhia pode sujeitar-nos ao pagamento de
substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar negativamente os negócios
da Companhia e o valor de mercado dos valores mobiliários por ela emitidos.
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 obrigar a Companhia a retardar ou redirecionar investimentos em outras áreas e ter um
efeito adverso sobre os resultados da Companhia.
i.
Relacionados aos países estrangeiros onde o emissor atue
Não aplicável, pois a Companhia atua somente em território brasileiro.
4.2
Expectativas de redução ou aumento na exposição da Companhia a riscos relevantes
São monitorados, constantemente, os riscos do negócio que possa impactar de forma adversa as operações e
resultados, inclusive mudanças no cenário macroeconômico e setorial que possam influenciar as atividades, analisando
índices de preços e de atividade econômica, assim como a oferta e demanda de energia elétrica. Administra-se de
forma conservadora a posição de caixa e o capital de giro. Atualmente, não foi identificado o cenário de aumento ou
redução dos riscos mencionados acima.
27
4.3
Processos judiciais, administrativos e arbitrais relevantes em que a Companhia ou suas controladas são
parte (processos não sujeitos a segredo de justiça)
A Companhia está atualmente envolvida em processos judiciais e administrativos sobre diversas questões legais,
regulatórias e administrativas, inclusive processos relacionados a aumentos de tarifa, responsabilidade civil, obrigações
tributárias, obrigações trabalhistas e previdenciárias, e questões ambientais, sendo que a maioria destes processos
originou-se do curso regular dos negócios da Companhia. Em 31 de dezembro de 2010 a Companhia figurou como (i)
ré em 3.862 processos judiciais fiscais, 1.526 processos judiciais trabalhistas, 9.366 processos judiciais cíveis no pólo
passivo e 01 de natureza ambiental, e (ii) como autora de 1 processo cível.
Em 31 de dezembro de 2010, as provisões relativas a esses processos foram de R$ 75,3 milhões, dos quais destacamse R$ 31,1 milhões a processos judiciais trabalhistas, R$ 16,9 milhões se relacionaram a processos judiciais cíveis e
R$ 3,8 milhões referentes às ações judiciais tributárias..
A tabela a seguir apresenta as provisões da Companhia e valores depositados judicialmente em 31 de dezembro de
2010:
Contingência Provisionada
Provisão
Tributárias
Depósito Judicial
3,8
0,1
Cíveis*
16,9
3,4
Trabalhistas**
31,1
16,1
8,4
0
Outros
15,1
0
Totais
75,3
19,6
Administrativo-Regulatórios
* Inclui R$ 0,6 milhões referente às transferências judiciais originadas em transferências bancárias após o bloqueio judicial e que
posteriormente serão contabilizadas na conta de provisão ou de depósitos em garantia, conforme o caso.
** Inclui R$0,5 milhões referentes às transferências judiciais originadas em transferências bancárias após o bloqueio judicial e que
posteriormente serão contabilizadas na conta de provisão ou de depósitos em garantia, conforme o caso.
O cálculo dos valores a serem provisionados reflete a melhor expectativa de eventual insucesso nas ações judiciais,
apurado conjuntamente pelos advogados externos e internos, responsáveis pela condução dos processos. Somente
encontram-se provisionados valores relativos aos processos cujo prognóstico de insucesso, apurado conjuntamente
com os advogados internos e externos é provável. Com relação aos casos cujo prognóstico apurado em conjunto com
os advogados internos e externos é possível, ressalta-se nas demonstrações financeiras tão somente aqueles
apontados como relevantes, seguindo os critérios estipulados pela Companhia.
A Companhia não tem como assegurar que o valor provisionado será suficiente para cobrir eventuais condenações.
Abaixo se encontra uma descrição dos processos mais relevantes.
Contingências Tributárias
A Companhia figura como ré em 3.862 processos judiciais fiscais, 1.526 processos judiciais trabalhistas, 01 de
natureza ambiental e em aproximadamente 9.367 disputas cíveis, sendo 9.366 disputas judiciais cíveis em que a
Companhia figura como ré e 1 ação em que a companhia figura como autora. A Companhia possuía em 31 de
dezembro de 2010 provisões no montante total de R$ 3,8 milhões.
28
a. juízo
b. instância
c. data de instauração
d. partes no processo
e. valores, bens ou direitos envolvidos
f. principais fatos
Processo nº 001/1.09. 0249155-9
16a. Vara Cível do Foro Central da Comarca de Porto Alegre/RS
1ª
4/9/2009
Autor: Defensoria Pública do Estado do Rio Grande do Sul
Réu: AES Sul Distribuidora Gaúcha S/A
Na hipótese de deferimento de uma medida liminar a AES Sul terá um impacto financeiro negativo da ordem de R$ 9,6
milhões mensais. Na hipótese da ação ser julgada totalmente procedente (mérito), o impacto financeiro negativo será da
ordem R$ 1,2 bilhão (sendo tal valor relativo à devolução em dobro de todos os valores cobrados dos clientes a título de
PIS/COFINS desde a aplicação de tal sistemática, conforme determinação contida na Resolução Homologatória ANEEL
n. 93/2005).
A Defensoria Pública do Estado do Rio Grande do Sul ajuizou (em 04/09/2009) Ação Coletiva alegando a ilegalidade do
destaque do PIS/PASEP e da COFINS nas faturas de energia elétrica emitidas a todos os consumidores da AES Sul.
Em tal ação é sustentado pela Defensoria Pública que mencionado destaque não pode ocorrer por consubstanciar
repasse jurídico (o que seria vedado à espécie tributária em caso).
O Autor requereu a suspensão do destaque (e respectivo "repasse"), bem como a devolução em dobro (por aplicação
do Código de Defesa do Consumidor) do valor que entende ser cobrado indevidamente de todos os consumidores da
AES Sul.
O destaque do PIS/PASEP e da COFINS nas faturas de energia elétrica emitidas ao consumidor final foi autorizado pela
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) por meio da Resolução Homologatória n. 93/2005 (em relação à
Companhia) em decorrência da exclusão de tais tributos da Parcela B formadora da tarifa de energia elétrica. Tal
exclusão ocorreu por conta da alteração da sistemática de apuração das contribuições (passando da sistemática
cumulativa para a não-cumulativa) instituídas pelas Leis números 10.637/2002 e 10.833/2003.
A ação foi julgada improcedente em Primeira Instância Jurisdicional (em 26/10/2009), sem a citação da AES Sul
(conforme faculta o artigo 285-A do CPC).
A Defensoria Pública interpôs Recurso de Apelação, o qual teve seu seguimento negado pelo Tribunal de Justiça do
Estado do Rio Grande do Sul (TJRS) em 04 de novembro de 2010. Contra tal decisão a Defensoria Pública opôs
Embargos de Declaração, que foram rejeitados pelo mesmo Tribunal, em 27 de dezembro de 2010.
Atualmente a AES Sul aguarda a interposição de eventuais recursos da Defensoria Pública às Cortes Superiores
(Superior Tribunal de Justiça – STJ e Supremo Tribunal Federal- STF).
n. 93/2005).
Nestas hipóteses, por tratar-se de matéria que discute tributo que é incorporado como custo na estrutura tarifária
estipulada pelo Contrato de Concessão, deverá haver ajuste tarifário para compensar o desequilíbrio econômicofinanceiro a ser gerado, sob pena de infração ao próprio contrato e à normatização vigente. Porém, a administração da
Companhia não pode garantir que a ANEEL reconhecerá tal fato e que o custo seja efetivamente repassado às tarifas.
g. chance de perda
remota
h. análise do impacto em caso de perda do
processo
n. 93/2005).
i. valor provisionado
Não Aplicavel
Contingências Trabalhistas
Em 31 de dezembro de 2010, a base de processos ativos ajuizados por ex-empregados da Companhia ou de exempregados de empresas terceirizadas totalizava 1.526 processos. Dentre os quais são pleiteados equiparação
salarial, horas extras, horas de sobreaviso, adicional de periculosidade, multa de 40% sobre o Fundo de Garantia por
Tempo de Serviço (FGTS) decorrente de expurgos de planos econômicos, responsabilidade subsidiária, solidária ou,
ainda, pedidos de vínculo empregatício diretamente com a AES Sul em razão de alegado inadimplemento das
obrigações trabalhistas devidas pelas empresas terceirizadas, dentre outras matérias desde a privatização da
Companhia em 1997.
Ademais, existem ações de indenizações por dano moral ou patrimonial decorrentes de acidente de trabalho.
Em 31 de dezembro de 2010, o valor total do risco provável envolvido em todas as ações trabalhistas em andamento
contra a Companhia era de R$ 31,1 milhões, conforme avaliação dos advogados da Companhia.
A Companhia já procedeu ao depósito judicial total de cerca de R$ 16,1 milhões, para garantia do pagamento de
execuções trabalhistas.
A Companhia não é ré em nenhuma demanda de natureza trabalhista cujo desfecho desfavorável possa,
individualmente, ter efeito material adverso sobre suas atividades ou situação financeira.
Contingências Cíveis
A Companhia é parte em aproximadamente 9.749 disputas cíveis, sendo 383 ações em que a Companhia figura como
autora e 9.366 ações em que a Companhia figura como ré, cuja provisão em 31 de dezembro de 2010 era de R$ 16,9
milhões. De uma maneira geral, os processos de natureza cível em que a Companhia figura no pólo passivo envolvem
ações de natureza consumerista, vinculadas ao contrato de fornecimento de energia elétrica, ações indenizatórias
decorrentes de acidentes na rede elétrica e de danos em geral, e ações discutindo a ilegalidade das majorações das
tarifas de energia elétrica realizadas pelas Portarias do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE)
n.º 38/86 e 45/86 durante o chamado “Plano Cruzado”. Por outro lado, as ações em que a Companhia figura como
Autora referem-se a execuções e ações de cobrança em virtude do inadimplemento do contrato de fornecimento de
energia elétrica por parte dos clientes. Deve-se ressaltar que houve uma diminuição do número de processos cíveis,
devido ao fato de a Companhia ter intensificado o volume de acordos celebrados e implementado outras medidas
preventivas.
Além disso, a Companhia também é parte em demandas judiciais nas quais a parte autora alega ter firmado contrato
com a distribuidora de energia para a realização de obras de instalação/expansão de rede de energia elétrica
29
(especialmente área rural), tendo contribuído financeiramente para tais obras. A parte autora, geralmente, requer a
devolução do valor da contribuição sob a alegação de que há contrato que prevê a devolução dos valores ou, nas
hipóteses em que não há previsão de devolução dos valores, que a quantia investida reverterá para o patrimônio da
distribuidora, devendo, portanto, ser devolvida, sob pena de enriquecimento sem causa da concessionária. A maioria
destas demandas é fundamentada em contratos celebrados com a antecessora da AES Sul a Companhia Estadual de
Energia Elétrica (CEEE), todavia, em muitos casos, a AES Sul vem sendo condenada a responder pelas demandas
solidariamente com a CEEE.
Despacho ANEEL 288
a. juízo
b. instância
f. principais fatos
Processo nº 2002.34.00.026509-0
15ª Vara Federal da Seção Judiciária do Distrito Federal
1ª
23/8/2002
Autor: AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia S/A
Réu: Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)
Direito de receber cerca de R$ 418 milhões
Em 2001, a Companhia decidiu não utilizar o mecanismo de alívio de exposição em relação à energia de Itaipu.
Posteriormente, contudo, em virtude da diferença de preços entre os Submercados Elétricos Sul e Sudeste, a
Companhia teve registrado em seu favor uma exposição positiva. Em 16 de maio de 2002, a ANEEL, sob o pretexto de
interpretar corretamente as regras do extinto Mercado Atacadista de Energia (MAE) considerou ilegal a opção da
Companhia, mediante a publicação do Despacho n° 288, com efeitos retroativos, sob a alegação de que o alívio de
exposição seria mandatório. Além disso, o Despacho n° 288 da ANEEL eliminou o direito que a empresa tinha de
receber os valores que haviam sido registrados em seu favor em decorrência da diferença de preços nos Submercados
Sul e Sudeste, fazendo com que a empresa de credora líquida passasse a devedora do mercado.
A Companhia, todavia, não concordando com tal decisão da ANEEL está utilizando todos os meios legais disponíveis
para contestar esse despacho. Assim, em 23 de agosto de 2002, a AES Sul ajuizou ação em face da ANEEL, visando à
anulação do Despacho n° 288 e buscando os créditos resultantes da exposição positiva. Em 29 de outubro de 2002, o
juízo da 15ª Vara Federal da Seção Judiciária do Distrito Federal, em antecipação de tutela proferida na ação nº
2002.34.00.026509-0, determinou que a ANEEL se abstivesse de impor à Companhia o teor do Despacho nº 288,
mormente no tocante ao refazimento de suas demonstrações contábeis, bem como, que a ANEEL diligenciasse junto à
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), antigo MAE, no sentido de comunicar que fosse contabilizado
em favor da mesma o resultado da exposição positiva verificada no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2001.
Em 20 de novembro de 2002 a ANEEL interpôs Agravo de Instrumento, solicitando a revogação dos efeitos da liminar
concedida à Companhia, tendo sido deferido liminarmente o efeito suspensivo da decisão até o julgamento final do
recurso. Em 22 de julho de 2005, a Quinta Turma do Tribunal Regional Federal da 1ª Região negou provimento ao
Agravo de Instrumento nº 2002.01.00.040870-5 interposto pela ANEEL, restabelecendo, com isso, integralmente, os
efeitos da antecipação de tutela deferida no processo nº 2002.34.00.026509-0, determinando a realização de
recontabilização e liquidação que desconsiderassem os efeitos do Despacho n° 288. Em abril de 2006, a ANEEL
interpôs Recurso Especial contra a decisão proferida em sede de Agravo de Instrumento, o qual foi recebido sem efeito
suspensivo. Em junho de 2008 o Superior Tribunal de Justiça não conheceu desse Recurso Especial (RESP) interposto
pela ANEEL.
Todavia, a ANEEL não cumpriu de pronto a medida liminar, sendo necessária uma série de medidas judiciais para que a
Agência efetivasse a liquidação dos valores. Após diversas intimações para cumprimento da decisão liminar, a ANEEL
determinou que a CCEE realizasse a recontabilização e liquidação. Em outubro de 2008, a CCEE divulgou que a
Companhia tinha uma diferença a receber de aproximadamente R$ 418 milhões, referente ao período de 2001,
abrangido pela liminar. Em novembro de 2008, a CCEE implementou o plano de liquidação. Diversas empresas
atingidas pela nova liquidação ingressaram com várias medidas judiciais, tais como, mandados de segurança e
suspensões de liminares, e obtiveram êxito. Em 10 de novembro de 2008, a Companhia recebeu o valor aproximado de
R$ 27 milhões de empresas que não obtiveram liminares. Este valor foi provisionado pela Companhia para o caso de
eventual insucesso na ação judicial com a consequente devolução do valor.
Porém, em 12 de novembro de 2008, a liminar obtida foi parcialmente revogada pelo Juiz de primeiro grau que,
temporariamente, substituía a Juíza titular que a havia proferido. A Companhia recorreu por meio da interposição de um
agravo de instrumento (n° 2001.01.00.065124-8), tendo sido concedida nova decisão liminar em sede recursal, em 02
de dezembro de 2008, para confirmar a impossibilidade de que a AES Sul seja alvo de cobranças dos valores que
haviam contra ela sido apurados na liquidação em que o Despacho nº 288/02 foi empregado. As decisões referentes aos
Mandados de Segurança foram publicadas em 19 de outubro de 2009 e declararam que as empresas que não haviam
sido chamadas para apresentar defesa não poderiam sofrer os efeitos da liminar. A AES Sul embargou dessa decisão,
recurso que uma vez improvido ensejou a interposição de Recurso Especial pela AES Sul nos autos de cada um dos
Mandados de Segurança, alguns dos quais já foram admitidos ao STJ. A decisão nos Mandados de Segurança também
originou a interposição de Recurso Ordinário por parte de algumas empresas, que ainda aguardam julgamento. Todas
as empresas que deveriam efetuar pagamentos em decorrência da nova contabilização determinada pela CCEE em
cumprimento à liminar foram citadas e apresentaram suas contestações. A AES Sul apresentou réplica a essas
contestações em 09 de dezembro de 2009. Em 14/12/2009, foi determinado às partes que especifiquem as provas que
pretendem produzir, tendo a AES Sul, em 16/12/2009, informado que não tem provas a produzir. As partes informaram
as provas que pretendem produzir, aguardando-se deliberação do juiz sobre o tema. Em 30/06/2010, foi dado parcial
provimento ao Agravo de Instrumento n° 2008.01.00.065124-8, confirmando a medida liminar que determinou que não
fosse efetuada qualquer cobrança contra a AES Sul e a anulação de todos os atos processuais a partir do momento em
que os litisconsortes deveriam ter sido citados. Em 06/08/2010, a AES Sul opôs embargos de declaração requerendo
que fosse especificado o exato momento em que os litisconsortes deveriam ter sido citados, em razão da
impossibilidade de a AES Sul saber quem seriam os afetados pela desconsideração dos efeitos do Despacho 288 antes
de nova contabilização e liquidação pela CCEE. Tais embargos de declaração ainda aguardam julgamento. Em 06/10/10
foi a AES Sul intimada acerca de parecer acostado pela litisconsorte CGTEE, sobre o qual se manifestou em petição
datada de 11/10/2010. Autos conclusos desde 02/12/2010.”
g. chance de perda
Não Aplicavel - a companhia é autora do processo
processo
Não Aplicavel
Não Aplicavel
Processos Administrativos Regulatórios
A Companhia possui 13 processos administrativos regulatórios, um deles com valor relevante de R$ 6,4 milhões,
referente à penalidade por violação das metas estabelecidas nos indicadores de continuidade DEC e FEC.
30
Para mais informações sobre os procedimentos judiciais e administrativos, vide nota explicativa nas demonstrações
financeiras referentes ao período encerrado em 31 de dezembro de 2010.
Processos Ambientais
a. juízo
b. instância
f. principais fatos
Processo nº 139/1.08. 0000360-3
Vara Judicial do Fórum de Triunfo/RS
1ª
13/8/2008
Autor: Ministério Público do Estado do Rio Grande do Sul
Réu: AES Sul, AES Florestal, CEEE, representada por seu desmembramento CEEE-D
Os valores estimados para a realização do plano de contenção da contaminação, previstos no relatório técnico foi de R$
29,3 milhões.
A Usina de Tratamento de Madeira (UTM) de Barreto foi instalada pela CEEE, em 1960, no Município de Triunfo,
passando a ser por ela operada desde então.
Em novembro de 1997, após o processo de privatização da CEEE, a AES Sul tomou posse da área e começou a operar
a fábrica de postes de madeira.
Em 14 de junho de 1999 foi constituída a AES Florestal Ltda. (AES Florestal), que recebeu a área em comodato da AES
Sul e operou a fábrica até dezembro de 2005.
Durante o período em que esteve na posse da Unidade de Tratamento de Madeira (UTM) de Barreto, no município de
Triunfo - RS, a AES identificou a existência de passivo ambiental na área da fábrica, relativo à época em que a CEEE
havia operado a UPM, decorrente de produtos químicos usados no processo produtivo. A AES Sul comunicou os fatos
às autoridades competentes (Ministério Público Estadual e Fundação Estadual de Proteção Ambiental (FEPAM). Em
virtude de problemas no processo de privatização da CEEE, em fevereiro de 2006 a CEEE retomou a posse do ativo.
Após a comunicação da existência do passivo, o Ministério Público Estadual instaurou um Inquérito Civil nº 24/2005, que
instruiu Ação Civil Pública ajuizada em 13/03/2008 em face da CEEE, CEEE-D, AES Sul e AES Florestal (empresas que
operaram a Fábrica até a descoberta do passivo ambiental).
O objeto da Ação Civil Pública consiste em: (i) pedido liminar para a remoção dos focos ativos de contaminação; (ii)
condenação solidária das empresas AES Sul, AES Florestal, CEEE-D e CEEE para promover a recuperação da área
degradada como um todo e pagar indenização à coletividade, em valor a ser arbitrado judicialmente, em torno de 6
milhões de reais, a ser recolhido ao Fundo Estadual de Meio Ambiente e (iii.) monitoramento do Rio Taquari.
Antes do ajuizamento da Ação Civil Pública pelo Ministério Público foi contratada uma empresa de consultoria ambiental
para dar continuidade aos estudos ambientais, estruturando todos os documentos e avaliações ambientais que foram
desenvolvidos.
Adicionalmente ao estudo técnico, o trabalho da empresa de consultoria envolveu a realização dos planos de contenção
da contaminação através da remoção para os focos ativos de contaminação. Estes planos são compostos por atividades
técnicas a serem desenvolvidas e cronograma físico-financeiro. Os valores estimados para a realização do plano de
contenção da contaminação, previstos no relatório técnico foi de R$ 29,3 milhões.
Em função da existência da ação civil pública, associada à finalização das avaliações técnicas ambientais e de acordo
com os pareceres jurídicos elaborados por renomados escritórios jurídicos, foi provisionado o montante de R$ 7,34
milhões, correspondente a 25% dos custos de contenção da contaminação.
A medida liminar requerida pelo MP foi indeferida. Em 31 de dezembro de 2010, a ação encontra-se na fase de
instrução.
g. chance de perda
processo
O objeto da Ação Civil Pública consiste em: (i) pedido liminar para a remoção dos focos ativos de contaminação; (ii)
condenação solidária das empresas AES Sul, AES Florestal, CEEE-D e CEEE para promover a recuperação da área
degradada como um todo e pagar indenização à coletividade, em valor a ser arbitrado judicialmente, em torno de 6
milhões de reais, a ser recolhido ao Fundo Estadual de Meio Ambiente e (iii.) monitoramento do Rio Taquari.
R$ 7,34 milhões, correspondente a 25% dos custos de contenção da contaminação.
4.4
Processos judiciais, administrativos e arbitrais, que não estejam sob sigilo, em que a Companhia ou suas
controladas são parte e cujas partes contrárias são administradores ou ex-administradores,
controladores ou ex-controladores ou investidores da Companhia ou de suas controladas
A Companhia não é parte de quaisquer processos judiciais, administrativos e 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 (não divulgados nos itens 4.3 e
4.4 acima) relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte
A Companhia não é parte em nenhum processo sigiloso relevante.
4.6. Processos judiciais, administrativos e arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e causas
jurídicas semelhantes, que não estão sob sigilo e em conjunto são relevantes, em que a Companhia ou
suas controladas são parte
A Companhia não é parte de processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos
e causas jurídicas semelhantes, estejam ou não sob sigilo e em conjunto sejam relevantes, além dos processos
judiciais ou administrativos mencionados no item 4.3 acima.
4.7. Outras contingências relevantes
A Companhia não possui outras contingências relevantes além daquelas listadas nos itens anteriores. A Companhia
não possui empresas controladas.
4.8. Informações sobre as regras do país de origem de emissor estrangeiro e as regras do país no qual os
valores mobiliários do emissor estrangeiro estão custodiados
Não aplicável, pois a Companhia é uma empresa nacional e somente pode atuar em sua área de concessão.
31
5. Riscos de Mercado
A Companhia está sujeita a riscos de mercado no curso normal de suas atividades. Tais riscos estão relacionados
principalmente às alterações adversas em taxas de juros e câmbio, à indústria em geral, às atividades e à
regulamentação do setor em que atuam, bem como às licenças ambientais necessárias para o desenvolvimento das
atividades.
5.1 Riscos de mercado a que a Companhia está exposta, inclusive em relação a riscos cambiais e a taxa de
juros
O governo brasileiro exerceu e continua a exercer influência significativa sobre a economia brasileira. Essa
influência, bem como a conjuntura econômica e política brasileira, podem afetar a Companhia de forma
adversa.
O governo brasileiro poderá intervir na economia nacional e realizar modificações significativas em suas políticas e
normas monetárias, fiscais, creditícias e tarifárias. As medidas tomadas no passado pelo governo brasileiro para
controlar a inflação, além de outras políticas e normas, implicaram aumento das taxas de juros, mudança das políticas
fiscais, controle de salários e preços, bloqueio ao acesso a contas bancárias, desvalorização cambial, controle de
capital e limitação às importações, entre outras medidas. Não se tem controle sobre quais medidas ou políticas o
governo brasileiro poderá adotar no futuro, e não há como prevê-las. Os negócios da Companhia a situação financeira,
o resultado de das operações e as perspectivas poderão ser prejudicados de maneira significativa por modificações
relevantes nas políticas ou normas que envolvam ou afetem fatores, tais como:
● instabilidade social e política;
● expansão ou contração da economia global ou brasileira;
● controles cambiais e restrições a remessas para o exterior;
● flutuações cambiais relevantes;
● alterações no regime fiscal e tributário;
● liquidez dos mercados financeiros e de capitais domésticos;
● taxas de juros;
● inflação;
● política monetária;
● política fiscal;
● risco de preço;
● risco hidrológico
 racionamento de energia; e
● outros acontecimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos que venham a ocorrer no Brasil ou
que o afetem.
A incerteza quanto à implementação de mudanças por parte do governo brasileiro nas políticas ou normas que venham
a afetar esses ou outros fatores no futuro pode contribuir para a incerteza econômica no Brasil e pode aumentar a
volatilidade do mercado brasileiro de valores mobiliários e dos valores mobiliários emitidos no exterior por companhias
brasileiras. Tais incertezas e outros acontecimentos futuros na economia brasileira poderão nos afetar adversamente.
A instabilidade cambial pode prejudicar a economia brasileira, bem como os negócios da Companhia.
Em decorrência de diversas pressões, a moeda brasileira tem sofrido desvalorizações recorrentes com relação ao
Dólar e outras moedas fortes ao longo das últimas quatro décadas. Durante todo esse período, o governo brasileiro
implementou diversos planos econômicos e utilizou diversas políticas cambiais, incluindo desvalorizações repentinas,
minidesvalorizações periódicas (durante as quais a frequência dos ajustes variou de diária a mensal), sistemas de
mercado de câmbio flutuante, controles cambiais e mercado de câmbio duplo. De tempos em tempos, houve flutuações
significativas da taxa de câmbio entre o Real e o Dólar e outras moedas.
Por exemplo, segundo o Banco Central do Brasil, o Real desvalorizou 18,7% em 2001 e 52,3% em 2002 frente ao
Dólar, embora o Real tenha valorizado 11,8%, 8,7% e 17,2% com relação ao Dólar em 2005, 2006 e 2007,
respectivamente. Em 2008, em decorrência do agravamento da crise econômica mundial, o Real se desvalorizou 32%
frente ao Dólar, tendo fechado em R$2,336 por US$1,00 em 31 de dezembro. Em 31 de dezembro de 2009, com a
recuperação do país frente à crise, observou-se a valorização de 33,8% da moeda brasileira frente ao Dólar. Em 2010,
o Real teve valorização de 4,3% frente ao dólar e, em 31 de dezembro de 2010, a taxa de câmbio entre o Real e o
Dólar era de R$1,6662 por US$1,00. Não se pode garantir que o Real não será desvalorizado em relação ao Dólar
novamente.
A eventual desvalorização do Real em relação ao dólar aumentará os custos das obrigações da Companhia em moeda
estrangeira, particularmente suas obrigações de compra de energia de Itaipu, um dos maiores fornecedores da
Companhia, e dessa forma impactando seu custo. Porém, as variações da taxa de câmbio desse contrato são
reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA, e que por sua vez, serão repassadas aos
consumidores no próximo reajuste e/ou revisão tarifária. Uma grande desvalorização do Real pode afetar de forma
significativa a liquidez e fluxo de caixa da Companhia no curto prazo. A desvalorização do Real também cria pressão
inflacionária que pode nos afetar negativamente. Usualmente, a desvalorização do Real limita o acesso da Companhia
aos mercados de capitais internacionais e pode favorecer a intervenção do estado na economia, incluindo a imposição
de políticas recessivas.
32
O aumento ou a manutenção de elevadas taxas de juros reais pode causar um efeito adverso à economia
brasileira e à Companhia.
As altas taxas de juros têm afetado adversamente a economia brasileira e podem afetar negativamente os negócios da
Companhia. Durante o ano de 2002, o Banco Central aumentou a taxa de juros base do Brasil, de 19% para 25%,
como resultado da crescente crise econômica da Argentina, um dos maiores parceiros comerciais do Brasil, como
também do menor nível de crescimento da economia dos EUA e da incerteza econômica causada pelas eleições
presidenciais brasileiras, dentre outros fatores. Durante o ano de 2003, o Banco Central reduziu a taxa de juros base
do Brasil de 25,5% para 16,5%, refletindo um período favorável e taxas de inflação em linha com a política de metas de
inflação do Banco Central. De forma geral, a taxa de juros de curto prazo do Brasil, em decorrência da determinação
pelo Banco Central das taxas de juros de curto prazo, foi mantida em altos níveis nos últimos anos. . Em 31 de
dezembro de 2005, 2006, 2007, 2008, 2009 e 2010, as taxas de juros de curto prazo foram 18,00%, 13,25%, 11,25%,
13,75%, 8,75% e 10,75% ao ano, respectivamente, conforme o Comitê de Política Monetária – COPOM.
Taxas de juros reais elevadas, se mantidas por um período relevante de tempo, tendem a inibir o crescimento
econômico e em conseqüência a demanda agregada. Uma redução do nível de atividade tende a reduzir o consumo
industrial de energia elétrica tendo potencial de afetar, no longo prazo, os preços de venda de energia elétrica. Neste
contexto, futuros investimentos que, devido ao seu estágio inicial, ainda não tenham tido sua energia futura vendida em
contratos de longo prazo poderiam obter preço de venda de sua produção futura inferior ao atualmente esperado
reduzindo o retorno esperado de investimentos futuros.
A inflação e os esforços do governo brasileiro de combate à inflação podem contribuir significativamente para
a incerteza econômica no Brasil, o que pode afetar adversamente a Companhia.
No passado, o Brasil registrou índices de inflação extremamente altos. A inflação e algumas medidas tomadas pelo
governo brasileiro no intuito de controlá-la, combinada com a especulação sobre eventuais medidas governamentais a
serem adotadas, tiveram efeito negativo significativo sobre a economia brasileira, contribuindo para a incerteza
econômica existente no Brasil e para o aumento da volatilidade do mercado de valores mobiliários brasileiro. Mais
recentemente, a taxa anual de inflação medida pelo IGPM, apurado pela Fundação Getúlio Vargas, caiu de 20,10% em
1999 para 1,7% em 2009 e 11,32% em 2010, e o índice anual de preços, por sua vez, conforme medida pelo Índice
Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), calculado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, caiu de
8,9% em 1999 para 4,3% em 2009 e 5,91% em 2010. As medidas do governo brasileiro para controle da inflação
frequentemente têm incluído a manutenção de política monetária restritiva com altas taxas de juros, restringindo assim
a disponibilidade de crédito e reduzindo o crescimento econômico. Como consequência, as taxas de juros oficiais no
Brasil no final de 2006, 2007, 2008, 2009 e 2010 foram de 13,25%, 11,25%, 13,75%, 8,75% e 10,75% ao ano,
respectivamente, conforme estabelecido pelo COPOM.
Eventuais futuras medidas do governo brasileiro, inclusive redução das taxas de juros, intervenção no mercado de
câmbio e ações para ajustar ou fixar o valor do Real poderão desencadear aumento de inflação. Se o Brasil
experimentar inflação elevada no futuro, a Companhia pode não seja capaz de reajustar os preços que cobra dos seus
clientes e pagadores, para compensar os efeitos da inflação sobre a estrutura de seus custos, o que poderá resultar
em aumento dos custos da Companhia e afetá-la adversamente.
Acontecimentos e a percepção de riscos em outros países, sobretudo em países de economia emergente e nos
Estados Unidos, podem prejudicar o preço de mercado dos valores mobiliários brasileiros, inclusive o preço
de mercado dos valores mobiliários da Companhia.
O valor de mercado de valores mobiliários de emissão de companhias brasileiras é influenciado, em diferentes graus,
pelas condições econômicas e de mercado de outros países, incluindo países da América Latina, outros países de
economia emergente, os Estados Unidos e a Europa. Embora a conjuntura econômica desses países possa ser
significativamente diferente da conjuntura econômica do Brasil, a reação dos investidores aos acontecimentos nesses
outros países pode causar um efeito adverso sobre o valor de mercado dos valores mobiliários de companhias
brasileiras. Crises nesses países podem reduzir o interesse dos investidores nos valores mobiliários das companhias
brasileiras, inclusive os valores mobiliários de emissão da Companhia.
No passado, o desenvolvimento de condições econômicas adversas em outros países do mercado emergente resultou,
em geral, na saída de investimentos e, consequentemente, na redução de recursos externos investidos no Brasil. A
crise financeira originada nos Estados Unidos no terceiro trimestre de 2008 resultou em um cenário recessivo em
escala global, com diversos reflexos, que, direta ou indiretamente, afetaram, e afetam, de forma negativa o mercado
acionário e a economia do Brasil, tais como oscilações nas cotações de valores mobiliários de companhias abertas,
falta de disponibilidade de crédito, redução de gastos, desaceleração generalizada da economia mundial, instabilidade
cambial e pressão inflacionária.
Qualquer dos acontecimentos acima mencionados poderá prejudicar o preço de mercado dos valores mobiliários da
Companhia, além de dificultar seu acesso ao mercado de capitais e ao financiamento de suas operações no futuro, em
termos aceitáveis ou absolutos.
A desvalorização do Real em relação ao Dólar pode criar pressão inflacionária adicional no Brasil e acarretar aumentos
das taxas de juros, podendo afetar de modo negativo a economia brasileira como um todo, bem como afetar
adversamente a Companhia.
33
Alterações na legislação tributária do Brasil poderão afetar adversamente os resultados operacionais da
Companhia.
O Governo Federal regularmente implementa alterações no regime fiscal que afetam a Companhia. Estas alterações
incluem mudanças nas alíquotas e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários, cuja arrecadação é associada
a determinados propósitos governamentais específicos. Algumas dessas medidas poderão resultar em aumento da
carga tributária, o que poderá, por sua vez, influenciar a lucratividade e afetar adversamente os preços de energia,
podendo impactar, conseqüentemente, o resultado financeiro da Companhia. Não há garantias de que a Companhia
será capaz de manter seus preços, seu fluxo de caixa projetado ou sua lucratividade se ocorrerem aumentos
significativos nos tributos aplicáveis às suas operações e atividades.
Riscos de mercado diretamente relacionados aos negócios da Companhia
As operações da Companhia compreendem a distribuição de energia elétrica em 118 municípios no Estado do Rio
Grande do Sul, atendendo a aproximadamente 1,15 milhões de consumidores. Os principais fatores de risco de
mercado que afetam o negócio da Companhia podem ser assim descritos.
Risco de crédito
A Companhia está obrigada, por força de regulamentação do setor de energia elétrica e por cláusula incluída no
contrato de concessão, a fornecer energia elétrica para todos os clientes localizados na sua área de concessão. De
acordo com a regulamentação do setor de energia elétrica, a Companhia tem o direito de cortar o fornecimento de
energia elétrica dos consumidores que não efetuem o pagamento das faturas.
Riscos financeiros
Os pagamentos de energia comprada de Itaipu são afetados pela volatilidade do fator de risco de taxa de câmbio (dólar
norte-americano).
Risco de preço
Em conformidade ao contrato de concessão, a Companhia passa pelo processo de revisão tarifária periódica a cada 5
anos.
Nos processos de revisão tarifária, a Parcela B deixa de ser apurada pela variação do IGP-M ajustado pelo Fator X e
passa a ser calculada através de metodologias definidas pela ANEEL, apresentadas na Resolução Normativa ANEEL
nº 234, de 31 de outubro de 2006 posteriormente alterada pela Resolução Normativa nº 338, de 25 de novembro de
2008.
O resultado da segunda revisão tarifária periódica ocorrida em 2008 através da Resolução Homologatória nº 635 de 17
de abril de 2008, foi provisório. Em 2009 o resultado foi alterado de forma definitiva através da Resolução
Homologatória nº 800, de 07 de abril de 2009.
Na finalização do processo de revisão tarifária, a ANEEL efetuou ajustes em:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Custos operacionais definidos através do modelo da Empresa de Referência;
Receitas Irrecuperáveis;
Base de Remuneração Regulatória;
P&D e Eficiência Energética;
Perdas elétricas regulatórias e;
Fator Xe.
A metodologia de cálculo do 2º ciclo de revisões tarifárias das Distribuidoras foi objeto Audiência Pública da ANEEL nº
052/2007, aberta em dezembro de 2007, e que teve como resultado a Resolução Normativa nº 338, de 25 de
novembro de 2008.
No reajuste anual, que ocorre entre as revisões tarifárias, as empresas distribuidoras de energia elaboram os pleitos
para reajuste das tarifas de energia elétrica, com base em fórmula definida no contrato de concessão, que considera
para os custos não gerenciáveis (Parcela A), as variações incorridas no período entre reajustes e, para os custos
gerenciáveis (Parcela B), a variação do IGP-M, ajustado pela aplicação do Fator X.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) homologou através da Resolução Homologatória nº 965, de 13 de
abril de 2010, as tarifas de fornecimento de energia elétrica e de uso dos sistemas de distribuição da Companhia
resultantes do processo de reajuste tarifário de 2010, cujo aumento médio foi da ordem de 5,56%, correspondendo a
um efeito médio de -2,16% percebido pelos consumidores.
Risco de mercado
O portfolio de contratos de energia de 2010 consiste nos seguintes componentes: Contratos Equivalente com CGTEE;
Contrato de Itaipu e PROINFA (Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica); e Contratos de
Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEARs decorrentes do 1º, 2º, 4º e 8º Leilões Públicos
de Energia Existente realizados em dezembro/2004, abril/2005, outubro/05 e novembro/09, respectivamente, do 1º, 2º,
4º, 5º, 6º e 7º Leilões de Energia Nova realizados em dezembro/2005, junho/2006, Julho/2007, outubro/2007 e
setembro/08 e do 9º Leilão de Ajuste realizado em fevereiro/09. De acordo com o Decreto MME nº 5.163/2004, as
distribuidoras devem efetuar contratos regulados de compra de energia somente através de leilões públicos federais,
com duração estabelecida pelo próprio MME, de três a quinze anos para energia proveniente de empreendimentos
34
existentes e, de quinze a trinta anos, para energia proveniente de novos empreendimentos de usinas térmicas e
hidrelétricas, respectivamente.
Os custos associados à compra de energia são compostos por itens não gerenciáveis. A legislação atual estabelece
que as empresas de distribuição devam garantir o atendimento a cem por cento dos seus mercados de energia e prevê
que a ANEEL deverá considerar, no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica, até cento e três por cento do
montante total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de fornecimento da Distribuidora. Os principais
fatores de incerteza na compra de energia estão relacionados à previsão de 5 anos da carga e à expectativa de preços
futuros. Tais fatores podem implicar em penalidades por insuficiência de contratação, quando a contratação for inferior
a 100%, e em custos não repassáveis às tarifas de fornecimento quando a contratação for superior a 103%. Para
mitigação desses riscos, há instrumentos de contratação de energia elétrica previstos pela regulamentação tais como
leilões de ajuste, MCSD (Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits), opção por redução dos CCEAR’s de
energia existente devido a (i) migração de clientes ao mercado livre, (ii) acréscimos na aquisição de energia
decorrentes de contratos celebrados antes da edição da Lei nº 10.848/2004, e (iii) outras variações de mercado.
A estratégia de suprimento de energia busca assegurar que o nível de contratação permaneça na faixa entre 100% e
103%, minimizando os custos com a compra de energia requerida para atender todos os clientes cativos. Adotou-se,
dessa forma, uma abordagem de gestão de risco na compra de energia focada na identificação, mensuração e gestão
dos riscos de volume e preços, além da utilização de ferramentas de otimização para suporte na decisão de
contratação de energia.
Conforme disposto na Portaria MME nº 45, de 9 de março de 2007 e nas regras estabelecidas pela Resolução
Normativa ANEEL nº 305, de 18 de maio de 2008, a eventual exposição no nível de contratação a qual as
Distribuidoras possam ser submetidas, por fatos alheios a sua vontade, poderá ser repassada à tarifa da Distribuidora.
Este repasse deverá ser concedido, desde que atendidas as condições dispostas na portaria anteriormente
mencionada. Adicionalmente, caberá à ANEEL analisar a isenção da aplicação de penalidade por eventual não
atendimento à obrigação de contratação da totalidade de seu mercado.
Risco de aceleração de dívidas
A Companhia tem contratos de empréstimos e financiamentos com cláusulas restritivas (“covenants”) normalmente
aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas ao atendimento de índices econômico-financeiros, geração de
caixa e outros.
5.2. Política de gerenciamento de riscos de mercado da Companhia, incluindo objetivos, estratégias e
instrumentos
A Companhia adota como política de gerenciamento de risco: (i) manter um nível de caixa mínimo como forma de
assegurar a disponibilidade de recursos financeiros e minimizar riscos de liquidez; (ii) estabelecer diretrizes para
contratação de operações de hedge para mitigação dos riscos financeiros da Companhia, bem como a
operacionalização e controle destas posições. As estratégias e instrumentos utilizados estão especificados nos itens
abaixo.
a. riscos para os quais se busca proteção
O principal risco de mercado para o qual a Companhia objetiva buscar proteção é o risco de crédito. O preço da
energia comprada de Itaipu é estabelecido em dólares americanos, sendo as variações das taxas de câmbio desse
contrato reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA. Desta forma, embora não haja efeito
econômico, do ponto de vista financeiro a Companhia poderá ser severamente impactada ante uma eventual
significativa desvalorização do Real, comprometendo sua disponibilidade de caixa, pelo menos até a recomposição
tarifária correspondente. Neste cenário, a Companhia poderá não ser capaz de cumprir seu plano de investimentos, ou
mesmo de fazer frente aos demais compromissos financeiros.
A Companhia também monitora potenciais necessidades de contratação de instrumentos para proteção de risco de
liquidez, taxa de juros e risco cambial referente a eventuais obrigações atreladas à moeda estrangeira, mas no
momento nenhum instrumento é utilizado diante da inexistência de risco efetivo.
Quanto à proteção à sua exposição ao risco de crédito presente em instrumentos financeiros, a Companhia seleciona
instituições financeiras pelos critérios de reputação no mercado (instituições sólidas, seguras e de boa reputação) e
pelo fato de poderem ou não prover um tratamento diferenciado nas operações, seja em custos, qualidade de serviços,
termos e inovação. As operações também deverão atender aos requisitos de compliance da Companhia e as
instituições financeiras deverão enquadrar-se em classificação de risco conforme tabela abaixo:
Ratings em escala nacional e moeda local
Fitch Atlantic Rating
Moody’s Investor
Standard & Poor’s
AA-, AA, AA+, AAA
Aa3, Aa2, Aa1, Aaa
AA-, AA, AA+, AAA
Quanto aos valores de exposição máxima por instituições financeiras, a Companhia definiu os seguintes critérios:

Critério de Caixa: Aplicações de no máximo 20% do total da carteira por instituição financeira;

Critério de Patrimônio Líquido (PL) da Companhia: Aplicações de no máximo 20% de seu PL por
instituição financeira; e
35

Critério de PL da Instituição Financeira recebedora de recursos: Cada instituição financeira poderá
receber recursos de no máximo 5% de seu PL.
b. estratégia de proteção patrimonial (hedge)
Uma vez identificados os riscos a serem mitigados, a Companhia buscará os instrumentos mais adequados para
contratar o hedge.
Os principais fatores que deverão direcionar a decisão do instrumento a ser utilizado estão listados a seguir:
• Situação de liquidez da Companhia;
• Condição de crédito junto ao mercado financeiro;
• Cenário de mercado.
Definido o objeto do hedge e o instrumento a ser utilizado, a Companhia precifica tais operações sempre seguindo as
metodologias de mercado vigentes.
O valor de mercado do hedge é calculado com base nos preços médios divulgados diariamente pela BM&FBOVESPA
e considera a variação cambial do período com base na PTAX- V (câmbio médio divulgado diariamente pelo BACEN
após o fechamento do mercado) do dia imediatamente anterior da data inicial e do período analisado.
Os instrumentos financeiros a serem utilizados visando a proteção patrimonial são:
• SWAP, Juros Máximos (Cap) e Floor Agreements para proteção (Hedge) contra exposição a dívidas de taxa
flutuante sem direito a reclamações (non-recourse).
• SWAP e Contratos a Termo para proteção (Hedge) contra o risco de moeda estrangeira em certas obrigações
atreladas à moeda não funcional.
• Instrumentos derivativos de energia elétrica, incluindo SWAP, Opções, Contratos a Termo e Futuros para gestão do
risco relacionado a compra e venda de energia elétrica.
c. instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge)
Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia não possuía qualquer instrumento de hedge ou qualquer outro visando a
eventual proteção da sua receita ou despesas operacionais.
d. parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos
Definido o objeto do hedge e o instrumento a ser utilizado, a Companhia precificará tais operações sempre seguindo as
metodologias de mercado vigentes.
O valor de mercado do hedge é calculado com base nos preços médios divulgados diariamente pela BM&FBOVESPA
e considera a variação cambial do período com base na PTAX- V (câmbio médio divulgado diariamente pelo Banco
Central do Brasil (BACEN) após o fechamento do mercado) do dia imediatamente anterior à data inicial e do período
analisado.
e. se a Companhia opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial
(hedge) e quais são esses objetivos
Não aplicável.
f.
estrutura organizacional de controle de gerenciamento desses riscos
A Companhia possui uma Gestão Integrada de Riscos que permite uma visão consolidada de todos os riscos ainda que
eles sejam gerenciados nas áreas de origem em que há a exposição.
Os riscos empresariais mais significativos que possam vir a afetar financeiramente a Companhia, bem como sua
imagem e a capacidade da organização de alcançar os objetivos estratégicos e do negócio são classificados,
analisados e tratados por meio de ações estruturantes, tendo como base o Modelo COSO ERM (Comitê das
Organizações Patrocinadoras, ERM- Enterprise Risk Management).
A partir da identificação dos riscos empresariais, estes são classificados nas seguintes categorias: Estratégico,
Financeiro, Operacional e Regulatório, e posteriormente analisado por meio de sua prioridade, onde são levados em
consideração o horizonte de tempo (curto, médio e longo prazos), a importância relativa (qualitativa) e financeira
(quantitativa) da exposição do risco. Os riscos com exposição alta, muito alta e extrema são deliberados em Comitê de
Riscos.
O Comitê de Riscos é um fórum cuja constituição foi aprovada pela Diretoria Colegiada, responsável por validar o
modelo de GIR (Gestão Integrada de Riscos), o portfólio de risco e avaliações de riscos relevantes, bem como priorizar
recursos para assegurar adequada resposta aos riscos do grupo AES. O Comitê se reúne mensalmente (sendo sempre
às últimas terças-feiras de cada mês) e as deliberações referentes à avaliação dos riscos com analise dos impactos,
probabilidades e seus planos de ação, são reportados à Alta Administração. O Comitê de Riscos poderá solicitar a
participação de executivos e/ou colaboradores das áreas de negócio nas suas reuniões para contribuir com
informações adicionais para avaliação dos riscos. O Comitê de Riscos foi estruturado captando Diretores das principais
áreas e empresas do Grupo AES, como Regulatório, Controladoria, Jurídico, Comercial, Segurança, representante
AES Atimus e AES Sul e é coordenado pelo Diretor de Planejamento Estratégico e Financeiro que hoje também é
responsável pela área de Gestão de Riscos.
36
g. adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política
adotada
Conforme citado acima, a Companhia executa o monitoramento da gestão dos riscos e os testes de verificação da
efetividade desta gestão são efetuados pelas áreas de controles internos e auditoria interna. Para mais informações
sobre o tema, consultar o item 10.6 deste Formulário de Referência.
Análise de sensibilidade das aplicações financeiras
Com a finalidade de verificar a sensibilidade do indexador nas aplicações financeiras ao qual a Companhia estava
exposta na data base de 31 de dezembro de 2010, foram definidos 05 cenários diferentes. Com base no relatório
FOCUS de 31 de dezembro de 2010 foi extraída a projeção do indexador SELIC/CDI para o ano de 2011 e este
definido como o cenário provável; a partir deste calculadas variações de 25% e 50%.
Para cada cenário foi calculada a receita financeira bruta não levando em consideração incidência de tributos sobre os
rendimentos das aplicações. A data base utilizada da carteira foi 31 de dezembro de 2010 projetando para um ano e
verificando a sensibilidade do CDI com cada cenário.
Indexador
Selic/CDI
Cenário I
Cenário II
6,03
Posição em 31.12.2010
Aplicações Financeiras
123.150
Operação
Aplicação Financeira
CDI
Risco 9,05
Cenário I
7.426
Cenário Provavél
12,06
Cenário II
11.139
Cenário III
15,08
Cenário Provavél
14.852
Cenário IV
18,09
Cenário III
Cenário IV
18.565 22.278
Análise de sensibilidade das dívidas
Com a finalidade de verificar a sensibilidade do indexador nas dívidas ao qual a Companhia estava exposta na data
base de 31 de dezembro de 2010, foram definidos 05 cenários diferentes. Com base no relatório FOCUS de 31 de
dezembro de 2010, foi extraída a projeção dos indexadores CDI / IGP-DI / IGP-M / DOLAR e com base na curva futura
da BM&FBOVESPA de 31 de dezembro de 2010, foi extraída a projeção da LIBOR, todos para o ano de 2011 e assim
definindo-os como o cenário provável; a partir deste foram calculadas variações de 25% e 50%.
Para cada cenário foi calculada a despesa financeira bruta não levando em consideração incidência de tributos e o
fluxo de vencimentos de cada contrato programado para 2011. A data base utilizada da carteira foi 31 de dezembro de
2010, projetando os índices para um ano e verificando a sensibilidade dos mesmos em cada cenário.
Operação
Taxa de Juros
Saldo de
Principal em
31.12.2010
Projeção Despesas Financeiras - Ano 2011
Queda
de 25%
de 50%
NA
NA
NA
NA
Base Case
Aumento
de 25%
de 50%
NA
NA
NA
NA
DIVIDAS EM REAIS COM TAXA PRE-FIXADA
Eletrobrás - Luz para todos
Eletrobrás - Finel
5,00% a.a.
5,00% a.a.
59.595
17.582
MOEDA ESTRANGEIRA
Eletrobrás Itaipu
1,7200
2,1500
2,5800
12,00% a.a.
8.265
(2.067)
(4.456)
322
2.711
5.100
385
568.625
9,05%
39
62.002
6,03%
28
44.538
12,06%
51
79.409
15,08%
63
96.873
18,09%
74
114.280
62.041
44.565
79.460
96.936
114.354
CDI
Arrendamento mercantil
CCB - Unibanco
1,2900
CDI+1,05% a.a.
CDI+1,7% a.a.
TOTAL
NA
NA
0,8600
IGPM
Consumidores
IGPM+6,00% a.a.
6.481
4,16%
675
2,77%
579
5,54%
769
6,93%
865
8,31%
960
TJLP
BNDES Safra
TJLP+3,55% a.a.
2.928
4,50%
240
3,00%
195
6,00%
286
7,50%
331
9,00%
377
5.3. Alterações significativas nos principais riscos de mercado em que a Companhia está exposta ou na
política de gerenciamento de riscos adotada no último exercício social
Não houve alterações nos principais riscos financeiros.
5.4. Outras informações relevantes
37
6. Histórico da Companhia
6.1. Constituição da Companhia
6.2. Prazo de duração
Indeterminado.
6.3. Breve histórico da Companhia
A Companhia foi constituída em 28 de julho de 1997 com a denominação social de Companhia Centro-Oeste de
Distribuição de Energia Elétrica como uma subsidiária integral da Companhia Estadual de Energia Elétrica - CCEE.
Em 13 de outubro de 1997, a Companhia obteve seu registro como companhia aberta junto à Comissão de Valores
Mobiliários (CVM).
Em 21 de outubro de 1997, foi realizado o leilão de privatização da Companhia Centro-Oeste de Distribuição de
Energia Elétrica, nessa oportunidade, o controle acionário, representando 90,9% do capital social, foi indiretamente
adquirido pela The AES Corporation, através da sociedade AES Guaíba Empreendimentos Ltda, por aproximadamente
US$1,51 bilhão, em processo licitatório conduzido pelo Governo do Estado do Rio Grande do Sul. Por exigência do
Edital de Licitação, a AES Guaíba Empreendimentos Ltda, adquiriu o saldo das ações destinadas aos empregados da
CEEE e não adquiridas pelos empregados, ao mesmo preço por ação ofertado no leilão. Desta forma o capital total
detido pela AES Guaíba Empreendimentos Ltda, passou a ser de 96,1%.
Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 1º de dezembro de 1997, a denominação social da Companhia
Centro-Oeste de Distribuição de Energia foi alterada para AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. e assim
permanece até hoje.
Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 29 de maio de 1998, a acionista controladora da Companhia, AES
Guaíba Empreendimentos Ltda., foi incorporada pela AES Sul, com o consequente cancelamento de suas quotas e
extinção da sociedade. Em decorrência desta operação, as ações detidas pela incorporada de emissão da AES Sul
foram atribuídas as suas sócias.
Ato contínuo à operação de incorporação, o controle acionário da Companhia passou a ser da AES Guaíba II
Empreendimentos Ltda., detentora de ações representativas de 96,1% do seu capital social.
Em 26 de abril de 2004 a AES Sul efetuou um grupamento de ações à razão de 4.000 (quatro mil) ações para 1 (uma).
Com o grupamento de ações, o capital social da Companhia de R$ 463.286.728,91 passou a ser representado por
134.303 ações sem valor nominal, sendo 69.248 (sessenta e nove mil e duzentas e quarenta e oito) ordinárias e 65.055
(sessenta e cinco mil e cinqüenta e cinco) preferenciais.
Em dezembro de 2004, foi realizada Oferta Pública para aquisição de ações no mercado pela acionista AES Infoenergy
Ltda.. O resultado foi a aquisição de aproximadamente 96% das ações que estavam em poder de acionistas
minoritários da Companhia.
Após a Oferta Pública acima referida, a acionista AES Infoenergy Ltda. passou a deter 3.549 ações de emissão da
Companhia, representando 4,54% do capital votante e 2,64% do capital total, das quais 3.144 são ações ordinárias e
405 são ações preferenciais.
Em maio de 2006 as empresas AES Infoenergy Ltda. (detentora de 4,54% do capital votante e 2,64% do capital total da
AES Sul) e AES Infoenergy II Empreendimentos Ltda. (detentora de 0,15% do capital total da AES Sul) venderam a
totalidade de suas ações para a AES Guaíba II Empreendimentos Ltda. que passou a deter 99,62% das ações da
Companhia, sendo o restante do capital social composto de ações em posse de conselheiros de administração e em
conta tesouraria.
Em 29 de junho de 2006, foi aprovado em Assembleia Geral Extraordinária o aumento do capital social da Companhia
no montante de R$ 1.464.449.500,00 (um bilhão quatrocentos e sessenta e quatro milhões quatrocentos e quarenta e
nove mil e quinhentos reais), mediante a emissão de 144.995 (cento e quarenta e quatro mil novecentas e noventa e
cinco) ações ordinárias nominativas, todas subscritas e integralizadas pela acionista AES Guaíba II. Em ato contínuo,
decidiram os acionistas, reduzir o capital em R$ 1.464.449.500,00 (um bilhão quatrocentos e sessenta e quatro milhões
quatrocentos e quarenta e nove mil e quinhentos reais), mediante absorção de parte do prejuízo acumulado nas
demonstrações financeiras de 2005, permanecendo inalterado o valor do capital social.
Tendo em vista as operações acima referidas, o capital social da Companhia de R$ 463.286.728,91 (quatrocentos e
sessenta e três milhões, duzentos e oitenta e seis mil, setecentos e vinte oito reais e noventa e um centavos) passou a
ser representado por 279.298 (duzentas e setenta e nove mil duzentas e noventa e oito) ações sem valor nominal, das
38
quais 214.243 (duzentas e quatorze mil duzentas e quarenta e três) são ordinárias e 65.055 (sessenta e cinco mil e
cinquenta e cinco) são preferenciais.
Em 28 de dezembro de 2007 foi efetuada a redução do capital social da AES Sul no montante de R$ 30.050.457,55
(trinta milhões, cinqüenta mil, quatrocentos e cinqüenta e sete reais e cinqüenta e cinco centavos), para absorção do
prejuízo acumulado, apurado nas demonstrações financeiras da Companhia referentes ao exercício social de 2006,
passando o capital social de R$ 463.286.728,91 (quatrocentos e sessenta e três milhões, duzentos e oitenta e seis mil,
setecentos e vinte oito reais e vinte um centavos) para R$ 433.236.271,36 (quatrocentos e trinta e três milhões,
duzentos e trinta e seis mil, duzentos e setenta e um reais e trinta e seis centavos).
6.4. Data de registro da Companhia na CVM como companhia aberta
O registro de companhia aberta da Companhia na CVM foi obtido em 13 de outubro de 1997.
6.5. Principais eventos societários, tais como incorporações, fusões, cisões, incorporações de ações,
alienações e aquisições de controle societário, aquisições de ativos importantes, pelos quais tenham
passado a Companhia ou qualquer de suas controladas ou coligadas, indicando: (a) evento; (b) principais
condições do negócio; (c) sociedades envolvidas; (d) efeitos resultantes da operação no quadro
acionário, especialmente sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital
social e dos administradores da Companhia; (e) quadro societário antes e depois da operação
A Companhia é controlada diretamente pela AES Guaíba II Empreendimentos Ltda. (“AES Guaíba II”), que detém (i)
99,62% do total de ações ordinárias, (ii) 100% das ações preferenciais de emissão da AES Sul e (iii) 99,70% do capital
social total. A The AES Corporation controla a AES Guaíba II, por meio de outras sociedades, direta ou indiretamente,
por ela controladas.
Nos últimos três exercícios não houve negócios com as ações da Companhia na BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de
Valores, Mercadorias e Futuros e nenhum evento societário que se enquadre nas definições deste item ao longo dos
três últimos exercícios.
O organograma abaixo apresenta a estrutura simplificada do grupo societário da Companhia:
AES Corporation
100%
AES Internacional
Holding II Ltd.
100%
AES Cayman
Guaíba Ltd.
99,99%
AES Guaíba II
Empreendimentos Ltda.
99,70%
AES Sul
Distribuidora
0,36%
Ações em
Tesouraria / Conselheiros
6.6. Pedidos de falência, desde que fundados em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial da
Companhia, e o estado atual de tais pedidos
Até a presente data, a Companhia não foi notificada de qualquer pedido de falência fundado em valores relevantes,
nem está incursa em processo de recuperação judicial ou extrajudicial.
39
7. Atividades da Companhia
7.1
Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia e suas controladas
O objeto social da Companhia é descrito da seguinte forma: a) realizar estudos, projetos, construções e operações de
usinas produtoras e linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica e serviços correlatos, inclusive sistemas de
informática e a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades, podendo participar de outras
sociedades para a realização de seus objetivos sociais; b) desenvolver atividades associadas à prestação de serviços
de energia elétrica, tais como: uso múltiplo de postes, mediante cessão onerosa a outros usuários, bem como
operação por conta própria de cabos de transmissão de dados, tais como de telefonia, imagem, som e serviços
correlatos; transmissão de dados através de suas instalações, cabos ou outras instalações próprias para esse fim,
observadas a legislação pertinente; prestação de serviços técnicos de operação, manutenção e planejamento de
instalações elétricas de terceiros; serviços de otimização de processos energéticos e instalações elétricas de
consumidores; cessão onerosa de faixas de servidão de linhas e áreas de terra exploráveis de usinas e reservatórios,
visando a maior eficiência no uso da eletricidade; c) integrar grupos de estudo, consórcios, grupos de sociedade ou
quaisquer outras formas associativas com vista a pesquisas de interesse do setor energético e a formação de pessoal
técnico a ele necessário, bem como à prestação se serviços de consultoria e apoio técnico e operacional a outras
empresas.
A atividade da Companhia envolve a compra e venda de energia elétrica para os consumidores finais cativos da sua
área de concessão. A área de concessão da Companhia é de 99.512 km2, em um total de 118 municípios desde a
região metropolitana de Porto Alegre estendendo-se até a fronteira com o Uruguai e a Argentina, respectivamente nos
municípios de Santana do Livramento e Uruguaiana/São Borja no extremo oeste do Estado do RS. Esta área de
concessão deve ser entendida como um monopólio natural em termos de rede de distribuição e subtransmissão que
representa ao mesmo tempo os limites territoriais para a concessionária e impede a entrada de outros concorrentes, a
menos, para o atendimento de clientes que segundo a legislação sejam livres para comprar energia de outros
fornecedores. A Companhia não tem, portanto, nenhuma atividade fora dessa área de concessão e nem possui
empresas controladas. Em 2008, de acordo com o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) e a Fundação
de Economia e Estatística (FEE), a atividade econômica dentro da a área de concessão da Companhia representava
aproximadamente 2,0% do produto interno bruto brasileiro e continha uma população estimada em aproximadamente
3,6 milhões de pessoas. Em 31/12/2010, a rede de distribuição de energia elétrica da Companhia consistia em 50
subestações de distribuição de energia, com uma capacidade de transformação de 1.459 Megavolt Ampére (MVA),
6
1.730 km de linhas de sub-transmissão de 230kV , 138kV e 69kV, uma rede de distribuição com extensão de 62.211
km de circuitos aéreos e 760 mil de postes.
As tabelas abaixo apresentam, as vendas de energia em Gigawatt hora (GWh) e número de consumidores por classe
de clientes consolidadas para os exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2010, 2009 e 2008.
Classes
2010
%
2009
%
2008
%
Residencial 2.140
22,5
2.034
23,1
1.944
22
Comercial 1.095
11,5
1.046
11,9
1.011
11
Industrial 2.687
28,3
2.394
27,1
2.613
29
1.623
17,1
1.480
16,8
1.529
17
1.950
20,5
1.866
21,2
1.857
21
9.495
100,0
8.820
100,0
8.955
100
2010*
%
2009*
%
2008*
%
945.724
82,2
926.698
82
1 Livres
2
Outros Total
Residencial 973.489
82,4
Comercial 8.162
0,7
8.186
0,7
8.217
1
Industrial 84.910
7,2
83.827
7,3
82.820
7
22
0,0
19
0,0
19
0
Livres
1
Outros 2
Total
114.913
9,7
112.777
9,8
110.513
10
1.181.496
100,0
1.150.533
100,0
1.128.267
100
*
“Livres” são os clientes que compram energia de outros participantes do mercado fora do ambiente regulado, mas que se utilizam do
serviço de distribuição e da rede da Companhia para adquirir a energia comprada de outros fornecedores. Para mais informações sobre
o que são clientes livres, veja nota de rodapé no item 4.1 h deste Formulário de Referência.
**
“Outros” significa consumidores rurais, poderes públicos federal, estadual e municipal, iluminação pública e serviço público.
6
A Companhia possui uma linha de 230 kV de aproximadamente 14 km, não integrante da rede básica de transmissão de energia e
que atua como uma linha de subtransmissão e atende exclusivamente a um de seus clientes cativos. Esse cliente, caso migre para o
mercado livre, continuará pagando à AES Sul uma anuidade referente à remuneração do ativo e cobertura dos custos de operação e
manutenção dessa linha além dos encargos setoriais específicos.
40
A Companhia adquire praticamente toda a sua energia por meio de (i) obrigação de compra de energia de Itaipu; (ii)
contratos de longo prazo celebrados com geradores através dos leilões públicos de energia elétrica promovidos pelo
Poder Concedente. Em 2010, A Companhia adquiriu a energia necessária ao atendimento de seu mercado das
seguintes fontes:
Fonte
ITAIPÚ
LEILÃO
CGTEE*
PROINFA
CCEE
TOTAIS
Montente (GWh)
2.144,0
6.299,0
151,0
214,0
174,0
8.982,0
%
23,9
70,1
1,7
2,4
1,9
100,0
* Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica
Como regra geral, a Companhia repassa aos seus clientes, por meio de suas tarifas, todo o seu custo de compra de
energia, com exceção de situações excepcionais previstas na regulamentação aplicável.
O negócio da Companhia, incluindo os serviços fornecidos e as tarifas cobradas, está sujeito à regulamentação da
ANEEL e do MME. Para mais informações, veja o item 7.5. “Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades
da Companhia”. A Companhia também está sujeita aos termos de seu Contrato de Concessão de número 012/97,
celebrado com a ANEEL em 06 de Novembro de 1997, que lhe concede o direito de distribuir energia na sua área de
concessão até 06 de Novembro de 2027.
7.2
Segmentos operacionais que tenham sido divulgados nas 3 últimas demonstrações financeiras de
encerramento do exercício social ou, quando houver, nas demonstrações financeiras consolidadas
a. produtos e serviços comercializados
A Companhia tem como atividade principal a distribuição de energia elétrica.
b. receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia
Atualmente as receitas da Companhia decorrem da atividade de distribuição de energia. Em 2010, a Companhia
registrou receita líquida de R$1.866,0 milhões oriunda da distribuição de 9.424 GWh de energia elétrica para
aproximadamente 1,18 milhões de clientes (incluindo a receita da disponibilização da rede de distribuição para
consumidores livres).
c. lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia
A segregação do lucro ou prejuízo por segmentos de atuação não é aplicável, considerando que as receitas da
Companhia advêm de um único segmento, qual seja, a distribuição de energia elétrica. De toda forma, a tabela abaixo
demonstra o lucro da Companhia nos últimos 2 exercícios sociais, uma vez que o exercício social encerrado em 31 de
dezembro de 2008 não foi adequado aos padrões internacionais de contabilidade IFRS, por esse motivo o lucro
referente a esse exercício social não foi apresentado obedecendo determinação do OfícioCircular/CVM/SEP/Nº005/2011.
Itens
Lucro em milhões
Exercício social encerrado Exercício social encerrado Exercício social encerrado
em 31 de dezembro de
2010
2009
2008
199,4
210,2
Não Aplicavel
7.3. Produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2. acima
a. características do processo de produção
A Companhia não produz a energia que distribui. A Companhia adquire praticamente toda a sua energia por meio de (i)
quotas de compra de energia de Itaipu e Programa de Incentivo à Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA);
(ii) contrato bilateral equivalente celebrado com a Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica (CGTEE); e (iii)
compra em leilões de energia.
b. características do processo de distribuição
Área de Concessão
A área de concessão da Companhia compreende 99.512 km², na região Centro-Oeste do Estado do Rio Grande do Sul
que se estende por 118 municípios, desde a região metropolitana de Porto Alegre, até a fronteira com a Argentina nas
cidades de Uruguaiana e São Borja e com o Uruguai na cidade de Santana do Livramento.
O mapa abaixo demonstra a área de concessão da Companhia:
41
Rede de Distribuição
A companhia distribui energia numa área de concessão que engloba aproximadamente 1,7% da população do Brasil.
Em 2008, sua área de concessão representou aproximadamente 2% do PIB brasileiro e 32% do PIB do Estado do Rio
Grande do Sul. A população total das áreas de concessão é de aproximadamente 3,6 milhões de habitantes.
A energia é transferida de geradoras de energia para os clientes por meio de sistemas de transmissão, subtransmissão
e distribuição. A transmissão é a transferência em grande volume de energia em voltagens de 230kV ou superiores a
partir de instalações de geração e estações de energia a sistemas de subtransmissão e distribuição por meio de uma
rede de transmissão. Subtransmissão é a transferência em grande volume de energia que foi transformada de
voltagens de 230kV ou superiores para voltagens de 138kV ou 69kV a partir de sistemas de transmissão para os
sistemas de distribuição. Distribuição é a transferência de energia que foi transformada de voltagens de 138kV ou 69kV
para voltagens de 23kV ou 13.8kV, ou inferiores a partir do sistema de subtransmissão a clientes finais. Os sistemas de
subtransmissão e distribuição da Companhia são integrados à rede de transmissão para as regiões Sul, Sudeste e
Centro-Oeste do Brasil, que serve aproximadamente 75,0% do mercado brasileiro de energia, incluindo sua área de
concessão.
A Companhia vendeu 7.873 GWh de energia para o mercado cativo por meio de sua rede em 2010 o que corresponde
a cerca de 37% do mercado de energia total do estado do Rio Grande do Sul, gerando uma receita liquida da ordem
R$ 1.432,4 milhões.
A maior parte da energia comprada pela Companhia é de usinas localizadas distante da sua área de concessão e essa
energia é transportada através do sistema de transmissão composto por linhas de transmissão e outros equipamentos
de alta voltagem, com tensões iguais ou superiores a 230 kV, de propriedade das empresas transmissoras. No Rio
Grande do Sul, as instalações de transmissão são basicamente de propriedade da Companhia Estadual de Energia
Elétrica (CEEE-T).
7
Subtransmissão (230kV , 138kV e 69kV)
Anualmente a Companhia realiza estudos de expansão de seu sistema elétrico com o objetivo de garantir o
atendimento de seu mercado de energia, com qualidade e continuidade exigida pelas regulamentações do setor
elétrico. Nesses estudos são analisados todos os pontos do sistema elétrico que poderão ter algum tipo de restrição de
atendimento em função do crescimento do mercado consumidor de energia e para cada um deles são definidas as
obras necessárias à eliminação dessas restrições. Estes estudos são realizados em consonância com os estudos da
EPE e do ONS no que diz respeito, respectivamente, às expectativas de crescimento da demanda e planos de
expansão da rede básica de transmissão e/ou plantas de geração de energia elétrica.
Como característica geral, o sistema elétrico da AES Sul é radial, desde o sistema de baixa tensão até o sistema de
subtransmissão. Trata-se de um sistema elétrico de médio porte que atende tanto às áreas urbanas densamente
povoadas bem como áreas rurais de baixíssima densidade demográfica e de carga. O atendimento a essas áreas de
baixa densidade de carga apresenta custos marginais de construção, operação e manutenção mais elevados em
relação às áreas urbanas. Além disso, há ainda fortes sazonalidades na área de concessão da Companhia, sendo que
a mais acentuada delas está na região da Fronteira-Oeste onde há significativa concentração de lavouras de arroz.
Nesta região as demandas máximas são verificadas no período de verão e levam o sistema elétrico a operar próximo
7 A Companhia possui uma linha de transmissão em 230 kV, de aproximadamente 14 km de extensão, que atua como se de
subtransmissão fosse, na medida em que atende a um único cliente cativo
42
de sua capacidade nominal e com importante folga nos demais períodos. Abaixo são descritos, sucintamente, os
sistemas elétricos da Companhia em 31 de dezembro de 2010.
O sistema de subtransmissão existente na área de concessão da AES Sul é inteiramente radial e composto por 1.730
km de linhas áreas de propriedade da Companhia. Essas linhas de subtransmissão operam nas tensões de 230 kV,
138 kV e 69 kV.
Nessas linhas de subtransmissão estão conectadas 50 subestações de propriedade da AES Sul, cuja potência
instalada é de 1.459 MVA. Todas as subestações são destinadas ao atendimento do mercado da AES Sul e fazem o
rebaixamento da tensão de subtransmissão para o sistema de Média Tensão em 13,8kV ou 23kV.
Distribuição (13,8kV e 23kV) O sistema de Média Tensão é composto por 41.362 km de redes aéreas de média tensão, divididos em 375
alimentadores de distribuição (circuitos primários). Nesses alimentadores estão conectados 55.757 transformadores de
distribuição, os quais suprem os circuitos da Baixa Tensão (circuitos secundários).
O sistema de Baixa Tensão é constituído de 20.849 km de redes aéreas e opera nas tensões de 220/127V ou
380/220V. Nas áreas urbanas esses sistemas de Baixa Tensão são tipicamente trifásicos e nas áreas rurais são
normalmente monofásicos e supridos por um sistema de média tensão também monofásico (sistema Monofásico com
Retorno por Terra - MRT).
Subestação Móvel
Além do sistema elétrico descrito, a AES Sul possui uma subestação móvel de 25MVA que pode ser conectada nas
tensões 69kV ou 138kV e tem a capacidade de fazer o rebaixamento, para a Média Tensão, em 13,8kV ou 23kV. Esta
subestação móvel é utilizada em situações de contingência ou quando há necessidade de grandes obras nas
subestações. Com a mesma finalidade a Companhia possui, ainda, um transformador móvel de 30MVA e mesmas
tensões (69kV-138kV / 13,8kV-23kV.
Planos de Contingência
A Companhia possui planos de contingência apropriados para as diversas potenciais situações de falhas que podem
ocorrer no sistema de distribuição de energia elétrica. Por exemplo, para situações de contingência em
transformadores de potência instalados nas subestações, há planos de manobras de carga previamente elaborados e
testados para as diversas situações e estes servem de base para o treinamento das equipes de operação do sistema.
Desta forma, as manobras de carga são realizadas no menor tempo possível evitando ao máximo os transtornos
decorrentes de uma pane em subestações. Igualmente em nível de média e baixa tensão os planos de contingência
são elaborados tanto para situações normais de operação quanto para situações em que a adversidade atmosférica
implique em grande volume de interrupções. São acompanhados em tempo real os circuitos e transformadores
desenergizados, sua localização e o número de clientes sem energia. Isto permite direcionar o esforço das equipes de
manutenção para as situações mais críticas e que envolvem o maior número de clientes ou para situações de risco de
acidente elétrico concreto, conforme o caso. Da mesma forma, via convênio com centros de pesquisa climáticas,
acompanha-se em tempo real a evolução de eventuais tempestades que possam exigir ações específicas como
realocação de equipes para determinadas áreas.
A manutenção e expansão da rede de distribuição da Companhia em geral exigem a construção de novas instalações,
a instalação de novos equipamentos e a reforma das redes existentes. Esta expansão pode sofrer atrasos por diversas
razões, inclusive problemas ambientais e de engenharia imprevistos. Entretanto, eventuais perdas resultantes de
insuficiências na rede de distribuição da Companhia devidas a atrasos na construção e instalação de equipamentos
são em geral reduzidas porque seu sistema de distribuição está projetado para suportar sobrecargas temporárias
dentro de limites pré-definidos e monitorados, e seus planos de manutenção e expansão em geral contemplam
soluções de construção alternativas.
Investimentos em Serviços ao Consumidor, Expansão e Melhoria
Nos últimos anos a AES Sul realizou níveis de investimento em serviços ao consumidor, expansão e melhoria da rede
elétrica, adequados ao atendimento do mercado consumidor com a qualidade requerida no fornecimento de energia.
No ano de 2008, a Companhia investiu R$ 170,3 milhões em serviços ao consumidor, manutenção e expansão do seu
sistema. Em 2009, esse investimento foi de R$ 132,5 milhões enquanto alcançou R$ 215,3 milhões em 2010.
No ano de 2010 a Companhia intensificou investimentos em subestações e linhas de transmissão, destacando-se:
Ampliação de subestações: acréscimo de 55 MVA de capacidade nas subestações Encantado, São Gabriel, São
Sebastião do Caí e Santa Maria 5. Outros 37,5 MVA serão acrescidos ainda no primeiro trimestre de 2011 nas
subestações Sapiranga e Candelária;
Novas subestações: também em fase de conclusão no primeiro trimestre as obras das 3 novas subestações
Canoas 3, Novo Hamburgo 2 e Tuparay que somarão mais 175 MVA de capacidade;
Novas linhas de transmissão: acréscimo de 5 km em linhas de transmissão na obra da LT Alegrete 2 – Alegrete 1.
Outros 91,5 km serão acrescidos também no primeiro trimestre de 2011, com as obras das novas LT’s Santa
Maria 3 – São Gabriel e Scharlau – Novo Hamburgo 2;
43
 Modernização de linhas de transmissão: recondutoramento de 9 km da LT Campo Bom – Sapiranga.
Os investimentos em manutenção e melhorias também são foco da Companhia. As principais ações tomadas e em
andamento são:
 Manutenção preventiva em circuitos primários com a troca de estruturas e condutores;
 Reforma de circuitos secundários;
 Incremento da automação da distribuição e modernização de equipamentos de subestações.
A tabela abaixo apresenta a evolução do investimento da empresa, nos últimos 3 anos, nos segmentos de serviços ao
consumidor, expansão e manutenção do sistema elétrico entre outros.
Investimentos - R$ milhões
Serviço ao Consumidor e Expansão do Sistema
Manutenção
Recuperação de Perdas
Tecnologia da Informação
Outros
Total (c/ recursos próprios)
Financiado pelo cliente
Subtotal
Material em Depósito
Total
2008
102,7
67,5
0,1
1,6
4,4
176,4
8,2
184,5
12,3
196,9
2009
77,8
54,7
0,3
2,1
6,1
141,0
4,4
145,4
(3,3)
142,1
2010
129,5
85,8
0,8
1,9
18,2
236,1
8,6
244,7
20,5
265,2
Desempenho do Sistema A tabela a seguir mostra informações a respeito das perdas de energia elétrica da Companhia, não incluindo perdas de
transmissão (Rede Básica) relacionadas à sua rede, e a frequência e duração equivalente de interrupções de energia
por cliente por ano e ainda o Tempo Médio de Atendimento (TMA), nos períodos indicados:
Indicadores de Desempenho
Perdas técnicas
Perdas comerciais
Total de perdas de energia elétrica
Interrupções
Frequência de interrupções por clientes por ano (em numero de vezes)
Duração média de interrupções por cliente por ano (em horas)
TMA - Tempo médio de atendimento (em horas)
2010
7,54%
0,99%
8,53%
2009
6,85%
1,70%
8,55%
2008
6,74%
1,43%
8,17%
10,13
18,05
04:40
11,89
20,78
05:36
12,37
19,51
03:14 Perdas de Energia
Costuma-se classificar as perdas de energia em dois tipos: técnicas e não técnicas ou comerciais. As técnicas são
aquelas que ocorrem no curso regular da distribuição de energia da Companhia (perdas por aquecimento de cabos e
equipamentos instalados na rede, por exemplo), enquanto as perdas comerciais resultam de ligações ilegais e furto,
erros de cadastro e medição, avarias em medidores e equipamentos de medição, e por fraudes. As perdas técnicas da
Companhia são calculadas através de um software desenvolvido pelo núcleo de estudos da Universidade de São Paulo
(USP) e que atualmente é comercializado pela Daimond.O sistema utiliza os dados técnicos da rede e as medidas de
demanda e consumo de energia elétrica para realizar os cálculos necessários. As perdas totais são calculadas com
base no “Critério de Perdas Físicas”, que considera o total de suprimento de energia medido na fronteira entre o
sistema de transmissão de energia elétrica e o sistema de distribuição da Companhia nos últimos 12 meses. No
período de 12 meses encerrado em dezembro de 2010, a medição do fluxo de energia nessa fronteira correspondeu a
8
10.434 GWh . O total de perdas é um percentual desse montante, deduzindo-se energias retroativas faturadas relativas
à recuperação de fraudes e, a partir de 2010, calculando a parcela de energia residual dos medidores (energia nãofaturada). Com base nessa metodologia, a perda física apurada em 2010 foi de 8,53%, comparada a 8,55% em 2009 e
8,17% em 2008. Essa redução decorre principalmente em função de uma aceleração do programa de redução de
perdas a partir do segundo semestre de 2009 e início de 2010 nas iniciativas de regularização de ligações
clandestinas, substituição de medidores obsoletos, recuperação de instalações cortadas e combate a fraudes e
defeitos na medição de Clientes dos segmentos não residenciais; aumento da eficácia dos controles de acuracidade e
proteção da receita implementados no novo sistema comercial (CCS) em 2008 e ajustados durante o ano de 2009. O
índice de perdas de energia da AES Sul é bastante baixo quando comparado às demais distribuidoras de energia
brasileiras, sendo considerada, em 2010, como a melhor empresa na gestão de perdas comerciais e elencando, pelo
menos nos últimos 4 anos, entre as 3 melhores empresas do Brasil na gestão de perdas, segundo a avaliação da
(ABRADEE).
Desde a sua privatização, a AES Sul dedicou especial atenção às perdas elétricas acompanhando de perto a sua
evolução e direcionando os recursos necessários para mantê-las sob controle e em nível de benchmarking do setor
elétrico brasileiro. No período de 2008 a 2010, foram realizadas mais de 141 mil inspeções, identificando
aproximadamente 22 mil irregularidades nos sistemas de medição. Nesse período foram regularizadas 3,7 mil ligações
8
O total de energia medida na fronteira entre os sistemas de transmissão e distribuição inclui a energia para os clientes livres existentes
na área de concessão da Companhia. Este montante não pode ser comparado com a energia vendida pela AES Sul que reflete
apenas a energia faturada aos seus clientes cativos. 44
clandestinas que estavam conectadas na rede de distribuição da concessionária sem que a energia consumida fosse
faturada pela Companhia. Além disso, a Companhia substituiu 2,6 mil medidores obsoletos e levantou e recadastrou
mais de 152 mil pontos de Iluminação Pública. O programa de redução de perdas da AES Sul consiste em medidas
relacionadas ao mapeamento da perda de energia, uso de novas tecnologias de detecção e coibição de fraudes,
treinamento de equipes, disponibilização de canais de denúncias, regularização de instalações que estão consumindo
energia indevidamente com a adoção do conceito de redes protegidas, blindagem de centros de medições, análise de
memórias de massa de consumidores ligados em média e alta tensão, redução de perdas em Iluminação Pública, entre
outras. Com esse programa a Companhia faturou, em média, 14,5 GWh/ano de energia retroativa e arrecadou, em
média, R$ 8,1 milhões/ano. Além disso, adicionou ao mercado da Companhia aproximadamente 96,6 GWh de energia
nesses últimos 3 anos.
Interrupções de Energia
Desde a privatização, os indicadores de qualidade da Companhia têm apresentado significativas melhorias, reflexo de
uma atuação focada e forte sobre os problemas que causam as interrupções no fornecimento de energia elétrica e da
aplicação de tecnologia e soluções de engenharia mais eficientes.
Comparando-se os valores de DEC - Duração Equivalente por Consumidor, que indica o tempo total anual de
interrupção, que, em média, cada consumidor sofreu durante o período de um ano, e os valores de FEC - Freqüência
Equivalente por Consumidor, que mostra quantas vezes no ano houve interrupções, a Companhia obteve indicadores
de qualidade e confiabilidade. Desde 1998, ano da privatização, com os valores verificados, até 2010, é possível ter-se
a dimensão exata de quanto a Companhia conseguiu evoluir na qualidade do seu serviço.
Em 1998, a Companhia possuía um DEC de 18,26 horas e um FEC de 17,11 vezes, enquanto que em 2010, os valores
foram respectivamente de 18,05 horas e 10,13 vezes, uma melhora de 0,99% do DEC e de 40,8% do FEC. De acordo
com os dados da ANEEL, a média nacional em 1998 para o DEC foi de 24,05 horas enquanto a do FEC apresentava
um valor de 19,88 vezes, sendo que em 2009 estes foram respectivamente 18,78 horas e 11,66 vezes, melhora de
22% e 42%, respectivamente.
As principais ações implementadas pela Companhia, objetivando a melhoria destes indicadores, em 2010,
foram:












Incremento da potência instalada em circuitos de distribuição existentes e instalação de novos;
Incremento da automação, por meio da instalação de chaves sob carga e religadores digitais telecomandados,
totalizando um parque de 230 equipamentos automatizados na distribuição até 2010, sendo que o plano para 2013
prevê a instalação de mais 250 equipamentos; [guidance de 2013, se for manter colocar no capitulo 11, mas
entendo que deve ser retirado, não damos estes guidances.
Investimentos em manutenção, adequação de não conformidades e ampliação da capacidade dos sistemas de
subtransmissão e de distribuição;
Intensificação do Plano de Manutenção da Distribuição nas ações de poda de árvores, instalação de espaçadores
de baixa tensão e substituições de postes de madeira por postes de concreto, troca de isoladores e conexões;
Inserção de novas ações no Plano de Manutenção da Distribuição, as quais são instalação de chaves fusíveis
religadoras, espaçadores e amortecedores de média tensão;
Substituição de equipamentos obsoletos que tenham impacto direto sobre o fornecimento de energia elétrica;
Plano Safra: ações especiais aplicadas no período de novembro a março e que visam à agilização do atendimento
nas regiões de safra pelo aumento significativo do consumo em função do cultivo de arroz irrigado;
Plano de manutenções preventivas visando reduzir a interrupção de equipamentos que já apresentaram defeitos;
Constante monitoramento meteorológico visando à identificação de condições climáticas desfavoráveis e que
possam ter impacto direto sobre o desempenho do sistema, permitindo a antecipação de estratégias de
atendimento e dimensionamento de turmas de emergência;
Trabalhos em linha viva, reduzindo o tempo e a quantidade de interrupções programadas;
Atualização de equipamentos e veículos que permitam maior agilidade no atendimento de ocorrências. Dentre
estes se destacam as cestas aéreas e escadas metropolitanas que permitem maior mobilidade de trabalho para as
equipes de manutenção;
Implantação de novas tecnologias como o Neutralizador de Faltas à Terra, inédito no Brasil para redução dos
desligamentos e incremento da segurança das redes.
Os gráficos abaixo indicam a frequência e duração de interrupção do fornecimento de energia pela Companhia em
comparação com a média das ocorrências no Brasil e com a meta da ANEEL:
Tarifas
As tarifas aplicadas pela Companhia aos seus clientes consumidores de energia elétrica são determinadas de acordo
com o Contrato de Concessão e com a regulamentação estabelecida pela ANEEL. O Contrato de Concessão da
Companhia e a regulamentação estabelecem um teto (price cap) para as tarifas e prevêem Reajustes Anuais de
Tarifas (IRT), Revisões Tarifárias Periódicas (RTP) e Revisões Tarifárias Extraordinárias (RTE).
As tarifas são determinadas conforme os diversos níveis de tensão ou voltagem em que os clientes são atendidos pela
concessionária, conforme determina a legislação do setor elétrico. Clientes do Grupo A são aqueles atendidos em alta
tensão, ou seja, tensão igual ou superior a 2,3kV, enquanto clientes do Grupo B são aqueles atendidos em baixa
tensão, ou seja, tensão inferior a 2,3kV no caso da AES Sul, 380/220V ou 220/127V.
45
Tarifas Médias R$ /MWh
NÍVEL DE TENSÃO
2010
2009
2008
A1
144,13
150,23
131,67
A2
229,01
242,00
196,64
A3
128,83
131,68
118,55
A3A
-
A4
221,58
AS
188,86
-
-
B1
284,26
274,20
260,61
B2
204,42
195,71
188,79
B3
296,10
285,08
272,22
B4
153,10
148,29
140,27
Tarifa média fornecimento (R$/MWh)
233,40
228,55
207,85
(1)
-
215,59
A s tarifas de vendas de energia elétrica fo ram calculadas dividindo -se as vendas faturadas sem o
ICM S po r M Wh de energia elétrica vendida .
As tarifas para clientes do Grupo A baseiam-se na tensão de atendimento, período do ano que ocorre o fornecimento e
na hora do dia da utilização da energia. As tarifas deste grupo apresentam duas componentes: uma “tarifa de
demanda” e uma “tarifa de energia”. A tarifa de demanda, refere-se à capacidade do sistema alocada a cada cliente,
expressa em Reais por kW, sendo faturada pelo maior valor entre (1) demanda firme contratada ou (2) demanda
efetivamente registrada. A tarifa de energia, expressa em Reais por MWh, se baseia no volume de energia
efetivamente consumido durante um período de fornecimento, que geralmente é de 30 dias. Clientes do Grupo A são
aqueles que na sua maior parte se qualificam como consumidores livres nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor
Elétrico.
No Grupo B, as tarifas são cobradas com base em apenas um componente: a energia efetivamente consumida
expressa em Reais por MWh. O Grupo B é subdividido em: clientes residenciais, residenciais baixa renda, rurais, de
iluminação pública e outras classes (comerciais, industriais, etc.) tendo cada um dos subgrupos uma tarifa específica.
A tabela abaixo mostra informações sobre tarifas médias de energia relativas às vendas de energia da Companhia
durante os períodos indicados.
Tarifas Médias de Vendas de Energia
(1)
Ano
2010
2009
2008
Tarifas residenciais (R$/MWh)
284,28
274,21
260,63
Tarifas industriais (R$/MWh)
217,72
220,61
192,74
Tarifas comerciais (R$/MWh)
286,91
274,48
252,73
Outras tarifas (R$/MWh)
165,75
160,44
146,70
Tarifa média (R$/MWh)
Total de receitas de vendas de energia elétrica a clientes cativos (em
milhões de Reais)
232,57
227,85
207,17
1.830,89
1.672,41
1.538,32
(1)
As tarifas de vendas de energia elétrica foram calculadas dividindo-se as vendas faturadas sem o ICMS
por MWh de energia elétrica vendida .
De acordo com a legislação vigente, para o cliente ter direito à Tarifa Social de Baixa Renda deverá estar cadastrado
como pessoa física, classificado na classe residencial e o fornecimento ser atendido por ligação monofásica, bifásica
ou trifásica e atender a pelo menos uma das seguintes condições:
1) Inscrição no Cadastro Único para Programas Sociais do Governo Federal, através da Prefeituras, e renda per capita
menor ou igual a meio salário mínimo.
2) Receba o benefício da prestação continuada da assistência social (Idosos com mais de 65 anos e Deficientes).
3) Excepcionalmente, unidade consumidora inscrita no CadÚnico e habitada por família com portador de doença ou
patologia cujo tratamento requeira uso continuado de equipamentos ou aparelhos elétricos, com renda mensal de até
3 (três) salários mínimos.
46
4) Famílias quilombolas e indígenas inscritas no CadÚnico (Desconto de 100% até o limite de consumo de 30 kWh/mês
, sendo que os impostos serão cobrados conforme legislação).
Reajuste Tarifário de 2010
A tarifa de fornecimento, de acordo com o Contrato de Concessão, é reajustada anualmente e revisada a cada cinco
anos. O reajuste/revisão da Companhia ocorre no dia 19 de abril de cada ano.
O reajuste foi homologado através da Resolução Homologatória nº 965, de 13 de abril de 2010, publicada no Diário
Oficial da União em 16 de abril de 2010, e entrou em vigor no dia 19 de abril de 2010.
A Agência Nacional de Energia (ANEEL) autorizou o reajuste médio das tarifas de energia da Companhia em 5,56%.
O reajuste autorizado pela ANEEL em 16 de abril de 2010 é composto pelos seguintes itens:
Parcela A
Reajuste Tarifário 2010
Encargos setoriais
Energia Comprada
Encargos de transmissão
subtotal A
Parcela B
IRT Econômico
CVA - Itens parcela A
Outros componentes financeiros
Subsídios Tarifários
IRT Financeiro
IRT total
2,88%
-2,47%
1,25%
1,66%
0,81%
2,47%
-3,05%
0,38%
5,75%
3,09%
5,56%
Com base nos resultados da Audiência Pública nº 043/2009 e das reuniões com as concessionárias de distribuição, foi
aprovado pela ANEEL, conforme Despacho nº 245, de 02 de fevereiro de 2010, o modelo-padrão de aditivo aos
contratos de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas à alteração dos
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado pela
metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da Parcela “A”,
relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo.
No dia 12 de abril de 2010 foi foi assinado pela AES-SUL o Terceiro Termo Aditivo do Contrato de Concessão 12/1997
DNAEE /AES-SUL, portanto reajuste tarifário de 2010 já apresentou os efeitos da nova metodologia.
Dentre os diversos itens de custos considerados no cálculo do IRT da AES-SUL, cabe destacar os seguintes:
a) A variação do encargo setorial CCC, que variou 121,63% e representa 3,39% no presente reajuste. Tal variação
se deve às mudanças introduzidas pela Lei n° 12.111/2009, que aumentou as despesas cobertas pela CCC.
b) Por sua vez o montante correspondente ao custo de aquisição de energia para revenda, representou uma
variação de -5,06% em relação aos valores praticados em 2009, sendo que a energia adquirida de Itaipu variou em
-26,45%, enquanto que a energia adquirida de outras fontes variou em 5,10%. O custo de aquisição de Energia de
Itaipu corresponde a -4,16% do IRT, sendo o fator econômico que individualmente mais contribuiu para sua
composição, especialmente pela valorização cambial do Real frente ao Dólar Norte Americano.
c) Dentre os componentes financeiros, destacam-se pelo impacto positivo no IRT a CVA dos componentes de
Transmissão e os Subsídios às Cooperativas, que tiveram impacto de 1,02% e 4,56%, respectivamente.
d) Por sua vez, a CVA de Energia Comprada teve forte impacto negativo, equivalente a -4,74%.
Conforme a Resolução Homologatória nº 800, de 07 de abril de 2009, que divulgou o resultado definitivo da Segunda
Revisão Tarifária Periódica da AES-SUL, foi estabelecido o valor do componente Xe em 0,00%.
Considerando que o componente Xa do “Fator X” é recalculado em cada reajuste tarifário anual, na forma do Anexo VI
da Resolução Normativa nº. 234, de 31 de outubro de 2006, foi considerado no atual cálculo tarifário da AES-SUL o
Fator X de -0,95%.
O efeito médio percebido pelos consumidores da AES Sul foi de – 2,16% (negativo)
FORNECIMENTO
(SUB)GRUPO
VARIAÇÃO
-8,98%
-1,85%
-4,94%
0,00%
-1,74%
0,00%
-1,24%
-8,54%
A1
A2
A3
A3a
A4
AS
B
B-BR
47
-2,59%
-1,76%
-2,16%
A
B
TOTAL
Revisão Tarifária
As principais alterações efetuadas pela ANEEL em relação à revisão provisória de 2008 são apresentadas a seguir:
Empresa de Referência: R$ 215 milhões;
Taxa de Remuneração de 6,72% sobre os ativos construídos com recursos oriundos da Reserva Global de
Reversão (RGR), mormente, ativos do Programa Luz para Todos (PLPT);
9
Perdas Regulatórias de energia, conforme apresentado na tabela abaixo ;
Fator Xe de 0%, que contempla o plano de investimentos regulatórios a ser realizado no período de abril de 2008
à março de 2013 e corresponde a R$ 704 milhões, a preços de abril de 2008. Para mais informações sobre o
Plano de Investimentos veja o item 4.1.a “Fatores de Risco que Podem Influenciar a Decisão de Investimento em
Valores Mobiliários de Emissão da Companhia – Relacionados à Companhia” deste Formulário de Referência.
Procedimentos de Faturamento
Os clientes da Companhia são faturados de acordo com as seguintes Tarifas: Grupos A e Grupo B;
 O Grupo A é dividido em Sub-Grupos (A1, A2, A3 e A4) para cada Tipo de Tarifa;
 No Tipo de Tarifa Convencional aplica-se a tarifa correspondente a esse grupo tanto para consumo e
demanda independente do horário ou dia do mês.
No tipo de tarifa horosazonal Azul leva-se em conta o horário (consumo de ponta e fora de ponta) e o período do ano
(período úmido e seco) em que a energia é consumida. O período úmido vai dos meses de dezembro de um ano à abril
do outro ano e o período seco vai dos meses de maio à novembro de cada ano. O horário de ponta é o período
definido pela Companhia e composto por três horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos e
feriados nacionais, considerando as características do seu sistema elétrico.
O Grupo B é dividido em Sub-Grupos, Residencial, Residencial Baixa Renda, Rural, Comércio e Serviços, Industrial,
Poderes Públicos, Serviços Públicos e Iluminação Pública
Os Clientes enquadrados como Residencial Baixa Renda, possuem uma tarifa escalonada por faixa de consumo, e
para os demais Sub-Grupos aplicam-se a correspondente tarifa única.
Os clientes do Grupo A são todos aqueles que recebem energia na Rede de Tensão igual ou superior de 2,3 kV, com a
característica de possuírem Cabine Primária (Média Tensão) ou Estação de Transformação (Alta Tensão).
Os clientes do Grupo B são todos aqueles que recebem energia na Rede de Tensão inferior a 2,3 kV.
As leituras de medidores do Grupo A e Grupo B, localizados em área urbana, são realizadas mensalmente e as leituras
dos medidores do Grupo B, localizados em área rural são realizadas trimestralmente. A emissão das faturas é
realizada mensalmente para todos os clientes. O faturamento ocorre a partir das leituras executadas ou com base no
consumo estimado. A apresentação das faturas ocorre um dia útil após data da leitura para o Grupo A e dois dias úteis
após a data da leitura para os clientes do Grupo B, ambos com vencimento em cinco dias úteis após a data da
apresentação da fatura.
Em caso de inadimplência dos clientes pertencentes ao Grupo B, uma notificação de falta de pagamento é incluída na
fatura do mês subseqüente enviada ao cliente, na qual é informado que após o prazo de 15 dias, não ocorrendo o
pagamento, a unidade consumidora estará sujeita a suspensão do fornecimento de energia elétrica. Clientes
pertencentes ao Grupo A, em caso de inadimplência, recebem uma notificação em até quatro dias úteis após a data de
vencimento, na qual é informado que após o prazo de 15 dias e não ocorrendo o pagamento, a unidade consumidora
estará sujeita a suspensão do fornecimento de energia elétrica. Através de um processo automatizado, o Sistema de
Gestão Comercial (SGC), identifica as unidades consumidoras passíveis de suspensão do fornecimento de energia
devido à inadimplência e gera ordens de serviço para a execução da suspensão, que é realizada com base na
capacidade de execução das equipes e busca da melhor logística versus montante de dívida.
9
As perdas não técnicas apresentadas nesta tabela são calculadas pelo regulador tomando por base apenas o mercado de baixa
tensão. Para a determinação das perdas não técnicas totais é necessário calculá-las com base no mercado total da Companhia. Em
31/12/2009, as perdas não técnicas da Companhia foram de 1,7% enquanto as perdas totais foram de 8,55%.
48
A Provisão Para Créditos de Liquidação Duvidosa (PCLD) adicional anual da Companhia, nos exercícios sociais
encerrados em 31 de dezembro de 2007, 31 de dezembro de 2008, 31 de dezembro de 2009, 31 de dezembro 2010
foi, respectivamente R$ 15 milhões; R$ 16,8 milhões; R$ 15,3 milhões e; 6 milhões. Em comparação com a receita
bruta de cada um desses exercícios esses incrementos de PCLD representaram, respectivamente, 0,7%; 0,8%; 0,7%
e; 0,23%. Na PCLD de 31 de dezembro de 2010 e 2009 não estão inclusas as receitas de construção de ativos (Ajuste
de CPC) para o cálculo de comparação com a receita bruta.
Tarifas de Transmissão e Conexão
As Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) tem por objetivo cobrir os custos associados ao serviço de
transporte da energia elétrica no sistema elétrico brasileiro, ou seja, desde os parques geradores de energia elétrica
até os centros de consumo.
Sendo o Brasil um país continental com geração predominantemente hidráulica, as usinas, em regra, encontram-se
afastadas dos centros de carga, tornando-se necessária uma extensa rede de linhas de transmissão e de subestações
interconectadas em tensão igual ou superior a 230 kV. No conjunto essas instalações são denominadas de Rede
Básica de Transmissão, ou simplesmente Rede Básica, ou ainda, Rede de Transmissão e tem a função de transportar
a energia desde as geradoras até os centros de consumo.
A operação, coordenação e controle desta rede de básica são de responsabilidade do Operador Nacional do Sistema
(ONS), pessoa jurídica de direito privado, autorizado do Poder Concedente, regulado e fiscalizado pela ANEEL.
As concessionárias de transmissão são remuneradas através de uma Receita Anual Permitida (RAP) definida e
homologada pela ANEEL por meio dos Leilões de Transmissão ou de Resoluções Autorizativas. Esta RAP deve ser
suficiente para remunerar os investimentos das transmissoras, os custos de operação e manutenção das instalações,
inclusive os custos relativos aos centros de operação do sistema, aos serviços de telecomunicação e da transmissão
de dados, além dos tributos e encargos setoriais.
Assim, a TUST têm a finalidade de arrecadar os montantes associados a RAP de cada transmissora, sendo que estas
tarifas são estabelecidas anualmente pela ANEEL na mesma data em que ocorre o reajuste da RAP das
transmissoras, ou seja, em 1 de julho de cada ano. A TUST é aplicada a todos os usuários do sistema de transmissão,
neste caso: Distribuidoras, geradores, consumidores livres e agentes importadores e/ou exportadores de energia,
10
exceto aqueles conectados às Demais Instalações de Transmissão (DIT) .
O cálculo destas tarifas é realizado a partir de simulação de um programa computacional, chamado Programa Nodal,
que utiliza como dados de entrada: a configuração da rede, representada por suas linhas de transmissão, subestações;
as demandas de geração e de carga do sistema; a receita total a ser arrecadada e de alguns parâmetros estabelecidos
pela ANEEL. Salienta-se que a receita total do sistema a ser paga às concessionárias de transmissão, além de ser
composta pela RAP, é formada também por parte do orçamento do ONS, por uma Parcela de Ajuste, que
correspondente às diferenças de arrecadação do período anterior, e por uma previsão de receita para pagamento de
instalações de transmissão que irão entrar em operação ao longo do período considerado.
Desta forma, pela metodologia utilizada pela ANEEL as tarifas de transmissão são aplicadas proporcionalmente ao uso
que cada agente faz deste sistema, ou seja, são estabelecidas tarifas específicas para cada ponto de conexão com
este sistema de transmissão, à razão da demanda contratada pelos agentes em cada um destes pontos de conexão.
Pesquisa e Desenvolvimento – Programa de Eficiência Energética (PEE)
O Contrato de Concessão da Companhia exige que a AES Sul apresente e depois de aprovados, execute projetos de
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (EE) nos quais deve aplicar 0,5% de sua Receita
Operacional Líquida (ROL). Os investimentos nesse programa destinam-se a melhorar a qualidade do serviço
promover o uso eficiente e racional da energia elétrica. A Companhia via os projetos apresentados, segue as diretrizes
gerais do Programa e objetiva fortalecer o relacionamento com seus clientes oferecendo-lhes oportunidades de
atualizar equipamentos, lâmpadas etc. reduzindo o consumo de energia elétrica sem qualquer perda em seus
processos de trabalho ou conforto luminoso. Os percentuais de aplicação pela empresa são de 0,2% em projetos de
P&D e 0,5% em projetos de EE e os percentuais de recolhimento de encargos são de 0,2% ao Ministério de Ciência e
Tecnologia (MCT)/(FNDCT) e 0,1% ao Ministério de Minas e Energia (MME)/(EPE), regidos pela Lei 9.991 de 2000 e
pelas Resoluções 300 e 316 de 2008. Foi instituído um recolhimento adicional ao Tesouro Nacional de 0,3% pela Lei
12.111 de 2010, até dezembro de 2012.
A recentemente aprovada Lei 12.212 de 2009 determina que 60% da verba destinada a eficiência energética seja
aplicada em projetos para comunidades de baixo poder aquisitivo. O programa de Eficiência Energética da Companhia
destina-se a beneficiar seus clientes através de projetos que contemplem ações como a substituição de equipamentos
elétricos e lâmpadas por equipamentos eficientes nos segmentos de clientes industriais, comerciais e residenciais,
além de levantes hidráulicos especificamente no setor de orizicultura na fronteira Oeste do Rio Grande do Sul onde se
concentram as lavouras de arroz. Também em hospitais filantrópicos, escolas públicas, prédios públicos, projetos
educacionais e de responsabilidade social e atendimento a comunidades de baixo poder aquisitivo, contribuindo para o
processo de inclusão social. Todas essas ações, além de contribuir para economia de energia elétrica e,
consequentemente, melhorar a qualidade de vida e de segurança das pessoas beneficiadas contribuem para a
diminuição da inadimplência. Os investimentos da Companhia em Programas de Eficiência Energética foram de R$ 5,7
milhões em 2008, R$ 11,9 milhões em 2009 e R$ 11,7milhões em 2010.
O programa de Pesquisa e Desenvolvimento da Companhia está alinhado à sua estratégia e investe em tecnologias
inovadoras nos processos técnicos, comerciais e operacionais para a Companhia, adicionando valor como ativo
10
DIT são linhas de subtransmissão que não integram a rede básica de transmissão.
49
intangível da Companhia e trazendo resultados em várias linhas de pesquisa, como segurança, redes inteligentes,
otimização da operação do sistema elétrico, meio ambiente, equipamentos e sistemas inovadores, entre outros.
Anualmente, a Companhia investe em projetos relacionados aos processos técnicos, comerciais e operacionais no
desenvolvimento de tecnologias mais eficazes; na segurança de colaboradores e empregados terceirizados e na
promoção de iniciativas sustentáveis para as comunidades. A Companhia investiu R$ 1,6 milhão em 2008, R$ 3,6
milhões em 2009 e R$ 6,2milhões em 2010 no Programa de Pesquisa e desenvolvimento.
Sistemas Computacionais
A AES Sul possui em sua estrutura organizacional uma Gerência de Tecnologia da Informação que trabalha de forma
integrada com as áreas de tecnologia da informação das empresas do Grupo AES, em especial, mas não só no Brasil.
O objetivo é o de assegurar a integridade e segurança das informações corporativas e suportar a tomada de decisões.
Além de contar com um grupo de profissionais próprios qualificados, a Companhia utiliza extensivamente o suporte de
empresas especializadas em serviços de infra-estrutura e desenvolvimento de sistemas. As praticas adotadas pela
área de Tecnologia da Informação (TI) estão alinhadas com os frameworks internacionais de governança de TI, tais
como Control Objectives for Information and Related Technology (COBIT), Information Technology Infrastructure
Library (ITIL), ISO 27002 e outras.
A AES Sul dispõe, atualmente, 50 sistemas de aplicação, compreendendo desde soluções de mercado até sistemas
legados. Entre estes sistemas destaca-se o SAP R/3 (Sistema de Gestão Integrada), (Geographic Information System
(GIS) que dá suporte ao georreferenciamento de todos os ativos elétricos da Companhia, Sistema de Gestão
Comercial (SGC) e Sistema de Gestão de Incidências (SGI). Alguns sistemas são considerados extremamente críticos
pelo fato de suportarem serviços de atendimento aos clientes, tais como os sistemas SGI e SGC e por isso merecem
especial atenção e disponibilidade permanente de equipe apta a intervir em caso de falha.
A área de Tecnologia da Informação em conjunto com as áreas de negócio da Companhia implantou em outubro de
2008 o Projeto Gestão de Ativos Fixos (GAFIX), que visa garantir o sincronismo dos ativos físicos instalados em
campo, registrados no sistema GIS, com os registros contábeis (SAP R/3) através de integração via plataforma SAP
Net Weaver, com excelente relação custo-benefício. O produto final é uma solução integrada para o gerenciamento de
obras de construção e manutenção de redes elétricas. Através desta solução os usuários elaboram os projetos
elétricos de forma gráfica via Designer, que é a ferramenta de projetos do GIS, realizando automaticamente consultas
ao SAP R/3, para a geração das relações de materiais e serviços, estimativas de custos, além de um pré-cadastro,
mantendo as bases, física e contábil, atualizadas atendendo a regulamentação do setor elétrico.
A Companhia é pioneira no setor elétrico em termos de integração desses sistemas sendo, atualmente, a única a
utilizar essas ferramentas de forma integrada.
Em 2009, foi disponibilizado para todos os níveis da empresa, um aplicativo que permite o acompanhamento da
situação da empresa em tempo real através de indicadores. Via esse aplicativo podem ser disponibilizados quaisquer
indicadores que se queira monitorar agindo como um efetivo painel de controle. Destaca-se que através desse painel,
são acompanhadas em tempo real as condições meteorológicas, as interrupções de energia indicando quantos
transformadores e circuitos estão desenergizados, onde estão localizados e quantos clientes estão sem energia.
Dispõe ainda de informações sobre o volume de chamadas direcionadas ao Call Center que é um importante indicador
instantâneo do comportamento dos clientes ante o desempenho da Companhia.
Em 2010 a Companhia disponibilizou um portal de indicadores com informações relativas ao Projeto GAFIX – Gestão
de Ativos Fixos, obtidos a partir de um sistema de Business Intelligence (BI) que é o módulo Business Warehouse (BW)
do SAP/R3. Da mesma forma, informações relativas ao mercado de consumo de energia elétrica poderão ser
integradas a partir do sistema de BI da Cognus utilizado para analisar e projetar o mercado de consumo de energia
elétrica. A utilização desses sistemas garante a disponibilização de informações gerenciais estratégicas e que permite
à administração tomar as medidas corretivas necessárias no caso de eventuais desvios em relação aos objetivos
planejados.
c. características do mercado de atuação
Para maiores informações sobre características gerais do mercado de atuação, veja o item 7.5 “Efeitos Relevantes da
Regulação Estatal Sobre as Atividades da Companhia” neste Formulário de Referência.
i. participação em cada um dos mercados
O Contrato de Concessão da Companhia prevê exclusividade para a distribuição de energia dentro de sua área de
concessão (monopólio natural da rede de distribuição), não se incluindo aí a venda de energia para os clientes livres. A
legislação do setor elétrico prevê que, sob determinadas condições, alguns de seus clientes possam se tornar
11
consumidores livres, adquirindo energia elétrica diretamente de geradoras ou comercializadoras de energia . O preço
de compra de energia (commodity) no Ambiente de Contratação Livre (ACL) é negociado diretamente entre as partes e
paga diretamente ao fornecedor. Caso o cliente que opte pelo mercado livre esteja conectado ao sistema de
distribuição ou subtransmissão da Companhia, pagará a esta, mensalmente, os encargos setoriais inerentes e a . Se
estiver conectado à rede básica, deverá pagar à transmissora a TUST. Essas tarifas representam a remuneração do
capital investido nas linhas e redes e a reposição dos custos operacionais e de manutenção das mesmas.
A migração de clientes para o mercado livre se intensificou após o racionamento/racionalização do uso de energia
elétrica em 2001/2002 devido à redução dos preços no mercado livre em função da sobre oferta de energia então
11
Para mais informações sobre clientes livres, veja nota de rodapé no item 4.1 h.
50
verificada. Atualmente esse mercado está bastante estável, com raras migrações devido à incerteza quanto ao preço
futuro e também em função das regras de retorno dos clientes livres para o mercado regulado atendido pela
Companhia. Esse retorno somente pode ocorrer cinco anos após a comunicação formal dessa intenção por parte do
cliente à Companhia ou em prazo menor, à critério da concessionária. Para os clientes atendidos por fontes
alternativas de energia, o retorno ao mercado cativo se dará em 180 dias após a comunicação formal dessa intenção à
Companhia. Em 31/12/2010 a Companhia possuía 12 (doze) clientes em sua área de concessão e conectados ao
sistema de distribuição que compravam energia de outros fornecedores e que pagam à Companhia a TUSD e os
encargos setoriais que lhes cabem. Para mais informações sobre este tópico veja o item 4.1 h “Fatores de Risco –
Relacionados à Regulação dos Setores da Economia Onde Atua”. Foram faturados para os clientes livres da
Companhia R$ 20,7 milhões, R$ 23,4 milhões e R$ 29,3 milhões em tarifas pelo uso do seu sistema de distribuição
(TUSD e TUST) em 2010, 2009 e 2008, respectivamente..Com a migração de grandes clientes (principalmente
industriais) para a condição de consumidores livres, a Companhia pode mitigar a perda de receita correspondente
mediante a redução de suas compras de energia.
De forma complementar, consumidores com grande capacidade instalada podem, mediante autorização da ANEEL,
migrar, às suas expensas, sua conexão para a rede básica, afetando diretamente a rentabilidade da Companhia, pois
deixariam de pagar pela tarifa de uso do sistema de distribuição, Embora isso seja um risco em si, os grandes clientes
da AES Sul, aptos a migrar para a rede básica já o fizeram. São os clientes do Pólo Petroquímico de Triunfo. Afora
estes a Companhia possui um único cliente conectado em 230 kV, porém, este ativo é da distribuidora e os custos de
operação e manutenção e a remuneração do investimento são pagos pelo cliente através de uma anuidade e não
através da TUST, conforme autorizado pela ANEEL.
ii. condições de competição no mercado
Vantagens Competitivas
A Companhia não sofre concorrência no seu ramo de atividade, tendo em vista que sua prestação de serviços ocorre
sob o regime de concessão. A Companhia poderá enfrentar concorrência no futuro em novo processo licitatório para
renovação de tal concessão. Não obstante, a Companhia acredita ter vantagens competitivas, conforme descritas
abaixo, que facilitarão o seu sucesso em eventual licitação.
Área de Concessão diversificada e com potencial de Desenvolvimento. A Companhia fornece energia elétrica para 1,18
milhões de clientes em uma área de concessão com aproximadamente de 3,6 milhões de habitantes, abrangendo a
região Centro-Oeste do Estado do Rio Grande do Sul, em um total de 118 municípios que vão desde a região
metropolitana de Porto Alegre até a fronteira com a Argentina e o Uruguai, na fronteira oeste do Estado. De acordo
com o IBGE, em 2008, a área de concessão da Companhia representava 2% do PIB brasileiro e 32% do PIB do Rio
Grande do Sul.
Base de Clientes Diversificada, Crescente e Clientes Satisfeitos. A base de clientes da Companhia tem crescido
gradativamente desde a privatização, em outubro de 1997 a uma média de 25 mil novos clientes nos últimos cinco
anos. Conforme demonstram as tabelas abaixo, demonstram a participação percentual das principais classes de
clientes no mercado da Companhia em termos de consumo e de receita faturada nos anos de 2008 à 2010. No ano de
2010, 28% da energia elétrica transmitida na rede de distribuição da Companhia destinou-se a atender a demanda de
seus clientes industriais, 22% de seus clientes residenciais, 13% de seus clientes rurais, 11% de seus clientes
comerciais, 17% de clientes livres e 9% de outros clientes.
Administração Experiente. Os conselheiros e diretores da Companhia possuem larga experiência no segmento de
distribuição e geração de energia elétrica, tanto no setor privado como no público. Em 31 de dezembro de 2010, os
diretores da Companhia possuíam, em média, 15 anos de experiência no setor de energia elétrica.
Acionistas Importantes e Comprometidos. O acionista indireto da Companhia é a AES Corporation. A AES Corporation
é uma companhia líder no mercado mundial de energia elétrica que, em 2010, detinha e operava mais de US$40
bilhões em ativos em 28 países, fornecendo aproximadamente 40.500 Megawatts (MW) de capacidade de geração, e
contando com 14 distribuidoras de energia elétrica. A AES Corporation investe ativamente no Brasil desde 1996 e tem
um forte comprometimento com seus negócios na América Latina. A AES Corporation pretende continuar focada na
consolidação de suas atividades na região. Em 2010, os negócios na América Latina da AES Corporation
representaram 69% de sua receita bruta consolidada, enquanto o Brasil representou 39%. A Companhia acredita que o
conhecimento técnico e operacional do grupo como um todo e dos administradores em particular e a importância
estratégica do acionista, proporcionam vantagens significativas na administração das operações.
Serviço de Alta Qualidade e Confiança. A Companhia acredita fornecer um serviço de alta qualidade e uma grande
variedade de serviços de valor agregado para seus clientes, como programas de eficiência energética, gerenciamento
de carga e serviços de infra-estrutura elétrica. A alta qualidade do serviço da Companhia é um importante diferencial,
diminui seu custo de manutenção, melhora a satisfação de seus clientes e a ajuda a reter clientes potencialmente
livres. Adicionalmente, a AES Sul participa de duas pesquisas anuais de satisfação de clientes. Uma delas é a
Pesquisa da ABRADEE, na qual a Companhia obteve em 2008, 2009 e 2010 os expressivos percentuais de Índice de
Satisfação da Qualidade Percebida (ISQP), respectivamente, 85,9%, 87,1% e 86,5%, restando claro o incremento da
qualidade percebida, ano após ano, com uma leve redução em 2010. Em outra pesquisa de satisfação, esta conduzida
pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a Companhia se manteve com resultados muito bons, atingindo
68,56% Índice ANEEL de Satisfação do Cliente (IASC) em 2010.
Estrutura de Capital Equilibrada. O custo médio da dívida total da AES SUL passou de CDI + 1,84% a.a., em 31 de
dezembro de 2009, para CDI + 1,01% a.a. em 2010. Essa queda é explicada pelo refinanciamento do CCB com o
Unibanco ocorrido em 30/09/2010, no valor de R$ 568,6 milhões, ao custo de CDI + 1,70% a.a..
51
Prêmios
A Companhia tem sido recompensada com premiações significativas que traduzem o esforço da administração em
transformá-la na melhor empresa de distribuição de energia elétrica do Brasil em consonância com a Visão da
Companhia. Abaixo, destacam-se alguns dos prêmios recebidos ao longo do ano de 2010:
Vencedora do Prêmio Nacional da Qualidade (PNQ)
Fundação Nacional da Qualidade - FNQ realiza anualmente essa premiação que reconhece as organizações que
praticam a Excelência em Gestão no Brasil. O sistema de avaliação é baseado no MEG (Modelo de Excelência na
Gestão) que confere uma pontuação para a empresa baseada no seu grau de aderência ao modelo. A AES Sul
conquistou esta premiação por atingir uma pontuação que lhe posiciona como uma empresa de Classe Mundial.
Troféu Ouro no Programa Gaúcho da Qualidade e Produtividade (PGQP)
PGQP atua na promoção da competitividade do Rio Grande do Sul. Considerado referência internacional, por sua
disseminação e capacidade de mobilização, o PGQP soma mais de 1,3 milhão de pessoas envolvidas, com adesão de
mais de oito mil organizações associadas e uma rede de 79 comitês setoriais e regionais, permeando o estado do Rio
Grande do Sul e diversos setores da economia gaúcha, com a capacitação de mais de 250 mil pessoas nos
fundamentos da qualidade. A AES Sul participa desta premiação desde 2006.
Medalha Eloy Chaves
AES Sul ficou em 2º lugar entre as empresas distribuidoras de energia elétrica com mais de 2 mil colaboradores
(colaboradores próprios e parceiros). O reconhecimento foi outorgado pela Fundação COGE, que reconhece a cultura
de segurança alcançada pela Companhia.
d.
Eventual sazonalidade
O comportamento do mercado da Companhia está diretamente relacionado ao crescimento da economia regional cuja
estrutura ainda é muito dependente da produção agropecuária do Estado. Como existem muitas culturas sazonais de
significativa representatividade na economia regional (como soja, fumo e arroz irrigado), há um efeito direto nas vendas
de energia para esses clientes o que resulta numa alta sazonalidade no mercado da Companhia. Além das culturas
sazonais, como o fumo, existe uma atipicidade no mercado que torna ainda maior a sazonalidade qual seja a utilização
de levantes hidráulicos na região da fronteira para a cultura de arroz.
De meados de novembro até março do ano seguinte, o negócio da Companhia apresenta um grande impacto sazonal
positivo em função dessa carga dos irrigantes e que pode ser somada ao efeito do clima regional que normalmente
apresenta no verão períodos com altas temperaturas. Por outro lado existe o impacto negativo das férias coletivas de
parte da indústria bem como a grande concentração de feriados.
Como resultado final o perfil de vendas da Companhia é de grande sazonalidade e volatilidade em função do clima
regional e do desempenho da economia do Estado. Esta sazonalidade pode afetar adversamente o resultado da
Companhia, em especial em períodos de grande estiagem que afeta a agropecuária regional ou mesmo períodos de
muitas chuvas o que diminui o consumo de energia elétrica pelos irrigantes. O gráfico abaixo ilustra o comportamento
do mercado nos últimos anos demonstrando o consumo histórico da classe rural com destaque para a subclasse
irrigante e sua grande sazonalidade.
200
180
Consumo Rural em GWh
160
140
120
100
80
60
40
20
0
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
TRADICIONAL
e
COOPERATIVA
IRRIGANTES
principais insumos e matérias primas, informando (i) descrição das relações mantidas com
fornecedores, inclusive se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com
indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável; (ii) eventual dependência de poucos
fornecedores; iii) eventual volatilidade de seus preços
52
Compras de Energia
Em 31 de dezembro de 2010, o suprimento de energia da Companhia era composto da seguinte forma: 92,5%
proveniente de energia hidroelétrica, 5,1% de energia proveniente de combustíveis fósseis e 2,4% de energia
proveniente de fontes alternativas (gás, energia eólica, energia solar e etc.).
Suprimento de Energia
Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía cinco tipos básicos de acordos de suprimento: (i) quotas de
compra de energia de Itaipu, que se estendem até 2027 e respondiam por 23,9% de seu fornecimento de energia, (ii)
quotas de suprimento de energia de projetos do PROINFA equivalentes a 2,4%; (iii) contratos equivalentes (inicial) com
a CGTEE que respondia por 1,7% do fornecimento e (iv) compras através de Leilão que respondiam por
aproximadamente 70,1% de seu mercado. Eventualmente a Companhia pode suprir pequenos volumes de energia
através de compras na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o chamado mercado spot.
As tabelas abaixo demonstram, em números não auditados, as fontes de suprimento de energia da Companhia e as
respectivas tarifas de suprimento vigentes nos períodos indicados.
2%
2%
2%
24%
ITAIPÚ
LEILÃO
CGTEE*
PROINFA
CCEE
70%
* Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica Itaipu
CGTEE
Leilões CCEAR
Proinfa
Total
Montante (GWh)
2010
2009
2008
2.144
2.205
2.249
151
226
302
6.300
5.712
5.698
214
190
132
8.809
8.333
8.381
Fonte (R$/MWh)
Itaipu
CGTEE
Leilões CCEAR
Proinfa
2010
93,27
104,36
99,38
180,18
Fonte
2009
104,47
100,16
88,43
171,21
2008
88,08
93,13
82,03
140,77
Acordos de Fornecimento no Ambiente Regulado
Uma das principais diretrizes do processo de implementação do novo modelo do setor elétrico consiste na obrigação
de que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição adquiram energia através do ambiente
regulado. De acordo com o Decreto nº 5163/04, os Agentes de Distribuição devem comprar energia para atendimento
de seus mercados de consumidores cativos por meio dos leilões de energia elétrica realizados no ambiente de
contratação regulada (ACR). Para mais detalhes, veja a seção 7.5 “Efeitos Relevantes da Regulação Estatal Sobre as
Atividades da Companhia” neste Formulário de Referência.
7.4. Clientes relevantes (responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da Companhia), com
informação sobre a) montante total de receitas provenientes do cliente; e b) segmentos operacionais
afetados pelas receitas provenientes do cliente
A Companhia classifica seus clientes em quatro categorias, a saber:
 Clientes Residenciais. Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía aproximadamente 973,5 mil de clientes
residenciais, cujo consumo representou 22%, 23% e 22% do volume total de energia nos anos de 2010, 2009 e 2008,
respectivamente, e 33%, 34% e 33% de suas receitas, respectivamente, durante esses períodos
 Clientes Comerciais. Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía aproximadamente 84,9 mil clientes
comerciais, o que inclui empresas de varejo, escritórios, bancos, empresas prestadoras de serviços, universidades e
hospitais representando 11%, 12%, e 11% do volume total de energia nos anos de 2010, 2009 e 2008,
respectivamente, e 17%, 17% e 17% de suas receitas, respectivamente, durante esses períodos;
 Clientes Industriais. Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía aproximadamente 8,2 mil clientes
industriais, que incluem usuários de grandes volumes de energia, representando 28%, 27% e 29% do volume total de
energia nos anos de 2010, 2009 e 2008, respectivamente, e 32%, 32% e 33% de suas receitas, respectivamente,
durante esses períodos
53
 Clientes Livres: Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía aproximadamente 12 clientes livres. No total,
esse conjunto de clientes representou 3,8%, 3,6% e 4,0% do volume total de energia vendida nos anos de 2010,
2009 e 2008, respectivamente, bem como 1,6%, 1,4% e 1,3%, de suas receitas durante esses períodos;
 Outros Clientes: Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía aproximadamente 114,9 mil de outros clientes,
o que inclui clientes como iluminação pública, poderes públicos, rurais, etc., representando 38%, 38% e 38% do
volume total de energia nos anos de 2010, 2009 e 2008, respectivamente, e 32%, 32% e 33% de suas receitas,
respectivamente, durante esses períodos
Análise da Demanda
As tabelas a seguir demonstram, em números não auditados, a representatividade de cada um dos principais grupos
de clientes do mercado cativo da companhia em energia vendida e receitas. Demonstra-se, também, o número de
clientes de cada uma dessas classes. Não estão incluídos os clientes livres.
Mix de Distribuição de Energia em GWh para
clientes cativos
%
2010
2009
2008
Residenciais
22,5%
23,1%
21,7%
Comerciais
11,5%
11,9%
11,3%
Industriais
28,3%
27,1%
29,2%
Outros
37,6%
37,9%
37,8%
100,0%
100,0%
Total
100,0%
Receita (em R$ milhões)
2010
2009
2008*
Residenciais
936,7
846,4
717,7
Comerciais
485,3
436,9
362,1
Industriais
902,8
801,4
713,3
Outros
Total
499,4
414,5
386,1
2.824,20
2.499,20
2.179,20
Mix de Distribuição de Energia em Receitas para
clientes cativos
(% do mix total em receitas)
2010
2009
2008
Residenciais
33,2%
33,9%
32,9%
Comerciais
17,2%
17,5%
16,6%
Industriais
32,0%
32,1%
32,7%
Outros
17,7%
16,6%
17,7%
100,0%
100,0%
100,0%
Total
(*) Receita para o ano de 2008 em BRGAAP e, portanto, não contempla os ajustes de IFRS.
Como se pode ver nas tabelas acima, nos últimos três anos, o mix de energia vendida e o valor faturado para cada das
três principais classes tem apresentado pequenas variações em função dos hábitos de consumo de clientes das
classes que variam muito com o clima tanto pelos períodos com altas temperaturas, principalmente os residenciais e
comerciais, como pelos períodos de seca ou excesso de chuvas especialmente na classe rural o que resulta numa
redistribuição entre as classes do mix de energia vendida.
O único segmento operacional de atuação da Companhia é o de distribuição de energia elétrica, sendo ele, portanto, o
único afetado pelas receitas provenientes dos clientes.
7.5. Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia
a. necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de relação
com a administração pública para obtenção de tais autorizações.
Fundamentos Históricos
Considera-se como marco inicial da reforma do Setor Elétrico Brasileiro a Lei n° 8.631/93, que extinguiu a equalização
tarifária vigente, e criou os chamados contratos de suprimento entre geradores e distribuidores, visando estancar as
dificuldades financeiras das empresas na época.
54
Outro marco importante na reforma do setor foi a Lei n° 9074/95, que estimula a participação da iniciativa privada no
setor de geração de energia elétrica com a criação da figura do Produtor Independente de Energia (PIW) e estabelece
os primeiros passos rumo à competição na comercialização de energia elétrica, com o conceito de consumidor livre,
que é o consumidor que atendendo a requisitos estabelecidos na legislação vigente, tem liberdade de escolha de seu
fornecedor de energia elétrica.
Em 1996 foi implantado o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro (Projeto RE-SEB), coordenado pelo
Ministério de Minas e Energia. Os trabalhos do Projeto RE-SEB definiram as bases conceituais que deveriam nortear o
desenvolvimento do setor elétrico. As principais conclusões do projeto foram a necessidade de implementar a
desverticalização das empresas de energia elétrica, ou seja, dividi-las nos segmentos de geração, transmissão e
distribuição, incentivar a competição nos segmentos de geração e comercialização, e manter sob regulação os setores
de distribuição e transmissão de energia elétrica. Concluído em 1998, o Projeto RE-SEB definiu o arcabouço conceitual
e institucional do modelo a ser implantado no Setor Elétrico Brasileiro.
Acrescente-se ainda que a Lei nº 9427/96, instituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), autarquia
vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), com a finalidade de regular e fiscalizar a produção, transmissão,
distribuição e comercialização de energia elétrica. A ANEEL veio a substituir (em parte) o antigo Departamento
Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), recebendo deste o acervo técnico e patrimonial, as obrigações, os
direitos e receitas, exceto aquelas decorrentes da compensação financeira pelo uso de recursos hídricos para fins de
geração de energia elétrica (§1º do art. 20 da Constituição Federal). O acervo e a administração dos assuntos
vinculados ao uso das águas, de competência do antigo DNAEE, não foram transferidos para a ANEEL: parte foi
transferida para o MME ( a rede hidrométrica e atividades de hidrologia relativas aos aproveitamentos de energia
hidráulica) e parte, posteriormente para a Agência Nacional de Águas (ANA).
As maiores diferenças entre a ANEEL e o antigo DNAEE, podem ser resumidas em: (i) Autonomia –instituída como
autarquia, a ANEEL dispõe de autonomia de ação (patrimonial, administrativa e financeira), desde que cumpridas as
determinações legais, as políticas e diretrizes setoriais; (ii) Gestão – existem dispositivos legais para a escolha e
especialmente para a destituição dos dirigentes da ANEEL, o que garante desvinculação da gestão administrativa da
Agência em relação ao Poder Executivo; e (ii) Receita – a garantia de receita própria, decorrente especialmente da
taxa de fiscalização, desvinculada a execução orçamentária da ANEEL da existência ou não de disponibilidade de
recursos no orçamento da União.
Em 1998, foi promulgada a Lei nº 9.648, ou a Lei do Setor Energético, com vistas a revisar a estrutura básica do setor
elétrico. A Lei do Setor Energético determinou:
 a criação de um órgão auto-regulador responsável pela operação do mercado de energia de curto-prazo,
ou o Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE (mais tarde substituído pela Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica – CCEE), que substituiu o sistema anterior de preços de geração e contratos de
fornecimento regulados;
 a exigência de que as empresas de distribuição e geração firmassem contratos de fornecimento de
energia inicial, ou os contratos iniciais, em geral compromissos do tipo take or pay, a preços e volumes
previamente aprovados pela ANEEL. O principal objetivo dos contratos iniciais era garantir que as empresas
de distribuição tivessem acesso a um fornecimento estável de energia a preços que lhes assegurassem uma
taxa mínima de retorno durante o período de transição (2002 a 2005), levando ao estabelecimento de um
mercado de energia elétrica livre e competitivo;
 a criação do ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico, uma entidade de direito privado sem fins
lucrativos responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do SIN;
 o estabelecimento de processos de licitação pública para concessões para construção e operação de
usinas de energia elétrica e instalações de transmissão;
 a separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica
(desverticalização);
 o estabelecimento de restrições de concentração da titularidade de ativos nas áreas de geração e
distribuição; e
 a nomeação do BNDES como agente financeiro do setor, especialmente para dar suporte a novos projetos
de geração.
Em 2001, o Brasil enfrentou uma grave crise de abastecimento de energia que durou até o fim de fevereiro 2002. Como
resultado, o Governo Federal implantou medidas que incluíram:
 um programa para racionamento de consumo de energia nas regiões mais adversamente afetadas, a
saber as regiões sudeste, centro-oeste e nordeste do Brasil; e
 a criação da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE que estabelece diretrizes para
programas de enfrentamento da crise de energia elétrica pela Medida Provisória nº 2147 de 15 de maio, com
objetivo de propor e implementar medidas de natureza emergencial para compatibilizar a demanda e a oferta
de energia elétrica, de forma a evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia
elétrica. O CGE aprovou uma série de medidas emergenciais que estabeleceram metas para reduzir o
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consumo de energia pelos consumidores residenciais, comerciais e industriais nas regiões afetadas, por
meio de regimes tarifários especiais.
Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o racionamento de energia em conseqüência do
grande aumento no fornecimento (em virtude de um aumento significativo nos níveis dos reservatórios) e de uma
redução moderada na demanda. O Governo Federal promulgou novas medidas em abril de 2002 que, entre outras
coisas, determinou um reajuste tarifário extraordinário para compensar as perdas financeiras incorridas pelas
fornecedoras de energia como resultado do racionamento obrigatório.
Adicionalmente, o Governo Federal, por meio do BNDES, lançou o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às
Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica em novembro de 2002, e o Programa de
Apoio à Capitalização de Empresas Distribuidoras de Energia Elétrica, ou Programa de Capitalização, em setembro de
2003, com o objetivo de oferecer apoio financeiro ao refinanciamento das dívidas das empresas de distribuição, para
compensá-las pela perda de receitas resultantes do Racionamento, da desvalorização do Real frente ao Dólar e dos
atrasos na aplicação dos reajustes tarifários durante 2002.
Em 2002, novas mudanças foram introduzidas por meio da Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002, (a) proibiu as
concessionárias de oferecerem bens vinculados à concessão, os direitos dela emergentes e qualquer outro ativo que
possa comprometer suas respectivas concessões em garantia de operação destinada a atividade distinta de sua
concessão; e (b) autorizou a criação de subvenção econômica para outorga de benefícios tarifários aos consumidores
integrantes da subclasse residencial baixa renda, dentre outras providências.
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.
Durante os anos de 2003 e 2004, o Governo Federal lançou as bases de um novo modelo para o Setor Elétrico
Brasileiro, sustentado pelas Leis nº 10.847 e 10.848/2004, e pelo Decreto nº 5163/04.
Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico em um esforço para
reestruturar o Setor de Energia Elétrica a fim de fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e
manter capacidade de geração e garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas moderadas por meio de
processos competitivos de leilões públicos de energia. Essa lei foi regulamentada por inúmeros decretos a partir de
maio de 2004 e está sujeita à regulamentação posterior emitida pela ANEEL e pelo MME, conforme detalhado mais
adiante. Para maiores informações, veja: “O Novo Modelo para o Setor”.
Concessões
A Lei n° 8987/95 regulamentou o Art. 175 da Constituição Federal e determinou normas para a prestação de serviços
públicos. A Lei n° 9.074/95 estabeleceu regras específicas para o setor de energia elétrica e, dentre elas, permitiu a
prorrogação das concessões de distribuição.
As empresas distribuidoras, que operavam sem um formal “contrato de concessão” passaram a firmar os referidos
instrumentos. Os contratos de concessão de distribuição definem os “direitos e obrigações da concessionária”,
considerando os termos da Lei n° 8.987/95.
As empresas ou consórcios que desejem construir e/ou operar instalações para geração com potência acima de 30
MW, transmissão ou distribuição de energia no Brasil devem participar de processos licitatórios. As concessões
garantem o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia em determinada área de concessão por um período
determinado. Esse período é limitado a 35 anos para novas concessões de geração, e 30 anos para novas concessões
de transmissão ou distribuição. Concessões existentes poderão ser renovadas a critério do poder concedente por igual
período.
A Lei de Concessões estabelece, entre outras coisas, as condições que a concessionária deve cumprir na prestação
dos serviços de energia, os direitos dos consumidores, e as obrigações da concessionária. Os principais dispositivos
da Lei de Concessões estão resumidos como segue:
 Serviço adequado. A concessionária deve prestar adequadamente serviço regular, contínuo, eficiente e seguro.
 Servidões (uso de terrenos). 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. O poder concedente, nesse caso, fica responsável pelas indenizações cabíveis.
 Responsabilidade objetiva. A concessionária é objetivamente responsável pelos danos diretos e indiretos
resultantes da prestação inadequada dos serviços de distribuição de energia, como no caso de interrupções abruptas
no fornecimento e variações na voltagem, independentemente de sua culpa.
 Alterações do Controle Societário. O poder concedente deve aprovar qualquer alteração direta ou indireta de
participação controladora na concessionária.
 Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente poderá intervir na concessão a fim de garantir o
desempenho adequado dos serviços e o cumprimento integral das disposições contratuais, regulatórias e legais.
Dentro de 30 dias da data do decreto autorizando a intervenção, o poder concedente deve dar início a um processo
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administrativo em que é assegurado à concessionária o direito de contestar a intervenção. Durante o processo
administrativo, um interventor nomeado pelo poder concedente passa a ser responsável pela prestação dos serviços
objeto da concessão. Caso o processo administrativo não seja concluído dentro de 180 dias da data do decreto, a
intervenção cessa e a administração da concessão é devolvida à concessionária. A administração da concessão é
também devolvida à concessionária se o interventor decidir pela não extinção da concessão e o seu termo final não
tiver expirado.
 Término antecipado da concessão. O término do contrato de concessão poderá ser antecipado por meio de
encampação ou caducidade. Encampação consiste na retomada do serviço pelo poder concedente durante o prazo de
uma concessão por razões relacionadas ao interesse público que devem ser expressamente declaradas por lei
autorizativa específica. A caducidade deve ser declarada pelo poder concedente depois de a ANEEL ou o MME ter
emitido um despacho administrativo final indicando que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar
serviços adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável; (2) não tem mais capacidade técnica
financeira ou econômica para fornecer serviços adequados; ou (3) que a concessionária não cumpriu as penalidades
eventualmente impostas pelo poder concedente. A concessionária pode contestar a encampação ou caducidade em
juízo e tem direito à indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente
amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas contratuais e danos causados pela concessionária.
 Término por decurso do prazo. Com o advento do termo contratual, todos os ativos relacionados à prestação dos
serviços de energia revertem ao Governo Federal. Depois do término, a concessionária tem direito de indenização por
seus investimentos em ativos revertidos que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados.
Atualmente, a indefinição sobre o destino das concessões vincendas em 2015 sem possibilidade legal de prorrogação,
vem sendo um entrave para os agentes do setor elétrico, principalmente geradores e distribuidores de energia. O
assunto vem sendo debatido pelo governo, mas até o momento não há definição do modelo que será adotado. As
possibilidades são: (i) reversão dos ativos para a União e nova licitação, para novas delegações e (ii) alterar legislação
para admitir novas prorrogações.
Dependendo da opção a ser adotada, haverá um sinal de preço maior ou menor para a recontratação de energia por
parte das Distribuidoras, e conseqüente impacto nos preços praticados no mercado livre. A percepção é de que deve
prevalecer a prorrogação das atuais concessões, mantendo a exploração dos serviços, mas de forma onerosa.
Com o propósito de analisar as implicações sobre a questão das prorrogações ou licitação, o governo federal, liderado
pelo MME, formou um grupo de trabalho. Mesmo com a mudança de governo em 2011 e a necessidade de solucionar
a questão com a maior brevidade, ainda é difícil precisar uma data para a decisão final.
O quadro apresenta um resumo dos prazos de concessão por segmento e por data de outorga:
Fonte: FitchRatings O Novo Modelo Para o Setor
As leis nºs 10.847 e 10.848 que introduziram regras como a competição nos leilões de novos empreendimentos pelo
menor valor da tarifa para o consumidor. O critério substitui o anterior que privilegiava o maior ágio pago ao Governo.
As usinas passam a ser licitadas com a concessão da licença prévia. Contratos de longo prazo e a compra centralizada
contribuem para maior segurança do abastecimento. O setor público reassume o planejamento do setor elétrico e cria a
Empresa de Pesquisa Energética (EPE). A Câmara Comercializadora de Energia Elétrica (CCEE) substitui os antigos
Mercado Atacadista de Energia e Mercado Brasileiro de Energia e assume a liquidação dos contratos de compra e
venda de energia elétrica e o sistema para aquisição de eletricidade em conjunto pelas distribuidoras.
A Lei 10.848/04, também denominada Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes na
regulamentação do setor elétrico brasileiro visando (1) fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para
construir e manter a capacidade de geração e (2) garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas módicas por
meio de processos de leilões públicos de compra e venda de energia elétrica. As principais características da Lei do
Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:
 Criação de dois ambientes paralelos que definem a comercialização de energia elétrica, quais sejam (i) o Ambiente
de Contratação Regulada (ACR) e (ii) o Ambiente de contratação Livre (ACL).
 Os agentes de geração, sejam concessionários de serviços público de geração, produtores independentes de
energia ou autoprodutores, assim como os comercializadores, podem vender energia elétrica nos dois ambientes,
mantendo o caráter competitivo da geração. Adicionalmente, todos os contratos, sejam no ACR ou no ACL, devem ser
registrados na CCEE e servem de base para a contabilização e liquidação da diferenças no mercado de curto prazo.
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 Restrições a certas atividades das distribuidoras, de forma a garantir que estejam voltadas apenas a seu principal
negócio a fim de assegurar serviços mais eficientes e confiáveis a seus consumidores, incluindo a proibição da venda
de eletricidade pelas distribuidoras aos consumidores livres a preços não regulados.
 Cumprimento dos contratos assinados antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a fim de proporcionar
estabilidade às transações realizadas antes de sua promulgação.
 Proibição de as distribuidoras de venderem eletricidade fora do ACR;
 Exclusão da Eletrobrás e de suas subsidiárias do Plano Nacional de Desestatização (programa criado pelo governo
em 1990), visando promover o processo de privatização das empresas estatais.
Ambiente De Contratação Regulada – ACR
No Ambiente de Contratação Regulada, empresas de distribuição compram energia, visando atender à carga dos
consumidores cativos, por meio de leilões públicos regulados pela ANEEL, e operacionalizados pela CCEE. Compras
de energia são feitas por meio de duas modalidades: (1) Contratos na modalidade “Quantidade de Energia” (CCEAR
por Quantidade), e (2) Contratos na modalidade “Disponibilidade de Energia” (CCEAR por Disponibilidade).
(1) Contratos na modalidade “Quantidade de Energia”: a vendedora compromete-se a fornecer determinado volume de
energia e assume o risco de que esse fornecimento de energia seja afetado por condições hidrológicas e níveis baixos
dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam reduzir a energia produzida ou alocada, hipótese na qual a
geradora é obrigada a comprar energia de outra fonte a fim de cumprir seu compromisso de fornecimento. Cabe
acrescentar ainda que os volumes anuais dos CCEARs são definidos no leilão que o originou, sendo necessária a
realização dos processos de sazonalização e modulação da energia para efeito de contabilização na CCEE.
(2) Contratos na modalidade “Disponibilidade de Energia”: a vendedora compromete-se a disponibilizar uma
determinada capacidade de geração ao Ambiente de Contratação Regulada. Nesse caso, a receita da geradora está
garantida e possíveis riscos hidrológicos são imputados ao grupo de distribuidoras participantes do leilão. Entretanto, a
legislação vigente prevê que eventuais custos adicionais incorridos pelas distribuidoras deverão ser repassados aos
consumidores por meio das tarifas. Acrescente-se ainda que os volumes anuais dos CCEARs por disponibilidade são
definidos nos leilões que o originou, sendo necessária a realização dos processos de sazonalização e modulação para
efeito de contabilização na CCEE.
De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a previsão de mercado de cada Distribuidora é o principal fator
na determinação do volume de energia a ser contratado pelo sistema e as Distribuidoras são obrigadas a celebrar
contratos para garantir o atendimento de 100,0% de suas necessidades projetadas de energia, e não mais os 95,0%
estabelecidos pelo modelo anterior. O não atendimento da totalidade dos seus requisitos pode resultar em penalidades
às Distribuidoras.
Ambiente de Contratação Livre – ACL
No Ambiente de Contratação Livre a energia elétrica é comercializada entre agentes de geração, produtores
independentes de energia, autoprodutores, agentes de comercialização, importadores e exportadores de energia
elétrica e consumidores livres. Nesse ambiente há liberdade para se estabelecer algumas condições contratuais, como
volumes de compra e venda de energia e seus respectivos preços e vigência do contrato, sendo as transações
pactuadas através de contratos bilaterais.
Acrescente-se ainda a existência da figura do consumidor parcialmente livre que é o consumidor livre que exerce a
opção de contratar parte das necessidades de energia e potência das unidades consumidoras de sua responsabilidade
com a distribuidora local, nas mesmas condições reguladas aplicáveis a consumidores cativos, incluindo tarifas e
prazos.
Consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda excede 3 MW, em tensão, igual ou superior a 69 kV ou
em qualquer nível de tensão, se o fornecimento teve início após a edição da Lei 9.074/95. Estes consumidores
potencialmente livres poderão optar por mudar de fornecedor de eletricidade, desde que notifiquem a distribuidora a
respeito de sua intenção de rescindir o contrato, com antecedência mínima de 15 dias da data limite para a
distribuidora indicar suas necessidades para próximo leilão de energia, ressalvadas disposições contratuais em
contrário. Além disso, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW poderão ser servidos por
fornecedores, que não sua empresa local de distribuição, contratando energia de empreendimentos de geração por
fontes incentivadas, tais como eólica, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas.
Uma vez que um consumidor tenha optado pelo Ambiente de Contratação Livre, nos termos estabelecidos pela Lei
9.074/95, este somente poderá retornar ao ambiente regulado se notificar seu distribuidor local com cinco anos de
antecedência, ou em menor prazo a critério do distribuidor. Tal exigência prévia busca garantir que, se necessário, a
distribuidora tenha tempo hábil para contratar o suprimento da energia necessária para atender o regresso de
consumidores livres ao Ambiente de Contratação Regulada. A fim de minimizar os efeitos resultantes da migração de
consumidores livres, as distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratado junto à geradoras, por meio dos
CCEARs de energia oriunda de empreendimentos de geração existente, de acordo com o volume de energia que não
irão mais distribuir a esses consumidores.
Os agentes de geração, sejam concessionários de serviço público de geração, produtores independentes de energia
ou autoprodutores, assim como os comercializadores, podem vender energia elétrica nos dois ambientes, mantendo o
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caráter competitivo da geração, e todos os contratos, sejam do ACR ou do ACL, devem ser registrados na CCEE e
servem de base para a contabilização e liquidação das diferenças no mercado de curto prazo.
Os clientes de alta tensão que compravam energia de Distribuidores no Ambiente de Contratação Regulado o faziam a
preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por “subsídio cruzado”, começou a ser reduzido gradualmente a partir de
julho de 2003, e foi totalmente eliminado em julho de 2007.
Atividades Restritas
Distribuidoras participantes do SIN não podem (i) desenvolver atividades relacionadas à geração e transmissão de
energia, (ii) vender energia a consumidores livres, (iii) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer
outra empresa, ou (iv) desenvolver atividades que não estejam relacionadas às suas respectivas concessões, exceto
aquelas permitidas por lei ou constantes do contrato de concessão.
Os mais significativos riscos inerentes à atividade de distribuição de energia podem ser caracterizados por: riscos de
subcontratação na compra de energia; riscos de sobrecontratação na compra de energia; risco de falta de repasse do
custo da energia comprada para tarifas; riscos vinculados aos ressarcimentos de danos aos consumidores; riscos de
insuficiência de caixa decorrentes de inadimplência; riscos de insuficiência de receitas decorrentes de perdas
comerciais; riscos nas revisões e reajustes tarifários e riscos de perda de grandes consumidores.
Eliminação do self-dealing
Uma vez que a compra de energia para consumidores cativos passou a ser realizada no Ambiente de Contratação
Regulada, a contratação entre partes relacionadas (self-dealing), por meio da qual as distribuidoras podem atender até
30,0% de suas necessidades de energia por meio da aquisição de energia de empresas afiliadas, não é mais
permitida, exceto no contexto dos contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL antes da promulgação da
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ou em função de leilões de energia em que empresas afiliadas atuem
concomitantemente.
Contratos Assinados Antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que contratos assinados por empresas de distribuição e aprovados
pela ANEEL antes da edição da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não podem ser alterados em seus prazos,
preços ou volumes já contratados, com exceção dos contratos iniciais.
Compras de Energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico
Em 30 de julho de 2004, o governo editou regulamentação relativa à compra e venda de energia no Ambiente de
Contratação Regulada e no Ambiente de Contratação Livre, assim como a outorga de autorizações e concessões para
projetos de geração de energia. Essa regulamentação inclui regras referentes aos leilões, aos contratos de
comercialização de energia e ao método de repasse dos custos de aquisição de energia elétrica aos consumidores
finais.
De acordo com as diretrizes do novo modelo, (i) todos os agentes compradores de eletricidade devem garantir a
contratação de toda a energia (e potência) necessária para o atendimento de 100,0% de seus mercados ou cargas; e
(ii) os agentes vendedores de energia devem fornecer suporte comprobatório (lastro) por meio de garantia física de
usinas próprias ou de contratos de compra e venda de energia com terceiros. Os agentes que não cumprirem tais
exigências estão sujeito a multas impostas pela ANEEL, por meio da CCEE, conforme procedimentos vigentes.
Desde 2005, os autoprodutores, distribuidoras, comercializadoras e consumidores livres são obrigados a notificar o
MME, até 1º de agosto de cada ano, a respeito de suas necessidades de contratação de energia para cada um dos
cinco anos subseqüentes. As distribuidoras devem, ainda, definir os montantes a serem contratados por meio dos
leilões, conforme prazos e condições estabelecidos em ato do Ministro de Estado de Minas e Energia. Além disso, as
empresas de distribuição são obrigadas a especificar a parte do montante que pretendem contratar para atender seus
consumidores potencialmente livres, ou seja, aqueles que apresentam os requisitos para se tornarem consumidores
livres, mas ainda não exerceram essa opção.
O MME estabelece o montante total de energia a ser comercializado no Ambiente de Contratação Regulada e a lista
das instalações de geração que terão permissão para participar dos leilões a cada ano.
Os Leilões de Energia Elétrica
A regulamentação determina que as empresas de distribuição de energia cumpram suas obrigações de fornecimento
de energia basicamente por meio de leilões públicos, em conformidade com os procedimentos descritos abaixo.
Além desses leilões e de contratos celebrados anteriormente à vigência da Lei do Novo Mercado do Setor Elétrico, a
empresa de distribuição pode comprar energia de (i) geração distribuída, empresas de geração ligadas diretamente à
rede da empresa de distribuição que não sejam hidrelétricas com capacidade maior que 30 MW e algumas companhias
geradoras térmicas, e, compulsoriamente, de (ii) projetos de geração de energia participantes da fase inicial do
PROINFA, (iii) Itaipu Binacional e (iv) Angra I e II.
Os leilões de energia para novos projetos de geração serão realizados (i) cinco anos antes da data da entrega inicial
definidos como leilões “A-5”, e (ii) três anos antes da data da entrega inicial definidos como leilões “A-3”. Haverá
também leilões de energia de empreendimentos existentes de geração de energia (i) realizados um ano antes da data
da entrega inicial definidos como leilões “A-1” e (ii) realizados no máximo quatro meses antes da data da entrega
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definidos como “ajustes de mercado”. Os editais para os leilões serão preparados pela CCEE, em conformidade com
as diretrizes estabelecidas pelo MME, notadamente a utilização do critério de menor tarifa no julgamento.
Cada empresa geradora que contrate a venda de energia por meio do leilão firmará um CCEAR com cada empresa
distribuidora, proporcionalmente à demanda estimada da distribuidora. Os prazos dos CCEAR referentes aos leilões
“A-5” e “A-3” irão variar entre 15 a 30 anos, dependendo do produto ofertado; já CCEAR decorrentes de leilões “A-1”
terão duração entre 5 e 15 anos. Contratos decorrentes dos leilões de ajuste de mercado, por sua vez, ficam limitados
ao prazo de dois anos.
Desde 2005, todas as geradoras, distribuidoras, comercializadoras, geradores independentes e consumidores livres
devem encaminhar à ANEEL, em 1º de agosto de cada ano, informações sobre a demanda estimada ou geração
estimada de energia, conforme o caso, para os 5 anos subsequentes.
Importante mencionar que o MME define a relação dos novos empreendimentos de geração que integrarão o processo
licitatório de contratação de energia de novos empreendimentos.
Leilões de energia Existente
Os Leilões de Energia Existente estão previstos no artigo 19 do Decreto n.º 5.163, de 30 de julho de 2004, com
redações modificadas conforme o Decreto n.º 5.271, de 16 de novembro de 2004 e o Decreto n.º 5.499, de 25 de julho
de 2005.
Os leilões de energia existente complementam os contratos de energia nova para cobrir assim 100% da carga. Seu
objetivo é recontratar periodicamente a energia existente, por meio de leilões anuais de contratos com duração de 5 a
15 anos. A entrega da energia é feita a partir do ano seguinte ao leilão e por esta razão este leilão é chamado de A-1.
Os leilões A-1 possuem limites mínimos e máximos de compra de energia.
Além da duração, os contratos de energia existente têm outras características especiais que os diferenciam dos
contratos de energia nova: a quantidade de energia existente contratada pode ser reduzida, em qualquer momento, em
caso de redução da carga da distribuidora devido à migração de consumidores cativos para o mercado livre.
Adicionalmente, a quantidade de energia contratada pode ser reduzida, a critério da distribuidora, em até 4% a cada
ano para adaptação a desvios em relação às projeções de demanda.
A tabela abaixo ilustra, em números não auditados, a participação da Companhia nos leilões de energia existente
realizados até 31/12/2010.
Leilões de Energia Nova
Segundo a regulamentação em vigor, cabe à ANEEL promover, direta ou indiretamente, licitação na modalidade de
leilão, para a contratação de energia elétrica pelos agentes de distribuição do SIN, observando as normas gerais de
licitações e concessões e as diretrizes fixadas pelo MME, que contemplarão os montantes por modalidade contratual
de energia a serem licitados. Os leilões de energia nova (EN) têm como objetivo promover a construção de nova
capacidade para atender ao crescimento do consumo das distribuidoras. Nestes leilões, contratos de suprimento de
energia de longo prazo (15 anos para termelétricas e 30 anos para hidrelétricas) são oferecidos aos geradores
candidatos.
A cada ano, dois tipos de leilões de Energia Nova são realizados: (i) Leilão Principal (A-5), que oferece contratos
bilaterais para nova capacidade com duração entre 15 e 30 anos, com entrada em operação em 5 anos após o leilão.
Assim, com estes prazos, este contrato viabilizará ao investidor vencedor do leilão obter o project finance, e oferece o
tempo necessário para construção da nova planta; (ii) Leilão Complementar (A-3), que oferece contratos bilaterais para
nova capacidade com duração entre 15 e 30 anos. Neste caso, porém, as usinas devem entrar em operação 3 anos
após o leilão. O objetivo é a criação de um complemento para o leilão A-5 realizado dois anos antes, permitindo uma
correção dos desvios causados pela incerteza na trajetória da demanda. Cabe ressaltar que o processo de leilão é
conduzido separadamente de acordo com o tipo de empreendimento: se termelétrico ou hidrelétrico.
A sistemática destes leilões de energia determina que as distribuidoras devam declarar sua demanda para os referidos
anos de suprimento, sendo as demandas individuais agregadas para a formação de um pool comprador de energia
elétrica. A alocação da quantidade de energia a ser demandada de fonte termelétrica ou hidrelétrica é estabelecida
pelo MME, que fixa uma fração de energia elétrica mínima a ser demandada de fontes de geração termelétrica, com o
intuito de diversificar a matriz energética nacional no longo prazo de tal maneira a atingir os objetivos de diversificação
estabelecidos no Plano Decenal de Energia Elétrica. A parcela remanescente é atendida por projetos de fonte
hidrelétrica. Sendo assim, dentro de cada fonte de geração, são selecionados aqueles projetos cujas propostas de
preço de venda de energia elétrica futura sejam os menores, mas sempre respeitando o percentual mínimo de energia
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advinda de cada fonte conforme estabelecido pelo MME para cada leilão. Estes projetos vão sendo gradativamente
selecionados até que o montante de oferta agregada de energia seja suficiente para atender à demanda do pool
comprador.
Especificamente, para a classificação dos empreendimentos de fonte termelétrica, os preços ofertados em leilão são
baseados em um Índice de Custo-Benefício (ICB), que leva em consideração o custo associado à previsão de
despacho das usinas. O preço efetivo da energia é composto por uma Remuneração Fixa (RF) em R$/ano, que
compensa seu investimento e demais custos fixos e por uma remuneração variável que inclui o reembolso dos custos
operativos da usina, quando ela é despachada pelo ONS ou os custos de compra de energia no mercado de curto
prazo, quando a usina não é acionada pelo ONS. Portanto, o ICB resultante do leilão é um preço de referência, que
pode ser diferente do valor efetivamente pago pelas distribuidoras às usinas contratadas. Como exemplo em 2008 o
preço médio efetivo de contratação de energia nova foi de R$168,75/MWh, refletindo um maior nível de despacho das
usinas térmicas, reflexo da política operativa do ONS. Em 2009, o preço médio efetivo foi de R$72,58/MWh
decorrentes da situação hidrológica favorável que exigiu menor utilização das usinas térmicas.
Finalmente, independente da fonte de geração, a distribuidora conta com a possibilidade do repasse integral dos
custos de aquisição de energia às tarifas de fornecimento, desde que tenham sido respeitados os limites de
contratação de energia constantes no Decreto 5.163/2004. Até a presente data, a Companhia assegurou o repasse
integral dos custos de aquisição de energia às suas tarifas de fornecimento.
A tabela abaixo ilustra, em números não auditados, a participação da Companhia nos leilões de energia nova
realizados até esta 31/12/2010.
Leilões de Ajuste
Esse tipo de leilão tem o objetivo fazer um “ajuste fino” entre energia contratada e a demanda. Estes leilões oferecem
contratos com duração de até 2 anos e são realizados três ou quatro vezes ao ano, com entrega para o mesmo ano.
Por esta razão, esses contratos são conhecidos como “A0”. A distribuidora poderá comprar até 1% do total de sua
energia contratada por meio dos leilões de ajuste. Da mesma forma que os contratos de geração distribuída, os custos
de aquisição desta energia também serão limitados para efeitos de repasse para os consumidores cativos pelo Valor
de Referência (VR) a ser descrito mais a frente.
A tabela abaixo ilustra, em números não auditados, a participação da Companhia nos leilões de energia nova
realizados até esta 31/12/2010.
Leilão de Projetos Estruturantes
A atual legislação dá direito ao governo promover leilões de projetos específicos que são considerados estratégicos
para o País. Este é o caso, por exemplo, dos leilões das usinas do rio Madeira, Santo Antônio e Jirau, leiloadas em
dezembro de 2007 e maio de 2008, respectivamente.
As tabelas abaixo ilustram, em números não auditados, a participação da Companhia nesse tipo de leilões ocorridos
até esta 31/12/2010.
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Redução do Nível de Energia Contratada
O Decreto n.º 5.163, de 30 de julho de 2004, que regula a comercialização de energia de acordo com a Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico, permite que empresas de distribuição reduzam seus CCEARs de energia existente nos
seguintes casos: (i) para compensar a saída de consumidores potencialmente livres do Ambiente de Contratação
Regulada, conforme declaração de necessidade de contratação encaminhada ao MME, (ii) até 4,0% ao ano do
montante inicialmente contratado devido a outras variações de mercado e (iii) na hipótese de aumentos nos montantes
de energia adquirida nos termos dos contratos firmados antes de 17 de março de 2004.
As circunstâncias em que a redução do nível de energia contratada ocorrerá devem ser devidamente estabelecidas nos
CCEARs, e podem ser exercidas a critério exclusivo da empresa de distribuição e em conformidade com as
disposições descritas acima e regulamentação da ANEEL.
Limitação de Repasse
As regras estabelecem também limites para repasse dos custos com a compra de energia aos consumidores finais. O
Valor de Referência Anual (VR), que corresponde à média ponderada dos preços da energia nos leilões A-5 e A-3
calculado para todas as distribuidoras, é o limite para repasse dos custos de aquisição de energia proveniente de
empreendimentos existentes nos leilões de ajuste e para contratação de energia distribuída, O VR, cria um incentivo
para distribuidoras contratarem suas demandas esperadas de energia nos leilões A-5 que, acredita-se, terão preços
inferiores aos dos leilões A-3. O VR será aplicado como limite de repasse às tarifas dos consumidores nos primeiros
três anos de vigência dos contratos de energia proveniente de novos empreendimentos. Do quarto ano em diante, os
custos de aquisição da energia desses projetos serão integralmente repassados. O Decreto n.º 5.163 estabelece as
seguintes restrições na capacidade de empresas de distribuição de repassar os custos aos consumidores:
 não repasse dos custos referentes aos volumes que excedam 103,0% da demanda real;
 repasse limitado dos custos para compras de energia feitas em um leilão “A-3”, se o volume da energia adquirida
exceder 2,0% da demanda verificada nos 2 anos anteriores (ou seja, em A-5”);
 repasse limitado dos custos de aquisição de energia de novos projetos de geração de energia se o volume
recontratado por meio de CCEARs de instalações existentes de geração estiver abaixo do “Limite Inferior de
Contratação” definido pelo Decreto n.º 5.163;
 de 2006 a 2009, compras de energia das instalações existentes no leilão “A-1” estavam limitadas a 1,0% da
demanda das empresas de distribuição. Se a energia adquirida no leilão “A-1” excedesse este limite de 1,0%, o
repasse de custos da parcela excedente aos consumidores finais ficaria limitado a 70,0% do valor médio de tais custos
de aquisição de energia gerada pelas instalações existentes de geração. O MME estabeleceu o preço máximo de
aquisição para a energia gerada pelos projetos existentes; e
 se as Distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratar a energia necessária para o atendimento integral de
suas demandas, o repasse dos custos de energia adquirida no mercado de curto-prazo será equivalente ao menor
valor entre o PLD e o VR.
Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu
A ANEEL determina anualmente o Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu, em Dólares. Em dezembro de
2009, o índice para o exercício de 2010 foi estabelecido em um montante igual a US$24,63/kW, aplicável aos
faturamentos realizados de 1º de janeiro a 1º de dezembro de 2010, de acordo com a Resolução Homologatória da
ANEEL n.º 919, de 15 de dezembro de 2009.
Penalidades
A regulamentação da ANEEL prevê a imposição de sanções contra os agentes do setor e classifica as penalidades
com base na natureza e severidade da infração (inclusive advertências, multas, suspensão temporária do direito de
participar de processos de licitação para novas concessões, permissões ou autorizações e caducidade).
Para cada infração que seja caracterizada como multa, os valores podem chegar a até 2,0% do faturamento da
concessionária, ou do valor estimado da energia produzida nos casos de auto-produção e produção independente,
correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração, ou estimados para um período de 12
meses, caso o infrator não esteja em operação ou esteja operando por um período inferior a 12 meses. Algumas
infrações que podem resultar em multas referem-se à falha das concessionárias em solicitar a aprovação da ANEEL,
inclusive, sem limitação, no que se refere a:
 celebração de contratos entre partes relacionadas;
 venda ou cessão de ativos relacionados a serviços prestados assim como a imposição de qualquer ônus sobre
esses ativos; e
62
 alterações no controle societário.
Na fixação do valor das multas deverão ser consideradas a abrangência e a gravidade da infração, os danos dela
resultantes para o serviço e para os usuários, a vantagem auferida pelo infrator e a existência de sanção anterior nos
últimos quatro anos.
Principais Autoridades
Ministério de Minas e Energia - MME
Após a aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, atuando basicamente por meio do
MME, tornou-se responsável pela condução das políticas energéticas do País
O MME é o órgão do Governo Federal responsável pela condução das políticas energéticas do país. Suas principais
obrigações incluem a formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes
definidas pelo CNPE. O MME é responsável por estabelecer o planejamento do setor energético nacional, monitorar a
segurança do suprimento e definir ações preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de
desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda de energia.
Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
A ANEEL foi instituída pela Lei n° 9.427/96 e constituída pelo Decreto n° 2.335/97, com as finalidades básicas de
regular e fiscalizar as atividades setoriais de energia elétrica, estando vinculada ao MME, sucedendo o antigo
Departamento Nacional de águas e Energia Elétrica (DNAEE).
As atuais responsabilidades da ANEEL incluem entre outros: acompanhar o desenvolvimento das atividades de
geração, transmissão, distribuição, comercialização e importação de energia elétrica; avaliar as condições de
abastecimento e de atendimento; realizar periodicamente a análise integrada de segurança de abastecimento e de
atendimento; identificar dificuldades e obstáculo que afetem a regularidade e a segurança de abastecimento e
expansão do setor e elaborar propostas para ajustes e ações preventivas que possam restaurar a segurança no
abastecimento e no atendimento elétrico.
Conselho Nacional de Política de Energia - CNPE
A Lei n° 9.478/1997 definiu os objetivos a serem perseguidos pela política energética nacional e criou o Conselho
Nacional de Política Energética (CNPE), vinculado à Presidência da República e presidido pelo Ministério de Minas e
Energia.
O CNPE é um órgão de assessoramento do Presidente da República, tendo como finalidade propor ao Presidente da
República, políticas nacionais e medidas específicas destinadas a: a) Promover o aproveitamento racional dos recursos
energéticos do país; b) assegurar, em função das características regionais, o suprimento de insumos energéticos às
áreas mais remotas ou de difícil acesso do País; c) rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas
regiões do País; d) estabelecer diretrizes para programas específicos, como os de uso do gás natural, álcool, carvão e
da energia termonuclear; e) estabelecer diretrizes para a importação e exportação de petróleo e seus derivados, gás
natural e condensado; f) propor critérios de garantia de suprimento de energia elétrica que assegurem o equilíbrio
adequado entre confiabilidade de fornecimento e modicidade de tarifas e preços; e g) propor critérios gerais de
garantias de suprimento, a serem considerados no cálculo das energias asseguradas e em outros respaldos físicos
para a contratação de energia elétrica, incluindo importação.
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico (ART. 14) autorizou a constituição do CMSE, com funções de acompanhar e
avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional. O
CMSE é presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia tendo em sua composição quatro representantes do
MME, e os titulares da ANEEL, ANP, CCEE, EPE e ONS.
O principal objetivo do Comitê é o de evitar o desabastecimento do mercado de energia elétrica. Para isto deverá
acompanhar a evolução do mercado consumidor, o desenvolvimento dos programas de obra, identificando, inclusive,
as dificuldades e obstáculos de caráter técnico, ambiental, comercial, institucional e outros que afetem, ou possam
afetar, a regularidade e a segurança do abastecimento.
O CMSE tem poderes para definir diretrizes e programas de ação, podendo requisitar, dos agentes setoriais, estudos e
informações.
Operador Nacional do Sistema - ONS
Criado em decorrência da Lei n° 9.648/98. O ONS é uma entidade de direito privado sem fins lucrativos que opera
mediante autorização da ANEEL e integrado por titulares de concessão, permissão ou autorização e por consumidores
livres cujo papel básico é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do Sistema Elétrico Interligado
Nacional,
Os objetivos e as principais responsabilidades do ONS incluem:
 planejamento operacional para o setor de geração e transmissão;
63
 organização do uso do Sistema Elétrico Interligado Nacional e interligações internacionais;
 garantir aos agentes do setor acesso à rede de transmissão de maneira não discriminatória;
 assistência na expansão do sistema energético;
 propor ao MME os planos e diretrizes para extensões da Rede Básica; e
 apresentação de regras para operação do sistema de transmissão para aprovação da ANEEL.
O ONS é responsável, também, pela garantia do livre acesso aos sistemas de transmissão e pela administração dos
respectivos contratos: a) Contratos em que concessionárias de transmissão colocam seus sistemas a disposição do
Operador; e 2) Contratos em que os usuários da transmissão asseguram o direito de uso da mesma.
O ONS deve desempenhar seu papel em nome de todos os interessados no setor e não poderá desempenhar qualquer
atividade comercial de compra e venda de energia elétrica.
Mercado Atacadista de Energia (MAE) / Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
A existência de um Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) foi considerada um elemento fundamental no setor
elétrico parcialmente implantado a partir de 1998 e possuía como objetivos básicos a promoção de competitividade na
geração e a instituição de um mercado para operações de curto prazo de energia elétrica. O MAE foi instituído pela Lei
n° 9.648/98 (Art. 12).
A Lei n° 10.848/2004 autorizou a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para suceder ao
Mercado Atacadista de Energia (MAE).
Assim como o MAE, a CCEE é pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que opera sob autorização do
Poder Concedente e mediante regulação e fiscalização da ANEEL. Nos termos da Lei n° 10.848/2004, a CCEE é
integrada por titulares de concessão, permissão ou autorização, por outros agentes vinculados aos serviços e às
instalações de energia elétrica e pelos consumidores livres.
A CCEE absorveu as funções e estrutura do MAE. Entre suas principais atribuições estão: (i) a realização de leilões de
compra e venda de energia no Ambiente de Contratação Regulada por delegação da ANEEL; (ii) registrar o volume de
todos os contratos de comercialização de energia no Ambiente de Contratação Regulada, os contratos resultantes de
contratações no Ambiente de Contratação Livre; (iii) contabilizar e liquidar a diferença entre os montantes efetivamente
gerados ou consumidos e aqueles registrados nas transações de curto prazo e (iv) apuração do PLD, utilizado para
valorar as transações no mercado de curto prazo.
O Conselho de Administração da CCEE será integrado por cinco membros, com o seu Presidente indicado pelo
Ministério de Minas e Energia, três membros indicados pelas categorias (geração, distribuição e comercialização) e um
membro indicado pelo conjunto de todos os agentes.
Empresa de Pesquisa Energética - EPE
Instituída pela Lei n° 10.847/2004 e criada pelo Decreto n° 5.187/2004, a EPE é uma empresa vinculada ao Ministério
de Minas e Energia (MME), cuja finalidade é prestar serviços de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o
planejamento do setor energético. Suas principais atribuições incluem a realização de estudos e projeções da matriz
energética brasileira, execução de estudos que propiciem o planejamento integrado de recursos energéticos,
desenvolvimento de estudos que visem o planejamento de expansão de geração e da transmissão de energia elétrica
de curto, médio e longo prazos, realização de análises de viabilidade técnico-econômica e sócio-ambiental das usinas,
bem como a obtenção da licença ambiental prévia para aproveitamentos hidrelétricos e de transmissão de energia
elétrica.
Limitações à Participação
Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de certos serviços e atividades no setor energético. De
acordo com esses limites, com exceção de empresas que participam do Programa Nacional de Desestatização (que
precisam apenas cumprir tais limites desde que sua reestruturação societária final seja consumada), nenhuma
empresa de energia poderá (i) deter mais de 20,0% do mercado de distribuição do Brasil, 25,0% do mercado de
distribuição das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% do mercado de distribuição das regiões Norte/Nordeste,
exceto na hipótese de um aumento na distribuição de energia excedendo as taxas de crescimento nacionais ou
regionais; (ii) deter mais de 20,0% do mercado de comercialização final do sistema elétrico nacional, 20,0% do
mercado de comercialização intermediária do sistema elétrico nacional, ou 25,0% da soma das porcentagens de
participação nas comercializações final e intermediária.
Programa Prioritário de Termelétricas (PPT)
Em 2000, foi criado o Programa Prioritário de Termelétricas (“PPT”), com o objetivo de diversificar a matriz energética
brasileira e reduzir sua forte dependência de usinas hidrelétricas. Os benefícios concedidos a usinas termelétricas nos
termos do PPT incluem: (1) fornecimento garantido de gás por 20 anos, (2) garantia de que os custos relativos à
aquisição da energia produzida por usinas termelétricas serão transferidos aos consumidores até o limite do valor
normativo determinado pela ANEEL, e (3) acesso garantido a um programa especial de financiamento do BNDES para
o setor elétrico.
64
A Lei n° 10.438/2002, em seu Art. 3° instituiu o Programa de Incentivo às Fontes alternativas de Energia Elétrica
(PROINFA). Referida Lei resultou do processo de conversão da Media Provisória n°14 de 21 de dezembro de 2001. O
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (“PROINFA”), com o objetivo de criar certos
incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica e biomassa e
PCHs. Nos termos do PROINFA, a Eletrobrás compra a energia gerada por essas fontes alternativas durante o período
de 20 anos e a repassa para consumidores livres e distribuidoras. Estes, por sua vez, incumbem-se 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. 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. A primeira fase do PROINFA
teve por objetivo a inserção de 3.300 MW de fontes alternativas, distribuídos igualmente por cada uma das fontes
eólica, PCHs e biomassa. A segunda fase, ainda não regulamentada, prevê que as fontes alternativas atendam a
10,0% (dez por cento) do consumo anual de energia elétrica no País em 20 (vinte) anos. A maioria dos projetos que
foram qualificados para os benefícios oferecidos pelo PROINFA entraram em operação a partir de 30 de dezembro de
2008.
Em 2008, o Governo Federal regulamentou a contratação de energia de reserva, instituída pela Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico, destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN, proveniente de usinas
especialmente contratadas para este fim, seja de novos empreendimentos de geração ou de empreendimentos
existentes. Até o momento foram realizados 2 leilões de energia de reserva, um exclusivo para energia de fonte de
biomassa e outro de fonte eólica.
TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
A TUSD, que é revisada anualmente de acordo com a variação de seus componentes, é paga por geradoras e
consumidores livres e especiais pelo uso do sistema de distribuição da concessionária na qual tais geradoras e
consumidores livres e especiais estejam conectados. O valor a ser pago pelo respectivo agente conectado ao sistema
de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela multiplicação da demanda de energia elétrica contratada junto à
concessionária de distribuição, em kW, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/kW, bem como pela energia
medida, em MWh, pela tarifa estabelecida pela ANEEL em R$/MWh. A TUSD é formada por diversos encargos
setoriais, bem como a remuneração da concessionária pelo uso da rede local e os custos regulatórios de pessoal,
material e serviços de terceiros.
TUST – Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e consumidores livres e especiais pelo uso da Rede Básica e é revisada
anualmente de acordo com (i) a inflação e (ii) a receita anual das empresas de transmissão (que também incorpora
custos de expansão da própria rede).
Taxa de Transporte de Itaipu
A usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operada em dois troncos (de corrente contínua e
alternada), que não é considerada como parte da Rede Básica ou do sistema de conexão intermediário. O uso deste
sistema é remunerado através de encargo específico denominado Transporte de Itaipu, cujo valor total é rateado pelas
empresas que detêm quota-parte de Itaipu na proporção de suas respectivas participações.
Reajustes e Revisões Tarifárias
Os valores das tarifas de energia elétrica (uso de rede e fornecimento) são reajustados anualmente pela ANEEL
(“Reajuste Tarifário Anual”), revistas periodicamente (“Revisão Tarifária”) a cada 4 ou 5 anos, dependendo do contrato
de concessão e, por fim, podem ser revistas em caráter extraordinário ("Revisão Extraordinária").
Ao ajustar as tarifas de distribuição, a ANEEL divide os custos de concessionárias de distribuição entre (1) custos fora
do controle da distribuidora (chamado de custos “não gerenciáveis”), ou Parcela A, e (2) custos sob o controle das
distribuidoras (chamado de custos “gerenciáveis”), ou Parcela B. Os custos da Parcela A incluem, entre outros:
 Custos de energia comprada para revenda;
 Encargos setoriais: dentre os quais destacam-se: Encargo de Serviço do Sistema - ESS; Conta de Consumo de
Combustível - CCC, Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, Reserva Global de Reversão - RGR, Taxa de
Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE, Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia PROINFA; e
 Custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição.
Quando os preços dos itens não-gerenciáveis definidos no momento do reajuste tarifário anual e/ou revisão tarifaria
oscilarem positiva ou negativamente impactarão o resultado da Companhia. Porém, as variações dos itens nãogerenciáveis são reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA, e que por sua vez, serão
repassadas aos consumidores no próximo reajuste e/ou revisão tarifária. Antes da adoção do IFRS em 2010, o
resultado da Companhia não sofria oscilação devido às variações de itens não gerenciáveis já que havia o mecanismo
denominado CVA (Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A), que não permitia tal
oscilação. Porém com a adoção do IFRS, esse mecanismo foi retirado das demonstrações financeiras apresentadas à
CVM, sendo constituído apenas para fins regulatórios.
65
A Parcela B, por sua vez, compreende os itens de custo que estão sob o controle das concessionárias e inclui, entre
outros:
 Retorno sobre os investimentos relacionados à concessão considerados na Base de Remuneração Regulatória
determinada por ocasião das Revisões Tarifárias Periódicas;
 Custos de depreciação regulatória; e
 Custos de operação e manutenção do sistema de distribuição, em base aos custos reconhecidos na Empresa de
Referência.
O contrato de concessão de cada empresa de distribuição estabelece um Reajuste de Tarifa Anual, conforme fórmula
estipulada no próprio contrato de concessão. Neste momento, busca-se que os custos da Parcela A sejam totalmente
repassados aos clientes. Os custos da Parcela B, entretanto, são corrigidos de acordo com o índice IGP-M, ajustado
por um fator X.
As distribuidoras de energia elétrica, conforme o contrato de concessão, também têm direito à revisão periódica das
tarifas com intervalos que podem variar entre três e cinco anos (no caso da Companhia, a cada quatro anos). Nestas
revisões (1) todos os custos da Parcela B são recalculados e (2) o fator Xe é calculado para compartilhar ganhos de
produtividade da concessionária, basicamente devido ao crescimento de mercado. Nos processos de reajustes
tarifários, que ocorrem anualmente entre as revisões tarifárias periódicas, o fator X é calculado com base nos
componentes: (i) Xe já descrito anteriormente e (ii) Xa, este componente reflete a aplicação do Índice Nacional de
Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), sobre a parcela mão-deobra dos custos operacionais da Companhia e é, portanto, variável a cada reajuste tarifário.
O Fator X é usado para ajustar o IGP-M que deve ser aplicado ao componente da Parcela B nos reajustes anuais.
Além disso, concessionárias de distribuição de energia têm direito a eventual revisão tarifária extraordinária, a ser
solicitada especificamente ao Poder Concedente e analisadas caso a caso. Tais solicitações serão aceitáveis em caso
de significativo desequilíbrio econômico-financeiro.
Discussão sobre a Fórmula de Reajuste Tarifário Anual
contratos de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas à alteração dos
relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo.
Neutralidade dos itens relativos a encargos setoriais
Contratos de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica, com vistas à alteração dos
relativos aos encargos setoriais especificados em referido aditivo.
Foi parcialmente alterada a redação da Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos
Serviços, especificamente no que se refere à definição do Valor da Parcela A na Data de Referência Anterior-DRA
(VPA0).
Com a nova redação, mesmo mantendo-se a fórmula de obtenção da “Parcela B” por diferença, esta não mais é
influenciada, para mais ou para menos, pelos itens da “Parcela A” (VPA0) referentes aos encargos setoriais cujos
custos não variam na mesma proporção do mercado, atendendo, desse modo, os objetivos de eliminar o efeito tarifário
causado pela atual metodologia de cálculo do reajuste anual e assegurar a neutralidade dos citados itens de custos
não gerenciáveis da “Parcela A”. O aprimoramento da metodologia do reajuste tarifário anual consolida-se com o
procedimento de cálculo previsto na nova Subcláusula Décima Nona da Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na
Prestação dos Serviços.
Discussão sobre a metodologia de Revisão Tarifária Periódica
Está em discussão sob o âmbito da Audiência Pública 040/2010, aberta em setembro de 2010 pela ANEEL, a
metodologia a ser utilizada no 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas. No inicio de 2011 a Companhia e vários
participantes do mercado enviaram contribuições para o regulador objetivando o aperfeiçoamento da metodologia
proposta pela ANEEL. Até o momento, não houve a publicação da metodologia final para o 3º ciclo de revisão tarifária,
que deverá ocorrer apenas no 2º semestre de 2011.
Encargos Setoriais
RGR - Reserva global de Reversão
Em determinadas circunstâncias, as distribuidoras são indenizadas por ativos ainda não depreciados, em caso de
revogação ou encampação das respectivas concessões. Por meio da Lei n.º 5.655, de 20 de maio de 1971, foi criado o
Fundo de Reserva Global de Reversão, ou Fundo RGR, destinado a prover recursos para essa indenização. As
companhias de eletricidade do setor público devem fazer recolhimentos mensais ao Fundo RGR a uma taxa anual
66
equivalente a 2,5% dos ativos fixos da empresa em serviço, até um teto de 3,0% do total das receitas em cada ano.
Nos últimos anos, o Fundo RGR tem sido usado, principalmente, para financiar projetos de geração e distribuição. A
Lei n.º 10.438/02 previu a expiração da RGR em 2010, porém a Medida Provisória 517, de 30 de dezembro de 2010,
prorrogou a cobrança de tal encargo até 2035.
CCC – Conta de Consumo de Combustível
Os agentes de distribuição e transmissão que comercializem energia elétrica com o consumidor final devem contribuir
para o rateio do custo de consumo de combustível utilizado na geração de energia termoelétrica nos Sistemas
Isolados, por meio da CCC. A CCC foi criada em 1973, com a finalidade de gerar reservas financeiras para cobrir os
custos de aquisição dos combustíveis fósseis utilizados pelas usinas de geração térmica, na eventualidade de uma
escassez de água nos reservatórios das hidrelétricas, uma vez que o custo de operação das usinas produtoras de
energia térmica é maior do que aquele das usinas hidrelétricas.
A Lei 12.111, de 09/12/09, alterou a forma de cálculo da CCC, passando a mesma a representar o montante igual à
diferença entre o custo total de geração da energia elétrica, para o atendimento ao serviço público de distribuição de
energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo
médio da potência e energia comercializadas no ACR do SIN.
CDE – Conta de Desenvolvimento Energético
A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, criou a CDE objetivando promover a competitividade da energia produzida a
partir de fontes alternativas (eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional)
nas áreas atendidas pelos sistemas elétricos interligados e promover a universalização do serviço de energia elétrica
em todo território nacional. Os recursos da CDE são provenientes, dentre outras fontes, dos pagamentos anuais
realizados a título de uso de bem público, de multas aplicadas pela ANEEL e, desde 2003, de quotas anuais pagas por
todos os agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final no SIN, mediante encargo tarifário incluído
na TUSD e na TUST. A CDE tem previsão de duração de 25 anos.
ESS – Encargo de Serviço do Sistema
A ANEEL homologou as regras de mercado relativas ao ESS por meio da Resolução nº 290, de 4 de agosto de 2000.
O ESS consiste em um valor em R$/MWh correspondente à média dos custos incorridos para manter a confiabilidade e
a estabilidade dos serviços do sistema prestados aos usuários do SIN. O ESS é pago por todos os agentes com
medição de consumo registrada na CCEE, na proporção do consumo.
TFSEE - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica
A Taxa de Fiscalização foi criada pela Lei Federal n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e regulamentada pelo
Decreto Federal n.º 2.410, de 28 de novembro de 1997 e pela ANEEL. A Taxa de Fiscalização é uma taxa anual devida
desde 1997 por todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas, equivalente a 0,5% do benefício econômico
anual auferido, com a finalidade de constituir a receita da ANEEL para cobertura das suas despesas administrativas e
operacionais.
EER – Encargo de Energia de Reserva
O EER foi criado pelo Decreto n.º 6.353, de 15 de janeiro de 2008, e regulamentado pela Resolução Normativa ANEEL
n.º 337, de 11 de novembro de 2008. O EER tem o objetivo de arcar com as despesas relacionadas com a contratação
de energia de reserva contratada para aumentar a segurança do fornecimento de energia no SIN. O EER será pago
mensalmente pelos consumidores finais do Sistema Interligado Nacional.
PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
O PROINFA, instituído pela Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 e revisado pela Lei nº 10.762, de 11 de novembro de
2003 é pago por todos os agentes do SIN que comercializam energia com o consumidor final ou que recolhem tarifa de
uso das redes elétricas relativa a consumidores livres, para cobertura dos custos da energia elétrica produzida por
empreendimentos de produtores independentes autônomos, concebidos com base em fontes eólicas, pequenas
centrais hidrelétricas e biomassa participantes do PROINFA.
ONS – Operador Nacional do Sistema
Refere-se ao ressarcimento de parte dos custos de administração e operação do ONS (entidade responsável pela
operação e coordenação da Rede Básica) por todas as empresas de geração, transmissão e de distribuição bem como
os grandes consumidores (consumidores livres) conectados à Rede Básica.
Racionamento
A Lei 10.848/04 estabelece que, na hipótese de decretação de uma redução compulsória no consumo de energia de
determinada região, todos os CCEARs por quantidade de energia, cujos compradores estejam localizados nessa
mesma região, terão seus volumes ajustados na proporção da redução de consumo verificada.
Programa de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) – Programa de Eficiência Energética (PEE)
67
A matéria é objeto de política pública específica. No âmbito federal, o Poder Público, por meio da Lei nº. 9.991, de 24
de julho de 2000, dispôs sobre a realização de investimentos em pesquisa e desenvolvimento e em eficiência
energética por parte das empresas do setor.
O Contrato de Concessão firmado pelas distribuidoras de energia elétrica com o Poder Concedente estabelece
obrigações e encargos sobre eficiência energética, no qual, a Concessionária fica obrigada a aplicar o montante de, no
mínimo, 1% da Receita Operacional Líquida - ROL, em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e em ações que
tenham por objetivo o combate ao desperdício de energia elétrica, nos Termos da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000,
e na forma em que dispuser a regulamentação específica sobre a matéria.
A Lei nº 9.991/2000 dispõe que as distribuidoras de energia elétrica devem aplicar um percentual mínimo da ROL em
PEE.
Lei 12.212/2010
Vigência: até 31/12/2015
A partir de 1º/01/2016
Segmento
Distribuição
P&D1
PEE2
FNDCT3
MME4
P&D1
PEE2
FNDCT3
MME4
0,20
0,50
0,20
0,10
0,30
0,25
0,30
0,15
1) P&D = Pesquisa e Desenvolvimento;
2) PEE = Programa de Eficiência Energética;
3) FNDCT = Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico
4) MME = Ministério de Minas e Energia
O Manual do PEE (MPEE): é um guia que determina os procedimentos para as concessionárias para a elaboração e
execução de projetos de eficiência energética regulados pela ANEEL. Nos Manuais de Eficiência Energética são
definidas a estrutura e a forma de apresentação dos projetos, os critérios de avaliação e de fiscalização e o tipo de
projetos que podem ser realizados com recursos do PEE. Também são apresentados os procedimentos para
contabilização dos custos e apropriação dos investimentos realizados.
A partir de 2001 foi criado o fundo nacional CTENERG, que possui um documento de diretrizes estratégicas disponível
no site do Ministério da Ciência e Tecnologia. Trata-se de outra fonte de recursos para financiar o desenvolvimento de
tecnologias mais eficientes para as indústrias e programas de eficiência de interesse público.
O programa de Eficiência Energética destina-se a beneficiar os clientes da Companhia por meio de projetos de
substituição de equipamentos e lâmpadas por equipamentos e lâmpadas mais eficientes em instalações de hospitais,
escolas e prédios públicos, bem como por meio de projetos educacionais e de responsabilidade social e atendimento a
comunidades de baixo poder aquisitivo. Dessa forma, a Companhia contribui para o processo de inclusão social, bem
como para melhoria da prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica para população. Todas essas
ações, além de contribuir para economia de energia elétrica e, consequentemente, ajudar a diminuir os orçamentos de
órgãos públicos, melhoram a qualidade de vida e de segurança das pessoas beneficiadas com esses projetos, bem
como contribuem para a diminuição da inadimplência e combatem as perdas comerciais.
A Companhia realizou R$,5,7 milhões, R$ 11,9 milhões e R$ 11,7 milhões em programas de Eficiência Energética nos
períodos encerrados em 31 de dezembro de 2008, 2009 e 2010, respectivamente.
A Companhia desenvolve, por meio de seu programa de Pesquisa e Desenvolvimento, tecnologias inovadoras
relacionadas aos processos técnicos, comerciais e operacionais. Dessa maneira, a Companhia adiciona valor ao seu
ativo intangível e incorpora melhorias em outras linhas de pesquisa, tais como segurança, redes inteligentes, operação
otimizada, meio ambiente, equipamentos e sistemas inovadores, para o continuo desenvolvimento da prestação dos
seus serviços.
A Companhia mantém anualmente projetos relacionados aos processos técnicos, comerciais e operacionais, ao
desenvolvimento de tecnologias mais eficazes, à segurança de colaboradores e empregados terceirizados e na
promoção de iniciativas sustentáveis para as comunidades. A Companhia realizou R$ 1,6 milhão, R$ 3,6 milhões e R$
6,2 milhões em Programas de Pesquisa e Desenvolvimento nos período encerrados em 31 de dezembro de 2008,
2009 e 2010, respectivamente.
b. política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental e,
se for o caso, de outras práticas ambientais, inclusive a adesão a padrões internacionais de proteção
ambiental
Aspectos Ambientais
Política Ambiental e SGA
A Companhia possui Política Integrada de Meio Ambiente, Saúde e Segurança, que está baseada nos princípios de
Prevenção, Responsabilidade Social, Conscientização, Melhoria Contínua, Respeito aos Recursos Naturais,
Gerenciamento de Emissões, Atuação junto aos Fornecedores e Contratadas, Comunicação e Compromisso com a
Legislação.
O cumprimento da legislação ambiental aplicável ao setor elétrico é fiscalizado por órgãos e agências governamentais,
que podem impor sanções administrativas e penais por eventual inobservância da legislação, independentemente da
obrigação de reparar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados. O cumprimento da legislação é um
dos princípios norteadores da Política Integrada de Meio Ambiente, Saúde e Segurança da AES Sul e da AES Brasil.
68
Com o objetivo de avaliar o desempenho ambiental da Companhia, foi implantado um Sistema de Gestão Ambiental
baseado na norma da ISO 14001:04 em suas atividades administrativas e operacionais além das instalações como
linhas de subtransmissão, subestações, lojas de atendimento a clientes, escritórios administrativos e bases
operacionais. Como atendimento a um dos itens da ISO 14001:04, a Companhia identificou, monitorou e avaliou
mudanças nas leis e normas ambientais aplicáveis ao seu negócio, buscando sempre seu atendimento e a melhoria
contínua no desenvolvimento de suas atividades.
A Companhia é auditada constantemente, tanto por determinação da própria The AES Corporation, como também para
verificar a sua aderência a norma ISO 14.001:04.
Adicionalmente, a Companhia incorreu em despesas durante o ano de 2010 no valor de R$ 1,0 milhão em projetos de
pesquisa e desenvolvimento que envolveu as questões ambientais, visando aumentar a vida útil de estruturas (postes)
de madeira para sustentação da rede de distribuição de energia elétrica, como verificar viabilidade de utilização de óleo
vegetal em transformadores de força. Os projetos em andamento são: ”Estudo e Avaliação de desempenho de fluídos
isolantes ecológicos para repotencialização de transformadores de alta tensão e Otimização de Processos de
Retratamento e Controle de Postes de Madeira Utilizados em Redes de Energia Elétrica Fase III.
O gerenciamento ambiental de todas as atividades da AES Sul é realizado com foco na prevenção e levando em
consideração os orçamentos e estimativas da Companhia elaboradas em base à dados históricos e melhores práticas
da área ambiental.
Licenciamento Ambiental
A legislação ambiental brasileira, por meio da Lei Federal nº 6.938/81 e da Resolução CONAMA 237/97, determina que
a instalação de empreendimentos que de qualquer forma causem degradação do meio ambiente depende do prévio
licenciamento ambiental. Tanto as atividades de transmissão quanto as de distribuição de energia estão sujeitas ao
licenciamento ambiental.
O procedimento se aplica tanto para empreendimentos novos, quanto para as ampliações ou alterações nele
procedidas, sendo que as licenças emitidas precisam ser renovadas periodicamente. De acordo com a legislação
federal, se a renovação for requerida até 120 dias antes do vencimento da licença, considera-se prorrogada a sua
validade até a manifestação do órgão ambiental sobre o requerimento.
O processo de licenciamento ambiental compreende, basicamente, três estágios que determinam a expedição das
seguintes licenças: licença prévia, licença de instalação e licença de operação. Cada uma destas licenças é emitida
conforme a fase em que se encontra o empreendimento e a manutenção de sua validade depende do cumprimento das
condicionantes que forem estabelecidas pelo órgão ambiental competente.
Para fins de licenciamento de empreendimentos cujos impactos sejam considerados significativos, exige-se a
elaboração de EIA/RIMA (Estudo de Impacto Ambiental/Relatório de Impacto de Meio Ambiente). Há previsão de
procedimentos simplificados quando o empreendimento for considerado de pequeno potencial de impacto ambiental.
De acordo com Resolução CONAMA nº 279/01, os empreendimentos elétricos de baixo impacto ambiental podem
submeter-se ao procedimento simplificado de licenciamento ambiental. Desse modo, em lugar do EIA/RIMA, deve ser
elaborado o Relatório Ambiental Simplificado (“RAS”), o Estudo Ambiental Simplificado (“EAS”).
No âmbito administrativo, as penalidades pela ausência de licenciamento, podem variar de simples advertência até
aplicação de multa de R$50,00 a R$50,0 milhões, conforme Decreto Federal nº 6.514/2008. No âmbito criminal,
merece destaque a figura da responsabilidade penal da pessoa jurídica, nos termos da Lei Federal nº 9.605/98,
contemplada de forma independente à responsabilização das pessoas físicas que concorrem para a prática do crime
ambiental, e que pode sujeitá-la ao pagamento de multa.
Conforme dispõe a Política Nacional do Meio Ambiente, desde a publicação da Lei Federal nº 10.165/00, além do
licenciamento ambiental, os empreendimentos que se dedicam a atividades potencialmente poluidoras ou que utilizem
recursos naturais, devem ser registrados no Cadastro Técnico Federal de Atividades Potencialmente Poluidoras
(“CTF”), perante o IBAMA. A regularidade desse cadastro depende da apresentação periódica de relatórios sobre as
atividades exercidas e, em alguns casos, do pagamento da Taxa de Controle Fiscalização Ambiental (“TCFA”).
Há previsão de procedimentos simplificados quando o empreendimento for considerado de pequeno potencial de
impacto ambiental.
A definição do órgão competente para o licenciamento está associada à magnitude e abrangência do impacto
ambiental que o empreendimento ocasionará. Empreendimentos de impacto ambiental regional, ou seja, que envolvam
mais de um Estado da federação ou realizados em áreas de interesse ou domínio da União, devem ser licenciados
pelo IBAMA. Nos demais casos, a competência é dos órgãos ambientais estaduais. Todavia, caso o impacto seja
exclusivamente local, o licenciamento poderá ser conduzido pelos municípios.
O Código de Meio Ambiente do Estadual do Rio Grande do Sul Lei Estadual n° 11520 de agosto de 2000, em seu
artigo 69, atribuiu aos municípios o licenciamento ambiental dos empreendimentos e atividades consideradas como de
impacto local, bem como aquelas que lhe forem delegadas pelo Estado por instrumento legal ou Convênio.
Estudos para obtenção de licenciamento ambiental e medidas compensatórias
As atividades de Linha de Transmissão e Subestações são consideradas como potencial poluidor médio e baixo
respectivamente pelo órgão ambiental estadual Fundação Estadual de Proteção Ambiental (FEPAM). O licenciamento
dessas atividades está sujeito a estudos ambientais conforme estabelecido na legislação estadual onde são analisadas
as questões socioambientais nos locais onde as atividades serão desenvolvidas.
69
Para o licenciamento ambiental municipal das atividades que envolvem Linhas de Transmissão e Subestações também
estão sujeitos a estudos ambientais como no âmbito estadual. Tanto o licenciamento estadual quanto o municipal
podem exigir estudos mais detalhados se identificada tal necessidade no início ou durante o processo de
licenciamento.
As medidas compensatórias definidas seguem a legislação estadual e municipal, e incidem sobre impactos de
supressão de vegetação, inclusive em Áreas de Preservação Permanente. Estas medidas compensatórias consistem
normalmente por meio de implantação de projetos de reposição florestal pelo empreendedor, sendo no mínimo 70% na
área objeto do empreendimento, ou, a critério do órgão ambiental, podendo também ser realizada através da
compensação por meio de doação mudas de espécies nativas, dependendo de prévio acordo por meio de convênio
com o órgão licenciador.
Outras autorizações
Além das licenças ambientais acima mencionadas, o desenvolvimento regular das atividades da Companhia também
está sujeito à obtenção de outras autorizações, tais como (i) a outorga para uso de recursos hídricos, (ii) autorização
para intervenção em áreas de preservação permanente e (iii) supressão de vegetação. Estas dependem de medidas
compensatórias, como dito anteriormente, aprovadas pelo órgão ambiental.
A ausência de licenças e autorizações ambientais, independentemente de a atividade estar ou não causando danos
efetivos ao meio ambiente, caracteriza a prática de crime ambiental, além de sujeitar o infrator a penalidades
administrativas, tais como, multas, suspensão de subsídios dos órgãos públicos ou a suspensão, temporária ou
permanente de atividades.
Os indeferimentos por parte dos órgãos ambientais licenciadores na emissão ou renovação das licenças ambientais,
assim como a eventual impossibilidade da Companhia de atender às exigências estabelecidas por tais órgãos
ambientais no curso do processo de licenciamento ambiental, poderão prejudicar, ou mesmo impedir, conforme o caso,
a instalação e a operação dos seus empreendimentos, representando potenciais riscos de não cumprimento do seu
plano de investimentos e consequente deficiência no atendimento da demanda por energia elétrica.
A ocorrência de danos ambientais, decorrentes da instalação e/ou operação de empreendimentos elétricos também
pode sujeitar a Companhia à imposição de penalidades administrativas e penais. Na esfera civil, os danos ambientais
implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isso significa que a obrigação de reparar a degradação
causada poderá afetar a todos os direta ou indiretamente envolvidos, independentemente da comprovação de culpa
dos agentes. Como consequência, a contratação de terceiros para proceder a qualquer intervenção nas operações, da
Companhia como a disposição final de resíduos ou a supressão de vegetação, não exime a responsabilidade da
mesma por eventuais danos ambientais causados pela entidade contratada.
Dispêndios e Investimentos
Durante o ano de 2010, a AES Sul realizou gastos e investimentos de R$ 19,2 milhões em Ações de Meio Ambiente
para prevenção, manutenção e melhoria ambiental de suas operações. Dentre estes foram gastos R$ 669,6 mil em
processos de licenciamento de novas instalações ou reconstruções, incluindo medidas de compensação ambiental.
Passivos
Ocorrências imprevistas são devidamente gerenciadas pela AES Sul, que também responde pelos passivos ambientais
decorrentes das atividades de distribuição efetuados anteriormente à privatização, conforme determina a legislação
Resolução CONAMA nº 420/09. O cumprimento das ações é acompanhado pelo órgão ambiental competente, FEPAM.
Assim, sempre que há a suspeita ou indício de um potencial passivo, a AES Sul busca confirmar a sua existência
através da elaboração de estudos em cumprimento as normas técnicas da FEPAM e a legislação específica, que
possam confirmar ou não a sua existência. Uma vez confirmado, o passivo é gerenciado individualmente.
A AES Sul está envolvida em um único caso relativo a passivos ambientais, localizado em uma Unidade de Tratamento
de Postes (UTM) recebida pela AES Sul em novembro de 1997, após o processo de privatização da CEEE, e que foi
operada pela AES até dezembro de 2005. Em fevereiro de 2006, em virtude de problemas no processo de privatização
a CEEE retomou a posse do ativo.
Durante o período em que esteve na posse da Unidade de Tratamento de Madeira (UTM) de Barreto, no município de
Triunfo - RS, a AES identificou a existência de passivo ambiental na área da Fábrica, relativo à época em que a CEEE
havia operado a UPM, decorrente de produtos químicos usados no processo produtivo. A AES Sul comunicou os fatos
às autoridades competentes (Ministério Público Estadual e Órgão Ambiental Estadual (FEPAM).
Após a comunicação da existência do passivo, o Ministério Público Estadual instaurou um Inquérito Civil nº 24/2005,
que instruiu Ação Civil Pública ajuizada em 13/03/2008 em face da CEEE, CEEE-D, AES Sul e AES Florestal
(empresas que operaram a Fábrica até a descoberta do passivo ambiental).
Antes do ajuizamento da Ação Civil Pública pelo Ministério Público foi contratada uma empresa de consultoria
ambiental para dar continuidade aos estudos ambientais, estruturando todos os documentos e avaliações ambientais
que foram desenvolvidos.
Adicionalmente ao estudo técnico, o trabalho da empresa de consultoria envolveu a realização dos planos de
contenção da contaminação através da remoção para os focos ativos de contaminação. Estes planos são compostos
por atividades técnicas a serem desenvolvidas e cronograma físico-financeiro. Os valores estimados para a realização
do plano de contenção da contaminação, previstos no relatório técnico foi de R$ 29,3 milhões.
70
Em função da existência da ação civil pública, associada à finalização das avaliações técnicas ambientais e de acordo
com os pareceres jurídicos elaborados por renomados escritórios jurídicos, foi provisionado o montante de R$ 7,34
milhões, correspondente a 25% dos custos de contenção da contaminação.
A medida liminar requerida pelo MP foi indeferida. Em 31 de dezembro de 2010 a ação encontrava-se em fase de
instrução.
c. dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes
para o desenvolvimento das atividades da Companhia
Contrato de Concessão
A Companhia opera o negócio de distribuição de energia elétrica, nos termos de seu Contrato de Concessão e da
legislação aplicável. O Contrato de Concessão, com término em 06 de novembro de 2027 (Contrato de Concessão
012/97), impõe exigências sobre as operações e os negócios. Estas exigências incluem manutenção e/ou
aperfeiçoamento de determinadas normas de serviço, incluindo o número e duração de blackouts. Existe, também, a
obrigatoriedade de instalar dispositivos e equipamentos, por exemplo, linhas de distribuição e medidores para fornecer
energia a novos clientes ou atender ao aumento de demanda dos clientes existentes.
Como já mencionado anteriormente, em função da implantação do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras
assinaram termos aditivos aos respectivos contratos de concessão. Esses aditivos se destinam basicamente a
incorporar aos cálculos dos reajustes tarifários anuais os custos de aquisição de energia contratada nos novos leilões,
com entrega nos 12 meses subsequentes à data de vigência de novas tarifas.
Estabelecem ainda que a Contribuição para o Programa de Integração Social (PIS), Programa de Formação do
Patrimônio do Servidor Público (PASEP) e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS) sejam
excluídos da Parcela B. Assim, tais encargos foram excluídos do cálculo do reajuste de tarifas de energia elétrica. Na
prática, tais tributos passaram a ser incluídos na fatura de energia elétrica de forma segregada em mecanismo análogo
ao utilizado para a cobrança do ICMS.
Em abril do corrente ano, a Companhia assinou novo termo aditivo ao seu contrato de concessão que visa garantir a
neutralidade dos custos de Parcela A. Para informações adicionais sobre este aditivo em particular veja o item 4.1.h.
“Fatores de risco relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua”, deste Formulário
de Referência.
Penalidades e Término da Concessão
Caso não sejam cumpridas as obrigações previstas no Contrato de Concessão e nas leis e normas aplicáveis ao
negócio, a ANEEL pode impor penalidades através da instauração de processos administrativos punitivos.
As penalidades que podem ser impostas em caso de violação destas obrigações incluem advertências e imposições de
multas podendo atingir até um máximo de 2,0% da receita anual da Companhia por violação, excluído o ICMS e ISS,
conforme Resolução Normativa 063/2004.
A ANEEL também pode intervir na concessão por meio de resolução, que indicará seu prazo, objetivos e limites da
medida, em função das razões que a ensejaram, designando o interventor. Declarada a intervenção, a ANEEL
instaurará, no prazo de 30 dias, procedimento administrativo para comprovar as causas determinantes da medida e
apurar responsabilidades, assegurado o direito de ampla defesa, devendo o mesmo ser concluído no prazo de até 180
dias, sob pena de considerar-se inválida a intervenção. A ANEEL pode, ainda, em caso de descumprimento, limitar a
área de concessão da Companhia, impondo uma subconcessão ou encampando as ações detidas por seus acionistas
controladores e vendendo-as num leilão público.
A ANEEL também tem o poder de propor ao Poder Concedente, a União Federal, a declaração de caducidade da
concessão antes de seu prazo final quando, por exemplo, do descumprimento de obrigações legais ou contratuais.
Assim como na intervenção, a declaração de caducidade será precedida de processo administrativo e, caso reste
comprovada a inadimplência da Companhia, a ANEEL poderá propor à União Federal a declaração de caducidade da
concessão.
Em qualquer caso de término antecipado do Contrato de Concessão, existe o direito de receber indenização da ANEEL
por investimentos efetuados em ativos relacionados aos serviços (bens reversíveis) que não tenham sido amortizados
ou depreciados. A Companhia não pode garantir, contudo, que esta indenização seja em valores compatíveis com os
valores residuais dos ativos reversíveis.
Equilíbrio Econômico-Financeiro
De acordo com a Lei de Concessões, qualquer concessão para a prestação de serviços públicos exige a manutenção
de um equilíbrio entre os custos e receitas durante toda a vigência da concessão. Este princípio é conhecido como
equilíbrio econômico-financeiro.
O principal instrumento de manutenção do equilíbrio econômico-financeiro é a alteração, para mais ou para menos, das
tarifas de fornecimento de energia e de uso dos sistemas de distribuição cobradas dos clientes, através de reajustes
tarifários anuais, revisões ordinárias a cada cinco anos e revisões extraordinárias a qualquer tempo, desde que
comprovado o desequilíbrio. Tais processos são conduzidos pela ANEEL que, ao cabo de seu decurso, procede à
homologação das tarifas para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro.
Propriedade Intelectual
A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Sua marca comercial registrada mais
importante é AES Sul, na forma mista, teve seu registro solicitado em 2002 e em 2005, os quais estão pendentes de
71
aprovação pelo Instituto de Propriedade Industrial (“INPI”). Todas as demais marcas comerciais que possui não são
relevantes para suas operações.
No Brasil, a propriedade de uma marca adquire-se somente pelo registro validamente expedido pelo INPI, órgão
responsável pelo registro de marcas e patentes, sendo assegurado ao titular seu direito de 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.
A Companhia acredita serem remotas as chances de perda dos registros de suas marcas já concedidas pelo INPI. Em
relação aos pedidos de registro de marca sobrestados pelo INPI descritos na tabela abaixo, esclarecemos que os
mesmos foram sobrestados em razão da colidência com a marca “AES”, de titularidade da AES Corporation. A
Companhia também acredita que a perda dos direitos sobre as suas marcas poderá acarretar um efeito adverso em
suas operações e condição financeira. Para informações adicionais sobre Propriedade Intelectual da Companhia, vide
item 9.1.b.
Atualmente, somos titulares, perante o INPI, dos seguintes registros e pedidos de registro de marca:
Número de
Registro
824969421
Data de
Depósito
16/09/2002
MARCAS – AES DISTRIBUIDORA GAÚCHA DE ENERGIA S/A
Data de
Marcas
Situação
Registro
-
Classe
Pedido de registro sobrestado até decisão final
nos pedidos de registro nº 823070140,
823079147, PED AG REC 824314743, PED
824314751, 824314760, 824314778, PED AG
REC 824314786.
NCL (39)
AES SUL
825274419
15/01/2003 08/05/2007
Registro válido até 08/05/2017
NCL (39)
825274427
15/01/2003 08/05/2007
NCL (41)
825274435
15/01/2003 02/05/2007
NCL (39)
NCL (41)
NCL (36)
Pedido de registro publicado para oposição na RPI
nº 1825 de 27/12/2005 até o presente momento
nenhuma decisão foi proferida pelo INPI
NCL (39)
FAMÍLIA VOLTS
825274451
15/01/2003 02/05/2007
FAMÍLIA VOLTS
825274443
15/01/2003 02/05/2007
PLANO FÁCIL AES
SUL
827960409
14/10/2005
AES SUL
7.6. Informações acerca dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes: a) receita proveniente
dos clientes atribuídos ao país sede da Companhia e sua participação na receita líquida total da
Companhia; b) receita proveniente dos clientes atribuídos a cada país estrangeiro e sua participação na
receita líquida total da Companhia; c) receita total proveniente de países estrangeiros e sua participação
na receita líquida total da Companhia
A receita proveniente dos clientes atribuídos à área de concessão da Companhia em 2010 foi de R$ 2.821,4 milhões,
que representou 62% da receita de 2010 da Companhia . A Companhia não obtém receitas de outros países que não o
Brasil. Suas atividades estão restritas ao território nacional ou mais precisamente, à sua Área de Concessão.
72
7.7. Regulação dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes e influência nos negócios da
Companhia
Não aplicável. A atuação da Companhia está restrita ao território nacional.
7.8. Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia que não figurem em outra parte deste
Formulário
Contratos de Prestação de Serviços
Além dos contratos de conexão e uso da rede básica de transmissão de energia e contratos de compra de energia
elétrica e que integram os custos da Parcela A da tarifa de fornecimento, já citados neste Formulário de Referência, a
Companhia possui diversos contratos de prestação de serviços relativos à operação e manutenção das redes de
distribuição e outros serviços que representam um dispêndio anual de aproximadamente R$ 120 milhões, conforme
demonstrado na tabela a seguir.
Estratégia de Negócios
A estratégia da Companhia é aumentar sua eficiência operacional, melhorar continuamente sua qualidade de serviço e
reduzir seus custos financeiros, de forma a criar valor para seus acionistas. Os elementos chave de sua estratégia são:
Posicionar-se como Empresa Modelo na Distribuição de Energia Elétrica no Brasil. A Companhia pretende continuar a
acompanhar o crescimento da população em sua área de concessão através da expansão necessária da rede de
distribuição de energia elétrica e de investimentos em ativos que componham a base regulatória de remuneração, bem
como, garantir a melhoria constante da qualidade e confiabilidade de seus serviços. Ao longo dos últimos 5 anos a
base de clientes da Companhia cresceu cerca de 25 mil clientes por ano ou seja, em torno de 2% ao ano. A
Companhia planeja investir aproximadamente R$250,8 milhões em 2011 sendo R$247,1 milhões com recursos
próprios e R$ 3,7 milhões de investimentos auto financiados por consumidores para aprimorar a qualidade de seus
serviços e criar as bases ser a melhor empresa de distribuição do Brasil.
Otimização da Estrutura de Capital da Companhia para Otimizar Fluxos de Caixa Livre. A Companhia pretende se
beneficiar de custos menores de financiamento decorrentes de sua condição financeira e da melhora das condições
macro-econômicas no Brasil, resultando em taxas de juros menores. Pretende, ainda, reduzir suas despesas com
juros, estender o prazo de suas dívidas e incorrer somente em dívidas denominadas em moeda local. Adicionalmente,
como resultado das condições favoráveis de mercado, sua administração acredita que futuros refinanciamentos
poderão fornecer maior flexibilidade operacional e financeira otimizando sua geração de caixa.
Aumento na Eficiência Operacional Buscando Custos Operacionais Eficazes, Aumento da Lucratividade da Companhia
e Melhoria no Nível de Qualidade de Serviço. A Companhia mantém um esforço constante de redução de custos,
concentrado em aprimorar (i) o gerenciamento da sua cadeia de fornecimento (incluindo a implementação de práticas
globais de suprimento junto à AES Corporation), (ii) o gerenciamento de seus processos de prestação de serviços, (iii)
o gerenciamento de seus ativos, bem como (iv) a alocação de seus investimentos. A Companhia também concentra
esforços para reduzir ainda mais as suas perdas comerciais e o volume de recebíveis de baixa qualidade creditícia. A
Companhia desenvolve vários indicadores de desempenho, incluindo qualidade de serviço e duração e frequência de
interrupções de serviço, contra os quais compara sua eficiência operacional. Objetiva-se incrementar os custos
operacionais em níveis inferiores ao índice base do Contrato de Concessão, no caso o Índice Geral de Preços do
Mercado (IGP-M), como forma de alavancar o resultado da Companhia na medida em que parte de sua receita está
atrelada a esse índice.
Redução de Perdas Comerciais de Energia Elétrica para Aumentar a Lucratividade. A administração da Companhia
mantém o foco em programas de desenvolvimento para reduzir suas perdas comerciais de energia elétrica, mesmo
considerando que essas perdas são relativamente baixas quando comparadas com a média do setor elétrico brasileiro.
As perdas comerciais de energia elétrica resultam de conexões ilegais, furtos, erros de cobrança e de medição e
fraudes. Para reduzir essas perdas, a Companhia implementa novas tecnologias que, acredita, auxiliarão na
descoberta de irregularidades e na análise de comportamentos inadequados de consumo de energia de seus clientes.
Adicionalmente, a Companhia está investindo em outros instrumentos preventivos, como análise de memórias de
massa dos medidores de energia elétrica instalados para os consumidores ligados em média e alta tensão, utilização
de cabos antifurto, rede secundária elevada e protegida, e blindagem de caixas de medidores. Como resultado, suas
perdas totais de energia elétrica, técnicas e não técnicas ou comerciais estão praticamente estáveis, sendo que o
indicador percentual apresentou leve redução em 2010 devido à adoção de uma nova metodologia de cálculo. Esta
73
nova forma de apuração do indicador foi desenvolvida em 2009 e implantada em consonância com as outras Empresas
AES da América Latina no início de 2010 e tem como objetivo adequar o período de faturamento ao mês civil,
eliminando a defasagem temporal do faturamento. Desta forma, o indicador evoluiu de 8,55% em 2009 para 8,53% em
2010, enquanto foi de 8,17% em 2008.
Qualidade do Serviço. A Companhia investe continuamente na expansão do seu sistema de distribuição, realizando
estudos para atendimento ao mercado de energia tanto em condições normais de operação quanto em condições de
emergência, de forma a garantir o pleno atendimento ao fornecimento de energia. Além disto, na busca por oferecer
níveis crescentes de qualidade aos seus clientes, a Companhia investe na automação e modernização da sua rede,
com a adoção de um novo padrão de construção a partir de 2008. O padrão de rede adotado até o ano de 2007
utilizava de forma predominante postes de madeira para sustentação das redes. Para melhorar a confiabilidade e a
qualidade na distribuição de energia, a AES Sul mudou seu padrão de rede passando a utilizar postes de concreto dos
tipos “Duplo T” ou “Cônicos”, conforme o fim a que se destinam. Assim, a partir do ano 2008, todas as novas redes
construídas e as substituições de postes quando das manutenções passaram a adotar o posteamento de concreto.
Este tipo de poste apresenta maior vida útil, além da resistência mecânica superior, e por isso possibilita uma redução
dos desligamentos não programados causados por queda de postes em temporais e, consequentemente, contribui na
melhoraria dos indicadores técnicos de continuidade e satisfação dos clientes. Outra mudança de padrão diz respeito a
adoção de redes com cabo protegido ou spacer cable em áreas urbanas, um padrão que evita desligamentos e convive
mais harmonicamente com regiões arborizadas uma das características da sua área de concessão. Além disto, em
parceria com os órgãos ambientais e governos municipais, houve um incremento no volume de podas de árvores e na
manutenção preventiva de redes primárias e secundárias.
Retenção de Clientes Potencialmente Livres de Alto Valor. A administração da Companhia monitora a lucratividade e o
perfil de consumo de energia elétrica de cada um de seus grandes clientes que, de acordo com a legislação, podem se
tornar clientes livres. A Companhia acredita que isso auxilia na identificação dos clientes mais rentáveis e a concentrar
esforços para mantê-los, investindo em sua rede para melhorar a qualidade e confiabilidade de seus serviços. A
Companhia entende também que o alto nível do serviço prestado, com poucos e curtos períodos de interrupção, de
acordo com os padrões estabelecidos pela ANEEL, associado a grande variedade de serviços de valor agregado que
são oferecidos a esses clientes, incluindo programas de eficiência energética, gerenciamento de carga e serviços de
infra-estrutura elétrica, que reduzem seu custo de manutenção, melhoram a satisfação do cliente incentivando-os a
permanecer como clientes da Companhia.
Relacionamento com a ANEEL, Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Rio Grande do
Sul (AGERGS) e MME A Companhia pretende continuar a manter e fortalecer sua interlocução com a ANEEL,
AGERGS e MME, mantendo um canal de comunicação permanentemente aberto, com o intuito de contribuir de forma
efetiva para a evolução das regulamentações aplicadas ao Setor Elétrico.
Seguro
A Companhia mantém apólice de seguro Patrimonial, do tipo “Riscos Operacionais”, que garante o pagamento de
indenização com relação a sinistros que atinjam seu patrimônio. Tal apólice de seguro possui cobertura para sinistros
decorrentes de incêndio, alagamento, danos elétricos, explosão, roubo e quebra de máquinas, ocorridos em suas
subestações, edifícios e instalações. Os eventuais prejuízos causados a terceiros estão cobertos pelas seguintes
apólices de seguro: (i) Responsabilidade Civil Geral, que garante o pagamento de indenização em decorrência de
danos materiais, lesões físicas e danos morais causados por acidente que, eventualmente, a Companhia venha a ser
responsabilizada; e (ii) de Responsabilidade Civil Facultativa, que garante a indenização a terceiros em decorrência de
eventuais acidentes de trânsito com a frota de veículos. A Companhia acredita que contratou apólices de seguro
usualmente contratadas no Brasil para o esse tipo de operação. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010, a
Companhia pagou um total de R$ 436 mil em prêmios de seguros. Ademais, muito embora contrate as apólices
descritas acima, existem determinados tipos de risco que podem não estar cobertos pelas mesmas, tais como guerra,
caso fortuito e de força maior ou interrupção de certas atividades. Assim, na hipótese de ocorrência de quaisquer
desses eventos não cobertos, a Companhia poderá incorrer em custos adicionais para a sua recomposição ou reforma.
Adicionalmente, não se pode garantir que, mesmo na hipótese da ocorrência de um sinistro coberto por tais apólices, o
pagamento da indenização do seguro será suficiente para cobrir os danos decorrentes de tal sinistro.
74
8.
Grupo Econômico da Companhia
8.1 Descrição do grupo econômico da Companhia
a. controladores diretos e indiretos
A AES Sul é controlada diretamente pela AES Guaíba II Empreendimentos Ltda. (“AES Guaíba II”), que detém (i)
99,62% do total de ações ordinárias, (ii) 99,99% das ações preferenciais de emissão da AES Sul e (iii) 99,70% do
capital social total. A The AES Corporation controla a AES Guaíba II, por meio de outras sociedades, direta ou
indiretamente, por ela controladas
AES Corporation
100%
AES Internacional
Holding II Ltd.
100%
AES Cayman
Guaíba Ltd.
99,99%
AES Guaíba II
99,70%
.
AES Sul
Distribuidora
0,36%
Ações em
Tesouraria / Conselheiros
b. controladas e coligadas
Não aplicável. A Companhia não possui empresas controladas e coligadas.
c. participações da Companhia em sociedades do grupo
A Companhia não detém participações em outras sociedades do grupo.
d. participações de sociedades do grupo na Companhia
A AES Guaíba II detém diretamente 99,99% das ações preferenciais da Companhia, 99,62% das ações ordinárias e
99,70% de seu capital total. Para maiores informações sobre as participações diretas e indiretas de sociedades do
grupo na Companhia, vide item 8.1.a. acima e organograma dos itens 6.5 e 15.4. deste Formulário de Referência.
e. sociedades sob controle comum
Não há sociedades sob controle comum da Companhia e de outra entidade.
8.2. Organograma do grupo econômico
O organograma abaixo apresenta a atual estrutura simplificada do grupo societário da Companhia:
AES Corporation
100%
AES Guaíba II
99,70%
AES Sul
Distribuidora
0,36%
Ações em
Tesouraria/ Conselheiros
8.3. Operações de reestruturação ocorridas no grupo nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social
corrente
Não houve operações de reestruturação relevantes na Companhia, nos últimos 3 exercícios sociais.
75
8.4. Outras informações que a Companhia julgue relevantes
Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima
76
9. Ativos Relevantes
9.1.
Bens do ativo não circulante relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia
a. ativos imobilizados
Os principais ativos da Companhia consistem em linhas de distribuição, subestações de distribuição e redes de
distribuição, os quais estão localizados em sua área de concessão. A Companhia possui 51 subestações de
distribuição e 62.606 km de rede de distribuição e 1.736 km de linhas de distribuição. A Companhia dispõe ainda de
957 imóveis, representando aproximadamente 988,6 mil m2, dos quais 905 são destinados à operação do sistema e os
52 restantes são imóveis destinados a outras atividades administrativas ou afins.
De acordo com o Contrato de Concessão, todos os ativos necessários à operação do sistema elétrico, são
considerados ativos da concessão, reversíveis à União, mediante indenização dos valores ainda não depreciados ou
amortizados. Estes ativos não podem ser gravados ou penhorados sem prévia e expressa autorização do Poder
Concedente e não podem ser reclamados para pagamento de dívidas da Companhia. Os demais ativos que não são
remunerados pelo consumidor, permanecem com a Companhia ao término da concessão.
b. patentes, marcas, licenças concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia
A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Sua marca comercial registrada mais
importante é AES Sul, na forma nominativa, teve seu registro solicitado em 2002 e está pendente de aprovação, Todas
as demais marcas comerciais que possui não são relevantes para suas operações.
A Companhia opera o negócio de distribuição de energia elétrica, nos termos de seu Contrato de Concessão, número
012/97, com término previsto para o dia 06 de novembro de 2027. O descumprimento de obrigações legais regulatórias
e do Contrato de Concessão podem causar a perda dos direitos relativos aos ativos listados no item 9 deste Formulário
de Referência, além de outras penalidades.
Ao final do prazo de concessão da Companhia, os bens e instalações relacionados à distribuição de energia elétrica
passarão a integrar o patrimônio da União, por meio de reversão, mediante o pagamento de indenização sobre os
ativos não integralmente amortizados ou depreciados. Para mais informações sobre a concessão, ver o item 7.5.c
“dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes para o
desenvolvimento das atividades da Companhia” deste Formulário de Referência.
c. sociedades em que a Companhia tenha participação
Não aplicável. A Companhia não detém participações acionárias em quaisquer sociedades.
9.2.
Outras informações relevantes
Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima
77
10.
Comentários dos Diretores
As informações contidas neste item 10 foram extraídas das demonstrações financeiras da Companhia. A análise dos
Diretores esclarecendo os resultados obtidos e as razões para a flutuação nos valores das contas patrimoniais da
Companhia constituem uma opinião sobre os impactos ou efeitos dos dados apresentados nas demonstrações
financeiras sobre a situação financeira da Companhia. A Diretoria da Companhia não pode garantir que a situação
financeira e os resultados obtidos no passado venham a se reproduzir no futuro. As demonstrações contábeis da
Companhia para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009, compreendem as demonstrações contábeis
preparadas de acordo com as normas internacionais de contabilidade emitidas pela International Accounting Standards
Board (IASB) e as práticas contábeis adotadas no Brasil. As práticas contábeis adotadas no Brasil compreendem os
Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC e
aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM e pelo Conselho Federal de Contabilidade – CFC e normas
complementares emitidas pela CVM. A Companhia adotou os pronunciamentos, interpretações e orientações emitidos
pelo CPC, pelo IASB, as normas complementares emitidas pela CVM e por outros órgãos reguladores, que estavam
em vigor em 31 de dezembro de 2010. Assim, o presente item não contempla os dados referentes a 2008, que seguem
os padrões contábeis adotados anteriormente no Brasil e, portanto, não são comparáveis.
10.1. Comentários dos Diretores sobre
a. condições financeiras e patrimoniais gerais
A diretoria entende que a Companhia apresenta atualmente (e também apresentou nos três últimos exercícios)
condições financeiras e patrimoniais suficientes para desenvolver as atividades do seu negócio, assim como para
cumprir suas obrigações de curto e médio prazo. A diretoria da Companhia acredita, por meio de uma análise dos
números de seu ativo circulante e de seu passivo circulante, que possui um capital de giro que permite que ela tenha
liquidez e recursos de capital suficientes para cobrir seus investimentos planejados, suas despesas, suas dívidas e
outros valores a serem pagos nos próximos anos. A diretoria da Companhia não tem como garantir que tal situação
permanecerá inalterada, mas caso entenda necessário contrair empréstimos para financiar seus investimentos e
aquisições, acredita que terá capacidade para contratá-los.
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
A diretoria entende que a atual estrutura de capital, mensurada principalmente pela relação dívida financeira liquida
sobre patrimônio líquido, apresenta hoje níveis adequados de alavancagem. Em 31 de dezembro de 2009 essa relação
era de 77,0%, enquanto que em 31 de dezembro de 2010 era de 63,0%, devido ao aumento de disponibilidades e a
redução no saldo de divida que reduziram a divida liquida no período.
O padrão de financiamento da Companhia baseia-se na utilização de recursos próprios e de capital de terceiros,
podendo este ser referente à captação de recursos junto a instituições financeiras. Maiores detalhes sobre a utilização
de capital de terceiros pela Companhia podem ser obtidas no item 10.1.f deste Formulário de Referência.
O capital social da Companhia não sofreu alteração nos últimos 2 exercícios sociais, apresentando R$433,2 milhões
em 31 de dezembro de 2009 e 2010. Esta estabilidade se dá em decorrência da destinação da totalidade do lucro
líquido da Companhia nos últimos anos, após a constituição da reserva legal.
12
A dívida Financeira Líquida ao final dos exercícios de, 2009 e 2010 era de,R$594,8 milhões e R$505,8 milhões
respectivamente. A relação entre dívida financeira líquida e EBITDA ajustado era de 1,44 vezes em 31 de dezembro de
2010.
Com relação à possibilidade de resgate de ações, não existe intenção para realização de tal evento.
c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos
Em 31 de dezembro de 2010, o EBITDA Ajustado para fins de Covenants financeiros da Companhia foi de R$ 351,4
milhões e o seu resultado financeiro caixa, considerando pagamento de juros e comissões e recebimento de juros e
multas, foi de R$14,6 milhões. Dessa forma, seu EBITDA Ajustado apresentou índice de cobertura de 24 vezes o
resultado financeiro caixa no período. O saldo da sua dívida financeira em 31 de dezembro de 2010 era de R$656,5
milhões. A disponibilidade total de caixa era de R$149,3 milhões, que era composta por Caixa e Equivalentes de caixa
de R$22,9 milhões, Investimentos de curto prazo de R$111,9 milhões e R$ 14,5 milhões referentes a Cauções, logo
sua dívida financeira líquida nesta data era 1,51 vezes seu EBITDA Ajustado para fins de Covenants financeiros.
Em 31 de dezembro de 2009, o EBITDA Ajustado para fins de Covenants financeiros da Companhia foi de R$ 299,4
milhões e o seu serviço da dívida, considerando pagamento líquido de principal, juros e comissões, foi de R$163,6
milhões. Dessa forma, seu EBITDA Ajustado para fins de Covenants financeiros apresentou índice de cobertura de
1,83 vezes o serviço da dívida no período. O saldo da sua dívida financeira em 31 de dezembro de 2009 era de
R$706,4 milhões. A disponibilidade total de caixa era de R$110,7 milhões, que era composta por disponibilidades de
R$99,6 milhões e por cauções contratuais de R$11,1 milhões e R$ 0,9 milhões referentes aos ajustes Lei 11.638, logo
sua dívida financeira líquida nesta data era 1,99 vezes seu EBITDA Ajustado para fins de Covenants financeiros.
A Companhia apresentava, em base consolidada, em 31 de dezembro de 2010, 6% da dívida total no curto prazo e
94% no longo prazo. Esse perfil de endividamento, associado ao nível de geração de caixa operacional e aos
indicadores de qualidade de crédito, sinalizam o atendimento das necessidades de amortização da dívida. Condições
12
Dívida Financeira Líquida: é a Dívida Financeira de um determinado período descontando a disponibilidade e aplicações financeiras do mesmo
período. 78
adversas listadas nos itens 4 “Fatores de Risco” e 5.1 “Riscos de Mercado” deste Formulário de Referência podem
alterar essa condição.
Por força das restrições contidas no Despacho 1.580 da ANEEL e estrutura de dívida financeira junto ao Unibanco,
descrita no item 10.1.f “Níveis de Endividamento e Características das dívidas” deste Formulário de Referência, a
Companhia não poderá temporariamente distribuir os dividendos em favor do acionista controlador.
A tabela abaixo indica a evolução da dívida financeira líquida sobre o EBITDA nos três últimos exercícios sociais e a
estrutura de capital da Companhia nos mesmos períodos:
2010
351,4
656,5
1,4
2009
299,4
706,4
0,9
Caixa e Investimentos de curto prazo (3)
134,8
99,6
n.a
Cauções Contratuais (4)
Dívida Financeira Líquida
14,5
505,8
11,1
594,8
n.a
n.a
n.a
Dívida Financeira Líquida / EBITDA
Ajustado
Passivo Circulante
Passivo não Circulante
Patrimônio Líquido
Passivo Total
1,44
681,1
946,5
802,4
2.430,1
1,99
591,6
787,0
764,7
2.143,3
n.a
n.a
n.a
n.a
n.a
Dívida Financeira Líquida / (Dívida
Financeira Líquida + Patrimônio Líquido)
38,66%
43,75%
n.a
Passivo Circulante + Não Circulante /
(Passivo Circulante + Não Circulante +
Passivo Total
40,11%
39,14%
n.a R$ Milhões
EBITDA Ajustado
Dívida Total (1)
Ajustes Lei nº 11.638 (2)
2008
n.a
n.a
n.a
(1) Dívida Financeira total: corresponde às linhas de encargos de dívidas e empréstimos e financiamentos do passivo
circulante e não circulante do Balanço Patrimonial de cada período contábil, excluídos os ajustes contábeis de
IFRS.
(2) Ajustes Lei nº 11.638: refere-se a contratos vigentes que de acordo com a referida lei foram reclassificados como
leasing financeiro.
(3) Caixa e Investimentos de Curto Prazo: corresponde ao saldo de Caixa e equivalentes de caixa e Investimentos de
curto prazo demonstradas no Balanço Patrimonial de cada período
(4) Cauções contratuais: corresponde a linha Cauções contratuais e Outros cauções constantes na nota explicativa de
Outros Créditos, nota no. 8 das Demonstrações Contábeis de 31 de dezembro de 2010.
d. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes utilizadas
A Companhia tem a disposição linhas de crédito pré-aprovadas junto a instituições financeiras com a qual ela mantém
operações para fazer face a necessidades de capital de giro. Para o financiamento de investimentos em ativos nãocirculantes, a Companhia tem se utilizado de linhas de crédito junto a Eletrobrás - Programa Luz para Todos (PLPT) e
FINEL. Não houve necessidade de capital de giro ao longo dos três últimos trimestres do exercício encerrado em 31 de
dezembro de 2010.
e. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes que
pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez
A Companhia tem a disposição linhas de crédito pré-aprovadas junto a instituições financeiras com a qual ela mantém
operações para fazer face a necessidades de capital de giro. Para o financiamento de investimentos em ativos nãocirculantes, a Companhia pode utilizar recursos provenientes da Eletrobrás, Leasing e também de outras alternativas
oferecidas pelo mercado.
f.
níveis de endividamento e as características de tais dívidas, descrevendo: (i) contratos de
empréstimo e financiamento relevantes; (ii) outras relações de longo prazo com instituições
financeiras; (iii) grau de subordinação entre as dívidas; e (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
As obrigações totais da Companhia, que contemplam o somatório do Passivo Circulante e Não Circulante totalizaram
R$1.627,7 milhões em 2010 e R$ 1.378,6 milhões em 2009, e estão representadas nos itens 3.7 e 3.8 deste Formulário
de Referência de forma resumida. Deste montante, R$ 971,2 milhões e R$ 672,2 milhões em 2010 e 2009,
79
respectivamente, tratam de obrigações da Companhia referente às suas operações e não se caracterizam por serem
contratos de empréstimo e financiamento. Em 2010 a composição deste valor correspondeu a R$641,5 milhões no
Passivo Circulante e R$329,7 milhões no Passivo Não Circulante, enquanto em 2009 o valor correspondeu à R$ 513,1
milhões no passivo circulante e à R$ 177,1 milhões no passivo de longo prazo. Os outros R$656,5 milhões e R$ 688.4
milhões em 2010 e 2009, respectivamente, estão relacionados à divida financeira da companhia e suas características
serão detalhadas neste item.
Em 31 de dezembro de 2010 o saldo contábil da dívida financeira da Companhia é de R$ 656,5 milhões, considerando
a dedução de R$ 8,6 milhões referente a Subvenção Governamental CDE e de R$ 17,2 milhões de Custos de
transação a amortizar. A Concessionária pagou R$ 46,6 milhões referentes à principal durante 2010, incluindo R$ 28,6
milhões relativos ao CCB captado com o Unibanco. A AES Sul captou um total de R$ 12,7 milhões em recursos de
empréstimos e financiamentos junto a Eletrobrás. Tais fatores afetaram a redução no saldo de 2009 para 2010.
Em 31 de dezembro de 2009, o saldo contábil da dívida financeira da Companhia atingiu R$ 706,4 milhões, o que
resultou numa redução de R$ 107,5 milhões no saldo, em comparação ao mesmo período de 2008. Essa expressiva
redução no saldo de 2008 para 2009 deveu-se ao fluxo normal de pagamento que ocorreu no período. Em 2009, houve
novas liberações de empréstimos junto a Eletrobrás e uma tomada de empréstimo de Capital de Giro de R$ 2,2
milhões. Neste período, também ocorreu a reversão do registro como arrendamento mercantil financeiro de um
contrato de conexão da Companhia, gerando uma redução de R$ 24,1 milhões no passivo.
Em R$ Milhões
Leasing
Consumidores
Eletrobrás - Luz para Todos
Eletrobrás - Financiamento
BNDES - Financiamento
Capital de Giro
CCB – Cédula de Crédito Bancário Unibanco
CCB - Cédula de Crédito Bancário Pactual
Eletrobrás - Itaipu
Suvenção Governamental
Custos de transação a amortizar
Total
2010
2009
1,8
6,5
59,6
17,6
2,9
585,6
8,3
(8,6)
(17,2)
656,5
2008
2,0
13,6
50,8
22,1
4,9
597,4
15,6
(1,3)
(16,6)
688,4
28,8
12,1
51,6
20,6
7,3
30,1
628,5
4,8
30,1
(20,4)
793,5
Indexador
CDI
IGP-M
TJLP
CDI
CDI
CDI
Dólar
Spread
1,10%
6,00%
5,00%
De 6% a 7%
De 3,55% a 5,80%
135,00%
1,70%
1,00%
12,00%
Do montante da dívida financeira de R$ 656,5 milhões apresentado em 31 de dezembro de 2010, R$ 8,6 milhões
referem-se a Subvenção Governamental dos contratos com a Eletrobrás (CDE) e R$ 17,2 milhões referem-se a Custos
de transação a amortizar do contrato CCB – Unibanco. Desconsiderando estes valores, a dívida financeira de R$ R$
682,1 milhões, 100% são dívidas contratadas junto a terceiros, sendo R$ 665,3 milhões o saldo de principal, que tem a
seguinte disposição de vencimento:
R$ Milhões
Empréstimos
2011
25,8
2012
2013
14,7
11,7
2014
121,4
2015 até 2022
491,7
Total
665,3
Contratos relacionados ao endividamento da Companhia
A Companhia possui diversos contratos relacionados ao seu endividamento, os quais se encontram detalhadamente
descritos abaixo.
Eletrobrás – Itaipu
Em 19 de abril de 2004, a Companhia renegociou o saldo devedor junto à Eletrobrás referente às faturas em atraso
relacionadas à compra de energia de Itaipu, transformando o perfil para dívida financeira no valor de US$ 47,37
milhões, calculada na data de 14 de abril de 2004, quantia esta equivalente a R$ 136,69 milhões. O prazo de vigência
deste contrato é de 96 meses, com período de carência de 12 meses, sendo que o principal será pago em 84 parcelas
mensais e sucessivas, vencíveis no último dia de cada mês, com início em 30 de abril de 2005. Durante o período de
carência, a Companhia incorreu no pagamento mensal dos juros de 1% ao mês conforme previsão contratual. O
pagamento das parcelas é realizado em reais e, para fins de cálculo de conversão de dólar para moeda nacional, é
utilizada a cotação PTAX 800, opção 5, para venda, divulgada pelo Banco Central na data anterior a deste cálculo. O
contrato ainda estabelece como garantia o saldo de R$ 1,35 milhão, corrigido mensalmente pelo IGP-M, mantido em
uma conta corrente da Companhia no Banco Bradesco S.A classificado na rubrica “Outros créditos”.
Eletrobrás – Luz para Todos
A Eletrobrás, no âmbito do Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica "Programa Luz
para Todos (PLPT)", concedeu à AES Sul crédito nos valores e datas demonstrados nas tabelas abaixo:
80
Tranches / Fontes (R$ Milhões)
1ª Tranche
2ª Tranche
3ª Tranche
4ª Tranche
5ª Tranche
Reserva
Global de
Reversão
Data
01/06/05
11/01/06
31/08/07
24/11/06
19/12/07
16/04/08
02/04/07
21/01/08
19/03/08
03/04/08
25/09/08
17/10/08
15/09/10
05/05/10
26/11/10
Conta de
Desenvolvimento
Energético
234
1.121
511
1.374
1.832
50
2.562
1.708
1.708
17.970
11.980
11.980
2.080
4.555
6.074
65.739
780
3.736
1.705
4.580
6.107
162
8.542
5.695
5.695
2.765
1.843
1.843
318
701
934
45.406
Total
1.014
4.857
2.216
5.954
7.939
212
11.104
7.403
7.403
20.735
13.823
13.823
2.398
5.256
7.008
111.145
Os recursos provenientes da CDE são enquadrados como subvenção econômica e os recursos provenientes da RGR
serão pagos em prestações mensais de principal e juros. O período de carência do principal é de 24 meses e o prazo
de amortização é de 120 meses.
Eletrobrás – Financiamento
A Eletrobrás concedeu a Companhia duas linhas de financiamento para construção de linhas de transmissão,
subestações e ampliação de subestações. Sendo todos os recursos provenientes da RGR, os valores serão pagos em
prestações mensais de principal e juros. O período de carência é de 24 meses e o prazo de amortização é de 60
meses. Para os contratos 2562/06 e 2566/06, durante o período de carência os juros foram incorporados no saldo
devedor. Para o contrato 2754/09 os juros são pagos mensalmente. Os saldos por contratos são demonstradas abaixo:
Contrato
2562/06
2566/06
2754/09
Total
Saldo
4.965
7.993
4.624
17.582
Tanto o contrato “Eletrobrás - Luz Para Todos”, quanto o contrato “Eletrobrás – Financiamento” estão vinculados a
aquisição de bens que compõem os ativos sob concessão. Sendo assim, estes contratos foram ajustados a valor justo
por uma taxa de mercado. A diferença apurada entre o valor justo e o valor originalmente contratado foi registrada
como uma subvenção governamental, na rubrica de empréstimo e financiamentos, e a sua realização ocorrerá no
mesmo período da realização dos ativos adquiridos com estes recursos.
CCB – Cédula de Crédito Bancário Unibanco
Em 28 de junho de 2006, a Companhia obteve empréstimo junto ao Unibanco no valor total de R$ 650,0 milhões, cujos
recursos foram destinados para o pagamento de parcela do saldo de juros das FRN e para o resgate antecipado da
totalidade de suas debêntures em circulação.
Em 30 de setembro de 2010 o referido contrato foi aditivado no valor de R$ 568.625, passando as 26 Cédulas Seriadas
a serem registradas por uma única cédula de crédito bancário. As principais alterações foram: redução da taxa de juros
para CDI + 1,7% a.a e alteração do vencimento final para 01 de outubro de 2018, com período de carência de 48
meses para pagamento do valor principal. A Companhia pagou comissão de renegociação de 0,70% sobre o valor do
contrato, no montante de R$ 3.980 a qual foi capitalizada e será amortizada ao longo do contrato.
O contrato prevê pagamentos semestrais de juros e a amortização será realizada em 5 parcelas anuais a partir do 48º
mês.
O referido contrato prevê ainda, as seguintes garantias: penhor de ações de emissão da Companhia detidas pela AES
Guaíba II Empreendimentos Ltda., cessão fiduciária de determinados direitos creditórios e recursos descritos no
Contrato de Cessão Fiduciária em Garantia e Outras Avenças. O valor dos direitos creditórios equivale a 15% do
montante líquido da referida arrecadação.
A Administração da Companhia mantém o acompanhamento dos seguintes índices financeiros: (i) relação da dívida
líquida com o Ebitda ajustado (*), (ii) Ebitda ajustado sobre Resultado Financeiro. Em 31 de dezembro de 2010, estes
índices estavam dentro dos limites estabelecidos nos contratos de dívida da Companhia.
81
Operação financeira com a Fundação CEEE
A Companhia possui um empréstimo junto à Fundação CEEE referente ao contrato de confissão de dívida, assumido
em decorrência do desmembramento do contrato total com a Companhia Estadual de Energia Elétrica CEEE, anterior à
privatização, em 1997. As amortizações são mensais e o vencimento final é em julho de 2012. Como garantia foi
oferecida parte da arrecadação de venda de energia mantida em cobrança junto a diversos bancos. Esta dívida está
incluída na “provisão para contribuição adicional ao fundo de pensão” (vide Nota Explicativa 16 das Demonstrações
Financeiras do Exercício findo em 31/12/2010. Os saldos referentes ao empréstimo com a Fundação CEEE estão
assim representados:
Ano
Índice de
Atualização
Taxa de Juros
(a.a.)
2010
2009
2008
INPC
INPC
INPC
9%
9%
9%
Total
6.150
9.458
12.595
A Companhia está em pleno cumprimento de todas as obrigações (covenants) estabelecidas nos contratos
mencionados neste subitem 10.1(f).
g. limites de utilização dos financiamentos já contratados
Todos os recursos obtidos com os financiamentos contratados foram destinados à finalidade contratualmente prevista,
ou seja, todos respeitaram os limites de utilização contratualmente previstos.
Com relação à CCB com o Unibanco, os recursos foram utilizados pela Companhia, para o pagamento de parcela do
saldo de juros das FRN e para o resgate antecipado da totalidade de suas debêntures em circulação.
Não há valores pendentes de utilização advindos de financiamentos já contratados.
h. alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras
Resultados Operacionais e Financeiros da Companhia
Abaixo, tabela sobre os resultados operacionais da Companhia, que serão explicados adiante (em milhões de reais):
Demonstração do Resultado (em milhões de reais):
Descrição da conta (R$ Milhões)
Receita operacional líquida
Custo/Despesa do serviço de energia elétrica
Resultado do serviço
Receitas (despesas) financeira
Resultado operacional
Provisão para imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Lucro líquido do exercício
31.12.2010
1.866,0 (1.693,4)
172,7
(54,0)
118,7 (30,3)
111,0
199,4
AV%
100,0%
‐90,7%
9,3%
‐2,9%
6,4%
‐1,6%
5,9%
10,7%
31.12.2009
1.628,5
(1.399,0)
229,5
(34,9)
194,6
(23,6)
39,2
210,2
AV%
100,0%
‐85,9%
14,1%
‐2,1%
11,9%
‐1,4%
2,4%
12,9%
AH%
14,6%
21,0%
‐24,8%
54,5%
‐39,0%
28,5%
182,3%
‐5,2%
Com o objetivo de propiciar maiores detalhes sobre as contas que compõem a Demonstração do Resultado e
explicação das variações das contas de acordo com a sua natureza, a Companhia demonstra abaixo, a abertura das
principais contas do resultado do exercício, de acordo com a natureza das contas, que compõem o custo/despesa do
serviço de energia elétrica, acima totalizado.
Em função disso a Companhia fornece orientações sobre como equalizar os números abaixo demonstrados com
aqueles constantes das Demonstrações Financeiras Padronizadas da Companhia.
Informações financeiras extraídas da Demonstração do Resultado da Companhia (em milhões de reais):
Descrição da conta (R$ Milhões)
Custo com energia elétrica
Energia elétrica comprada para revenda (1)
Encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição (2)
Pessoal e previdência complementar (3)
Material e serviços de terceiros (4)
Outras despesas (5)
Depreciação e amortização (6)
Total custo do serviço de energia elétrica
EBITDA
31.12.2010
(1.085,4)
(842,5)
(242,9)
(82,9)
(122,7)
(283,3)
(119,0)
(1.693,4)
291,7
82
AV%
‐58,2%
‐45,2%
‐13,0%
‐4,4%
‐6,6%
‐15,2%
‐6,4%
‐90,7%
15,6%
31.12.2009
(933,9)
(714,6)
(219,3)
(66,3)
(114,8)
(179,8)
(104,3)
(1.399,0)
333,8
AV%
‐57,3%
‐43,9%
‐13,5%
‐4,1%
‐7,0%
‐11,0%
‐6,4%
‐85,9%
15,6%
AH%
16,2%
17,9%
10,8%
25,0%
6,9%
57,6%
14,1%
21,0%
‐12,6%
(1) Esse saldo é composto pela rubrica "Energia elétrica comprada para revenda" constante da Nota Explicativa n. 25
das DFP de 31 de dezembro de 2010
(2) Esse saldo é composto pelas rubricas "Encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição” constantes na
Nota Explicativa n. 25 das DFP de 31 de dezembro de 2010
(3) Esse saldo é composto pelo somatório das linhas de “Despesas com pessoal” e “Previdência complementar”
demonstrados no Custo de operação do DRE e nas Despesas Operacionais constantes na Nota Explicativa n. 27
das DFP de 31 de dezembro de 2010
(4) Esse saldo é composto pelo somatório das linhas de “Material” e “Serviços de terceiros” demonstrados no Custo de
operação do DRE e nas Despesas Operacionais constantes na Nota Explicativa n. 27 das DFP de 31 de dezembro
de 2010
(5) Esse saldo é composto pelo somatório das linhas de “Outras despesas”, “Provisão para créditos de liquidação
duvidosa” e pelo grupo “Outras despesas operacionais” demonstrados no Custo de operação do DRE e nas
Despesas Operacionais constantes na Nota Explicativa n. 27 das DFP de 31 de dezembro de 2010
(6) Esse saldo é composto pelo somatório das linhas de “Depreciação e amortização” demonstradas no Custo de
operação do DRE e nas Despesas Operacionais constantes na Nota Explicativa n. 27 das DFP de 31 de dezembro
de 2010
Resultados Operacionais – Comparação do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010 com o exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2009
Receita Operacional Bruta
A receita operacional bruta da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foi de R$ 2.821,4 milhões e R$ 2.496,7 milhões
respectivamente, sendo composta substancialmente pela receita relacionada ao fornecimento de energia elétrica.
Estas receitas relacionadas ao fornecimento nos anos de 2010 e 2009 foram de R$2.474,5 milhões e R$2.251,8
milhões, respectivamente, apresentando um aumento de 9,9%. Essa variação é explicada principalmente pelo aumento
médio na tarifa concedido no processo de reajuste tarifário que ocorreu em abril de 2010 e pelo aumento de 7,7% no
mercado total da Companhia no mesmo período.
As tabelas abaixo apresentam o consumo e a receita por classe de consumidores para os exercícios de 2010 e 2009:
Tipo de cliente
Variação
Consumo em GWh
31.12.2010
%
31.12.2009
%
2010/2009
Residenciais
2.140
27,4%
2.034
28,0%
5,2%
Industriais
2.687
34,4%
2.394
32,9%
12,3%
Comerciais
1.095
14,0%
1.046
14,4%
4,7%
Rural
1.269
16,3%
1.204
16,5%
5,4%
611
7,8%
598
8,2%
2,2%
100,0%
7.276
100,0%
Outros
Total cativo
7.802
Livres
1.622
1.476
-3,5%
Total
9.424
8.752
-1,6%
Tipo de Cliente
Receita Fornecim. Energia (em R$ milhões)
31.12.2010
%
31.12.2009
%
7,2%
Variação 2010/2009
Residenciais
871,5
35,2%
788,5
35,0%
10,5%
Industriais
766,4
31,0%
695,5
30,9%
10,2%
Comerciais
451,5
18,2%
412,7
18,3%
9,4%
Outros
385,2
15,6%
355,2
15,8%
8,4%
2.474,5
100,0%
2.251,8
100,0%
9,9%
Total
O volume de energia vendido aos clientes cativos da Companhia foi de 7.802 GWh no ano de 2010, comparado com
7.277 GWh em 2009. Esse crescimento de 7,2% foi causada principalmente: (a) pelo aumento de 12,3% no consumo
em GWh da classe industrial, devido à pela a recuperação da atividade econômica após a crise de 2009 causando
também um efeito base (b) pelo comportamento irregular do consumo dos clientes com cargas de irrigação, que se
manteve baixo no início de 2010, em virtude do maior número de dias com chuvas recuperando-se no fim do ano com
a estiagem e antecipação do consumo devido à antecipação do preparo e plantio do arroz irrigado; (c) pelo aumento no
volume vendido as classes residencial e comercial, 5,2% e 4,7%, respectivamente, em virtude do incremento no
número de consumidores faturados e elevação da renda real. Já o crescimento no segmento comercial é explicado
pelo estimulo nas atividades comerciais decorrente de incentivos fiscais como a redução do Imposto sobre Produtos
Industrializados (IPI) sobre os eletrodomésticos, materiais de construção civil e automóveis. Após os efeitos da crise
financeira global o volume de energia entregue aos clientes livres se recuperou no ano, que cresceu 9,6% em 2010
quando comparado ao ano anterior. O mercado total da Companhia, considerando clientes livres e cativos, apresentou
um crescimento de 7,2% em relação ao ano anterior.
Deduções da Receita Operacional
As deduções da receita operacional da Companhia são representadas pelos encargos setoriais: Encargo de
Capacidade Emergencial (ECE), Reserva Global de Reversão (RGR), Programa de Eficiência Energética (PEE), conta
83
de Desenvolvimento Energético (CDE), Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e Pesquisa e Desenvolvimento
(P&D) e tributários (PIS, COFINS e ICMS).
As deduções da receita operacional da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foram de R$955,4,4milhões e R$868,2
milhões, respectivamente. O aumento de 10% é explicado principalmente pelo incremento dos encargos tributários
incidentes na receita (ICMS, PIS e COFINS), proporcional ao aumento da receita de fornecimento entre os períodos
considerados, e pela variação nos encargos setoriais CCC e CDE que refletem os valores homologados anualmente
pela ANEEL.
Receita Operacional Líquida (ROL)
Em 2009, a ROL da AES Sul acumulou R$1.866,0 milhões, montante 14,6% superior à registrada em 2009 que foi de
R$1.628,5 milhões. Essa variação se deve basicamente ao aumento médio na tarifa concedido no processo de reajuste
tarifário que ocorreu em abril de 2010 e pelo aumento de 9,9% no mercado total da Companhia.
Custo do serviço de Energia Elétrica
O custo do serviço de Energia elétrica nos anos de 2010 e 2009 foi de R$1.693,4 e R$1.399,0 milhões,
respectivamente, representando um aumento de 21,0% no período pelos fatores abaixo descritos:
Energia elétrica comprada para revenda: As despesas da Companhia com energia elétrica comprada para revenda nos
anos de 2010 e 2009 foram de R$842,5 milhões e R$714,6 milhões, respectivamente. O aumento na comparação de
2010 com 2009, de 17,9%, foram ocasionados basicamente pelo reajuste de 8,8% no custo médio dos contratos de
suprimento e pelo crescimento de 7,8% no volume de energia requerida em 2010.
Encargos Uso Rede Elétrica e Transmissão: As despesas da Companhia com encargo de uso do sistema de
transmissão e distribuição nos anos de 2010 e 2009 foram de R$242,9 milhões e R$219,3 milhões, respectivamente. A
variação de 10,8% é devida principalmente ao aumento de R$ 10,6 milhões nas tarifas dos contratos de conexão,
crescimento no montante de R$7,5 milhões dos encargos de uso da rede e ao efeito da reclassificação dos custos
referente ao Contrato de Conexão (Lei 11.638/97).
PMSO (Pessoal, Material, Serviços e Outros)
Pessoal e previdência complementar: As despesas com pessoal e encargos nos anos de 2010 e 2009 foram de
R$82,9milhões e R$66,3 milhões, respectivamente. O aumento de 25,0% é explicado pelo crescimento do quadro de
colaboradores com a internalização do processo de leitura, medição e entrega e pelo impacto do acordo coletivo em
novembro de 2010, que elevou os salários em 6,5%, e como consequência aumentaram-se as despesas com os
respectivos encargos sociais (INSS e FGTS) e das provisões de férias e 13º salário das despesas com os benefícios.
Material e Serviços de Terceiros: As despesas da Companhia com materiais e serviços de terceiros nos anos de 2010
e 2009 foram de R$122,7 milhões e R$114,8 milhões, respectivamente. O crescimento de 6,9% é resultado do
aumento no volume de manutenções de distribuição e transmissão, gastos com consultoria e redução do crédito de PIS
e COFINS, parcialmente compensados pela diminuição das despesas com leitura e medição e entrega de contas
internalizado conforme citado acima.
Outras despesas: As principais despesas incluídas no grupo de outras despesas operacionais são: Provisão para
Créditos de Liquidação Duvidosa (PCLD) e baixas; Provisão e Reversão para Contingências, e demais despesas,
conforme detalhado no quadro abaixo:
Outras Despesas Operacionais - R$ milhões
Provisão para créditos de liquidação duvidosa
31.12.2009 31.12.2010
(14,7)
(6,0)
Constituição/(reversão) de provisões
(7,1)
(14,2)
Demais
(2,2)
(7,6)
(24,0)
(27,7)
Total de outras despesas
As outras despesas nos anos de 2010 e 2009 foram de R$27,7 milhões e R$24,0 milhões, respectivamente. O
crescimento de 3,8% é explicado, principalmente pelo: aumento R$7,1 milhões nas provisões para litígios e
contingências.
EBITDA
O EBITDA no ano de 2010 foi de R$291,7 milhões, valor 12,6% inferior ao apurado no ano de 2009. Esta redução foi
ocasionada principalmente pela combinação: (i) do aumento médio de tarifa concedido no processo de reajuste tarifário
que ocorreu em abril de 2010; (ii) aumento no custo de R$23,6 milhões nas tarifas dos contratos de conexão; (iii)
crescimento de R$8,7milhões nas provisões para crédito de liquidação duvidosa; (iv) elevação de R$16,6 milhões nas
despesas com pessoal; e (v) acordo com a AES Uruguaiana impactando negativamente o resultado da Companhia em
R$ 41,1 milhões firmado em 2010.
EBITDA Ajustado
O EBITDA ajustado da Companhia foi de R$295,3 milhões em 2010, uma redução de 19,3% em relação a 2009,
essencialmente devido à queda do EBITDA entre os períodos. O EBITDA da Companhia foi ajustado pelas despesas
referentes ao passivo com a ELETROCEEE e pelas despesas e receitas operacionais e não operacionais que não
impactam na geração de caixa operacional.
84
Receitas/(despesas) financeiras
O resultado financeiro da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foi uma despesa de R$54,0 milhões e R$35, milhões,
respectivamente. Os principais motivos do crescimento de 54,5% são: (i) aumento das despesas com multas RNT
(Reclamação do nível de tensão), (ii) crescimento das despesas financeiras relacionadas com DIC/FIC/DMIC,
parcialmente compensados pela redução dos encargos de dívida.
Impostos de renda e contribuição social
A provisão para Imposto de renda e contribuição social nos anos de 2010 e 2009 foi de R$30,3 milhões e R$23,6
milhões, respectivamente. Este aumento de 28,5% entre os períodos refere-se basicamente ao benefício fiscal auferido
pela empresa através da Lei 11.941/09 e da compensação de prejuízos fiscais e base negativa. A receita de Imposto
de renda e contribuição social diferidos nos anos de 2010 e 2009, de R$ 111,0 milhões e R$ 39,2 milhões
respectivamente, é decorrente do reconhecimento do impacto tributário sobre provisões temporariamente não
dedutíveis e sobre prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social e dos impactos do registro por parte da
Companhia dos ajustes requeridos pelo CPC
Lucro Líquido do Exercício
O lucro líquido do exercício da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foi de R$199,4 milhões e R$210,2milhões,
respectivamente. A queda de 5,2% é explicado essencialmente pelo aumento dos custos com energia elétrica
comprada para revenda e encargos uso rede elétrica e transmissão, aumento das despesas financeiras, parcialmente
compensadas pelos efeitos positivos de 14,6% do aumento na ROL.
Análise Das Principais Variações Do Fluxo De Caixa encerrado em 31 de dezembro de 2010 com o exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2009
Exercícios Findo 31 de dezembro de 2010
31.12.2010
31.12.2009
Em milhões de reais
Caixa Líquido usado nas Atividades Operacionais
Caixa Líquido nas Atividades de Investimentos
Imobilizado
Caixa Liquido Usado nas Atividades de Financiamento
Empréstimos (ingressos, baixas, amortizações e encargos)
Variação no Caixa Líquido da Companhia
329,3
297,0
(279,5)
(119,5)
(283,9)
(122,8)
(35,6)
(185,8)
(48,3)
(185,8)
14,2
(8,3)
A variação no caixa líquido para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010 foi positiva em R$14,2 milhões,
representando um aumento de R$22,5 milhões em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009. Esta
variação é explicada principalmente pelo menor volume de pagamentos em 2010 de empréstimos e financiamentos.
(Tal fato está associado com a renegociação do contrato de cédula de crédito bancário entre a Companhia e o
Unibanco) e houve também uma maior captação de empréstimos no ano 2010 junto a Eletrobrás, que foram
compensados parcialmente pelo maior investimento em ativo intangível efetuados pela Companhia ao longo do ano de
2010.
Análise das Principais Contas Patrimoniais
85
Balanço Patrim onial (Em R$ m ilhões)
ATIVO
CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa
Investimentos de curto prazo
Consumidores, concessionárias e permissionárias
Tributos e contribuições sociais compensáveis
Devedores diversos
Outros créditos
Almoxarifado
Despesas pagas antecipadamente
Total do circulante
31.12.2010
AV%
AH%
31.12.2009
AV%
AH%
22,9
111,9
306,8
6,1
9,1
49,0
(56,0)
6,7
1,4
458,0
0,9%
4,6%
12,6%
0,3%
0,4%
2,0%
-2,3%
0,3%
0,1%
18,8%
162,2%
23,1%
-4,6%
10,1%
222,2%
40,6%
10,8%
99,2%
45,5%
9,5%
8,7
90,8
321,7
5,6
2,8
34,8
(50,5)
3,4
1,0
418,4
0,4%
4,2%
15,0%
0,3%
0,1%
1,6%
-2,4%
0,2%
0,0%
19,5%
-48,9%
62,3%
5,1%
52,8%
75,3%
-24,1%
10,5%
62,1%
-84,7%
6,5%
NÃO CIRCULANTE
Realizável a longo prazo
Tributos e contribuições sociais compensáveis
Tributos e contribuições sociais diferidos
Cauções e depósitos vinculados
Outros créditos
Ativo financeiro de concessão
Investimentos
Imobilizado
Intangível
Total do ativo não circulante
134,9
2,9
308,5
19,6
17,6
(122,1)
112,4
0,7
8,2
1.489,4
1.972,1
5,5%
0,1%
12,7%
0,8%
0,7%
-5,0%
4,6%
0,0%
0,3%
61,3%
81,2%
-2,3%
760,8%
53,6%
15,4%
8,0%
-3,1%
51,3%
-49,8%
38,3%
6,6%
14,3%
138,0
0,3
200,9
17,0
16,3
(126,1)
74,3
1,3
5,9
1.396,9
1.724,9
6,4%
0,0%
9,4%
0,8%
0,8%
-5,9%
3,5%
0,1%
0,3%
65,2%
80,5%
3,0%
-89,2%
5,9%
-52,0%
-6,9%
4,5%
29,8%
-4,1%
-76,2%
0,0%
-0,8%
TOTAL DO ATIVO
2.430,1
100,0%
13,4%
2.143,3
100,0%
0,5%
Balanço Patrim onial (Em R$ m ilhões)
PASSIVO
CIRCULANTE
Fornecedores
Tributos e contribuições sociais
Empréstimos e financiamentos
Encargos de dívidas
Subvenções governamentais
Encargos tarifários e do consumidor a recolher
Provisões para litígios e contingências
Obrigações estimadas
Pesquisa e Desenvolvimento
Outras obrigações
Total do circulante
NÃO CIRCULANTE
Realizável a longo prazo
Dividendos declarados
Outras obrigações
Total do passivo não circulante
TOTAL DO PASSIVO
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital Social
Reserva Capital
Reserva Legal
Rserva de lucros
Ações em Tesouraria
Lucros (prejuízos) acumulados
Outros resultados abrangentes
Proposta de distribuição de dividendos adicional
Total do patrim ônio líquido
Total do passivo e patrim ônio líquido
31.12.2010
422,4
45,6
22,6
17,0
1,0
19,3
44,3
18,3
21,1
69,6
681,1
616,9
7,6
2,1
31,1
281,0
5,1
2,4
0,4
946,5
1.627,7
433,2
5,4
23,7
172,8
(8,1)
5,8
169,5
802,4
2.430,1
31 de dezembro de 2010 comparado a 31 de dezembro de 2009
Ativo
Circulante
86
AV%
AH%
17,4%
28,8%
1,9%
-7,5%
0,9% -71,1%
0,7% 5793,4%
0,0% 253,9%
0,8%
67,6%
1,8%
28,6%
0,8%
25,7%
0,9%
-8,2%
2,9%
33,3%
28,0%
15,1%
25,4%
0,3%
0,1%
1,3%
11,6%
0,2%
0,1%
0,0%
39,0%
67%
1,2%
618,1%
-82,2%
-27,1%
149,4%
111,4%
-63,4%
100,0%
20,3%
18%
17,8%
0,0%
0,2%
2,8%
1,0%
73,3%
7,1%
0,0%
-0,3%
0,0%
0,0%
0,0%
0,2% -928,6%
7,0%
14,2%
33,0%
4,9%
100,0%
13,4%
31.12.2009
AV%
AH%
327,9
49,3
78,2
0,3
0,3
11,5
34,4
14,6
23,0
52,2
591,6
15,3%
2,3%
3,7%
0,0%
0,0%
0,5%
1,6%
0,7%
1,1%
2,4%
27,6%
-0,8%
-10,1%
-16,6%
-50,5%
100,0%
-43,1%
-25,6%
31,9%
-35,0%
-5,2%
-8,6%
609,8
1,1
11,9
42,6
112,7
2,4
6,5
787,0
1.378,58
28,5%
0,0%
0,6%
2,0%
5,3%
0,1%
0,3%
0,0%
36,7%
64%
-12,8%
100,0%
-73,7%
-41,3%
49,4%
100,0%
100,0%
0,0%
-11,8%
-10%
433,2
5,2
13,7
172,8
(8,1)
(0,7)
148,5
764,7
2.143,3
20,2%
0,0%
0,2%
3,7%
0,6% 242,5%
8,1%
0,0%
-0,4%
0,0%
0,0% -100,0%
0,0% 100,0%
6,9% 100,0%
35,7%
29,1%
100,0%
0,5%
Caixa e equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo: O saldo das contas de Caixa e equivalentes de caixa em
31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$134,8 milhões e R$99,5 milhões, respectivamente.
O aumento de 35,3% decorre de um maior fluxo de aplicação financeira em CDB ao final de 2010.
Consumidores, concessionárias e permissionárias: O saldo de Consumidores, concessionárias e permissionárias em
31de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$306,8 milhões e R$321,7 milhões, respectivamente.
A queda de 4,6% é explicada principalmente pelo acordo celebrado entre a Companhia e a AES Uruguaiana
Empreendimentos S.A. ocorrido em abril de 2010, que impactou o saldo desse grupo de contas em R$22,3 milhões.
Provisão para créditos de liquidação duvidosa: O saldo da conta provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31
de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$56,0 milhões e R$50,5 milhões, respectivamente. O
aumento de 10,8% é decorrente da constituição de provisão para perdas dos valores a receber dos consumidores das
classes do setor privado.
Tributos e contribuições compensáveis: O saldo da conta tributos e contribuições sociais compensáveis em 31 de
dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$6,1 milhões e R$5,6 milhões, respectivamente. O aumento
de 55,6% é explicado pelo reconhecimento de créditos tributários de IRPJ e CSLL no valor de R$1,7 milhões,
parcialmente compensados pela redução do ICMS a compensar no montante de R$1,3 milhões.
Devedores diversos: O saldo da conta de devedores diversos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de
2009 era de R$9,1 milhões e R$2,8 milhões, respectivamente. O crescimento do saldo decorre principalmente do
aumento do saldo a receber a título de subsídio de baixa e renda e do aumento dos valores adiantados a fornecedores.
Almoxarifado: O saldo da conta almoxarifado em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$6,7
milhões e R$3,4 milhões, respectivamente. O aumento de 99,2% é decorrente principalmente do aumento no estoque
de materiais para fazer frente ao incremento das atividades de manutenção da rede de distribuição da Companhia.
Outros créditos: O saldo da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$49,0 milhões e R$34,8 milhões, respectivamente. A variação positiva de 40,6% é decorrente principalmente do
crescimento de R$ 8,9 milhões das cauções exigidos pela CCEE, em virtude de regra vigente no setor onde todas as
distribuidoras devem manter garantia para participar de novos leilões.
Despesas pagas antecipadamente: O saldo da conta despesas pagas antecipadamente em 31 de dezembro de 2010 e
em 31 de dezembro de 2009 era de R$1,4 milhão e R$1,0 milhão, respectivamente. O crescimento do saldo se deve
em função do aumento das comissões de fiança.
Não Circulante
Realizável a Longo Prazo
Consumidores, concessionárias e permissionárias: O saldo da conta consumidores, concessionárias e permissionárias
em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$134,9 milhões e R$138,0 milhões,
respectivamente. A queda de 2,3% é decorrente principalmente da transferência para o ativo circulante das parcelas
relacionadas ao acordo celebrado com a Prefeitura Municipal de Sapiranga que totalizaram a importância de R$3,0
milhões.
Provisão para créditos de liquidação duvidosa: O saldo da conta provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31
de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$122,1 milhões e R$126,1 milhões, respectivamente. A
redução de 5,0% é decorrente, principalmente da reversão da PCLD da Prefeitura municipal de Sapiranga no valor de
R$2,9 milhões. Tal reversão ocorreu, em virtude do acordo firmado entre a Companhia e a Prefeitura Municipal de
Sapiranga.
Cauções e depósitos vinculados: O saldo da conta cauções e depósitos vinculados em 31 de dezembro de 2010 e em
31 de dezembro de 2009 era de R$19,6 milhões e R$17,0 milhões, respectivamente. O crescimento de 15,4% é
decorrente principalmente do aumento volume dos depósitos judiciais referentes a causas trabalhistas e também das
atualizações monetárias.
Imposto de renda e contribuição social diferidos: O saldo da conta imposto de renda e contribuição social diferidos em
31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era R$308,5 milhões e R$200,9 milhões, respectivamente. O
aumento de 53,6% é decorrente do reconhecimento do impacto tributário sobre provisões temporariamente não
dedutíveis no valor de R$65,4 milhões e sobre prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, no montante de
R$41,2 milhões, de acordo com as orientações determinados pela Instrução CVM n° 371/02 .
Tributos e contribuições compensáveis: O saldo da conta tributos e contribuições compensáveis em 31 de dezembro
de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$2,9 milhões e R$0,3 milhões, respectivamente. Essa variação é
explicada basicamente pela reclassificação do saldo de PIS e COFINS que estavam registrados anteriormente como
outros créditos.
Outros créditos: O saldo da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$17,6 milhões e R$16,3 milhões, respectivamente. O aumento de 8,0% decorre principalmente da reclassificação de
depósitos vinculados para a rubrica de aplicações financeiras e das transferências provenientes do curto prazo.
Ativo financeiro de concessão: O saldo da conta de Ativo financeiro de concessão em 31 de dezembro de 2010 e em
31 de dezembro de 2009 era de R$112,4 milhões e R$74,3 milhões, respectivamente. O aumento de 51,3% decorre
principalmente do crescimento dos investimentos realizados no ano de 2010 e que serão indenizados ao término da
concessão.
87
Imobilizado: O saldo do imobilizado - líquido em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$8,2
milhões e R$5,9 milhões, respectivamente. O aumento de 38,3% é explicado principalmente pelas adições realizadas
em 2010, que superaram a depreciação registrada no mesmo período
Intangível: O saldo da conta intangível – liquido em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$1.489,4 milhões e R$1.396,9 milhões, respectivamente. A variação de 6,6% é explicada basicamente por 3 fatores:
(I) adições realizadas em 2010 no valor de R$135,5 milhões, que superaram a amortização e baixas registradas que
totalizaram 95,9 milhões no mesmo período, (II) do aumento na importância de R$97,1 milhões do intangível em curso
e (III) amortização do ágio de concessão no valor de R$ 28,5 milhões.
Passivo
Circulante
Fornecedores: O saldo da conta fornecedores em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$422,4 milhões e R$327,9 milhões, respectivamente. O crescimento de 28,8% é decorrente principalmente do
aumento do volume de energia adquirida.
Tributos e contribuições sociais a pagar: O saldo da conta tributos e contribuições sociais a pagar em 31 de
dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$45,6 milhões e R$49,6 milhões, respectivamente. A
redução de 7,5% é decorrente basicamente de dois motivos: (I) da migração do saldo remanescente do PAES para o
programa de parcelamento instituído pela Lei 11.941, fazendo a opção pelo pagamento em parcelas com
aproveitamento de prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social para compensação de juros e multas. Os
efeitos das reduções e compensações permitidos pela legislação foram registrados no momento da adesão, e a
Companhia aguarda a consolidação do débito pela autoridade fazendária e do maior e (II) Em 2010, as antecipações
de IR e CSLL foram maiores do que a provisão desses tributos, resultando dessa maneira em saldo zero a recolher no
encerramento do exercício
Encargos de dívida: O saldo da conta de encargos de dívida em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de
2009 era de R$17,0 milhões e R$0,3 milhão respectivamente. O crescimento do saldo está relacionado principalmente
à renegociação ocorrida em setembro 2010 do contrato de empréstimo junto ao Unibanco, onde fora alterado os prazos
de pagamento dos juros e como consequência, o saldo dessa nomenclatura apresentou um saldo relevante em 2010.
Obrigações estimadas: O saldo da conta obrigações estimadas em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro
de 2009 era de R$18,3 milhões e R$14,6 milhões, respectivamente. Nessa rubrica são registrados os encargos
decorrentes da folha de pagamento: provisão para férias e gratificações, provisão para participação nos resultados e os
respectivos encargos sociais. O aumento de 25,7% é decorrente basicamente do incremento da provisão para
participação nos resultados em virtude do acordo coletivo e do crescimento da provisão de férias.
Encargos tarifários e do consumidor a recolher: O saldo da conta de Encargos tarifários e do consumidor a
recolher em de 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$19,3 milhões e R$11,5
milhões, respectivamente. O aumento de 67,6% é explicado principalmente pelo crescimento do saldo do encargo da
Cota de Consumo de Combustível, que é determinado anualmente pela ANEEL.
Outras obrigações: O saldo da conta outras obrigações em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009
era de R$69,6milhões e R$52,2 milhões, respectivamente. O aumento de 33,3% é decorrente principalmente
crescimento do saldo a repassar as prefeituras dos municípios atendidos pelos serviços de energia elétrica prestados
pela Companhia das contribuições de iluminação pública.
Não Circulante
Exigível a Longo Prazo
Empréstimos e financiamentos: O saldo da conta empréstimos e financiamentos (circulante e não circulante) em 31
de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$639,5 milhões e R$688,1 milhões, respectivamente. A
redução de 7,1% é explicada essencialmente pelas amortizações ocorridas ao longo de 2010 no montante de R$46,6
milhões e pela baixa no montante de R$7,1 milhões do saldo a recolher a título de consumidores. Tal reversão ocorreu,
em razão do prazo para que esses consumidores pudessem pleitear a devolução dos seus créditos que foi prescrito.
Subvenções governamentais: O saldo da conta de subvenções governamentais (circulante e não circulante) em 31
de dezembro de 2010 e 31 de dezembro de 2009 era de R$8,6 milhões e R$1,4 milhão respectivamente. Nessa
nomenclatura são registrados os ajustes dos empréstimos subsidiados de origem governamental a valor justo por uma
taxa de mercado, definida pela Administração. A diferença apurada entre o valor justo e o valor originalmente
contratado será realizada no mesmo período da realização dos ativos adquiridos com estes recursos. O aumento saldo
de 514,3% se deve em função dos subsídios dos empréstimos terem sidos superiores aos da realização.
Provisões para litígios e contingências: O saldo da conta provisões para litígios e contingências (circulante e não
circulante) em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$75,4 milhões e R$77,0 milhões,
respectivamente. Estão registrados nessa conta contingências de naturezas trabalhistas, cíveis fiscais e regulatórias,
entre outras. A redução de 2,2% decorre principalmente do esforço realizado pela Companhia para reduzir o numero
de ações judiciais, especialmente na área trabalhista.
Tributos e contribuições sociais: O saldo da conta tributos e contribuições sociais em 31 de dezembro de 2010 e em
31 de dezembro de 2009 era de R$2,1 milhões e R$11,9 milhões, respectivamente. A redução de 82,2% é explicada
principalmente pela migração do saldo remanescente do PAES para o programa de parcelamento instituído pela Lei
11.941 e pela reversão da provisão de PIS e COFINS referente à majoração da base de calculo – Lei 9.718, em virtude
do trânsito em julgado do processo com decisão favorável a Companhia.
88
Encargos tarifários e do consumidor a recolher: O saldo da conta de Encargos tarifários e do consumidor a
recolher em de 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$5,1 milhões e R$2,4
milhões, respectivamente. O aumento de 111,4% é explicado principalmente pelo crescimento do saldo do encargo
da Reserva Global de Reversão, que é determinado anualmente pela ANEEL.
Pesquisa e desenvolvimento: O saldo da conta de Pesquisa e desenvolvimento (circulante e não circulante) em 31 de
dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$23,5 milhões e R$29,4 milhões respectivamente. A queda
do saldo em 20,1% é decorrente principalmente pela realização dos projetos direcionados a eficiência energética.
Dividendos a pagar: O saldo da conta dividendos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de
R$281,0 milhões e R$112,7 milhões, respectivamente. O aumento de 149,4% é explicado pela provisão a pagar dos
dividendos mínimos obrigatórios de 2010 e da aprovação da proposta de destinação do dividendo adicional ao mínimo
de 2009, conforme prevê o estatuto da Companhia. Por força das restrições contidas no Despacho 1.580 da ANEEL
(retenção de dividendos do acionista controlador) e Cláusulas do Contrato de Penhor de Ações, firmado e conjunto
com a emissão das Cédulas de Crédito Bancário, a Companhia não poderá temporariamente distribuir os dividendos
em favor do acionista controlador, até que sejam liquidadas suas obrigações, o que se espera ocorrerá em março de
2015.
Patrimônio Líquido
O saldo total do patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$802,4 milhões
e R$764,7 milhões, respectivamente. O aumento de 22,9% é explicado pela constituição da reserva legal e da proposta
para pagamento de dividendos adicional (acima do mínimo obrigatório).
10.2. Comentários dos diretores sobre
a. resultado das operações da Companhia, em especial: i) descrição de quaisquer componentes
importantes da receita; e ii) fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais
(i)
A receita líquida da Companhia é composta essencialmente pelo faturamento do consumo de energia
dos consumidores da área de concessão, somando R$1.866,0 milhões em 2010. A tarifa cobrada dos
consumidores é definida anualmente pela ANEEL, sendo que quaisquer modificações nas regras
vigentes para o setor ou na metodologia de calculo das tarifas podem afetar a receita da AES Sul. Além
disto, o volume de energia faturado da base de clientes da Companhia reflete as mudanças na
economia na área de concessão da Companhia, onde a representatividade do setor de serviços tem
aumentado em relação à produção industrial. Portanto a carteira diversificada de clientes, somada à
renda média dos clientes residenciais superior à média nacional, reduz os riscos de diminuição do
consumo na área de concessão, dado que o mercado residencial tende a ser menos sensível às
oscilações da economia do que o mercado industrial, que reage mais rapidamente a reduções no ritmo
de desenvolvimento e crescimento econômico, Para demais informações sobre a composição das
tarifas, área de concessão e vantagens competitivas vide o item 7.3.b “características do processo de
distribuição” deste Formulário de Referência.
(ii)
Os resultados das operações da Companhia são significativamente afetados por inúmeros fatores,
inclusive:








b.
alteração nos custos da Companhia, incluído o preço de energia;
alterações nas tarifas de energia que a Companhia poderá cobrar de seus clientes decorrente de revisão e
reajustes tarifários homologados pela ANEEL;
disponibilidade de energia para atendimento sem restrições ao mercado;
Condições econômicas no Brasil em geral e na área de concessão da Companhia em particular;
mudanças na regulação e legislação do setor elétrico;
resultados das disputas judiciais e contingências; e
Sazonalidade da demanda por energia;
variação cambial e de taxa de juros.
variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio, inflação, alterações de
volumes e introdução de novos produtos e serviços
O setor elétrico segue um modelo que define tarifas para o ciclo tarifário de 1 ano. No caso da AES Sul, o ano tarifário
vai de 19 de abril de um ano até 18 de abril do ano seguinte. Neste modelo são consideradas estimativas para os
custos com encargos do setor, compra de energia (inclusive a energia de Itaipu que é precificada em dólar), entre
outros, que são considerados não-gerenciáveis pela empresa. A Demonstração de Resultados do Exercício (DRE) da
Companhia sempre refletirá na receita a tarifa homologada que incluiu a expectativa desses custos não-gerenciáveis.
Desta forma, a medida que são apurados os custos reais, os resultados da Companhia serão afetados por qualquer
oscilação entre o valor realizado e aquele considerado na tarifa. Porém, para fins de modicidade tarifária junto à Aneel
a Companhia constituirá em demonstrações financeiras regulatórias uma conta de CVA para registrar qualquer
variação entre o custo projetado e o real, especificamente dos itens não-gerenciáveis, para posterior cobrança e/ou
devolução de diferença para os consumidores.
Antes de 2010 e portanto, antes da a adoção do IFRS, a conta CVA fazia parte das demonstrações financeiras da
Companhia com impacto na DRE e no ativo/passivo. Para demais informações sobre a composição das tarifas, área
89
de concessão e vantagens competitivas vide o item 7.3.b características do processo de distribuição deste Formulário
de Referência.
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
A situação financeira e o resultado das operações da Companhia são afetados pela inflação, pelas tarifas praticadas
nos leilões de venda de energia que refletem oferta e demanda, além das características da fonte da energia
comercializada, as oscilações nas tarifas cobradas dos consumidores e os encargos setoriais ambos homologados
anualmente pela ANEEL, sendo que as variações são reconhecidas nas tarifas cobradas dos consumidores por meio
do mecanismo de CVA, mencionado acima. Desta forma, a maioria de seus custos e despesas é denominada em
Reais e está atrelada aos índices de medição da inflação, exceto pela tarifa de compra de energia das quotas de Itaipu
que é denominada em dólar, sendo as variações da taxa de câmbio desse contrato também são reconhecidas nas
tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA, onde o consumidor ressarce a Companhia do custo adicional
no próximo reajuste tarifário. Além disso, a Companhia está exposta às taxas de juros cobradas nos financiamentos e
não possui divida denominada em moeda estrangeira. Para mais informações sobre composição das tarifas, área de
concessão e vantagens competitivas vide o item 7.3.b características do processo de distribuição, bem como para
demais informações sobre as características do endividamento da Companhia, consultar o item 10.1.c deste Formulário
de Referência. 10.3. Comentários dos diretores sobre efeitos relevantes que os eventos abaixo tenham causado ou se espera
que venham a causar nas demonstrações financeiras e nos resultados da Companhia
a.
introdução ou alienação de segmento operacional
A atividade de distribuição de energia da Companhia é realizada de acordo com um contrato de concessão firmado
com a União por intermédio da ANEEL, com vigência até 2027, sendo que as concessões existentes poderão ser
renovadas em acordo com o Poder Concedente, por igual período. De acordo, com as regras vigentes para a
concessão do serviço de distribuição de energia elétrica do país, uma distribuidora não pode desenvolver outras
atividades operacionais e/ou deter participações em controladas e coligadas. Desta forma, os investimentos da
Companhia consistem basicamente em expansão e manutenção de seus ativos para prestação do serviço de
distribuição em sua área de concessão.
b.
constituição, aquisição ou alienação de participação societária
A Companhia não constituiu, adquiriu ou alienou participação societária com impactos nas suas demonstrações
financeiras ou resultados.
c.
eventos ou operações não usuais
A Companhia não passou por eventos ou realizou operações não usuais que possam impactar suas demonstrações
financeiras ou resultados.
10.4. Comentários dos diretores sobre
a. mudanças significativas nas práticas contábeis
As demonstrações contábeis da Companhia referentes aos exercícios findo em 31 de dezembro de 2009 e 2010 e o
balanço de abertura referente à 01/01/2009 foram elaborados e apresentados de acordo com as práticas contábeis
adotadas no Brasil, de acordo com a Legislação Societária Brasileira, Leis n°s 6.404/1976, 9.457/1997, 10.303/2001,
11.638/2007 e Medida Provisória n.º 449/08 (convertida em Lei n.º 11.941/09), normas da Comissão de Valores
Mobiliários - CVM, vigentes em 31 de dezembro de 2010, e normas aplicáveis às concessionárias de serviço público de
energia elétrica estabelecidas pelo poder concedente. Vale destacar que as orientações contidas nos pronunciamentos
técnicos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por deliberações emitidas pela CVM,
foram seguidas na elaboração das demonstrações contábeis de 2009 e 2010 da Companhia, bem como na elaboração
do balanço de abertura, que se refere a 01/01/2009, estando alinhadas às normas internacionais de contabilidade
(IFRS). De acordo com as deliberações da CVM, esses pronunciamentos técnicos aplicam-se aos exercícios
encerrados a partir de dezembro de 2010 e às demonstrações contábeis de 2009 divulgadas em conjunto com as
demonstrações contábeis de 2010.
A seguir apresenta-se a fundamentação da transição para os pronunciamentos emitidos pelo CPC, durante o exercício
de 2009 e 2010, que segundo a Companhia são aplicáveis. A Companhia optou por transcrever as explicações
apresentadas na Nota Explicativa no 4 das Demonstrações Financeiras do período encerrado em 31 de dezembro de
2010, que já continha detalhadamente as alterações geradas pela aplicação das normas internacionais de
contabilidade (IFRS), não havendo necessidade de informações adicionais.
a) Aplicação do CPC 37 - Adoção inicial das normas internacionais de contabilidade
As demonstrações contábeis referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2010 são as primeiras
preparadas e apresentadas pela Companhia de acordo com os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações
emitidas pelo CPC. Estas demonstrações contábeis estão preparadas de acordo com o CPC 37 (R1) (IFRS 1).
As demonstrações contábeis de 1º de janeiro de 2009 (data de transição adotada pela Companhia) foram
preparadas de acordo com o CPC 37 (R1) (IFRS 1). A Companhia aplicou as exceções obrigatórias e certas
isenções opcionais de aplicação retrospectiva de Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidas pelo
CPC. Também foram efetuados outros ajustes requeridos pelos Pronunciamentos, Interpretações e
Orientações emitidas pelo CPC e que não estão descritos nas isenções previstas do CPC 37 (R1) (IFRS 1).
Com a aplicação do CPC 37 (R1) (IFRS 1), as demonstrações contábeis da Companhia passam a ser
apresentadas de acordo com as Normas Internacionais de Contabilidade emitidas pelo IASB – International
Financial Report Standards.
90
b) Isenções da aplicação retrospectiva selecionadas pela Companhia
O CPC 37 (R1) (IFRS 1) permite às empresas a adoção de certas isenções voluntárias. A Companhia efetuou
análise de todas as isenções voluntárias e adotou a utilização das seguintes isenções opcionais de aplicação
retrospectiva:
b1) Isenção para arrendamento: a Companhia optou por não aplicar a isenção prevista no CPC 37 (R1)
(IFRS 1) em relação aos arrendamentos, visto que todos os contratos de arrendamento estavam registrados
de acordo nas práticas contábeis anteriores, já em conformidade com o CPC 06 (IAS 17).
b2) Isenção para mensuração dos benefícios a empregados: A Companhia aplicou a isenção prevista em
relação à contabilização de benefícios pós-emprego a empregados e deveria registrar os ganhos e perdas
atuariais e os custos dos serviços passados não reconhecidos até a data de transição, na conta de lucros
acumulados no patrimônio líquido. A Companhia apurou ganhos atuariais na data da transição, os quais
foram calculados de acordo com os critérios estabelecidos no pronunciamento técnico CPC 33 (IAS 19)
Benefícios a empregados, porém, não houve nenhum registro, conforme CPC 33.58 (IAS 19.58), em função
da restrição do uso dos ativos do plano exclusivamente pelos participantes.
b3) Isenção relativa a contratos de concessão: de acordo com o ICPC 01 (IFRIC 12) a infra-estrutura utilizada
na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica (ativos vinculados à concessão) não deve ser
apresentada como ativo imobilizado. A infra-estrutura existente e as futuras melhorias ou expansões devem
ser apresentadas como um ativo financeiro e/ou um ativo intangível. O ativo financeiro corresponde à parcela
que representa um direito incondicional de receber caixa. O ativo intangível corresponde ao direito de cobrar
os consumidores pelo uso da infra-estrutura. No registro da construção das futuras melhorias e expansões da
infra-estrutura devem ser aplicados os critérios do CPC 17 (IAS 11) Contratos de Construção, registrando-se
o custo correspondente à construção no resultado e a receita pelo método do percentual de conclusão. Ainda
de acordo com essa interpretação, os custos de empréstimos poderão ser contabilizados no ativo intangível
durante a fase de construção da infra-estrutura. A Companhia bifurcou a infra-estrutura dos serviços de
distribuição de energia elétrica na data de transição, resultando na criação na conta de ativo financeiro (não
circulante) no montante de R$57.260 e no aumento do ativo intangível no montante de R$736.153, e a
redução dos saldos do ativo imobilizado no montante de R$793.413, na data de transição.
b4) Isenção para combinação de negócios: A Companhia optou por não reprocessar as transações de
combinação de negócios ocorridas em período anterior à data de transição. A Companhia decidiu manter
essas transações registradas de acordo com as práticas contábeis anteriormente adotadas no Brasil. Esses
ativos anteriormente nomeados como “ágio” passaram a ser designados como outros ativos intangíveis de
concessão, em função de sua fundamentação estar vinculada à geração de caixa, considerando a vida útil
definida desses ativos. Os intangíveis são amortizados com base no prazo de concessão.
b5) Isenções não aplicáveis: As demais isenções previstas no CPC 37 (R1) (IFRS 1) não são aplicáveis e ou
não foram utilizadas pela à Companhia.
c) Outros ajustes requeridos pelos Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidas pelo CPC e que não
estão descritos nas isenções previstas do CPC 37 (R1) (IFRS 1)
c1) Custo emissão de dívidas: a Companhia registrou os custos de transação incorridos na captação de
recursos por meio da contratação de empréstimos ou financiamentos ou pela emissão de títulos de dívida, e
outros instrumentos em conta redutora do passivo, na data de transição para os Pronunciamentos,
Interpretações e Orientações emitidas pelo CPC. A aplicação desse pronunciamento resultou em uma
redução dos passivos de empréstimos e financiamento de R$20.366 (R$3.738 no passivo circulante e R$
16.628 no passivo não circulante), na data da transição.
c2) Ativos e passivos regulatórios: Para fins de transição para os Pronunciamentos, Interpretações e
Orientações emitidas pelo CPC, a Companhia reverteu os saldos dos ativos e passivos regulatórios, em
função de orientação emitida pelo IASB a respeito desse tema, sobre o qual entende-se que a realização dos
ativos e passivos regulatórios dependem de evento futuro incerto. A aplicação desta reversão resultou em
uma redução dos ativos no montante de R$94.649, representado por Compensação de variação dos itens da
parcela A - CVA: redução de R$94.649, sendo R$72;277 no circulante e R$22.372 no não circulante. A
aplicação desta reversão resultou também na redução da Compensação de variação dos itens da parcela A CVA registrada no passivo no montante de R$53.260, sendo R$34.064 no circulante e R$19.196 no não
circulante, tendo como contra partida a conta de lucros acumulados no montante de R$41.389 (R$27.317
líquido dos tributos diferidos) na adoção inicial.
c3) Transações com pagamento baseados em ações: A Companhia registrou as despesas incorridas até a
data de transição no montante de R$1.465 na conta de lucros acumulados em contrapartida da conta de
opções de ações outorgadas na reserva de capital e em contrapartida a um aumento de capital, de forma que
não provocou efeito no patrimônio líquido. De acordo com o ICPC 05 (IFRIC 11) a referida reserva de capital
poderá ser utilizada para aumento de capital em favor do acionista controlador, quando as ações forem
entregues ou as opções exercidas (vide nota 21).
c4) Transações com concessões governamentais: A Companhia ajustou os empréstimos subsidiados de
origem governamental a valor justo por uma taxa de mercado, definida pela Administração. A diferença
apurada entre o valor justo e o valor originalmente contratado será realizada no mesmo período da realização
dos ativos adquiridos com estes recursos.
91
c5) Tributos diferidos: Na data de transição a Companhia registrou tributos diferidos ativos não circulantes,
em função dos ajustes decorrentes da transição para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações
emitidas pelo CPC, no montante total de R$7.580 tendo, como contra partida o patrimônio líquido.
Adicionalmente, foi efetuada a reclassificação dos saldos do tributos diferidos ativos circulantes para a
rubrica de tributos diferidos ativos não circulantes. Esta reclassificação foi no montante de R$12.515.
b. efeitos significativos das alterações em práticas contábeis
As Demonstrações Contábeis referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2010 são as primeiras preparadas e
Em conformidade com o CPC 37, a Companhia apresenta abaixo os impactos da transição para os Pronunciamentos e
Orientações emitidos:
(i) Reconciliação do balanço patrimonial da Companhia na data de transição para os Pronunciamentos, Interpretações
e Orientações emitidas pelo CPC - 1º de janeiro de 2009.
Em conformidade com o CPC 37, a Companhia apresenta abaixo os impactos da transição para os Pronunciamentos e
Orientações emitidos:
(i) Reconciliação do balanço patrimonial da Companhia na data de transição para os Pronunciamentos, Interpretações
e Orientações emitidas pelo CPC - 1º de janeiro de 2009.
Originalmente
emitido
Ajustes do CPC
Item 10.4
Reapresentado
ATIVO
CIRCULANTE
Imposto de renda e contribuição social compensáveis
Outros tributos compensáveis
Devedores diversos
Outros créditos
Almoxarifado
Compensação de variação dos itens da parcela A - CVA
TOTAL ATIVO CIRCULANTE
17.109
55.993
305.962
(45.710)
1.781
1.872
1.618
45.672
2.085
72.277
6.407
465.066
193
(72.277)
(72.084)
NÃO CIRCULANTE
Outros créditos
Total realizável a longo prazo
133.975
(120.598)
3.153
182.198
35.452
17.520
22.372
274.072
7.580
(22.372)
57.260
42.468
Investimentos
Imobilizado
Intangível
TOTAL ATIVO NÃO CIRCULANTE
1.350
818.355
660.088
1.753.865
(793.413)
736.153
(14.792)
TOTAL DO ATIVO
2.218.931
(86.876)
92
b3
c2
c5
c2
b3
b3
b3
17.109
55.993
305.962
(45.710)
1.781
1.872
1.618
45.865
2.085
6.407
392.982
133.975
(120.598)
3.153
189.778
35.452
17.520
57.260
316.540
1.350
24.942
1.396.241
1.739.073
2.132.055
Originalmente
emitido
Ajustes do CPC
Item 10.4
Reapresentado
PASSIVO
CIRCULANTE
Fornecedores
Imposto de renda e contribuição social a pagar
Outros tributos a pagar
Custos a amortizar
Outras obrigações
TOTAL PASSIVO CIRCULANTE
330.416
4.867
49.923
97.550
584
20.238
46.238
34.064
11.038
35.301
55.116
685.335
(3.738)
(34.064)
(37.802)
NÃO CIRCULANTE
Custos a amortizar
TOTAL PASSIVO NÃO CIRCULANTE
715.722
45.168
72.577
75.423
19.196
928.086
(16.628)
(19.196)
(35.824)
PATRIMÔNIO
Capital Social
Reserva Capital
Reserva Legal
Reserva de Lucro
Lucros (prejuízos) acumulados
TOTAL PATRIMÔNIO
433.236
3.564
3.970
172.796
(8.056)
605.510
1.465
(14.715)
(13.250)
2.218.931
TOTAL DO PASSIVO
c1
c2
c1
c2
c3
b3, c1, c2, c3
(86.876)
330.416
4.867
49.923
97.550
584
(3.738)
20.238
46.238
11.038
35.301
55.116
647.533
715.722
(16.628)
45.168
72.577
75.423
892.262
433.236
5.029
3.970
172.796
(8.056)
(14.715)
592.260
2.132.055
(ii) Reconciliação do patrimônio líquido da Companhia na data de transição para os Pronunciamentos, Interpretações e
Orientações emitidas pelo CPC - 1º de janeiro de 2009.
Item 10.4
605.510
Patrimônio líquido originalmente emitido em 01/01/09
Ajustes de acordo com os Pronunciamentos e Orientações emitidas pelo CPC
b3
c1
c2
c5
Contrato de concessão - ICPC 01
Custo emissão de dívidas - CPC 20
Ativos e passivos regulatórios
Imposto de renda e contribuição social diferido
Patrimônio Líquido ajustado aos CPCs
93
193
20.366
(41.389)
7.580
592.260
(iii) Reconciliação do balanço patrimonial da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações
emitidas pelo CPC - 31 de dezembro de 2009.
Originalmente
emitido
Ajustes do CPC
Item 10.4
Reapresentado
ATIVO
CIRCULANTE
Imposto de renda e contribuição social compensáveis
Devedores diversos
Outros créditos
Almoxarifado
TOTAL ATIVO CIRCULANTE
8.748
90.849
321.702
(50.529)
3.265
2.318
2.836
34.514
3.380
67.047
982
485.112
306
(67.047)
(66.741)
NÃO CIRCULANTE
Outros créditos
Total realizável a longo prazo
138.024
(126.063)
339
220.396
17.029
16.316
11.787
277.828
(19.513)
(11.787)
74.327
43.027
Investimentos
Imobilizado
Intangível
TOTAL ATIVO NÃO CIRCULANTE
1.295
857.025
621.773
1.757.921
(851.097)
775.086
(32.984)
TOTAL DO ATIVO
2.243.033
(99.725)
94
b3
c2
c5
c2
b3
b3
b3
8.748
90.849
321.702
(50.529)
3.265
2.318
2.836
34.820
3.380
982
418.371
138.024
(126.063)
339
200.883
17.029
16.316
74.327
320.855
1.295
5.928
1.396.859
1.724.937
2.143.308
Originalmente
emitido
Ajustes do CPC
Item 10.4
Reapresentado
PASSIVO
CIRCULANTE
Fornecedores
Custos a amortizar
Outras obrigações
TOTAL PASSIVO CIRCULANTE
327.858
2.265
47.001
82.452
289
11.506
34.412
84.785
14.564
22.957
52.228
680.317
(280)
(3.934)
280
(84.785)
(88.719)
NÃO CIRCULANTE
Custos a amortizar
TOTAL PASSIVO NÃO CIRCULANTE
623.598
11.903
42.603
112.702
2.390
37.842
6.483
837.521
(1.063)
(12.694)
1.063
(37.842)
(50.536)
PATRIMÔNIO
Capital Social
Reserva Capital
Reserva Legal
Reserva de Lucro
Ajustes de avaliação patrimonial
Proposta de distribuição de dividendos adicional
TOTAL PATRIMÔNIO
433.236
3.564
11.818
172.796
(8.056)
111.837
725.195
1.651
1.928
(679)
36.630
39.530
2.243.033
(99.725)
TOTAL DO PASSIVO
c4
c1
c4
c2
c4
c3
c4
c2
c3
b3, c1,c2, c3, c5
b3
b3, c1,c2, c3, c5
327.858
2.265
47.001
82.172
289
(3.934)
280
11.506
34.412
14.564
22.957
52.228
591.598
622.535
(12.694)
1.063
11.903
42.603
112.702
2.390
6.483
786.985
433.236
5.215
13.746
172.796
(679)
(8.056)
148.467
764.725
2.143.308
(iv) Reconciliação do patrimônio líquido da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações
emitidas pelo CPC - 31 de dezembro de 2009.
Item 10.4
725.195
Patrimônio líquido originalmente emitido em 31/12/09
Ajustes de acordo com os Pronunciamentos e Orientações emitidas pelo CPC
b3
b3
c1
c2
c5
Atualização do ativo financeiro
Custo emissão de dívidas - CPC 38
Imposto de renda e contribuição social diferido
Patrimônio Líquido ajustado aos CPCs
95
(699)
(679)
16.628
43.793
(19.513)
764.725
(v) Reconciliação da demonstração do resultado da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e
Orientações emitidas pelo CPC - 31 de dezembro de 2009.
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
Originalmente
emitido
Ajustes do CPC
1.432.581
195.930
c2
7.847
586
c2
c2
(714.603)
(219.286)
(186)
c3
(1.195)
(138.250)
(11.873)
(143.071)
b3
(28.433)
(6.176)
(74.978)
(99.311)
(138.250)
(12.290)
(1.293.327)
Item 10.4
Reapresentado
1.628.511
CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA
Custo com Energia Elétrica
(722.450)
(219.872)
Energia elétrica comprada para revenda
Encargos do uso do sistema de transmissão e distribuição
Custo de Operação
(28.247)
(6.176)
(74.978)
(98.116)
(417)
(1.150.256)
Pessoal
Material
Serviços de Terceiros
Depreciação e amortização
Custo de construção
Outras
DESPESAS OPERACIONAIS
Despesas com vendas
Despesas gerais e administrativas
Outras despesas operacionais
(25.927)
(70.525)
(21.762)
(118.214)
(1.268.470)
164.111
CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS
RESULTADO DO SERVIÇO
RECEITA (DESPESA) FINANCEIRA
Receita
Despesa
Variações monetárias/cambiais - líquidas
53.479
(116.438)
12.710
(50.249)
113.862
(6.951)
(16.629)
17.651
49.031
43.102
156.964
LUCRO ANTES DOS TRIBUTOS
Contribuição Social
Imposto de Renda
Contribuição Social Diferida
Imposto de Renda Diferido
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
12.527
12.527
(130.544)
65.386
b3
(25.927)
(70.525)
(9.235)
(105.687)
(1.399.014)
229.497
b3
(5.976)
3.083
18.223
15.330
80.716
c2, c4
c1, c2, c4
c2, c4
(7.264)
(20.179)
(27.443)
53.273
c5
c5
47.503
(113.355)
30.933
(34.919)
194.578
(6.951)
(16.629)
10.387
28.852
15.659
210.237
214.243
65.055
0,73
2,41
Quantidade ações ON
Quantidade ações PN
Resultado por ação ON
Resultado por ação PN
214.243
65.055
0,74
0,79
R$
Lucro líquido originalmente divulgado
Pagamento baseado em ações - ICPC 05
Custo de empréstimos - CPC 20
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Lucro líquido ajustado aos CPC
96
156.964
85.182
(186)
(3.738)
(542)
(27.443)
210.237
(vi) Reconciliação da demonstração do fluxo de caixa da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e
Originalmente
emitido
Atividades operacionais :
Lucro líquido do exercício
Despesa de juros
Baixa de bens do ativo imobilizado
Variação monetária/cambial
Ações e opções de ações outorgadas
Receita aplicação financeira em investimento curto prazo
Variações nas contas do ativo circulante e não circulante :
Consumidores e revendedores
Almoxarifado
Devedores Diversos
Imposto de renda e contribuição social
Outros Créditos
Variações nas contas do passivo circulante e não circulante :
Fornecedores
Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética
Imposto de renda e contribuição social
Outros tributos e contribuições sociais
Outras obrigações
Provisões para Litígios e Contingências
Encargos Tarifários e do Consumidor a Recolher
Total das atividades operacionais
Atividades de investimentos :
Aquisições do ativo imobilizado e intangível
Consumidores Participação Financeira
Aplicações em ivestimento de curto prazo
Resgate de investimento de curto prazo
Total das atividades de investimentos
156.964
10.284
103.100
91.011
(66.682)
16.126
(12.710)
186
(8.541)
(19.789)
(1.295)
(1.218)
18.122
1.330
(446)
43.964
18.423
(2.558)
9.387
(5.861)
(57.038)
(2.922)
67.499
(27.355)
(6.683)
323.298
(122.762)
3.237
(1.283.765)
1.257.449
(145.841)
Atividades de financiamento:
Pagamento de empréstimos
Ingresso de novos empréstimos
Total das atividades de financiamento
(201.266)
15.448
(185.818)
(8.361)
17.109
8.748
Variação no caixa líquido da Companhia:
Saldo no início do período
Saldo no final do período
97
Ajustes do CPC Reapresentado
53.273
1.195
27.443
(12.697)
210.237
10.284
104.295
91.011
(39.239)
16.126
(12.710)
186
(8.541)
(19.789)
(1.295)
(1.218)
5.425
1.330
(446)
43.964
18.423
-
(2.558)
9.387
(5.861)
(57.038)
(2.922)
(1.715)
(27.355)
(6.683)
323.298
-
(122.762)
3.237
(1.283.765)
1.257.449
(145.841)
-
(201.266)
15.448
(185.818)
(69.214)
-
(8.361)
17.109
8.748
(vii) Reconciliação da demonstração do valor adicionado da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e
Originalmente
emitido
1. RECEITAS
Receitas bruta de vendas de energia e serviços
Fornecimento de energia elétrica
Residencial
Comercial
Industrial
Rural
Iluminação pública
Serviço público
Poder público
Remuneração do ativo financeiro
Outros
Transferência para atividade de distribuição
Suprimento de energia elétrica (energia no curto prazo)
Disponibilização do sistema de transmissão e distribuição
Outras receitas operacionais
(Provisão) Reversão para créditos de liquidação duvidosa
Outras Receitas (Despesas)
Receita relativa à construção de ativos próprios
2. INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS
Materiais
Outros custos operacionais
Custo da energia comprada e transmissão
Serviços de terceiros
Custo de ativos próprios
3. RETENÇÕES
4. VALOR ADICIONADO LÍQUIDO PRODUZIDO PELA ENTIDADE
5. VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA
Receitas financeiras
6. VALOR ADICIONADO TOTAL A DISTRIBUIR
7. DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO
Empregados
Salários e encargos
Honorários da diretoria
Provisões e outros
Tributos
Federais
Cofins
Pis
INSS
Outros (IR, CSLL e CPMF)
Estaduais
ICMS
Outros
Municipais
IPTU
Encargos regulamentares da concessão
RGR - Reserva global de reversão
CCC - Conta de consumo de combustíveis
CDE - Conta de desenvolvimento energético
P&D, Eficiência, FNDCT e EPE
Outros
Financiadores
Juros
Aluguéis
Lucros do Exercício
2.285.969
2.295.980
1.044.358
788.514
695.472
412.657
176.434
69.831
45.163
63.734
(43.649)
(1.163.798)
13.618
1.193.421
44.583
(15.326)
5.315
1.083.653
7.407
26.554
942.322
107.370
103.100
103.100
1.099.216
84.420
84.420
1.183.636
54.990
45.398
77
9.515
835.657
198.583
190.059
39.909
11.121
(42.506)
469.715
469.387
328
187
187
167.172
16.894
62.182
68.840
15.109
4.147
136.025
134.669
1.356
156.964
1.183.636
98
Ajustes do CPC
Reapresentado
200.689
62.439
66.709
(1.749)
(1.542)
(915)
(391)
(155)
(100)
(141)
4.993
66.709
2.486.658
2.358.419
1.111.067
786.765
693.930
411.742
176.043
69.676
45.063
63.593
4.993
23.060
(1.163.798)
8.721
1.192.680
45.951
(15.326)
5.315
138.250
1.212.816
7.407
25.900
933.889
107.370
138.250
104.295
104.295
1.169.547
97.696
97.696
1.267.243
(4.897)
(741)
1.368
138.250
129.163
(654)
(8.433)
138.250
1.195
1.195
70.331
13.276
13.276
83.607
186
186
32.202
27.443
27.443
-
4.759
4.098
(1.176)
1.837
(2.054)
(2.054)
53.273
83.607
55.176
45.584
77
9.515
867.859
226.026
190.059
39.909
11.121
(15.063)
469.715
469.387
328
187
187
171.931
20.992
61.006
70.677
15.109
4.147
133.971
132.615
1.356
210.237
1.267.243
c. Novos IFRS e Interpretações do IFRIC
Alguns novos pronunciamentos contábeis do IASB e interpretações do IFRIC foram publicados e/ou revisados e têm a
sua adoção opcional ou obrigatória para os exercícios iniciados a partir de 01 de janeiro de 2011. A Administração da
Companhia avaliou os eventuais impactos destes novos pronunciamentos e interpretações e não prevê que sua
adoção provoque um impacto material nas informações anuais da Companhia no exercício de aplicação inicial,
conforme segue:
•
IAS 24 Exigências de Divulgação para Entidades Estatais e Definição de Parte relacionada (Revisada) Simplifica as exigências de divulgação para entidades estatais e esclarece a definição de parte
relacionada. A norma revisada aborda aspectos que, segundo as exigências de divulgação e a definição
de parte relacionada anteriores, eram demasiadamente complexos e de difícil aplicação prática,
principalmente em ambientes com amplo controle estatal, oferecendo isenção parcial a entidades
estatais e uma definição revista do conceito de parte relacionada. Esta alteração foi emitida em
novembro de 2009, passando a vigorar para exercícios fiscais iniciados a partir de 1º de janeiro de
2011. Esta alteração não terá impacto nas demonstrações contábeis consolidadas da Companhia.
•
IFRS 9 Instrumentos Financeiros – Classificação e Mensuração - A IFRS 9 encerra a primeira parte do
projeto de substituição da “IAS 39 Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração”. A IFRS 9
utiliza uma abordagem simples para determinar se um ativo financeiro é mensurado ao custo
amortizado ou valor justo, baseada na maneira pela qual uma entidade administra seus instrumentos
financeiros (seu modelo de negócios) e o fluxo de caixa contratual característico dos ativos financeiros.
A norma exige ainda a adoção de apenas um método para determinação de perdas no valor
recuperável de ativos. Esta norma passa a vigorar para exercícios fiscais iniciados a partir de 1º de
janeiro de 2013. A Companhia não espera que esta alteração cause impacto significativos em suas
demonstrações contábeis consolidadas.
•
IFRIC 14 Pagamentos Antecipados de um Requisito de Financiamento Mínimo - Esta alteração aplicase apenas àquelas situações em que uma entidade está sujeita a requisitos mínimos de financiamento e
antecipa contribuições a fim de cobrir esses requisitos. A alteração permite que essa entidade
contabilize o benefício de tal pagamento antecipado como ativo. Esta alteração passa a vigorar para
exercícios fiscais iniciados a partir de 1º de janeiro de 2011. Esta alteração não terá impacto
significativos nas demonstrações contábeis consolidadas da Companhia.
•
IFRIC 19 Extinção de Passivos Financeiros com Instrumentos de Capital - A IFRIC 19 foi emitida em
novembro de 2009 e passa a vigorar a partir de 1º de julho de 2010, sendo permitida sua aplicação
antecipada. Esta interpretação esclarece as exigências das Normas Internacionais de Contabilidade
(IFRS) quando uma entidade renegocia os termos de uma obrigação financeira com seu credor e este
concorda em aceitar as ações da entidade ou outros instrumentos de capital para liquidar a obrigação
financeira no todo ou em parte. Essa interpretação não teve impacto significativo em suas
demonstrações contábeis consolidadas.
•
Melhorias para IFRS – O IASB emitiu melhorias para as normas e emendas de IFRS em maio de 2010
e as emendas serão efetivas a partir de 1º de janeiro de 2011, são elas:
- IFRS 3 – Combinação de negócios.
- IFRS 7 – Divulgação
de Instrumentos Financeiros.
- IAS 1 – Apresentação das Demonstrações Financeiras.
A Companhia não espera que as mudanças tenham impacto significativos em suas demonstrações contábeis
consolidadas.
Não existem outras normas e interpretações emitidas e ainda não adotadas que possam, na opinião da
administração, ter impactos significativo no resultado ou no patrimônio líquido divulgado pela Companhia.
Ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor
O parecer de auditoria sobre as demonstrações financeiras da Companhia referentes ao exercício social findo em 31
de dezembro de 2010 e 31 de dezembro de 2009 (reapresentadas devido à adoção do IFRS) não contém ressalvas e
possui um parágrafo de ênfase indicando que (i) conforme mencionado na nota explicativa no. 31.1 às demonstrações
financeiras, em 31 de dezembro de 2010 a Companhia registra, no ativo circulante, valores a receber no montante de
R$28.979 mil (R$26.931 mil em 2009) e; (ii) no passivo circulante valor a pagar no montante de R$211.207 mil
(R$172.874 mil em 2009), relativos às transações de compra e venda de energia realizada no âmbito da Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Esses valores foram originalmente registrados durante o exercício de
2000 e posteriormente ajustados, nos exercícios de 2002 e 2003, com base em informações e cálculos preparados e
divulgados pela CCEE, e podem estar sujeitos a modificações dependendo de decisão dos processos judiciais em
99
andamento movidos por empresas do setor, relativos, em sua maioria, à interpretação das regras do mercado em vigor
para aquele período.
10.5. Políticas contábeis críticas adotadas pela Companhia (inclusive 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,
reconhecimento da 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)
Declaração de Conformidade
As demonstrações contábeis da Companhia para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 e 1º de
janeiro de 2009, compreendem as demonstrações financeiras preparadas de acordo com as normas internacionais de
contabilidade emitidas pela International Accounting Standards Board (IASB) e as práticas contábeis adotadas no
Brasil.
As práticas contábeis adotadas no Brasil compreendem os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidos
pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC e aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM e pelo
Conselho Federal de Contabilidade – CFC e normas complementares emitidas pela CVM.
A Companhia adotou os pronunciamentos, interpretações e orientações emitidos pelo CPC, pelo IASB, as normas
complementares emitidas pela CVM e por outros órgãos reguladores, que estavam em vigor em 31 de dezembro de
2010.
Base de apresentação
As Demonstrações Contábeis referentes ao exercício findo de 31 de dezembro de 2009 e o balanço patrimonial
levantado em 1º. de janeiro de 2009, originalmente preparadas de acordo com as práticas contábeis brasileiras
vigentes naquela data, estão sendo reapresentadas com os ajustes necessários para estarem em acordo com as
normas internacionais de contabilidade, e práticas contábeis adotadas no Brasil atualmente vigentes, de forma a
permitir sua comparabilidade com as Demonstrações Contábeis de 31 de dezembro de 2010.
As demonstrações dos resultados, dos fluxos de caixa e dos valores adicionados referentes ao exercício findo em 31
de dezembro de 2009 foram reapresentadas em determinadas rubricas em relação às informações originalmente
divulgadas, com o intuito de propiciar a comparabilidade em relação às demonstrações do resultado, dos fluxos de
caixa e dos e dos valores adicionados do exercício findo em 31 de dezembro de 2010 em função da alteração da forma
de apresentação da demonstração de resultado a partir do final do exercício de 2009.
A reconciliação do patrimônio líquido, do resultado e dos fluxos de caixa, bem como a descrição dos efeitos da
transição das práticas contábeis brasileiras anteriormente adotadas no Brasil para as normas internacionais de
contabilidade estão demonstradas em nota explicativa.
Em função do ofício de encerramento da ANEEL de 2010, o qual definiu uma nova classificação para se registrar o
subsídio baixa renda, a Companhia efetuou a reclassificação dos valores divulgados relacionados a esse item em 31
de dezembro de 2009, da rubrica de Fornecimento de energia elétrica para a rubrica de Outras receitas operacionais.
Todos os valores apresentados nestas demonstrações contábeis estão expressos em milhares de reais, exceto quando
indicado de outro modo. Devido aos arredondamentos, os números apresentados ao longo deste documento podem
não perfazerem precisamente aos totais apresentados.
Os dados não financeiros incluídos nestas demonstrações contábeis, tais como o número de consumidores, volumes
de energia elétrica negociados, entre outros, não foram auditados.
Moeda Funcional e conversão de saldos e transações em moeda estrangeira
a) Moeda funcional e de apresentação
As demonstrações contábeis foram preparadas e apresentadas em Reais (R$), que é a moeda funcional e de
apresentação da Companhia. A moeda funcional foi determinada em função do ambiente econômico primário
de suas operações.
b) Transações e saldos
As transações em moeda estrangeira, isto é, todas aquelas que não foram realizadas na moeda funcional da
entidade, foram convertidas pela taxa de câmbio na data em que as transações foram realizadas. Ativos e
passivos monetários em moeda estrangeira são convertidos para a moeda funcional da entidade pela taxa de
câmbio na data-base das Demonstrações Contábeis. Itens não monetários em moeda estrangeira
reconhecidos pelo seu valor justo são convertidos pela taxa de câmbio vigente na data em que o valor justo
foi determinado.
Os ganhos ou perdas de variações dos ativos e passivos monetários são reconhecidos no resultado do
exercício, exceto os de eventuais empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira relacionados a ativos
em construção qualificáveis de acordo com o CPC 20 (IAS 23), os quais são inclusos no custo desses ativos.
Ativos em construção qualificáveis são ativos que, necessariamente, demandam um período de tempo
substancial para serem colocados em condições de uso ou de venda.
100
Ativos financeiros – reconhecimento inicial e mensuração subsequente
Ativos financeiros são quaisquer ativos que sejam: caixa e equivalentes de caixa, instrumento patrimonial de outra
entidade, incluindo os investimentos de curto prazo, direito contratual, ou um contrato que pode ser liquidado através
de títulos patrimoniais da própria entidade.
Os ativos financeiros são classificados dentro das seguintes categorias: ativo financeiro mensurado ao valor justo por
meio do resultado; investimentos mantidos até o vencimento, ativos financeiros disponíveis para venda e empréstimos
e recebíveis. Esta classificação depende da natureza e do propósito do ativo financeiro, a qual é determinada no seu
reconhecimento inicial.
Os instrumentos financeiros da Companhia são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo acrescido dos custos
diretamente atribuíveis à sua aquisição ou emissão, exceto os instrumentos financeiros classificados na categoria de
instrumentos avaliados ao valor justo por meio do resultado, para os quais os custos são registrados no resultado do
exercício.
Os ativos financeiros a valor justo por meio do resultado são classificados como mantidos para negociação se forem
adquiridos com o objetivo de venda no curto prazo e são apresentados no balanço patrimonial ao valor justo com os
correspondentes ganhos ou perdas reconhecidas na demonstração do resultado. A Companhia avalia seus ativos
financeiros a valor justo por meio do resultado, pois pretende negociá-los num curto espaço de tempo, exceção feita
aos ativos financeiros de concessão, os quais são classificados no ativo não circulante.
a) Caixa e equivalentes de caixa e investimento de curto prazo
Incluem caixa, contas bancárias e investimentos de curto prazo com liquidez imediata e com risco
insignificante de variação no seu valor de mercado. As disponibilidades estão demonstradas pelo custo
acrescido dos juros auferidos, por não apresentarem diferença significativa em relação ao seu valor de
mercado.
Os investimentos de curto prazo estão classificados como disponíveis para venda e são mensuradas pelo
seu valor justo por meio do resultado. Os juros, correção monetária e variação cambial, contratados nas
aplicações financeiras, quando aplicável, são reconhecidos no resultado quando incorridos. As variações
decorrentes de alterações no valor justo dessas aplicações financeiras são reconhecidas em conta específica
do patrimônio líquido, quando incorridas. Eventuais provisões para redução ao provável valor de recuperação
são registradas no resultado. Os ganhos e perdas registrados no patrimônio líquido são transferidos para o
resultado do exercício no momento em que essas aplicações são realizadas em caixa ou quando há
evidência de perda na sua realização. Os investimentos que, na data de sua aquisição, têm prazo de
vencimento igual ou menor que três meses são registrados como equivalentes de caixa. Aqueles
investimentos com vencimento superior a três meses na data de sua aquisição são classificados na rubrica
Investimentos de curto prazo.
b) Consumidores, revendedores, concessionárias e permissionárias
A Companhia classifica os saldos de consumidores, concessionárias e permissionárias e outras contas a
receber, como instrumentos financeiros “recebíveis”. Os recebíveis são reconhecidos inicialmente pelo seu
valor justo e são ajustados posteriormente pelas amortizações do principal, pelos juros calculados com base
no método da taxa de juros efetiva (“custo amortizado”), por ajuste para redução ao seu provável valor de
recuperação ou por créditos de liquidação duvidosa. Os saldos de contas a receber de consumidores,
concessionárias e permissionárias incluem valores faturados e não faturados referentes aos serviços de
distribuição de energia elétrica, incluem ainda o uso do sistema de distribuição por clientes livres e o
desconto da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição TUSD, bem como o saldo de energia vendida no
mercado de curto prazo Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.
c) Provisão para créditos de liquidação duvidosa - PCLD
A provisão para créditos de liquidação duvidosa está constituída com base na estimativa das prováveis
perdas que possam ocorrer na cobrança dos créditos e os saldos estão demonstrados no ativo circulante ou
não circulante, de acordo com a classificação do título que as originaram. O critério utilizado atualmente pela
Companhia para constituir a provisão para créditos de liquidação duvidosa é o seguinte:
Consumidores
i) classe residencial: consumidores com contas vencidas há mais de 90 dias;
ii) classe comercial: consumidores com contas vencidas há mais de 180 dias;
iii) classe industrial e rurais, poderes públicos, iluminação pública e serviços públicos e outros, com contas
vencidas há mais de 360 dias.
Serviços/Outros Créditos
iv) Faturas vencidas há mais de 360 dias.
A provisão para créditos de liquidação duvidosa inclui também, análise individual de contas julgadas pela
Administração de difícil recebimento.
As baixas de créditos para perdas são efetuados após esgotadas todas as ações de cobrança
administrativa e obedecem aos prazos e valores definidos na Lei nº 9.430/1996: faturas e créditos com
valores de até R$ 5, vencidos há mais de 180 dias; valores de R$ 5 a R$ 30, vencidos há mais de 360
101
dias; valores superiores a R$ 30, vencidos há mais de 360 dias desde que tomadas e mantidas medidas
judiciais de cobranças.
Os acordos de parcelamento dos Termo de Confissão de Dívida - TCD – inadimplentes referentes ao
Poder Público, são provisionados pelo seu valor total, independentemente de existirem parcelas cujos
valores ainda não estejam vencidos, regra essa válida para PCLD.
Os recebimentos de créditos que foram baixados das contas a receber originais, por terem se enquadrado
nos parâmetros de perdas, são registrados à crédito na rubrica de Despesas com vendas.
Os saldos desta rubrica estão sendo complementarmente apresentados na nota explicativa
correspondentes às contas do Ativo que os originaram.
d) Provisão para redução ao provável valor de recuperação de ativos financeiros
Ativos financeiros são avaliados a cada data de balanço para identificação de eventual indicação de
redução no valor de recuperação dos ativos (impairment). Os ativos são considerados irrecuperáveis
quando existem evidências de que um ou mais eventos tenham ocorrido após o reconhecimento inicial do
ativo financeiro e impactado o fluxo estimado de caixa futuro do investimento.
e) Baixa de ativos financeiros
A Companhia baixa seus ativos financeiros quando expiram os direitos contratuais sobre o fluxo de caixa
desse ativo financeiro, ou quando substancialmente todos os riscos e benefícios desse ativo financeiro são
transferidos à outra entidade. Caso a Companhia mantiver substancialmente todos os riscos e benefícios
de um ativo financeiro transferido, a Companhia mantém esse ativo financeiro registrado nas suas
demonstrações contábeis e reconhece um passivo por eventuais montantes recebidos na transação.
Almoxarifado
Está valorizado ao custo médio de aquisição ou produção. As provisões para itens obsoletos são constituídas quando
consideradas necessárias pela Administração. Os materiais destinados às construções são classificados como
intangível em curso.
Contrato de concessão
Os ativos relacionados ao contrato de concessão estão segregados entre ativos financeiros e ativos intangíveis.
No momento da segregação dos ativos financeiros e intangíveis, a Administração da Companhia concluiu que era
impraticável a aplicação da ICPC 01 (IFRIC 12) de forma retroativa. Esta conclusão está suportada pelo fato de a
Companhia não possuir as informações necessárias para o reprocessamento dos saldos dos ativos vinculados a infraestrutura do serviço público. Diante deste fato, a Administração da Companhia, por meio de Reunião do Conselho de
Administração, aprovou a utilização dos saldos contábeis para efetuar a bifurcação dos saldos do ativo financeiro e do
ativo intangível na data de transição para as Normas Internacionais de Contabilidade. A Companhia utilizou a base de
remuneração regulatória (*) para apurar o saldo do ativo financeiro, sendo o intangível a diferença entre o saldo do
ativo financeiro e o saldo contábil do imobilizado antes da bifurcação. Cabe ressaltar que não foram identificados
saldos irrecuperáveis de ativos vinculados à concessão e também não foram gerados ganhos e perdas no momento da
bifurcação do ativo vinculado à concessão.
Os ativos classificados como financeiros representam a parcela estimada dos investimentos realizados e não
amortizados até o final da concessão, sobre a qual a Companhia possui o direito incondicional de receber dinheiro ou
outro ativo financeiro do Poder Concedente a título de indenização pela reversão da infra-estrutura do serviço público.
Os ativos financeiros relacionados ao contrato de concessão são classificados como disponíveis para venda e a
remuneração financeira de tais ativos ocorre a cada período, por meio do chamado WACC regulatório (custo médio
ponderado de capital), que consiste nos juros remuneratórios incluídos na tarifa cobrada dos clientes da Companhia.
Os ativos financeiros foram classificados como disponível para venda, em função da Companhia ter utilizado a base de
remuneração regulatória para apurar o saldo do ativo financeiro. Na classificação do ativo financeiro a Companhia
levou em consideração que sua mensuração ocorre de um valor fixo, pois de acordo com as normas regulatórias está
sujeito a ajustes periódicos a valor de mercado, concluindo que a classificação adequada é como disponível para
venda. Este ativo financeiro também é atualizado pelo valor justo em contrapartida à rubrica de Outros resultados
abrangentes – ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido. A Companhia atualiza o valor justo desse ativo
com base na variação do IGP-M. Na data da revisão tarifária da Companhia, que ocorre a cada cinco anos (próxima
revisão prevista para 2013) o ativo financeiro poderá ser ajustado ao valor justo de acordo com a base de remuneração
determinada ao valor novo de reposição pelos critérios tarifários.
(*) Base de remuneração regulatória: base de ativos definida de acordo com os critérios estabelecidos pela ANEEL e
inclui todos os ativos que são necessários para realização dos serviços das concessionárias.
Os ativos classificados como intangíveis representam o direito da Companhia de cobrar os consumidores pelo uso da
infraestrutura do serviço público.
Os ativos intangíveis foram mensurados pelo “método do valor residual” na data de transição para os
Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidas pelo CPC. Esses ativos foram mensurados com base nas
práticas contábeis anteriores a transição e eram mensurados com base nos mesmos critérios do ativo imobilizado
descritos abaixo. As adições subseqüentes são reconhecidas inicialmente pelo valor justo na data de sua aquisição ou
construção, o que inclui custos de empréstimos capitalizados. Após o seu reconhecimento inicial, os ativos intangíveis
102
são amortizados de forma linear pelo prazo correspondente ao direito de cobrar os consumidores pelo uso do ativo da
concessão que o gerou (vida útil regulatória dos ativos) ou pelo prazo do contrato de concessão, dos dois o menor.
Os ativos da concessão são depreciados pelo método linear seguindo os critérios previstos na Resolução ANEEL nº
367, de 02 de junho de 2009. Atualmente, a taxa de depreciação dos ativos de concessão é de aproximadamente 4,7%
ao ano. Com a adoção das Normas Internacionais de Contabilidade, a Companhia teve um impacto adicional de
amortização no resultado de 2010 no montante de R$45, e de R$542 no resultado de 2009.
Ganhos e perdas resultantes da baixa de um ativo intangível, quando existentes, são mensurados como a diferença
entre o valor líquido obtido da venda e o valor contábil do ativo, sendo reconhecidos na demonstração do resultado no
momento da baixa do ativo.
A Companhia agrega, mensalmente, ao custo de construção do ativo intangível de concessão em curso, os juros
incorridos sobre empréstimos e financiamentos considerando os seguintes critérios para capitalização: (a) os juros são
capitalizados durante a fase de construção do ativo intangível de concessão em curso até a data em que o ativo estiver
disponível para utilização; (b) os juros são capitalizados considerando o custo dos empréstimos diretamente atribuíveis
as obras; (c) os juros totais capitalizados mensalmente não excedem o valor do total das despesas mensais de juros; e
(d) os juros capitalizados são amortizados considerando os mesmos critérios e vida útil determinados para o ativo
intangível aos quais foram incorporados.
Imobilizado
Os bens do ativo imobilizado são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo na data de sua aquisição ou
construção. Após o seu reconhecimento inicial o ativo imobilizado é depreciado de forma linear, à exceção de terrenos
que não são depreciados.
A Companhia agrega, mensalmente, ao custo de construção do ativo imobilizado em curso, os juros incorridos sobre
empréstimos e financiamentos considerando os seguintes critérios para capitalização: (a) os juros são capitalizados
durante a fase de construção do ativo imobilizado, até a data em que o ativo estiver disponível para utilização; (b) os
juros são capitalizados considerando o custo dos empréstimos atribuíveis diretamente as obras; (c) os juros totais
capitalizados mensalmente não excedem o valor do total das despesas mensais de juros; e (d) os juros capitalizados
são depreciados considerando os mesmos critérios e vida útil determinados para o ativo imobilizado ao qual foram
incorporados.
A depreciação é calculada pelo método linear, por categoria de bem, à taxa média anual de depreciação de
aproximadamente 7% em 2010, e de 6% em 2009.
O resultado na alienação é determinado pela diferença entre o valor da venda e o saldo contábil do ativo e é
reconhecido no resultado do exercício.
Provisão para redução ao provável valor de realização dos ativos não circulantes ou de longa duração
A Administração revisa, no mínimo, anualmente o valor contábil líquido dos ativos com o objetivo de avaliar eventos ou
mudanças nas circunstâncias econômicas, operacionais ou tecnológicas, que possam indicar deterioração ou perda de
seu valor recuperável. Não foram identificadas tais circunstâncias nos exercícios de 2009 e 2010. Em 31 de dezembro
de 2010 e 2009, a Companhia não possuía ativos intangíveis com vida úteis indefinidas para os quais seriam
requeridos testes de recuperação dos valores registrados.
O valor recuperável do ativo ou de determinada unidade geradora de caixa é definido como sendo o maior entre o valor
de uso e o valor líquido de venda. O gerenciamento dos negócios da Companhia considera uma rede integrada de
distribuição, compondo uma única unidade geradora de caixa.
Provisões
Provisões são reconhecidas quando a Companhia possui uma obrigação presente (legal ou construtiva) resultante de
um evento passado, cujo desembolso de caixa futuro seja considerado como provável e seu montante possa ser
estimado de forma confiável. As despesas relativas a qualquer provisão são apresentadas na demonstração do
resultado.
O montante reconhecido como uma provisão é a melhor estimativa do valor requerido para liquidar a obrigação nas
datas dos balanços, levando em conta os riscos e incertezas inerentes ao processo de estimativa do valor da
obrigação.
a) Provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas
A Companhia é parte de diversos processo judiciais e administrativos. Provisões são constituídas para todas
as contingências referentes a processos judiciais para os quais é provável que uma saída de recursos seja
feita para liquidar a contingência/obrigação e uma estimativa razoável possa ser efetuada. A avaliação da
probabilidade de perda por parte dos consultores legais da Companhia inclui a avaliação das evidências
disponíveis, a hierarquia das leis, as jurisprudências disponíveis, as decisões mais recentes nos tribunais e
sua relevância no ordenamento jurídico, bem como, a avaliação dos advogados externos. As provisões são
revisadas e ajustadas para levar em conta alterações nas circunstâncias, tais como prazo de prescrição
aplicável, conclusões de inspeções físicas ou exposições adicionais identificadas com base em novos
assuntos ou decisões de tribunais.
Passivos financeiros – reconhecimento inicial e mensuração subsequente
São quaisquer passivos que sejam obrigações contratuais (i) que determinem a entrega de caixa ou de outro ativo
financeiro para outra entidade ou, ainda, (ii) que determinem uma troca de ativos ou passivos financeiros com outra
entidade em condições desfavoráveis à Companhia. Passivos financeiros ainda incluem contratos que serão ou
poderão ser liquidados com títulos patrimoniais da própria entidade.
103
Os passivos financeiros são classificados dentro das seguintes categorias: passivo financeiro ao valor justo por meio
do resultado; empréstimos e financiamentos, ou como derivativos classificados como instrumentos de hedge, conforme
o caso. Esta classificação depende da natureza e do propósito do passivo financeiro, os quais são determinados no
seu reconhecimento inicial.
Os instrumentos financeiros da Companhia são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo e, no caso de
empréstimos, financiamentos e debêntures, são deduzidos do custo da transação diretamente relacionado.
A Companhia não apresentou nenhum passivo financeiro a valor justo por meio do resultado.
Os empréstimos, financiamentos e debêntures não conversíveis são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo,
líquidos dos custos de transação incorridos e são mensurados subsequentemente pelo método do custo amortizado
através da utilização da taxa efetiva de juros. Os encargos financeiros são registrados como despesas financeiras,
exceto pela parte apropriada ao custo das obras em andamento que é registrada no ativo intangível.
a) Liquidação de passivos financeiros
A Companhia liquida os passivos financeiros somente quando as obrigações são extintas, ou seja, quando
são liquidadas, canceladas pelo credor ou prescritas de acordo com disposições contratuais ou legislação
vigente.
Quando um passivo financeiro existente for substituído por outro do mesmo montante com termos
substancialmente diferentes, ou os termos de um passivo existente forem significativamente alterados,
essa substituição ou alteração é tratada como baixa do passivo original e reconhecimento de um novo
passivo, sendo a diferença nos correspondentes valores contábeis reconhecida na demonstração do
resultado.
Instrumentos financeiros – apresentação líquida
Ativos e passivos financeiros são apresentados líquidos no balanço patrimonial se, e somente se, houver um direito
legal corrente e executável de compensar os montantes reconhecidos e se houver a intenção de compensação, ou de
realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente.
Impostos sobre as vendas
As receitas de vendas estão sujeitas aos seguintes impostos e contribuições, pelas seguintes alíquotas básicas:

Programa de Integração Social (PIS) – 1,65% para venda de energia elétrica e sobre serviços;
 Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (COFINS) - 7,65% para venda de energia
elétrica e sobre serviços;
 Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – as alíquotas incidentes sobre a venda de
energia elétrica são conforme segue:
Classe
Residencial Baixa Renda
Residencial
Industrial
Comercial
Poder Público
Comércio, Serviço e Serviço Público
Iluminação pública
Rural
Alíquota
12% ou 25%
25%
17%
25%
25%
25%
20%
12% ou 25%
Esses tributos são deduzidos das receitas de vendas, as quais estão apresentadas na demonstração de resultado pelo
seu valor líquido.
Imposto de renda e contribuição social correntes e diferidos
a) Imposto de renda e contribuição social corrente
A tributação sobre o lucro compreende o imposto de renda e a contribuição social. A despesa de imposto
de renda e contribuição social corrente é calculada de acordo com legislação tributária vigente. O imposto
de renda é computado sobre o lucro tributável pela alíquota de 15%, acrescido do adicional de 10% para a
parcela do lucro que exceder R$240 no período base para apuração do imposto, enquanto que a
contribuição social é computada pela alíquota de 9% sobre o lucro tributável. O imposto de renda e a
contribuição social correntes são reconhecidos pelo regime de competência. As antecipações ou valores
passíveis de compensação são demonstrados no ativo circulante ou não circulante, de acordo com a
previsão de sua realização.
A administração periodicamente avalia a posição fiscal das situações as quais a regulamentação fiscal
requer interpretações e estabelece provisões quando apropriado.
b) Imposto de renda e contribuição social diferidos
104
Imposto diferido é gerado por diferenças temporárias na data do balanço entre as bases fiscais de ativos e
passivos e seus valores contábeis.
O valor contábil dos impostos diferidos ativos é revisado em cada data do balanço e baixado na extensão
em que não é mais provável que lucros tributáveis estarão disponíveis para permitir que todo ou parte do
ativo tributário diferido venha a ser utilizado. Impostos diferidos ativos baixados são revisados a cada data
do balanço e são reconhecidos na extensão em que se torna provável que lucros tributáveis futuros
permitirão que os ativos tributários diferidos sejam recuperados.
Impostos diferidos ativos e passivos são mensurados à taxa de imposto que é esperada de ser aplicável
no ano em que o ativo será realizado ou o passivo liquidado, com base nas taxas de imposto (e lei
tributária) que foram promulgadas na data do balanço.
Imposto diferido relacionado a itens reconhecidos diretamente no patrimônio líquido também é
reconhecido no patrimônio líquido, e não na demonstração do resultado. Itens de imposto diferido são
reconhecidos de acordo com a transação que originou o imposto diferido, no resultado abrangente ou
diretamente no patrimônio líquido.
Impostos diferidos ativos e passivos são apresentados líquidos se existe um direito legal ou contratual
para compensar o ativo fiscal contra o passivo fiscal e os impostos diferidos são relacionados à mesma
entidade tributada e sujeitos à mesma autoridade tributária.
Benefícios a empregados
A Companhia patrocina planos de benefícios suplementares de aposentadoria e pensão para seus empregados, exempregados e respectivos beneficiários, com o objeto de suplementar os benefícios garantidos pelo sistema oficial da
previdência social.
O plano de aposentadoria na modalidade benefício definido tem o custo da concessão dos benefícios determinados
pelo Método da Unidade de Crédito Projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, com base em avaliação
atuarial realizada anualmente no final de cada exercício. A avaliação atuarial é elaborada com base em premissas e
projeções de taxas de juros, inflação, aumentos dos benefícios, expectativa de vida, etc. Essas premissas e projeções
são revisadas em bases anuais, ao final de cada período.
O custeio dos benefícios concedidos pelo plano de benefício definido é estabelecido utilizando o método do crédito
unitário projetado. Ganhos e perdas atuariais são reconhecidos como receita ou despesa quando os ganhos ou perdas
atuariais acumulados líquidos não reconhecidos no final do período base anterior ultrapassarem 10% da obrigação por
benefícios definidos ou o valor justo dos ativos do plano naquela data, dos dois o maior (método do corredor). Esses
ganhos ou perdas são reconhecidos ao longo do tempo de serviço médio de trabalho remanescente esperado dos
funcionários que participam do plano.
Os custos de serviços passados são reconhecidos como despesa, de forma linear, ao longo do período médio até que
o direito aos benefícios seja adquirido. Se o direito aos benefícios já tiver sido adquirido, custos de serviços passados
são reconhecidos imediatamente após a introdução ou mudanças de um plano de aposentadoria.
O ativo ou passivo de planos de benefício definido a ser reconhecido nas demonstrações financeiras corresponde ao
valor presente da obrigação pelo benefício definido (utilizando uma taxa de desconto com base em títulos de longo
prazo do Governo Federal), menos custos de serviços passados ainda não reconhecidos e menos o valor justo dos
ativos do plano que serão usados para liquidar as obrigações.
Os ativos do plano são mantidos por uma entidade fechada de previdência complementar. Os ativos do plano não
estão disponíveis aos credores da Companhia e não podem ser pagos diretamente à Companhia. O valor justo se
baseia em informações sobre preço de mercado e, no caso de títulos cotados, no preço de compra publicado. O valor
de qualquer ativo de benefício definido reconhecido é limitado à soma de qualquer custo de serviço passado ainda não
reconhecido e ao valor presente de qualquer benefício econômico disponível na forma de reduções nas contribuições
patronais futuras do plano.
Outros ativos e passivos circulantes e não-circulantes
Outros ativos estão demonstrados pelos valores de aquisição ou de realização, quando este último for menor, e outros
passivos estão demonstrados pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos
correspondentes encargos e atualizações monetárias incorridas.
Classificação dos ativos e passivos no circulante e não circulante
Um ativo ou passivo deverá ser registrado como não circulante se o prazo remanescente do instrumento for maior do
que 12 meses e não é esperado que a liquidação ocorra dentro do período de 12 meses subsequentes à data-base das
demonstrações contábeis, caso contrário será registrado no circulante.
Ajuste a valor presente de ativos e passivos
Os ativos e passivos monetários de longo prazo e os de curto prazo, quando o efeito é considerado relevante em
relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto, são ajustados pelo seu valor presente.
O ajuste a valor presente é calculado levando em consideração os fluxos de caixa contratuais e a taxa de juros
explícita, e em certos casos implícita, dos respectivos ativos e passivos. Dessa forma, os juros embutidos nas receitas,
despesas e custos associados a esses ativos e passivos são descontados com o intuito de reconhecê-los em
conformidade com o regime de competência de exercícios. Posteriormente, esses juros são realocados nas linhas de
105
despesas e receitas financeiras no resultado por meio da utilização do método da taxa efetiva de juros em relação aos
fluxos de caixa contratuais.
As taxas de juros implícitas aplicadas são determinadas com base em premissas e são consideradas estimativas
contábeis. Nas datas das demonstrações contábeis da Companhia, não havia ajustes significativos derivados dos
ajustes a valor presente.
Distribuição de dividendos
A Companhia registra, em bases anuais, os dividendos mínimos obrigatórios como passivo, a menos que esse
dividendo mínimo tenha sido efetivamente pago antes do final do exercício. Dividendos complementares ao mínimo
obrigatório são registrados como passivo na data em que seu pagamento for aprovado em Assembléia de Acionistas
ou por outro órgão competente da Administração da Companhia e de suas controladas. Dividendos propostos pela
Administração da Companhia, em acordo com a Lei das S.A., são divulgados nas notas explicativas.
Por força das restrições contidas no Despacho n° 1.580 da ANEEL (retenção de dividendos do acionista controlador) e
Cláusulas do Contrato de Penhor de Ações, firmado em conjunto com a emissão das Cédulas de Crédito Bancário, a
Companhia não poderá, temporariamente, distribuir os dividendos em favor do acionista controlador até que sejam
liquidadas suas obrigações regulatórias.
Pagamentos baseados em ações
A AES Corp., mantém plano de remuneração a colaboradores próprios e de suas controladas, diretas e indiretas,
relacionado com a outorga de instumentos patrimoniais. A concessão desses instrumentos patrimoniais ocorre quando
determinadas condições pre-estabelecidas são atingidas. As ações ou opções de ações concedidas pela AES Corp.
são registradas na Companhia ao valor justo do instrumento patrimonial na data de sua outorga.
De acordo com o ICPC 05 (IFRIC 11), o custo de transações de outorga de títulos patrimoniais é reconhecido no
resultado do período em contrapartida a uma reserva de capital, no patrimônio líquido da Companhia, em conta
específica que indica o compromisso futuro do controlador da Companhia de aportar os recursos necessários para
suportar a outorga das ações e opções de ações da AES Corp. adquiridos pelos funcionários da Companhia e suas
controladas. O aporte dos recursos pela AES Corp. ocorre na entrega das ações para ou no exercício das opções
pelos colaboradores. Ainda de acordo com o ICPC 05 (IFRIC 11), após o aporte dos recursos, a reserva de capital
constituída poderá ser utilizada para aumentar o capital da Companhia em favor da AES Corp.
Reconhecimento da receita
A receita de venda inclui somente os ingressos de benefícios econômicos recebidos e a receber pela entidade. As
quantias cobradas por conta de terceiros, tais como tributos sobre vendas não são benefícios econômicos, portanto,
não estão apresentadas nas Demonstrações dos Resultados. Em atendimento a Deliberação CVM nº. 597, de 15 de
setembro de 2009, a Reconciliação entre a receita bruta e a receita líquida, apresentada nas Demonstrações dos
Resultados, está apresentada em nota explicativa. Uma receita não é reconhecida se houver uma incerteza
significativa sobre a sua realização.
a) Receita de Prestação de Serviços de Distribuição de Energia Elétrica
Os serviços de distribuição de energia elétrica são medidos através da entrega de energia elétrica ocorrida em um
determinado período. Essa medição ocorre de acordo com o calendário de leitura estabelecido pela Companhia. O
faturamento dos serviços de distribuição de energia elétrica é, portanto, efetuados de acordo com esse calendário de
leitura, sendo a receita de serviços registrada à medida em que as faturas são emitidas. Com a finalidade de adequar
as leituras ao período de competência, os serviços prestados entre a data da leitura e o encerramento de cada mês
são registrados através de estimativa.
b) Receita de juros
A receita de juros é reconhecida quando for provável que os benefícios econômicos futuros deverão fluir para a
Companhia e o valor da receita possa ser mensurado com confiabilidade.
A receita de juros é reconhecida pelo método linear com base no tempo e na taxa de juros efetiva sobre o montante do
principal em aberto, sendo a taxa de juros efetiva aquela que desconta exatamente os recebimentos de caixa futuros
estimados durante a vida estimada do ativo financeiro em relação ao valor contábil líquido inicial deste ativo.
c) Contratos de construção
As entidades abrangidas no escopo do ICPC 01 (IFRIC 12) Contratos de Concessão, devem registrar a construção ou
melhoria da infra-estrutura da concessão de acordo com o CPC 17 (IAS11) Contratos de Construção. Os custos da
construção da infra-estrutura efetuados pela Companhia são confiavelmente mensurados. Portanto, as receitas e as
despesas correspondentes a esses serviços de construção são reconhecidas tomando como base a proporção do
trabalho executado até a data do balanço. A perda esperada nos contratos de construção é reconhecida imediatamente
como despesa. Considerando o modelo regulatório vigente o qual não prevê remuneração específica para a construção
ou melhoria da infra-estrutura da concessão e que as construções e melhorias, são substancialmente, executadas
através de serviços especializados de terceiros, e que toda receita de construção está relacionada a construção de
106
infra-estrutura para alcance da atividade fim, ou seja, a distribuição de energia elétrica. A Administração da Companhia
registra a receita de contratos de construção com margem de lucro nula.
Contratos de arrendamento
Os bens relacionados a contratos de arrendamento mercantil cujo controle, riscos e benefícios são substancialmente
exercidos pela Companhia (arrendamento mercantil financeiro) estão registrados como um ativo imobilizado da
Companhia em contrapartida a uma conta do passivo circulante ou não-circulante, conforme o caso. O arrendamento é
reconhecido inicialmente por quantias iguais ao valor justo do bem arrendado ou, se inferior, ao valor presente dos
pagamentos mínimos do arrendamento mercantil, calculado com base na taxa de juros implícita no arrendamento ou
com base na taxa incremental de financiamento da Companhia. Quaisquer custos diretos iniciais do arrendatário,
quando aplicável, são adicionados como parte do custo do ativo. Os bens registrados no ativo imobilizado são
depreciados ou amortizados de acordo com a vida útil-econômica estimada dos bens ou a duração prevista do contrato
de arrendamento, dos dois o menor. Os juros são apropriados ao resultado de acordo com a duração do contrato pelo
método da taxa de efetiva de juros.
Os pagamentos de arrendamento mercantil operacional são reconhecidos como despesas na demonstração do
resultado de forma linear ao longo do prazo do arrendamento mercantil.
Taxas regulamentares
a) Reserva Global de Reversão (RGR)
Encargo do setor elétrico pago mensalmente pelas empresas concessionárias de energia elétrica, com a finalidade de
prover recursos para reversão, expansão e melhoria dos serviços públicos de energia elétrica. Seu valor anual equivale
a 2,5% dos investimentos efetuados pela concessionária em ativos vinculados à prestação do serviço de eletricidade,
limitado a 3,0% de sua receita anual.
b) Conta Consumo de Combustível (CCC)
Parcela da receita tarifária paga pelas distribuidoras relativa aos sistemas interligados com dupla destinação e que tem
o objetivo de: pagar as despesas com o combustível usado nas geradoras térmicas que são acionadas para garantir as
incertezas hidrológicas e; subsidiar parte das despesas com combustível nos sistemas isolados para permitir que as
tarifas elétricas naqueles locais tenham níveis semelhantes aos praticados nos sistemas interligados.
c) Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
Tem o objetivo de promover o desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia produzida, a
partir de fontes alternativas, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, permitindo a universalização do serviço
de energia elétrica. Os valores a serem pagos também são definidos pela ANEEL.
d) Programas de Eficientização Energética (PEE) – Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) – Fundo Nacional de
Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e Empresa de Pesquisa Energética (EPE)
São programas de reinvestimento exigidos pela ANEEL para as distribuidoras de energia elétrica, que estão obrigadas
a destinar, anualmente, 1,3% de sua receita operacional líquida para aplicação nesses programas.
e) Taxa de Fiscalização do Serviço Público de Energia Elétrica (TFSEE)
Os valores da taxa de fiscalização incidentes sobre a distribuição de energia elétrica são diferenciados e proporcionais
ao porte do serviço concedido, calculados anualmente pela ANEEL, considerando o valor econômico agregado pelo
concessionário.
f) Encargo do Serviço 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 pelos
agentes da categoria consumo aos agentes de geração.
Resultado por ação
A Companhia efetua os cálculos do lucro por ação utilizando o número médio ponderado de ações ordinárias e
preferenciais totais em circulação, durante o período correspondente ao resultado, conforme pronunciamento técnico
CPC 41 (IAS 33).
O lucro básico por ação é calculado pela divisão do lucro líquido do período pela média ponderada da quantidade total
de ações em circulação.
O estatuto da Companhia atribui direitos distintos às ações preferenciais e às ordinárias sobre os dividendos.
Consequentemente, o lucro básico e o lucro diluído por ação são calculados pelo método de “duas classes”. O método
de “duas classes” é uma fórmula de alocação do lucro que determina o lucro por ação preferencial e ordinária de
acordo com os dividendos declarados e os direitos de participação sobre lucros não distribuídos.
107
Segmento de negócios
Segmentos operacionais são definidos como atividades de negócio dos quais pode se obter receitas a incorrer em
despesas, cujos resultados operacionais são regularmente revistos pelo principal gestor das operações da entidade
para a tomada de decisões sobre recursos a serem alocados ao segmento e para a avaliação do seu desempenho e
para o qual haja informação financeira individualizada disponível.
Todas as decisões tomadas pela Companhia são baseadas em relatórios consolidados, os serviços são prestados
utilizando-se uma rede integrada de distribuição, e as operações são gerenciadas em bases consolidadas.
Consequentemente, a Companhia concluiu que possui apenas o segmento de distribuição de energia elétrica como
passível de reporte.
Julgamentos, estimativas e premissas contábeis significativas
Na preparação das Demonstrações Contábeis, a Companhia efetua diversas estimativas, as quais foram determinadas
com base em julgamento da Administração e, quando necessário, com base em pareceres elaborados por
especialistas. A Companhia adota premissas derivadas de experiências históricas e outros fatores que entenda como
razoáveis e relevantes nas circunstâncias. As premissas adotadas pela Companhia são revisadas periodicamente no
curso ordinário dos negócios.
A condição financeira e os resultados das operações da Companhia frequentemente requerem o uso de julgamento
quanto aos efeitos de questões inerentemente incertas sobre o valor contábil dos seus ativos e passivos. Os resultados
efetivos podem ser distintos daqueles estimados em razão da ocorrência de variáveis, premissas ou condições
diferentes ou novas em relação àquelas estimadas.
De modo a proporcionar um entendimento de como a Companhia formou seu julgamento sobre eventos futuros,
inclusive as variáveis e premissas utilizadas nas estimativas, incluímos comentários referente a cada prática contábil
crítica descrita a seguir:
a) Benefícios de aposentadoria e outros benefícios pós-emprego
A Companhia patrocina planos de benefícios suplementares de aposentadoria e pensão para seus empregados, exempregados e respectivos beneficiários, com o objeto de suplementar os benefícios garantidos pelo sistema oficial da
previdência social. A Companhia concede também determinados benefícios de assistência à saúde pós-emprego para
seus empregados, ex-empregados e respectivos beneficiários.
O plano de aposentadoria na modalidade benefício definido tem o custo da concessão dos benefícios determinados
pelo Método da Unidade de Crédito Projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, com base em avaliação
atuarial realizada anualmente no final de cada exercício. A avaliação atuarial é elaborada com base em premissas e
projeções de taxas de juros, inflação, aumentos dos benefícios, expectativa de vida, etc. Essas premissas e projeções
são revisadas em bases anuais, ao final de cada período.
O plano de aposentadoria na modalidade contribuição definida não gera qualquer responsabilidade atuarial para a
Companhia.
b) Provisão para Litígios e Contingências
As provisões para litígios e contingências são registradas com base na avaliação de risco efetuada pela Administração
da Companhia com base em relatórios preparados pelos seus consultores jurídicos. Essa avaliação de risco é feita
com base nas informações disponíveis na data de elaboração das Demonstrações Contábeis. Periodicamente, a
Companhia efetua uma revisão dessa avaliação à luz de novas informações surgidas.
c) Perda por redução ao valor recuperável de ativos não financeiros
Uma perda por redução ao valor recuperável existe quando o valor contábil de um ativo ou unidade geradora de caixa
excede o seu valor recuperável, o qual é o maior entre o valor justo menos custos de venda e o valor em uso. O cálculo
do valor justo menos custos de vendas é baseado em informações disponíveis de transações de venda de ativos
similares ou preços de mercado menos custos adicionais para descartar o ativo. O cálculo do valor em uso é baseado
no modelo de fluxo de caixa descontado. Os fluxos de caixa derivam do orçamento para os próximos cinco anos e não
incluem atividades de reorganização com as quais a Companhia ainda não tenha se comprometido ou investimentos
futuros significativos que melhorarão a base de ativos da unidade geradora de caixa objeto de teste. O valor
recuperável é sensível à taxa de desconto utilizada no método de fluxo de caixa descontado, bem como aos
recebimentos de caixa futuros esperados e à taxa de crescimento utilizada para fins de extrapolação. As principais
premissas utilizadas para determinar o valor recuperável da unidade geradora de caixa, incluem análise de
sensibilidade.
d) Impostos diferidos
Existem incertezas com relação à interpretação de regulamentos tributários. A Companhia constitui provisões, com
base em estimativas cabíveis, para prováveis conseqüências de fiscalizações por parte das autoridades fiscais das
respectivas jurisdições em que opera. O valor dessas provisões baseia-se em vários fatores, como experiência em
fiscalizações anteriores e interpretações divergentes dos regulamentos tributários pela entidade tributável e pela
autoridade fiscal responsável. Essas diferenças de interpretação podem surgir numa ampla variedade de assuntos,
dependendo das condições vigentes no respectivo domicílio da companhia.
108
Julgamento significativo da administração é requerido para determinar o valor do imposto diferido ativo que pode ser
reconhecido, com base no prazo provável e nível de lucros tributáveis futuros, juntamente com estratégias de
planejamento fiscal futuras.
e) Provisão para créditos de liquidação duvidosa
O critério referente a análise do risco de crédito para determinação da provisão para créditos de liquidação duvidosa
estão descritas em nota explicativa.
f) Ativo financeiro de concessão
O critério de apuração e atualização do ativo financeiro de concessão está descrito em nota explicativa.
Demonstrações dos fluxos de caixa
As demonstrações dos fluxos de caixa foram preparadas pelo método indireto e estão apresentados de acordo com a
Deliberação CVM nº 547 de 13 de agosto, que aprovou o pronunciamento contábil CPC 03 (IAS 7) – Demonstração
dos Fluxos de Caixa, emitido pelo CPC.
Demonstrações do Resultado
A demonstração do resultado está apresentada por função, e a natureza das despesas e receitas operacionais está
demonstrada na demonstração do valor adicionado – DVA.
10.6. Comentários dos diretores sobre controles internos adotados para assegurar a elaboração de
demonstrações financeiras confiáveis
a.
grau de eficiência de tais controles, indicando eventuais imperfeições e providências adotadas
para corrigi-las
Em sua estrutura, a Companhia conta com a Gerência de Controles Internos, que tem como principais atribuições
garantir a adequada operacionalização dos controles voltados às demonstrações financeiras, bem como auxiliar na
revisão de processos de maneira a assegurar que as políticas, procedimentos e normas internas em geral estabeleçam
controles e níveis de aprovação de desembolsos adequados.
Os principais controles que impactam as demonstrações financeiras da Companhia são revistos a cada quatro meses
com base em testes de eficácia. No caso de identificação de eventuais pontos de melhoria sobre esses controles, a
Companhia elabora um plano de ação com o intuito de implementá-los, com definição de prazos e alocação de
responsabilidades para colocar em prática a melhoria desses controles de forma efetiva.
Outro aspecto relevante de controle interno, diz respeito à segregação de funções, que é objeto de constante
monitoramento através do Sistema GRC.
Com base nessas avaliações e nos relatórios de auditoria, a Companhia entende que o grau de eficiência dos controles
internos adotados para assegurar a elaboração das demonstrações financeiras é satisfatório.
A Companhia conta também com uma Diretoria de Auditoria Interna, que atua em quatro segmentos: operacional,
financeira, tecnologia da informação e forense. A primeira avalia todos os processos e procedimentos ligados à
operação da Companhia, a segunda avalia as demonstrações financeiras, a terceira os controles de segurança da
informação e a investigação de possíveis fraudes e irregularidades, ambas em conformidade com a Lei SarbanesOxley, exigências da legislação brasileira, normas regulatórias do setor elétrico e normas e procedimentos internos.
O plano anual de auditoria é elaborado em conformidade com o resultado da avaliação de riscos e tem como principal
objetivo prover avaliação independente sobre riscos, ambiente de controle e deficiências significativas que possam
impactar as demonstrações financeiras e processos da Companhia. Eventuais deficiências ou não conformidades são
remediadas através de ação estabelecida pelos responsáveis de processos e sua implementação devidamente
acompanhada pela área de Auditoria Interna.
b.
deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor
independente
Os auditores externos da Companhia, durante a execução de seus trabalhos de auditoria das demonstrações
financeiras dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009, não identificaram recomendações ou distorções
em relação aos controles internos da Companhia, que pudessem ser consideradas significativas ou com impactos
sobre as demonstrações financeiras.
10.7. Comentários dos diretores sobre aspectos referentes a eventuais ofertas públicas de distribuição de
valores mobiliários
a. como os recursos resultantes da oferta foram utilizados
Não aplicável
b. se houve desvios relevantes entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação
divulgadas nos prospectos da respectiva distribuição
Não aplicável
109
c. caso tenha havido desvios, as razões para tais desvios
Não aplicável.
10.8. Descrição dos itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras da Companhia
a. os ativos e passivos detidos pela Companhia, direta ou indiretamente, que não aparecem no seu
balanço patrimonial (off-balance sheet items), tais como: i) arrendamentos mercantis operacionais,
ativos e passivos; ii) carteiras de recebíveis baixadas sobre as quais a entidade mantenha riscos e
responsabilidades, indicando respectivos passivos; iii) contratos de futura compra e venda de
produtos ou serviços; iv) contratos de construção não terminada; e v) contratos de recebimentos
futuros de financiamentos
Todos os ativos e passivos detidos pela Companhia estão registrados no balanço patrimonial. A Companhia possui
contratos de compra e venda de produtos e serviços firmados que são registrados à medida que os produtos são
recebidos ou os serviços são realizados. Portanto, não há ativos ou passivos detidos pela Companhia que não aparecem
no balanço patrimonial.
b. outros itens não evidenciados nas demonstrações financeiras
Não há outros itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras consolidadas da Companhia.
10.9. Comentários dos diretores sobre cada um dos itens não evidenciados nas demonstrações financeiras
indicados no item 10.8, indicando: a. como tais itens alteram ou poderão vir a alterar as receitas, as
despesas, o resultado operacional, as despesas financeiras ou outros itens das demonstrações
financeiras da Companhia; b. a natureza e o propósito da operação; e c. natureza e montante das
obrigações assumidas e dos direitos gerados em favor da Companhia em decorrência da operação
Não aplicável.
10.10. Comentário dos diretores sobre principais elementos do plano de negócios da Companhia
a. investimentos, incluindo: i) descrição quantitativa e qualitativa dos investimentos em andamento e
dos investimentos previstos; ii) fontes de financiamento dos investimentos; iii) desinvestimentos
relevantes em andamento e desinvestimentos previstos
Os principais investimentos da Companhia nos últimos anos foram destinados a serviços de atendimento aos
consumidores, a expansão da sua rede, à melhoria da qualidade dos serviços prestados, recuperação de perdas,
manutenção, programas de segurança e em tecnologia da informação, visando ganho de eficiência e o melhor
atendimento a todas as classes de consumo. O quadro a seguir mostra seus investimentos realizados nos três exercícios
encerrados em 31 de dezembro de 2010, 2009 e 2008.
Investimentos (em R$ milhões)
Atendimento ao Cliente
Investimentos Regulatórios
Manutenção
Sistema de Subtransmissão
Investimentos Gerais
Subtotal
Material em depósito
Total 2010
2009
68,3
65,0
15,2
3,8
53,8
42,2
85,8
23,2
21,5
11,2
244,7
145,4
20,5 (3,3)
265,2
142,1
2008
94,1
15,6
44,7
22,8
7,3
184,5
12,3
196,8
Em 2010, 2009 e 2008, a Companhia investiu, respectivamente, R$ 83,5 milhões, R$ 68,8 milhões e R$ 109,7 milhões
em melhorias no serviço de atendimento ao cliente e investimentos regulatórios, R$ 53,8 milhões, R$ 42,2 milhões e
R$ 44,7 milhões em manutenção, R$ 85,8 milhões, R$ 23,2 milhões e R$ 22,8 milhões em sistema de
subtransmissão,e R$ 21,5 milhões, R$ 11,2 milhões e R$ 7,3 milhões em investimentos gerais. A companhia planeja
investir R$ 250,7 milhões em 2011.
b. aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros ativos que devam influenciar materialmente a
capacidade produtiva da Companhia
Não aplicável.
c. novos produtos e serviços, indicando: i) descrição das pesquisas em andamento já divulgadas; ii)
montantes totais gastos pela Companhia em pesquisas para desenvolvimento de novos produtos ou
serviços; iii) projetos em desenvolvimento já divulgados; iv) montantes totais gastos pela Companhia
no desenvolvimento de novos produtos ou serviços
Não aplicável.
10.11. Comentários dos diretores 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 da seção 10 deste Formulário de Referência.
110
11.
Projeções
11.1. Projeções relativas aos 3 últimos exercícios sociais e ao exercício social corrente
a. objeto da projeção
Nos três últimos exercícios sociais e no exercício social corrente a Companhia apresentou projeções sempre quanto a
investimentos. Os valores previstos, no entanto, substituíram os de exercícios anteriores conforme pode ser notado das
tabelas constantes do item 11.1.d. abaixo.
b. período projetado e o prazo de validade da projeção
Projeções para investimentos anuais, divulgadas trimestralmente, com validade até sua concretização ou substituição
por nova projeção.
c. premissas da projeção, com a indicação de quais podem ser influenciadas pela administração da
Companhia e quais escapam ao seu controle
As projeções de investimentos da Companhia baseiam-se principalmente nas seguintes premissas:






Indicadores de crescimento (PIB, inflação, densidade demográfica);
Diagnósticos de rede;
Demanda dos consumidores;
Cronograma das manutenções;
Obrigações regulatórias; e
Iniciativas estratégicas.
Todas as premissas podem ser influenciadas pela administração, exceto os indicadores de crescimento, demanda dos
consumidores e as obrigações regulatórias que escapam ao seu controle.
d. valores dos indicadores que são objeto da previsão
A Companhia informa os montantes de investimentos esperados para o ano corrente, divididos em 2 parcelas:
investimentos com recursos da Companhia e aqueles realizados com recursos dos consumidores. Os valores previstos
referentes aos três últimos exercícios sociais e ao exercício social em curso encontram-se nas tabelas abaixo.
11.2. Projeções sobre a evolução de seus indicadores durante os 3 últimos exercícios sociais
a. projeções que estão sendo substituídas pelas novas projeções incluídas neste formulário
Nos três últimos exercícios sociais e no exercício social corrente a Companhia apresentou projeções sempre quanto a
investimentos. Os valores previstos, no entanto, substituíram os de exercícios anteriores conforme pode ser notado das
111
tabelas constantes do item 11.1.d. “Valores dos indicadores que são objeto de projeção” deste Formulário de
Referência.
b. comparativo dos dados projetados para períodos já transcorridos com o efetivo desempenho dos
indicadores, indicando com clareza as razões que levaram a desvios nas projeções
A comparação dos dados projetados com o efetivo desempenho está demonstrada nas tabelas constantes do item
11.1.d “Valores dos indicadores que são objeto de projeção”, deste Formulário de Referência, comparando-se os dados
da coluna Previsões com os da coluna “Efetivo”.
Para o ano de 2010, a última projeção disponibilizada pela Companhia totalizava R$ 266,5 milhões, e o valor realizado
pela Companhia no período foi de R$ 265,2 milhões, os investimentos foram reduzidos devido,à postergação dos
projetos de novas subestações.
pela Companhia no período foi de R$ 142,1 milhões os investimentos foram reduzidos devido, a postergação dos
pela Companhia no período foi de R$ 196,8 milhões os investimentos foram reduzidos devido, a postergação dos
c. projeções relativas a períodos ainda em curso que permanecem válidas na data de entrega do
formulário e, em caso de substituição, explicar por que elas foram abandonadas ou substituídas
As projeções de investimentos para 2011 permanecem válidas na data de entrega deste Formulário de Referência.
112
12.
Assembleia 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 administração da Companhia é exercida pelo seu conselho de administração, composto de no mínimo 5 e no máximo
11 membros titulares, podendo ser eleito para cada um dos titulares, 1 suplente específico, e pela sua diretoria, que é
composta por, no mínimo 2 e, no máximo 6 membros (sendo um deles denominado Diretor Presidente e os demais de
Diretores), cabendo ao conselho de administração designar o Diretor que exercerá as funções de Diretor de Relações
com Investidores, o qual poderá fazer uso de idêntico título.
Conselho de Administração
Além daqueles previstos em lei como de competência exclusiva do conselho de administração, a prática dos seguintes
atos e a concretização das seguintes operações pela Companhia estão condicionadas à prévia aprovação pelo
conselho de administração: (a) eleição e destituição de Diretores, fixando-lhes as atribuições; (b) fiscalização da gestão
da Companhia, inclusive mediante requisição de informações ou exame de livros e documentos; (c) o relatório da
administração e as contas da diretoria; (d) emissão de notas promissórias com valor mobiliário, fixando as condições
pertinentes a cada operação; (e) outorga, mediante autorização da assembléia geral, de opção de compra de ações a
seus administradores e empregados, ou a pessoas naturais que prestem serviços à Companhia, sem direito de
preferência para os acionistas; (f) a escolha e destituição de Auditores Independentes; (g) outorga de garantias de
qualquer natureza e a assunção de obrigações em nome de terceiros em um valor total anual superior, conjunta ou
separadamente, a R$ 10 milhões, exceto nos casos dos contratos de compra e venda de energia; (h) observadas as
disposições legais e ouvido o conselho fiscal, se em funcionamento, declarar: (I) no curso do exercício social até a
assembléia geral ordinária, dividendos intercalares e/ou intermediários, inclusive a título de antecipação parcial ou total
do dividendo mínimo obrigatório, à conta: (a) de lucros apurados em balanços semestrais, trimestrais ou em períodos
menores de tempo, ou (b) de lucros acumulados ou reserva de lucros existentes no último balanço anual, semestral ou
trimestral; (II) determinar o pagamento de juros sobre o capital próprio; (i) a celebração de quaisquer contratos,
acordos, transações ou associações comerciais ou arranjos de qualquer natureza, bem como suas alterações, com as
sociedades controladoras diretas ou indiretas, controladas ou coligadas dessas; (j) a venda de ações em tesouraria; (k)
a constituição de hipoteca, oneração ou qualquer gravame sobre bens integrantes do ativo permanente da Companhia
de valor total anual superior a R$ 10 milhões; (l) a alienação ou aquisição de qualquer ativo, cujo valor exceda a 5% do
patrimônio líquido (PL) total da Companhia, determinado com base nas demonstrações financeiras auditadas mais
recentes da Companhia; (m) emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações e sem garantia real; (n) os
casos omissos no estatuto da Companhia que lhe forem submetidos pela diretoria ou determinados pela assembléia
geral; (o) em cada exercício, examinar e submeter à decisão da assembléia geral ordinária as demonstrações
financeiras da Companhia, bem como a proposta de distribuição de resultados, anexando pareceres de Auditores
independentes.
Diretoria
Os Diretores desempenharão suas funções de acordo com o objeto social da Companhia e de modo a assegurar a
condução normal de seus negócios e operações com estrita observância das disposições do estatuto social e das
resoluções das assembléias gerais de acionistas e do conselho de administração. Compete à diretoria administrar e
representar a sociedade, com poderes para contrair obrigações, transigir, ceder e renunciar direitos, doar, onerar e
alienar bens sociais, inclusive os integrantes do ativo permanente, sempre observadas as disposições e os limites
aplicáveis e os atos de competência exclusiva do conselho de administração previstos em lei e no estatuto social da
Companhia.
Conselho Fiscal
O conselho fiscal exercerá as atribuições impostas por lei e somente será instalado mediante solicitação de acionistas,
nos termos da lei aplicável e das Instruções da Comissão de Valores Mobiliários – CVM (“CVM”). Na hipótese de ser
instalado o conselho fiscal mediante solicitação em assembléia geral, será composto por, no mínimo, 3 (três) e, no
máximo, 5 (cinco) membros efetivos e seus respectivos suplentes, acionistas ou não, residentes no país, sendo
admitida a reeleição. A Companhia não possui conselho fiscal instalado desde 2003.
b. data de instalação do conselho fiscal, se este não for permanente, e de criação dos comitês
Não aplicável
c. mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê
Não existe processo formal de avaliação dos órgãos ou comitês especificamente. O que existe é uma mecanismos de
avaliação de desempenho individual dos membros da diretoria Estatutária e não Estatutária conforme detalhado no
item 12.1.e.
d. em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais
Compete à diretoria executiva administrar e representar a sociedade, com poderes para contrair obrigações, transigir,
ceder e renunciar direitos, doar, onerar e alienar bens sociais, inclusive os integrantes do ativo permanente. Tais
funções devem ser desempenhadas em acordo com o objeto social da Companhia e de modo a assegurar a condução
normal de seus negócios e em operações com estrita observância das disposições do estatuto social e das resoluções
das assembleias gerais de acionistas e do conselho de administração.
Não há definição ou individualização das responsabilidades dos diretores estatutários no estatuto social da Companhia;
entretanto, informamos abaixo as atribuições dos membros da diretoria executiva:
Britaldo Pedrosa Soares - Diretor Presidente
113
Responsável pelos interesses e direção geral de todos os assuntos do grupo AES no Brasil, visando o retorno do
capital investido, rentabilidade dos ativos, fortalecimento da imagem institucional, desenvolvimento e capacitação dos
colaboradores, aplicação das políticas de Segurança do Trabalho e Meio Ambiente e desenvolvimento de novos
negócios de curto, médio e longo prazo, dentro das diretrizes estabelecidas e expectativas dos acionistas.
Jorge Luiz Busato - Diretor Vice-Presidente
Responsável pela definição de estratégias para a área de distribuição, alinhadas às da organização, que assegurem a
sustentabilidade dos negócios da AES no Brasil, através da obtenção de resultados operacionais, comerciais e
financeiros.
Antonio Carlos de Oliveira - Diretor Geral
Definir estratégias para as atividades de Distribuição e Transmissão de Energia, alinhadas às da organização, que
assegurem a sustentabilidade dos negócios da Companhia, através da obtenção de resultados operacionais,
comerciais, financeiros e de responsabilidade social.
Eduardo Girardi - Diretor de Operações
Responder técnica e estrategicamente pela gestão das atividades relacionadas aos serviços operacionais e de
manutenção do sistema de distribuição e transmissão de energia e o atendimento comercial na área de concessão da
Companhia.
Rinaldo Pecchio Junior - Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Compete ao Diretor de Relações com Investidores, dentre outras atribuições que lhe venham a ser estabelecidas,
representar a Companhia nas relações com os mercados de capitais e financeiro, interno e externo, responsabilizandose pela prestação de informações à Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) e às bolsas de valores. Responsável
pela política e estratégia de captação de recursos financeiros necessários à operação da Companhia, gerenciando o
fluxo de caixa. Responsável pelo relacionamento com os investidores e com os agentes financeiros do mercado em
geral. Responsável pela Arquitetura Tecnológica de Informações e de Infra-estrutura da Companhia e do grupo AES no
Brasil.
Giovani Ferreira Cruz - Diretor Comercial e Regulatório
Responder estrategicamente pela gestão das atividades relacionadas aos serviços comerciais, serviços de suporte
administrativos e de atendimento a clientes públicos e privados da área de concessão da Companhia.
e. mecanismos de avaliação de desempenho dos membros do conselho de administração, dos comitês
e da diretoria.
O processo de avaliação de desempenho dos diretores estatutários e não estatutários da Companhia está alinhado
com suas estratégias, definição de objetivos e indicadores estratégicos (mapa estratégico) e metas de performance.
Essas metas são desdobradas para cada diretor (estatutário e não estatutários) e são elaborados contratos de gestão
individuais que são validados e acompanhados mensalmente. No final do ano, é feita uma avaliação completa do
atingimento dos objetivos (da Companhia e individuais).
As avaliações dos diretores estatutários e não estatutários, são revisadas e validadas pela controladora, The AES
Corporation em dois fóruns distintos: no Comitê da América Latina e, posteriormente, no Comitê Global. Não existe
processo formal de avaliação de desempenho para os membros da administração, tampouco para os membros dos
conselhos de administração e fiscal e comitês ligados aos órgãos da administração.
Atrelado a esse processo de avaliação de desempenho dos diretores estatutários e não estatutários, temos uma
política de remuneração variável baseada em metas empresariais qualitativas e quantitativas. Dessa forma, a
Companhia busca atribuir aos seus executivos incentivos de médio e longo prazo, que objetivam alinhar os interesses
de todas as partes relacionadas. Entre as metas, a Companhia destaca o acompanhamento do seu resultado
mensurado pelo fluxo de caixa, EBITDA, lucro líquido, dentre outros, além de resultados operacionais como DEC, FEC,
Perdas Totais, Satisfação dos Clientes, etc. Outra meta que é mensurada é a performance em segurança,
considerando o número de acidentes com pessoal próprio, terceiros, com o público e afastamentos.
Como há um vínculo forte com resultados de curto e longo prazo, a Companhia assegura uma prática de remuneração
sustentável, sem comprometimento de quaisquer outros investimentos.
12.2. Regras, políticas e práticas relativas às assembléias gerais
a. prazos de convocação
De acordo com a Lei das Sociedades por Ações (“Lei nº 6.404/76”), as assembléias gerais da Companhia são
convocadas mediante anúncio publicado por 3 vezes no Diário Oficial do Estado do Rio Grande do Sul, bem como em
outro jornal de grande circulação. A primeira convocação deve ser feita, no mínimo, 15 dias antes da realização da
assembléia geral, e a segunda convocação deve ser feita com, no mínimo, 8 dias de antecedência. A CVM poderá,
todavia, a pedido de qualquer acionista e ouvida a Companhia, em determinadas circunstâncias, requerer que a
primeira convocação para suas assembléias gerais seja feita até 30 dias antes da realização da respectiva assembléia
geral.
b. competências
Nos termos da Lei nº 6.404/76, compete privativamente à assembléia geral de Acionistas deliberar sobre as seguintes
matérias, sem prejuízos de outras matérias de sua competência: (i) reformar o estatuto social da Companhia; (ii) eleger
ou destituir, a qualquer tempo, os membros do conselho de administração e do conselho fiscal da Companhia,
114
ressalvado o disposto no inciso II do artigo 142 da Lei nº 6.404/76; (iii) tomar, anualmente, as contas dos
administradores e deliberar sobre as demonstrações financeiras por eles apresentadas; (iv) autorizar a emissão de
debêntures, ressalvado o disposto no § 1º do artigo 59 da Lei nº 6.404/76; (v) suspender o exercício dos direitos do
acionista, nos termos do artigo 120 da Lei nº 6.404/76; (vi) deliberar sobre a avaliação de bens com que o acionista
concorrer para a formação do capital social; (vii) autorizar a emissão de partes beneficiárias; (viii) deliberar sobre
transformação, fusão, incorporação e cisão da companhia, sua dissolução e liquidação, eleger e destituir liquidantes e
julgar-lhes as contas e; (ix) 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
Os documentos estarão disponíveis na sede da Companhia, na Rua Dona Laura 320, 14º andar, na Cidade de Porto
Alegre, Estado do Rio Grande do Sul e nos endereços eletrônicos (web sites) da Companhia (www.aessul.com.br), da
CVM (www.cvm.gov.br) e da BM&FBovespa (www.bmfbovespa.com.br).
d. identificação e administração de conflitos de interesses
A Companhia informa que não possui qualquer mecanismo ou política de identificação e solução de conflitos de
interesse além daqueles impostos por lei. A Companhia solucionará eventuais conflitos de interesse de maneira
individualizada, conforme sua necessidade.
e. solicitação de procurações pela administração para o exercício do direito de voto
A Companhia admite o exercício do direito de voto por procuração desde que o representante outorgado esteja
validamente constituído e que a procuração contenha o voto a ser proferido.
f.
formalidades necessárias para aceitação de instrumentos de procuração outorgados por acionistas,
indicando se o emissor admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico
Para fins de legitimação e representação, o acionista ou seu representante legal deverá comparecer à assembléia geral
munido (i) de documentos hábeis à comprovação de sua identidade; e (ii) de comprovante expedido pela instituição
financeira depositária das ações escriturais de sua titularidade ou em custódia, na forma do artigo 126 da Lei nº 6.404/76.A
Companhia ainda não admite procurações outorgadas 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.
h. transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembléias
A Companhia não transmite ao vivo vídeo e/ou áudio das assembléias gerais.
i.
mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por
acionistas
Não há atualmente mecanismos destinados a permitir a inclusão de propostas formuladas por acionistas na ordem do
dia.
12.3. Datas e jornais de publicação
2010
Data(s) de
a) aviso aos
publicação em
acionistas
jornais
comunicando a
disponibilização
das demonstrações
Jornal de
financeiras
publicação
b) convocação da
Assembleia Geral
Ordinária que
apreciou as
demonstrações
financeiras
Data(s) de
publicação em
jornais
Jornal de
publicação
Diário Oficial do Estado
do Rio Grande do Sul,
Valor Econômico
Nacional e Jornal do
Comércio do Rio Grande
do Sul.
15,16 e 19 de abril de
2010
Valor Econômico
do Sul.
115
2009
2008
-
-
Diário Oficial do Estado do
Rio Grande do Sul, Valor
Econômico Nacional e
Jornal do Comércio do Rio
Grande do Sul.
Valor Econômico
do Sul.
2009
2008
Grande do Sul.
Valor Econômico
do Sul.
c) ata da
Assembleia Geral
Ordinária que
apreciou as
demonstrações
financeiras
Data(s) de
publicação em
jornais
Jornal de
publicação
Data(s) de
publicação em
jornais
demonstrações
financeiras
Jornal de
publicação
31 de maio de 2011
Valor Econômico
do Sul.
15 e 16 de março de
2010
Valor Econômico
do Sul.
-
-
Grande do Sul.
Valor Econômico
do Sul.
31 de março de 2009
20 de março de 2008
Grande do Sul.
Valor Econômico
do Sul.
12.4. Regras, políticas e práticas relativas ao conselho de administração
O conselho de administração, eleito pela assembléia geral, é composto de, no mínimo 05 (cinco) e, no máximo, 11
(onze) membros titulares, podendo ser eleito para cada um dos titulares 1 (um) suplente específico, que substituirão os
efetivos em seus impedimentos eventuais, todos acionistas da Companhia e residentes ou não no país, observada a
legislação vigente, com mandato de 02 (dois) anos, sendo permitida a reeleição. Os mandatos dos membros que
atualmente compõem o conselho de administração da Companhia se encerrarão na assembléia geral ordinária que
deliberará sobre as demonstrações financeiras referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2010.
O acionista controlador deverá assegurar que um (01) membro titular do conselho de administração, e seu respectivo
suplente, seja livremente indicado pelos empregados da Companhia. O processo de eleição do representante dos
empregados será coordenado pelo sindicato representativo da maioria dos respectivos empregados.
As decisões do conselho de administração serão tomadas pelo voto da maioria dos presentes à reunião, observadas,
quando aplicáveis, as condições estabelecidas para o exercício do voto dos Conselheiros previstas no artigo 118, § 8º
e § 9º da Lei No. 6.404/76.
Em caso de vacância do cargo de membro titular do conselho de administração, o respectivo suplente assumirá o
cargo. Na falta do respectivo suplente, o substituto será nomeado pelos conselheiros remanescentes, servindo até a
primeira assembléia geral. Se ocorrer vacância da maioria dos membros titulares do conselho de administração, a
assembléia geral será convocada para proceder a uma nova eleição.
O Presidente do conselho de administração será substituído, nos seus impedimentos temporários, pelo VicePresidente, ou, na falta deste, por outro conselheiro indicado pelo Presidente do conselho e, não havendo indicação,
por escolha dos demais membros do conselho.
No caso de vaga do cargo de Presidente do conselho, assumirá o Vice-Presidente, que permanecerá no cargo até que
o conselho escolha o seu titular, cumprindo, o substituto, gestão pelo prazo remanescente.
Dentre os membros efetivos do conselho de administração será escolhido o Presidente da Companhia.
Os nomes, os cargos e a data de nomeação de cada um dos atuais membros do conselho de administração estão
detalhados no item 12.6 Administradores e membros do conselho fiscal da Companhia deste documento.
a. frequência das reuniões
O conselho de administração reunir-se-á, ordinariamente, nas datas previstas no calendário anual e,
extraordinariamente, sempre que convocado pelo seu Presidente, e na ausência desse, pelo Vice-Presidente. As
reuniões do conselho de administração somente serão consideradas validamente instaladas, em primeira convocação,
com a presença da totalidade de seus membros titulares ou suplentes e, em segunda convocação, com a presença de
metade mais um de seus componentes, titulares ou suplentes
As reuniões do conselho de administração serão convocadas por escrito, chamada telefônica, fonográfica, telegráfica,
fax ou por meio informatizado, com antecedência mínima de 05 (cinco) dias úteis, com apresentação da data, horário e
local da reunião, bem como da pauta dos assuntos a serem tratados.
A presença da totalidade dos membros do conselho de administração, titulares ou suplentes, a qualquer reunião
convalesce a insuficiência ou irregularidade da convocação.
Os membros do conselho de administração poderão participar de qualquer reunião do conselho de administração por
meio de vídeo conferência ou conferência telefônica, e tal participação será considerada presença pessoal em referida
116
reunião. Neste caso, os membros do conselho de administração que participaram da reunião por meio de vídeo
conferência ou conferência telefônica deverão assinar a original da respectiva ata lavrada em livro próprio.
As reuniões do conselho de administração dos 3 últimos exercícios sociais foram realizadas nas datas e horários abaixo:
2010
2009
2008
01.12.2010
15.12.2009
17.12.2008
11h00
15h30
10h00
03.11.2010
11.11.2009
01.12.2008
10h00
14h30
09h00
04.10.2010
22.10.2009
31.10.2008
09h00
16h00
09h00
01.09.2010
24.09.2009
19.03.2008
09h00
09h30
09h00
04.08.2010
12.08.2009
10h00
14h00
06.07.2010
22.07.2009
14h00
16h00
31.05.2010
17.06.2009
14h00
15h30
12.05.2010
12.05.2009
15h00
10h00
16.04.2010
08.04.2009
11h00
17h00
07.04.2010
26.03.2009
09h30
16h00
10.03.2010
15.01.2009
16h00
14h00
-
-
-
-
-
-
09.02.2010
-
-
10h00
b. disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou vinculação ao exercício do direito
de voto de membros do conselho, se aplicável
Não aplicável
c. regras de identificação e administração de conflitos de interesses
De acordo com o disposto na Lei nº 6.404/76, é vedado ao conselheiro:
Realizar qualquer ato de liberalidade às custas da Companhia, bem como tomar por empréstimo recursos
ou bens da Companhia ou usar, em proveito próprio, de sociedade em que tenha interesse ou de terceiros,
os bens, serviços ou crédito da Companhia, sem prévia autorização da assembleia geral ou do conselho de
administração;
Receber, em razão do exercício de seu cargo, qualquer tipo de vantagem pessoal direta ou indireta de
terceiros, sem autorização estatutária ou concedida através de assembleia geral;
Contratar com a Companhia em condições não razoáveis ou não equitativas, diferentes das que
prevaleceriam se a Companhia contratasse no mercado ou com terceiros; e
Intervir em qualquer posição social em que tiver interesse conflitante com o da Companhia, ou nas
deliberações que a respeito tomarem os demais administradores da Companhia, cumprindo-lhe cientificá-los
do seu impedimento e fazer consignar em ata a natureza e a extensão do seu interesse;
Usar, em benefício próprio ou de outrem, com ou sem prejuízo para a Companhia, as oportunidades
comerciais de que tenha conhecimento em razão do exercício de seu cargo;
Omitir-se no exercício ou proteção de direitos da Companhia ou, visando à obtenção de vantagens, para si
ou para outrem, deixar de aproveitar oportunidades de negócio de interesse da Companhia; e
117
Adquirir, para revender com lucro, bem ou direito que sabe necessário à Companhia, ou que esta tencione
adquirir.
A Lei nº 6.404/76 não permite ainda que seja eleito para o conselho de administração, salvo dispensa pela assembleia
geral, aquele que (i) ocupar cargo em sociedades consideradas concorrentes da Companhia; ou (ii) tiver interesse
conflitante com a Companhia.
A Companhia não possui mecanismos ou políticas para identificação e solução de conflito de interesse e caso estes se
apresentem, eles são resolvidos individualmente, conforme a necessidade.
12.5. Cláusula compromissória inserida no estatuto para a resolução dos conflitos entre acionistas e entre
estes e o emissor por meio de arbitragem, se aplicável
Não aplicável.
118
12.6. Administradores e membros do conselho fiscal da Companhia
Nome
Data de
Nascimento
Idade
(anos)
Outros cargos ou
funções exercidos na
Companhia
Indicação se foi
eleito pelo
controlador ou
não
Profissão
CPF (CPF) ou
Passaporte
(PAS)
Cargo Eletivo
Ocupado
Data de eleição
Data da
posse
Prazo de
mandato
Engenheiro
6.975.895
(PAS)
Conselheiro de
Administração Efetivo
(Presidente)
29.04.2011
02.05.2011
Até AGO de
2013
N/A
Sim
102.374.638-73
(CPF)
Conselheiro de
Administração
Suplente
29.04.2011
02.05.2011
Até AGO de
2013
N/A
Sim
Francisco
José Morandi
López
12.12.1967
43
Ricardo de
Abreu
Sampaio
Cyrino
05.07.1965
45
Britaldo
Pedrosa
Soares
11.04.1956
55
Engenheiro
360.634.796-00
(CPF)
Conselheiro de
(Vice-Presidente)
29.04.2011
02.05.2011
Até AGO de
2013
Diretor Presidente
Sim
Gustavo
Duarte
Pimenta
20.06.1978
32
Economista
035.844.246-07
(CPF)
Conselheiro de
Administração
Suplente
29.04.2011
02.05.2011
Até AGO de
2013
N/A
Sim
Marco
Antonio De
La Rosa
Ascanio
07.05.1968
Conselheiro de
02.05.2011
Até AGO de
2013
N/A
Sim
Engenheiro
C1882752
(PAS)
29.04.2011
43
Sheilly Caden
Contente
23.07.1955
55
Engenheira
074.896.175-53
(CPF)
29.04.2011
02.05.2011
Até AGO de
2013
N/A
Sim
Jorge Luiz
Busato
11.01.1957
54
Engenheiro
266.920.900-91
(CPF)
Conselheiro de
29.04.2011
02.05.2011
Até AGO de
2013
Diretor VicePresidente
Sim
04.12.1958
52
Engenheiro
007.690.628-06
(CPF)
Conselheiro de
Administração
Suplente
29.04.2011
02.05.2011
Até AGO de
2013
N/A
Sim
18.06.1965
45
Advogado
890.310.677-68
(CPF)
Conselheiro de
29.04.2011
02.05.2011
Até AGO de
2013
N/A
Sim
Airton Ribeiro
de Matos
22.05.1960
50
Contador
031.093.858-99
(CPF)
29.04.2011
02.05.2011
Até AGO de
2013
N/A
Sim
Andrew
Martin Vesey
14.05.1955
55
Economista
29.04.2011
02.05.2011
Até AGO de
2013
N/A
Sim
29.04.2011
02.05.2011
Até AGO de
2013
N/A
Sim
29.04.2011
02.05.2011
Até AGO de
2013
O Representante
dos Empregados é
eleito com as
ações do
Controlador
Roberto
Mario Di
Nardo
Pedro de
Freitas
Almeida
Bueno Vieira
Engenheiro
017382663
(PAS)
Cibele Castro
04.11.1965
45
Psicóloga
070.025.358-03
(CPF)
Delamar
César
Pinheiro
Ribeiro
27.07.1956
54
Advogado
215.887.240-34
(CPF)
Conselheira de
Administração
Suplente
Conselheiro de
Administração
Suplente
Conselheiro de
Conselheira de
Administração
Suplente
Conselheiro de
119
Não
Diretoria
Nome
Idade
Profissão
CPF ou nº.
Passaporte
Cargo eletivo ocupado
Data da
eleição
Data da
Posse
Prazo do
mandato
Outros cargos ou funções
exercidos no emissor
Indicação se foi
eleito pelo
controlador ou
não
Britaldo
Pedrosa
Soares
54
Engenheiro
360.634.796-00
(CPF)
Diretor – Presidente
15/12/2009
15/12/2009
15/12/2011
Conselheiro de Administração
Sim
Engenheiro
266.920.900-91
(CPF)
Diretor Vice- Presidente
15/12/2009
15/12/2009
15/12/2011
Conselheiro de Administração
Sim
Jorge Luiz
Busato
54
Antonio
Carlos de
Oliveira
56
Administrador
394.083.967-15
Diretor Geral
15/12/2009
15/12/2009
15/12/2011
Não se aplica
Sim
Eduardo
Girardi
40
Engenheiro
573.638.389-68
Diretor de Operações
15/12/2009
15/12/2009
15/12/2011
Não se aplica
Sim
Rinaldo
Pecchio
Júnior
48
Economista
057.467.688-04
Diretor Financeiro e de
Relações com Investidores
09.02.2010
09.02.2010
15/12/2011
Não se aplica
Sim
Giovani
Ferreira
Cruz
39
Engenheiro
564.164.310-68
Diretor Comercial
15/12/2009
15/12/2009
15/12/2011
Não se aplica
Sim
Conselho Fiscal
Não se aplica. A Companhia não possui Conselho Fiscal instalado desde 2003.
12.7. Membros dos comitês estatutários, comitês de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração
Não aplicável.
12.8. Administradores e membros do conselho fiscal
a. Currículos dos candidatos ao Conselho de Administração
Francisco José Morandi Lopez
Membro do conselho de administração (Presidente)
Francisco José Morandi Lopez é Presidente do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de
Energia S.A. desde dezembro de 2010. É bacharel em Engenharia Civil, com Pós-Graduação em Finanças
Corporativas e Mestre em Administração de Empresas pela Universidad Metropolitana, em Caracas, Venezuela. É
atualmente: (i) Diretor dos Assessores do Presidente Regional da AES na América Latina e África e exerce tal cargo
desde dezembro de 2008; (ii) Presidente do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia
S.A. e AES Elpa S.A., ambas companhias abertas, e AES Communications Rio de Janeiro S.A. (companhia fechada),
(iii) membro do conselho de administração da AES Tietê S.A., e (iv) membro do conselho de administração da
Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., Companhia Brasiliana de Energia, AES Chivor & Cia. SCA
ESP e AES Panamá S.A., todas companhias abertas. Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes
funções: (i) Diretor Vice-Presidente de Implementação de Estratégia da The AES Corporation de maio de 2007 até
novembro de 2008; (ii) Diretor Vice-Presidente de Transformação dos Negócios Mundiais da The AES Corporation de
maio de 2006 até abril de 2007; (iii) cumulou as Diretorias de Transformação dos Negócios Mundiais do Grupo e de
Desenvolvimento dos Serviços Integrados do Grupo AES de outubro de 2004 até julho de 2006; e (iv) trabalhou na
AES Electricidad de Caracas (EDC) de janeiro de 1999 até outubro de 2004, tendo atuado como Diretor de
Planejamento Estratégico de setembro de 2003 até setembro de 2004. Foi: (i) Líder Financeiro, Tecnológico e de
Serviços Comerciais do Grupo AES de julho de 2002 até agosto de 2003; (ii) Líder da equipe de Telecomunicações do
Grupo AES, com foco em finanças e estratégia de junho de 2000 até julho de 2002; e (iii) Assistente da Gerência do
Departamento de Valorização dos Negócios de janeiro de 1999 até maio de 2000. Antes de ingressar no Grupo AES,
trabalhou para EISCA (instituição financeira fechada) na Venezuela, tendo atuado como: Diretor Interino de novembro
de 1996 até dezembro de 1998 e como Gerente do Departamento de Consultoria de agosto de 1995 até outubro de
1996. Trabalhou como consultor na BM-E Interfunding (instituição financeira fechada na Venezuela) de outubro de
1993 até julho de 1995, e como Gerente de Projeto na CEI Venezolana de abril de 1991 até outubro de 1993.
120
Ricardo de Abreu Sampaio Cyrino
Membro do conselho de administração (suplente)
Ricardo de Abreu Sampaio Cyrino é membro suplente do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha
de Energia S.A. desde abril de 2011. É formado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Itajubá em Minas
Gerais, com MBA em Energia pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo (em novembro de 2005), e
participou em diversos programas de educação executiva, dentre os quais o AES Finance Leadership Development
Program em Darden Graduate School of Business Administration, University of Virginia (em novembro de 2009), o AES
Leadership Development Program também em Darden Graduate School of Business Administration (junho de 2005).
Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, as seguintes funções: (i) Diretor de Suprimento de Energia da Eletropaulo
Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (companhia aberta), de outubro de 2003 a agosto de 2009; (ii) Gerente de
Suprimento de Energia da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., de abril de 2001 a setembro de
2003; e (iii) Gerente de Operações da ASMAE - Administradora de Serviços do Mercado Atacadista de Energia
Elétrica, de julho de 1999 a abril de 2001.
Britaldo Pedrosa Soares
Membro do conselho de administração (Vice-Presidente)
Britaldo Pedrosa Soares é Diretor Presidente da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. desde dezembro de
2007 e Vice-Presidente do conselho de administração desde abril de 2008. É bacharel em Engenharia Metalúrgica pela
Universidade Federal de Minas Gerais, com pós-graduação em Engenharia Econômica e Financeira na Fundação Dom
Cabral (Minas Gerais) e participou em diversos programas de educação executiva, dentre os quais o Senior Executive
Program na Darden School of Business – University of Virginia. Atualmente é: (i) Diretor Presidente da AES Tietê S.A.
(companhia aberta) e Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (companhia aberta); (ii) Diretor
Presidente e Relações com Investidores da Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta) e AES Elpa S.A.
(companhia aberta); e (iii) membro do conselho de administração da Companhia Brasiliana de Energia, AES Elpa S.A.,
Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., Diretor Presidente da AES Tietê S.A., AES Gener S.A.
(companhia aberta no Chile), da AES Communications Rio de Janeiro S.A. (companhia fechada), da AES Uruguaiana
Empreendimentos S.A. (companhia fechada), do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS desde abril de 2008, do
Instituto Brasileiro de Executivos de Finanças de São Paulo - IBEF desde janeiro de 2011 e da Câmara Americana de
Comércio desde janeiro de 2011. Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretor
Financeiro e de Relações com Investidores da Jarí Celulose S.A. (companhia fechada que atua no setor de papel para
embalagens), Elektro Eletricidade e Serviços S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e
transmissão de energia), Aços Villares S.A. (companhia aberta), AES Tietê S.A. e Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de São Paulo S.A.; (ii) Diretor Vice-Presidente Financeiro e de Governança Corporativa da Prisma Energy
International (holding de participação em empresas do ramo de energia elétrica e gás), com atuação no Brasil, Bolívia e
Argentina, de janeiro de 2004 até agosto de 2005; (iii) Diretor de Relações com Investidores da Companhia Brasiliana
de Energia de fevereiro de 2006 até junho de 2007; e (iv) membro do Conselho de Administração da Companhia
Energética de Minas Gerais – CEMIG (companhia aberta) de abril de 2008 até janeiro de 2011.
Gustavo Pimenta
Gustavo Duarte Pimenta é membro suplente do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de
Energia S.A. desde fevereiro de 2010. É bacharel em Ciências Econômicas pela Universidade Federal de Minas Gerais
- UFMG e mestrando profissional em Economia e Finanças pela Fundação Getúlio Vargas - FGV, São Paulo. Gustavo
Duarte Pimenta participou de diversos programas de desenvolvimento, entre eles o Treinamento para Associates de
Banco de Investimentos (Citi) e Precificação de Opções Exóticas - New York University. Gustavo Pimenta é: (i) Diretor
de Suporte à Gestão da AES no Brasil desde outubro de 2009; (ii) Membro suplente do conselho de administração da
AES Tietê S.A. (companhia aberta) desde fevereiro de 2010; e (iii) Membro suplente do conselho de administração da
AES Elpa S.A. (companhia aberta) desde dezembro de 2010. Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, a função
de Vice-Presidente de Estratégia e M&A Corporativo do CITIGROUP, em Nova York, de setembro de 2007 a setembro
de 2009 e participou de um programa global de desenvolvimento de talentos com duração de 18 meses com rotação
na área de negócios de junho de 2006 a setembro de 2007. Antes disso foi: (i) Gerente Sênior no CITIGROUP de
janeiro de 2004 a junho de 2006; (ii) Auditor Sênior na KPMG de setembro de 2001 a janeiro de 2004; e (iii) Analista de
Crédito no Banco Mercantil do Brasil de fevereiro de 1999 a agosto de 2001.
Marco Antonio De La Rosa Ascanio
Membro do conselho de administração (efetivo)
Marco Antonio De La Rosa Ascanio é membro efetivo do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha
de Energia S.A. desde abril de 2009. É graduado em Engenharia Elétrica, possui mestrado em Ciências Políticas pela
Universidade Simon Bolívar e em Administração e Negócios pela Universidade Metropolitana de Caracas/Venezuela.
Marco é atualmente Chief Executive Officer da AES Dominicana desde 2007. Nos últimos cinco anos, além dessa,
exerceu as seguintes funções: (i) Diretor de Operações da América Latina e Diretor Global de Assuntos Regulatórios
da The AES Corporation, em Arligton na Virgínia (de 2005 a 2007); (ii) Vice-Presidente Executivo de La Eletricidad, em
121
Caracas na Venezuela; (iii) Membro do conselho de administração de algumas empresas do setor na América Latina e
África, incluindo Sonel EDC, na Venezuela e nos Camarões; e (iv) Professor na área de “Economia da Energia e
Regulação” na Universidade Central Venezuelana.
Sheilly Caden Contente
Sheilly Caden Contente é membro suplente do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia
S.A. desde abril de 2009. É graduada em engenharia elétrica pela Universidade Federal da Bahia – UFBA, pósgraduada em Sistema de Potência pela Escola de Engenharia de Itajubá (EFEI) de Minas Gerais em 1983 e concluiu o
Curso de Especialização em Regulação, pelo “International Training Program of Utility Regulation and Strategy”.
Atualmente é: (i) Diretora da AES Tietê S.A. (companhia aberta) desde janeiro de 2008; (ii) Diretora Vice-Presidente da
Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (companhia aberta) desde janeiro de 2008; e (iii) membro do
conselho de administração da AES Elpa S.A. (companhia aberta) e AES Uruguaiana Empreendimentos S.A.
(companhia fechada). Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretora de Assuntos
Regulatórios da Companhia Energética do Maranhão (companhia aberta que atua na distribuição de energia elétrica)
de julho de 2004 a julho de 2006; e (ii) Diretora da SCCONSULT - Consultoria em Energia e Regulação de agosto de
2006 a dezembro de 2007.
Jorge Luiz Busato
Jorge Luiz Busato é diretor Vice-Presidente da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. desde março de 2009 e
conselheiro de administração efetivo desde abril de 2008. É formado em Engenharia Elétrica pela Pontifícia
Universidade Católica do Rio Grande do Sul com pós-graduação em Administração de Empresas na Fundação Getúlio
Vargas do Estado do Rio de Janeiro. Atualmente é: (i) Vice-Presidente de Distribuição da Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de São Paulo S.A. (companhia aberta); e (ii) membro do conselho de administração da AES Elpa S.A. e
AES Tietê S.A., ambas companhias abertas. Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i)
Vice-Presidente de Geração e Gestão de Energia da AES Tietê S.A. de março de 2008 a fevereiro de 2009; (ii) VicePresidente de Operações da AES El Salvador e Presidente das empresas AES Eden e AES Edes na Argentina; (iii)
Diretor Presidente da AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. (companhia fechada); (iv) Diretor da AES Infoenergy
Ltda. (sociedade limitada comercializadora de energia elétrica) de fevereiro de 2005 a janeiro de 2008; e (v)
conselheiro de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. de abril de 2008 até março
de 2009.
Roberto Mario Di Nardo
Roberto Mario Di Nardo é conselheiro de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. desde março
de 2006. É bacharel em Engenharia Eletricista pela Faculdade de Engenharia de São Paulo e em Administração de
Empresas pela Universidade São Judas. Possui especialização em manutenção de Subestações pela Escola Federal
de Engenharia de Itajubá e em ambiente regulatório, institucional e organizacional do setor elétrico pela
USP/UNICAMP/EFEI, bem como MBA em Marketing de Serviços pela USP. Atualmente é: (i) Diretor Executivo
Comercial da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (companhia aberta) desde abril de 2010; e (ii)
Membro do conselho de administração da AES Elpa S.A., AES Tietê S.A. e Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de
São Paulo S.A., todas companhias abertas, e AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. (companhia fechada). Nos
últimos cinco anos, exerceu além destas, as seguintes funções: (i) Diretor de Operações da Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de São Paulo S.A. de janeiro de 2007 a abril de 2010, responsável pelas áreas: Regionais Norte, Oeste,
Sul, Leste e ABC, Diretoria de Tecnologia e Serviços e Diretoria de Engenharia e planejamento e Operações; (ii)
Diretor Geral da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. de outubro de 2007 a julho de 2006; (iii) Diretor VicePresidente da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. de julho de 2006 a setembro de 2003; (iv) VicePresidente de Regulação e Relações Institucionais da holding EDP Brasil (holding de participação em empresas de
geração, distribuição e transmissão de energia elétrica, Brasil, companhia aberta) em 2003. Participou da equipe de
“Take Over” do Grupo EDP, na avaliação das empresas de Distribuição de Energia Elétrica dos Estados do Espírito
Santo - Escelsa e do Mato Grosso do Sul - Enersul, ambas companhias abertas que atuam na distribuição de energia
elétrica no Brasil, em 2003. Atuou na empresa de capital aberto EDP – Energias do Brasil S.A. de junho de 1999 até
agosto de 2003 e na VBC Energia S.A. de setembro de 1998 até maio de 1999. Em 1998 atuou como Consultor
Técnico da Presidência na VBC Energia (holding de participação em empresas de distribuição, geração e
comercialização de energia elétrica, Brasil, Aberta). Em 1996 foi Assistente da Presidência na Eletropaulo
Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A..
Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira
Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira é membro efetivo do conselho de administração da AES Sul Distribuidora
Gaúcha de Energia S.A. desde abril de 2008. É bacharel em Direito pela Universidade Santa Úrsula, Rio de Janeiro,
com mestrado em Jurisprudência Comparativa pela Universidade de Nova York, EUA e MBA In-House Universidade
122
AMBEV. Atualmente é: (i) Diretor Vice-Presidente de Assuntos Legais e responsável pela área de Ética e Compliance
da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (companhia aberta) desde junho de 2008; (ii) VicePresidente de Assuntos Legais do grupo AES no Brasil desde maio de 2006; (iii) Diretor da AES Elpa S.A., AES Tietê
S.A. e Companhia Brasiliana de Energia, ambas companhias abertas; (iv) membro do conselho de administração da
Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., Companhia Brasiliana de Energia, AES Elpa S.A., AES Tietê
S.A., AES Communications Rio de Janeiro S.A. (companhia fechada) e AES Uruguaiana Empreendimentos S.A.
(companhia fechada). Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as seguintes funções: (i) Diretor Jurídico da Tetra
Pak Ltda. (sociedade que atua no setor de embalagens de líquidos e alimentos processados), de abril de 2003 até abril
de 2006; e (ii) Gerente Jurídico da AMBEV (companhia aberta que atua no setor de bebidas) de março de 1999 a
agosto de 2003.
Airton Ribeiro de Matos
Airton Ribeiro de Matos é membro suplente do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia
S.A. desde abril de 2008. É bacharel em Ciências Contábeis pela FAE e possui MBA em Finanças Corporativas pelo
IBMEC de São Paulo. Atualmente é (i) Diretor de Controladoria Corporativa do Grupo AES no Brasil desde outubro de
2006; e (ii) membro do conselho de administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta), AES Elpa S.A. (companhia
aberta), Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (companhia aberta) e AES Uruguaiana
Empreendimentos S.A. (companhia fechada). Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, a função de Controller da
Elektro Eletricidade e Serviços S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de
energia), de abril de 2003 até setembro de 2006. Airton Ribeiro de Matos também foi conselheiro de administração da
Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta) de maio de 2008 a setembro de 2008.
Andrew Martin Vesey
Andrew Martin Vesey é membro efetivo do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia
S.A. desde abril de 2008. Obteve os títulos de B.A. em Economia e B.S. em Engenharia Mecânica no Union College
em Schenectady New York e seu M.S. na New York University. Atualmente é: (i) Vice-Presidente Executivo da The
AES Corporation desde abril de 2009; (ii) Presidente Regional para América Latina desde março de 2008 e Presidente
Regional para África desde abril de 2009; e (iii) membro do conselho de administração da AES Tietê S.A. (companhia
aberta), Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (companhia aberta), AES Gener S.A. (companhia
aberta), AES Elpa S.A. (companhia aberta), Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta), Itabo Finance S.A.
(companhia fechada) e AES Dominicana Energia Finance S.A. (companhia fechada). Nos últimos cinco anos exerceu,
além destas, as seguintes funções: (i) Diretor de Operações da The AES Corporation de fevereiro de 2008 a julho de
2008; (ii) Diretor Vice-Presidente do Grupo AES America Latina, Região DR-CAFTA, de outubro de 2006 a junho de
2007; (iii) Vice-Presidente do Grupo Global de Transformação de Negócios da AES de maio de 2005 a outubro de
2006; (iv) Vice-Presidente de Desenvolvimento de Serviços Públicos Integrados de fevereiro de 2004 a maio de 2005; e
(v) Diretor Executivo da Área de Finanças de Empresas Prestadoras de Serviços Públicos e Práticas Consultivas
Reguladoras da FTI Consulting Inc. (companhia de consultoria de reestruturações financeiras) de janeiro de 2002 a
fevereiro de 2004. Foi membro do conselho de administração da AES Chivor & Cia S.C.A. E.S.P. (companhia aberta) e
Sócio da Área de Energia, Produtos Químicos e Empresas Prestadoras de Serviços Públicos da Ernst & Young LLP
(companhia que presta serviços profissionais de auditoria e contabilidade) de fevereiro de 1999 a janeiro de 2002.
Cibele Castro
Membro do conselho de administração (Suplente)
Cibele Castro é membro suplente do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A.
desde fevereiro de 2010. É formada em Psicologia pela Universidade Católica de Santos e possui MBA pela Business
School São Paulo. Atualmente é: (i) Vice-Presidente de Pessoas e Gestão do grupo AES no Brasil desde fevereiro de
2008; (ii) Diretora da AES Tietê S.A. (companhia aberta) desde março de 2008; e (iii) membro do conselho de
administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. e da AES Elpa S.A., ambas companhias
abertas. Nos últimos cinco anos, além desta, exerceu a função de Diretora de Recursos Humanos para Cone Sul da
General Eletric do Brasil de outubro de 2004 a fevereiro de 2008. Cibele Castro foi membro do conselho de
administração da Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta).
Delamar César Pinheiro Ribeiro
Membro do conselho de administração (Efetivo - Representante dos Empregados)
Delamar César Pinheiro Ribeiro é membro efetivo do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de
Energia S.A. desde março de 2006. É Técnico em Eletrotécnica, formado pela Escola Técnica Federal de Pelotas/RS;
Economista, formado pela Universidade do Vale do Rio dos Sinos/RS; pós-graduado em Administração de Recursos
Humanos pela Universidade do Vale do Rio dos Sinos/RS; bacharel em Direito, formado pela Universidade do Vale do
Rio dos Sinos/RS e possui curso de especialização em Direito Processual Civil pelo Instituto de Desenvolvimento
Cultural, Porto Alegre/RS. É advogado consultor desde 1995. Antes disso foi: (i) Superintendente Comercial da CEEE
123
(1991); (ii) Técnico de Sistema de Manutenção e Proteção do Sistema Leste – CEEE (de 1998 a 1990, e de 1992 a
1997); (iii) Chefe dos Serviços Comerciais Gerência Regional de São Leopoldo/RS – CEEE (1981 a 1987); (iv) Chefe
da Seção de Ligação e Fiscalização da Gerência Regional de São Leopoldo/RS – CEEE (1979 a 1980); e (v) Técnico
da Companhia Estadual de Energia Elétrica/RS (1974 a 1997). Delamar Ribeiro é vinculado à AES Sul Distribuidora
Gaúcha de Energia S.A., na condição de complementado, desde 1998.
b. Condenações criminais, condenações em processo administrativo da CVM e penas aplicadas e
condenações judiciais ou administrativas transitadas em julgado que tenha suspendido ou inabilitado para a
prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer que tenham ocorrido durante os últimos 5 anos
com qualquer administrador
Nenhum dos profissionais mencionados no item 12.8.a. acima esteve sujeito 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 ocasionado a suspensão ou
inabilitação para a prática de qualquer atividade profissional ou comercial. Todos os administradores da Companhia
estão devidamente habilitados para a prática de suas respectivas atividades profissionais.
Diretoria
Britaldo Pedrosa Soares - Diretor Presidente
Vide seção acima, contendo o currículo dos membros do conselho de administração da Companhia.
Jorge Luiz Busato - Diretor Vice-Presidente
Vide seção acima, contendo o currículo dos membros do conselho de administração da Companhia.
Antônio Carlos de Oliveira - Diretor Geral
Antônio Carlos de Oliveira é Diretor Geral da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. desde outubro de 2007. É
bacharel em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências Administrativas de Barra Mansa, Rio de Janeiro,
em dezembro 1983 e possui pós-graduação em Gestão Empresarial na Fundação Getúlio Vargas – FGV, incompleto.
Antônio Carlos é: (i) Membro efetivo do conselho de administração da AES Elpa S.A. (companhia aberta) desde abril
de 2007; e (ii) Membro suplente do conselho de administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta) desde abril de
2004. Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretor da Eletropaulo Metropolitana
Eletricidade de São Paulo S.A. (companhia aberta) de março de 2003 a agosto de 2003; (ii) Diretor Administrativo e
Comercial da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. de agosto de 2003 até outubro de 2007; (iii) Diretor na
AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. de março de 2001 até fevereiro de 2003; (iv) Líder Sênior nesta mesma
empresa de novembro de 1997 até março 2001. De 1996 a 1997 foi Superintendente Geral de Comercialização da
Direção de Metalurgia na Companhia Siderúrgica Nacional – CSN (companhia aberta que atua no setor siderúrgico,
Brasil, Aberta). De 1993 a 1996 atuou como Superintendente de Contratação de Serviços e Transportes na Companhia
Siderúrgica Nacional – CSN. De 1984 a 1993 foi Gerente de Compras de Materiais na Companhia Siderúrgica Nacional
– CSN. Foi membro do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. de fevereiro de
2000 até abril de 2004 e membro suplente do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de
São Paulo S.A. (companhia aberta) desde abril de 2004 até abril de 2008.
Giovani Ferreira Cruz - Diretor Comercial e Regulatório
Giovani Ferreira Cruz é Diretor Comercial da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. desde outubro de 2007. É
formado Técnico Industrial em Eletrotécnica pela Escola Técnica Federal de Pelotas/RS e graduado em Engenharia
Elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul – PUC/RS. Possui MBA em Gestão de Negócios e
Planejamento Estratégico pela Fundação Getúlio Vargas – FGV/Rio de Janeiro, especialização em Eficiência Energética
pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul e MBA em Regulação de Serviços Públicos pela Universidade
Federal do Rio Grande do Sul – UFRGS. Participou do Curso de Formação e Desenvolvimento de novas lideranças
Emergent Leaders Program, realizado na DARDEN School – University of Virginia – EUA e é bacharelando em Direito pelo
Centro Universitário La Salle em Canoas/RS. Além disso, participou de cursos como Planejamento de Sistemas de
Distribuição pela PUC/RS e Planejamento de Sistemas de Distribuição – Eletrobrás pela Universidade Mackenzie – São
Paulo/SP. Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, a função de Superintendente Comercial da Companhia (dezembro
de 2005 a outubro 2007). Antes disso, atuou como: (i) Superintende Regional Central (dezembro de 2004 a dezembro de
2005); (ii) Gerente da Unidade de Negócios de Novo Hamburgo (novembro de 2002 a dezembro de 2004); e (iii) Gerente
da Unidade de Negócios de Canoas (maio de 2000 a novembro de 2002), todos na AES Sul Distribuidora Gaúcha de
Energia S.A.. Foi ainda: (i) Técnico Industrial na Companhia Riograndense de Saneamento – CORSAN entre o período de
maio de 1994 a janeiro de 1998; (ii) Técnico em Eletrotécnica na PROCOMP – Comércio Assistência Técnica e Serviços
Ltda. (agosto de 1993 a março de 1994); e (iii) Técnico em Eletrotécnica na BASTEC – Assistência Técnica Especializada
Ltda. (março de 1992 a Agosto de 1993).
Eduardo Girardi - Diretor de Operações
Eduardo Girardi é Diretor de Operações da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. desde outubro de 2008. É
graduado Engenheiro Eletricista pela Universidade Federal de Santa Catarina. É pós-graduado em Planejamento
Estratégico pela Fundação Getúlio Vargas e em Direção Geral pela BARNA Business School – República Dominicana.
Possui MBA em Regulação dos Serviços Públicos pela Universidade Federal do Estado do Rio Grande do Sul e participou
do Emerging Leaders Program pela Darden Business Scholl – University of Virginia/EUA. Nos últimos cinco anos exerceu,
além desta, a função de Diretor de Operações na AES Dominicana entre 2005 e agosto de 2008. Antes disso, ainda na
AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A., foi: (i) Superintendente Metropolitano (janeiro de 2005 a setembro de
2005); (ii) Assistente da diretoria executiva para Medição de Desempenho (janeiro de 2004 a dezembro de 2004); (iii)
Diretor de Operações (fevereiro de 2003 a dezembro de 2003); (iv) Líder de Time em Novo Hamburgo (maio de 2000 a
janeiro de 2002); (v) Líder do Centro de Operações de Distribuição da Região Metropolitana em São Leopoldo (maio de
124
1999 a janeiro de 2002); e (vi) Engenheiro Eletricista (fevereiro de 1998 a maio de 1999). Na Companhia Paulista de
Energia Elétrica atuou como Engenheiro Eletricista entre os anos de 1994 a 1998.
Rinaldo Pecchio Junior - Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Rinaldo Pecchio Junior é Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da AES Sul Distribuidora Gaúcha de
Energia S.A. desde fevereiro de 2010. É formado em Economia pela Universidade Estadual de Campinas e em
Contabilidade pela Pontifícia Universidade Católica de Campinas, com MBA em Finanças pelo IBMEC - Instituto
Brasileiro de Mercado de Capitais. Fez cursos “in company” de atualização e desenvolvimento gerencial nos Estados
Unidos com professores da Harvard Business School e na Tuck School of Business e cursos de atualização e
desenvolvimento profissional na Europa com professores do IMD - International Institute for Management Development,
Suíça. Atualmente é: (i) Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de
São Paulo S.A. e da AES Tietê S.A. (ambas companhias abertas) desde dezembro de 2009; (ii) Diretor da Uruguaiana
Empreendimentos S.A. (companhia fechada) e da Eletropaulo Telecomunicações Ltda. desde dezembro de 2009; e (iii)
membro suplente do conselho de administração da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. e AES
Tietê S.A. desde maio de 2010. Nos últimos cinco anos, exerceu além destas, as seguintes funções: (i) Diretor
Executivo de Finanças e Transformação de Negócios da Tetra Pak Ltda. (sociedade que atua no setor de embalagens
para líquidos e alimentos processados) de novembro de 2005 a dezembro de 2009; e (ii) Diretor Financeiro e de
Relação com Investidores, Controller e Gerente de Tesouraria da Elektro – Eletricidade e Serviços S.A. (companhia
aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de energia) de abril de 1999 a novembro de 2005
12.9. Informação sobre existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre
a. administradores da Companhia
Não aplicável. Não há relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre administradores da
Companhia e controladores diretos ou indiretos da Companhia.
b. (i) administradores da Companhia e (ii) administradores de controladas, diretas ou indiretas, da
Companhia
c. (i) administradores da Companhia ou de suas controladas, diretas ou indiretas e (ii) controladores
diretos ou indiretos da Companhia
d. (i) administradores da Companhia e (ii) administradores das sociedades controladoras diretas e
indiretas da Companhia
12.10. Informação sobre relações de subordinação, prestação de serviço ou controle mantidas, nos 3 últimos
exercícios sociais, entre administradores da Companhia
a. sociedade controlada, direta ou indiretamente, da Companhia
Não aplicável.
b. controlador direto ou indireto da Companhia
Alguns dos administradores da Companhia, os Srs. Francisco José Morandi Lopez, Andrew Martin Vesey, Marco
Antonio De La Rosa Ascanio, Britaldo Pedrosa Soares, Gustavo Duarte Pimenta, Pedro de Freitas Almeida Bueno
Vieira, Sheilly Caden Contente, Roberto Mario Di Nardo, Airton Ribeiro Matos, Cibele Castro, Jorge Luiz Busato,
Antônio Carlos de Oliveira e Rinaldo Pecchio Junior, são também administradores da The AES Corporation e/ou de
suas sociedades controladas.
c. caso seja relevante, fornecedor, cliente, devedor ou credor da Companhia, de sua controlada ou
controladoras ou controladas de alguma dessas pessoas
Não aplicável.
12.11. Descrição das disposições de quaisquer acordos, inclusive apólices de seguro, que prevejam o
pagamento ou o reembolso de despesas suportadas pelos administradores, decorrentes da reparação de
danos causados a terceiros ou ao emissor, 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
Em linha com a política de contratação de seguros da Companhia, contratou-se apólice de seguro de Responsabilidade
Civil de Administradores (D&O), visando garantir aos administradores da Companhia o reembolso dos valores pagos a
título de indenização decorrentes de reparação de danos causados a terceiros ou à Companhia, durante o regular
exercício de suas atividades. A atual apólice de D&O da Companhia está vigente até 15 de Fevereiro de 2012 e tem
limite máximo de indenização de R$ 10,0 milhões. A referida apólice de seguro, contratada em nome da AES Guaíba II
Empreendimentos Ltda. e que abrange, também, os executivos da Companhia pode ser insuficiente para garantir a
indenização de eventuais danos causados a terceiros e à Companhia.
125
12.12. Outras informações que a Companhia julgue relevantes
Todas as informações relevantes pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima.
126
13.
Remuneração dos administradores
13.1. Política e prática de remuneração do conselho de administração, da diretoria estatutária e não
estatutária, do conselho fiscal, dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, de risco, financeiro e
de remuneração
a. objetivos da política ou prática de remuneração
Conselho de Administração e Conselho Fiscal
A remuneração dos membros dos Conselhos de Administração da Companhia é constituída em sua totalidade de
remuneração fixa (Salário / Pró-labore) e possui como principal objetivo atrair e reter conselheiros independentes com
conhecimento do segmento e de negócios para enriquecer as discussões estratégicas da Companhia, acompanhar e
monitorar resultados, aconselhar na condução dos negócios e contribuir com sugestões de melhores práticas de mercado,
garantindo as boas práticas de governança corporativa.
Diretoria Estatutária
A remuneração dos Diretores da Companhia é determinada de acordo com as funções e responsabilidades de cada um e
em relação a outros executivos de mercado de energia e de empresas com boas práticas de Recursos Humanos.
A política de remuneração de executivos foi estruturada com o objetivo de:
 Vincular o desempenho dos executivos ao desempenho operacional e financeiro da Companhia, aos seus
planos de negócio e objetivos;
 Alinhar a remuneração dos executivos com os interesses dos acionistas da Companhia;
 Otimizar o investimento da Companhia em Recursos Humanos visando a atrair e a reter profissionais
capacitados e considerados “chave” para a sustentabilidade de seus negócios, tendo práticas competitivas
em relação às empresas do mercado com quem atua.
b. composição da remuneração
Os elementos do pacote de remuneração da Companhia são:
(i) descrição dos elementos da remuneração e os objetivos de cada um deles




Salário Base: Remuneração com base no nível e complexidade do cargo internamente (Companhia) e
externamente (mercado);
Bônus: Retribuição pelo alcance/superação de metas empresariais e individuais;
Benefícios diretos e indiretos: Oferecer benefícios alinhados às práticas de mercado no nível executivo: (i)
Veículo designado, (ii) Plano de Saúde, (iii) Plano Odontológico, (iv) Previdência Privada, (v) Seguro de Vida
e, (vi) Check up anual;
Incentivo de Longo Prazo (ILP): Estabelecido pela AES Corporation e condicionado ao alcance de metas
corporativas globais e individuais. Visa reforçar a retenção dos profissionais e a criação de valor para o
negócio de forma sustentável e no longo prazo. O incentivo de longo prazo é composto pelos seguintes
componentes:
(i) Plano de Remuneração baseado em Ações da AES Corporation A AES Sul não possui um plano
local de ações. O plano existente é definido e pago pela controladora indireta da Companhia a AES
Corporation, sem ônus para a AES Sul. Representa 50% do ILP de cada Diretor: Existem 3 tipos de
remuneração por Ações:
 Stock Options: o Diretor estatutário recebe o direito de comprar ações da AES Corporation, por um
determinado valor após um período de 3 anos;
 Performance Stock Units: o Diretor recebe um determinado número de ações da AES Corporation,.
O valor dessas ações poderá variar conforme performance do índice Standard & Poors 500 (S&P
500) da Bolsa de Nova Iorque
 Restricted Stock Units: o Diretor recebe as ações da AES Corporation (e não da AES Sul) para,
caso deseje, aliená-las no mercado secundário após um período de carência
(ii) Plano Performance Units (PU): definido pela controladora indireta, é um bônus diferido atrelado ao
cumprimento de metas trienais da AES Corporation. Representa 50% do ILP de cada Diretor e o
pagamento é assumido localmente pela AES Sul. O indicador de referência é o CVA (Cash Value
Added), que mede a geração de caixa. O critério de pagamento prevê valores diferenciados para
atendimento parcial, total ou superação de metas. Os valores atribuídos passam a ser disponíveis da
seguinte forma: 1/3 no primeiro ano, 1/3 no segundo ano e 1/3 no terceiro ano, pagando-se no início do
4º ano.
(ii) qual a proporção de cada elemento na remuneração total

Conselho de Administração:

Conselho Fiscal:

Diretores Estatutários:
100 % remuneração fixa;
100 % remuneração Fixa. A Companhia não possui Conselho Fiscal
instalado desde 2003.;
45 % remuneração fixa (Salário / Pró-labore),
37 % bônus (incentivos de curto prazo)
07 % incentivos de longo prazo (Outros – ILP)
127
11 % Benefícios diretos e indiretos
(iii) metodologia de cálculo e de reajuste de cada um dos elementos da remuneração
O montante que será pago a título de remuneração global dos administradores da Companhia é aprovado anualmente
em Assembléia Geral Ordinária. A remuneração global proposta toma como premissas básicas o não
comprometimento de outros investimentos e ou despesas operacionais da Companhia, a recomposição do poder de
compra da remuneração, as práticas de mercado e incrementos reais baseados nas avaliações de desempenho dos
administradores.
A Hay Group do Brasil é a consultoria contratada para realizar a pesquisa anual de remuneração para análise da
competitividade da remuneração dos Administradores frente ao mercado selecionado, composto por empresas que
apresentam sólidas práticas em Recursos Humanos e/ou do mesmo segmento e porte da AES Sul.
(iv) razões que justificam a composição da remuneração





Contribuir para a atração e retenção dos profissionais;
Assegurar o reconhecimento meritocrático dos profissionais conforme o seu desempenho;
Garantir remuneração competitiva e alinhada às práticas do mercado em troca do cumprimento dos objetivos
da Companhia e a possibilidade de bonificações adicionais quando as expectativas forem excedidas;
Praticar uma remuneração justa, equitativa e clara para os Administradores;
Balanceamento entre remuneração de curto e longo prazo, visando ações e decisões que garantam a
sustentabilidade do negócio
c. principais indicadores de desempenho levados em consideração na determinação de cada elemento
da remuneração
Salário / Pró-labore e Benefícios diretos e indiretos – Utilizam-se como indicadores as práticas de mercado da localidade
de trabalho do administrador.
Remuneração variável (Bônus e Incentivos de Longo Prazo) - Os principais indicadores de desempenho da Companhia
considerados para efeito de remuneração variável são: Segurança, Fluxo de Caixa, Melhoria de Desempenho e o
desempenho Individual, considerando o alcance / superação de metas.
Peso de Cada Resultado na Avaliação de Desempenho
d. como a remuneração é estruturada para refletir a evolução dos indicadores de desempenho;
O acompanhamento dos indicadores é realizado mensalmente e a apuração final dos resultados é feita no primeiro mês
do ano subsequente ao exercício. Cada indicador tem um peso específico que, ponderado, consolida a remuneração
variável total, que é aprovada pelo Comitê Regional e Mundial da AES.
e. como a política ou prática de remuneração se alinha aos interesses do emissor de curto, médio e
longo prazo
A Companhia mantém uma política de remuneração variável baseada em metas empresariais qualitativas e
quantitativas. Dessa forma, a Companhia busca atribuir aos seus colaboradores incentivos de curto, médio e longo
prazo, que objetivam alinhar os interesses de todas as partes interessadas. Entre as metas, destaca-se o
acompanhamento do resultado da Companhia mensurado pelo fluxo de caixa, EBITDA (Earnings Before Interests,
Taxes, Depreciation and Amortization), Lucro líquido, dentre outros, além de resultados de desempenho operacional
como Duração Equivalente por Consumidor (DEC), Frequência Equivalente por Consumidor (FEC), Perdas Elétricas
Totais, Índices de Satisfação dos Clientes, etc.
Essas práticas são sustentadas pelos valores da Companhia:
 Segurança em primeiro lugar;
 Agir com integridade;
 Honrar compromissos;
 Buscar a excelência; e
 Realizar-se no trabalho
f. existência de remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou
indiretos
Possuímos programa de ILP (Incentivo de Longo Prazo) que é estabelecido e administrado pela AES Corporation,
condicionado ao alcance de metas corporativas globais e individuais, sendo o Brasil responsável por 50% do custo e a
AES Corporation responsável pelos outros 50%.
Em 17 de dezembro de 2008, a Comissão de Valores Mobiliários emitiu a Deliberação nº. 562 que aprovou o CPC 10,
Pagamento Baseado em Ações, o qual forneceu critérios e diretrizes sobre a contabilização e divulgação dos
pagamentos baseados em ações pelas Companhias. Essa Deliberação teve sua vigência a partir dos exercícios
iniciados em 1º de janeiro de 2008.
128
Considerando as questões de ordem societária envolvendo a contabilização dos pagamentos baseados em ações
efetuados por sua Controladora em favor de seus empregados, a AES Sul protocolou consulta à CVM em 14 de
dezembro de 2009 visando dirimir dúvidas em relação à referida contabilização.
Em 22 de dezembro de 2009, a Comissão de Valores Mobiliários emitiu a Deliberação nº. 615, que aprovou a
Interpretação Técnica ICPC 05 com diretrizes adicionais sobre o registro de pagamento baseado em ações envolvendo
transações de ações do Grupo e em Tesouraria. Essa interpretação recomenda que a contabilização de pagamentos
em ações efetuados pela Controladora a empregados da Companhia, sejam contabilizados pela Companhia como uma
despesa em contrapartida a um aumento no patrimônio líquido em favor dessa Controladora. A Deliberação nº. 615
tem sua vigência a partir dos exercícios encerrados em dezembro de 2010.
Em 18 de junho de 2010, a Companhia recebeu resposta à consulta da CVM a qual orientou o registro da remuneração
baseada em ações no resultado em contrapartida ao patrimônio líquido da Companhia. De acordo com o CPC 10, o
ICPC 05 e as informações recebidas da CVM a Companhia irá proceder ao registro de acordo as Deliberações acima
mencionadas, e registrará a contrapartida dessas despesas em reserva de capital, no patrimônio líquido, a qual poderá
utilizada em favor do acionista controlador após o efetivo aporte de recursos.
g. existência de qualquer remuneração ou benefício vinculado à ocorrência de determinado evento
societário, tal como a alienação do controle societário da Companhia.
Não há remuneração ou benefícios vinculados a ocorrência de eventos societários.
13.2. Remuneração reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e prevista para o exercício social
corrente do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal
2011: 2011
Número de membros
Remuneração fixa anual (em R$)
Salário / pró‐labore
Benefícios diretos e indiretos
Participação em comitês
Outros
Remuneração variável
Bônus
Participação nos resultados
Participação em reuniões
Comissões
Outros (ILP)
Encargos
Benefícios pós‐emprego
Benefícios pela cessação do exercício do cargo
Remuneração baseada em ações
Total Geral
1,00
R$ 75.146
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ 13.865
R$ ‐
Diretoria Estatutária Conselho Fiscal
Total
6,00
0,00 7,00
R$ 2.166.026 R$ ‐
R$ 2.241.173
R$ 1.875.232 R$ ‐
R$ 1.950.379
R$ 290.794 R$ ‐
R$ 290.794
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ 1.737.112 R$ ‐
R$ 1.737.112
R$ 1.663.456 R$ ‐
R$ 1.663.456
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ 73.656 R$ ‐
R$ 73.656
R$ 1.049.298 R$ ‐
R$ 1.063.162
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ 89.011
R$ ‐
R$ 4.952.436
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ 5.041.447
2010: 2010
Número de membros
Outros
Bônus
Comissões
Outros (ILP)
Encargos
Total Geral
1,00
R$ 69.323
R$ 69.323
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ 13.865
R$ ‐
Diretoria Estatutária Conselho Fiscal
Total
5,33
0,00 6,33
R$ 1.715.156 R$ ‐
R$ 1.784.479
R$ 1.519.020 R$ ‐
R$ 1.588.343
R$ 196.136 R$ ‐
R$ 196.136
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ 1.517.670 R$ ‐
R$ 1.517.670
R$ 1.227.702 R$ ‐
R$ 1.227.702
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ 189.967 R$ ‐
R$ 289.967
R$ 891.828 R$ ‐
R$ 905.693
R$ 102.154 R$ ‐
R$ 102.154
R$ ‐
R$ 124.847
R$ ‐
R$ 124.847
R$ ‐
R$ 83.188
R$ 145.000
R$ 4.496.655
R$ ‐
R$ ‐
R$ 145.000
R$ 4.579.843
129
2009: 2009
Número de membros
Outros
Bônus
Comissões
Outros (ILP)
Encargos
Total Geral
1,00
R$ 66.215
R$ 66.215
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ 13.865
R$ ‐
5,75
R$ 1.986.491
R$ 1.602.009
R$ 384.482
R$ ‐
R$ ‐
R$ 1.118.865
R$ 781.363
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ 337.502
R$ 929.493
R$ ‐
Conselho Fiscal
0,00
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
Total
6,75
R$ 2.052.707
R$ 1.668.224
R$ 384.482
R$ ‐
R$ ‐
R$ 1.118.865
R$ 781.363
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ 337.502
R$ 943.358
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ ‐
R$ 186.000 R$ ‐
R$ 80.080 R$ 4.220.849 R$ ‐
R$ 186.000
R$ 4.300.930
Notas: (1) somente o Conselheiro de Administração representante dos empregados é remunerado. 13.3. Remuneração variável dos 3 últimos exercícios sociais e prevista para o exercício social corrente do
conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal
Não possuímos plano de remuneração variável para o Conselho de Administração, nem tampouco para o Conselho Fiscal.
Para os Diretores Estatutários, a política e valores são os demonstrados no quadro abaixo: [Padronizar tabelas]
Dados Gerais
Número de Membros que receberam remuneração
variável no exercicío
Remuneração Variável
(Bônus + ILP(PU))
Valor mínimo previsto no plano de remuneração (R$)
Valor máximo previsto no plano de remuneração
(R$)
Valor previsto no plano de remuneração caso as
metas fossem atingidas (R$)
Valor efetivamente reconhecido (R$)
2009
2010
2011
6
6
6
R$
-
R$
-
R$
-
R$
1.606.868 R$
2.361.380 R$
593.630
R$
R$
938.334 R$
1.315.100 R$
1.379.923 R$
1.346.542 R$
349.657
-
Obs. Na tabela acima o valor efetivamente reconhecido é o real calculado e foi pago em março de 2010. O valor de
provisão em 31 de dezembro de 2010 era de R$ 1.517.670 (a ser pago em março de 2011).
A remuneração dos administradores e dos membros do conselho de administração e fiscal para o exercício corrente será
definida em assembléia geral ordinária prevista para ocorrer em 29 de abril de 2011. A política de remuneração dos órgãos
mencionados permanecerá inalterada.
13.4. Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária em
vigor no último exercício social e previsto para o exercício social corrente
O Plano de Remuneração baseado em Ações abrange somente os Diretores Estatutários não atingindo conselho de
administração. A seguir detalha-se o plano:
Diretores Estatutários
130
a) Termos e condições gerais
O Plano de Remuneração baseado em Ações é estabelecido,
administrado e custeado pela AES Corporation, condicionado ao
alcance de metas corporativas globais e individuais, composto por três
tipos de ações:
- Stock Options
- Performance Stock Units
- Restricted Stock Units
O Diretor Presidente recebe até 15% de seu pró-labore anual em
ações, sendo até 7,5% sob a forma de Stock Options e 7,5% sob a
forma de Performance Stock Units (ações da AES Corporation).
b) Principais objetivos do plano
Os demais Diretores (estatutários e não estatutários) recebem até 11%
do pró-labore ou salário anual em Restricted Stocks Units.
Visa reforçar a retenção dos profissionais e alinhar interesses com
acionistas na criação de valor para o negócio de forma sustentável e de
longo prazo, além de contribuir para a retenção dos executivos chave.
c) Forma como o plano contribui para esses Seu desembolso efetivo ocorre somente se os resultados globais
objetivos
(financeiros e performance) forem atingidos, refletidos também na
variação positiva do preço da ação da AES Corporation.
d) Como o plano se insere na política de Conforme descritos itens 13.1.b este plano complementa a
remuneração da Companhia
remuneração total do executivo, contribuindo para a formação de visão
de sustentabilidade do negócio e retenção dos executivos a longo
prazo.
e) Como o plano alinha os interesses
O plano alinha os interesses dos Administradores, Companhia e
dos administradores e da Companhia a
Acionistas por meio de benefícios aos administradores de acordo com
curto, médio e longo prazo
a performance das ações e resultado financeiro da Companhia em
médio e longo prazo. Está desenhado também para encorajar a busca
de alta performance operacional e financeira a longo prazo nos
negócios da Companhia em nível mundial.
f) Número máximo de ações abrangidas
O número máximo de ações varia de acordo com o valor de mercado
das ações na da AES Corporation na data da concessão e com a
remuneração do Diretor. O salário ou pró-labore é usado como base de
cálculo de sua remuneração em ações.
g) Número máximo de opções a serem O número máximo de opções a serem outorgadas é definido pela AES
outorgadas
Corporation e leva em conta todas as operações da AES Corporation
no mundo e o número de executivos elegíveis a esse tipo de
remuneração.
h) Condições de aquisição de ações
Stock options: 1/3 das opções da AES Corporation outorgadas fica
exercível a cada ano em que o Diretor permanece na Companhia.
Restricted Stock Units: após o recebimento das ações da AES
Corporation, sua alienação só poderá ocorrer após 5 anos da data de
concessão. Além disso, o Diretor só adquire de fato as ações a ele
atribuídas, na proporção de 1/3 ao final de cada período de um ano de
sua permanência na Companhia, e mais 2 anos de carência para
exercer.
Performance Stock Units: após o recebimento das ações da AES
Corporation sua alienação só poderá ocorrer após 5 anos da data de
concessão. Além disso, o Diretor só adquire de fato as ações a ele
atribuídas, na proporção de 1/3 ao final de cada período de um ano de
sua permanência na Companhia, e mais 2 anos de carência para
exercer.
i) Critérios para fixação do preço de Baseado no preço de Mercado das ações da AES Corporation na bolsa
aquisição ou exercício
de Nova Iorque na época da concessão
j) Critérios para fixação do prazo de Stock Options: foco no longo prazo (3 anos) e atrelado aos interesses
exercício
dos acionistas (valorização do preço da ação da AES Corporation).
Restricted Stocks Units/Performance Stock Units: foco no longo prazo
(5 anos) atrelado aos resultados do negócio.
k) Forma de liquidação
Exercício das opções de ações e posterior alienação, no caso das
Stock Options e alienação das ações no caso das Restricted Stock
Units e Performance Stock Units.
131
l) Restrições à transferência das ações
Após o cumprimento das carências, fica a critério do executivo exercer
suas opções ou negociar suas ações restritas.
m) Critérios e eventos que, quando A AES Corporation poderá, a qualquer tempo, alterar ou extinguir o
verificados, ocasionarão a suspensão, plano ou ainda estabelecer regulamentação aos casos omissos.
alteração ou extinção do plano
n) Efeitos da saída do administrador dos
órgãos da Companhia sobre seus direitos
previstos no plano de remuneração baseado
em ações
Stock Options: O ex-administrador mantém o direito sobre as opções
exercíveis. As opções passam a ser exercíveis na proporção de 1/3 a
cada ano após a outorga. O ex-diretor terá até 180 dias a partir da data
de sua saída para exercê-las; do contrário, serão automaticamente
canceladas.
Restricted Stocks/Performance Stock Units – O ex-diretor mantém o
direito sobre as ações por ele já possuídas e poderá negociá-las após
o período de carência. As ações a ele atribuídas, mas ainda não
possuídas pelo fato de não ter decorrido o tempo de permanência na
Companhia serão automaticamente canceladas.
O plano de remuneração baseado em ações previsto para o exercício social corrente é idêntico àquele em vigor no
último exercício social, descrito na tabela acima.
13.5. Ações ou cotas direta ou indiretamente detidas, no Brasil ou no exterior, e outros valores mobiliários
conversíveis em ações ou cotas, emitidos pela Companhia, seus controladores diretos ou indiretos,
sociedades controladas ou sob controle comum, por membros do conselho de administração, da diretoria
estatutária ou do conselho fiscal agrupados por órgão, na data de encerramento do último exercício social
Nome
Diretoria
Conselho Fiscal
ON
23
‐
‐
Quantidade de Ações
% ON
PN
% PN
0
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
‐
13.6. Remuneração baseada em ações reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e à prevista
para o exercício social corrente, do conselho de administração e da diretoria estatutária
A matriz da AES Sul, a AES Corp, concede opções de ações à diretoria estatutária através da outorga de instrumentos
patrimoniais. Nos termos dos planos, a AES Corp pode emitir opções de compra de ações da própria AES Corp a seus
colaboradores, a um preço igual a 10% do preço de mercado na data da outorga da opção. Estas opções de ações são
geralmente concedidas com base em um percentual da remuneração base do colaborador. As opções de ações têm
um prazo contratual de dez anos. Em todas as circunstâncias, as opções de ações concedidas pela AES Corp não dão
direito ao seu detentor de liquidar a opção em dinheiro ou através de outros ativos da AES Corp.
AES Corp concede também aos colaboradores um plano de remuneração de ações restritas. Estas ações restritas são
geralmente concedidas com base em um percentual do salário do colaborador. Estas opções de ações restritas devem
ser mantidas pelo colaborador por dois anos, após este prazo esta opção pode ser trocada por ações da AES Corp. O
valor justo das ações é estimado na data de concessão, sendo o valor justo igual ao preço de fechamento das ações
da AES Corp.
A despesa reconhecida referente a serviços de funcionários está demonstrada abaixo:
Diretoria Estatutária (em R$)
2010
2009
Total
R$ 145.000
R$ 186.000 13.7. Opções em aberto do conselho de administração e da diretoria estatutária ao final do último exercício
social: a) órgão; b) número de membros; c) em relação às opções não exercíveis; (i) quantidade; (ii) data
que se tornarão exercíveis; (iii) prazo máximo para exercício das opções; (iv) prazo de restrição à
transferência das ações; (v) prazo médio ponderado de exercício; (vi) valor justo das opções no último dia
do exercício social; e d) em relação às opções exercíveis; (I) quantidade; (II) prazo máximo para exercício
das opções; (III) prazo de restrição à transferência das ações; (IV) preço médio ponderado de exercício;
(V) valor justo das opções no último dia do exercício social; (VI) valor justo do total das opções no último
dia do exercício social
A AES Sul não possui programa de opções relacionado às ações de sua emissão. O beneficio é oferecido pelo controlador
AES Corporation.
AES SUL - 2010
132
Orgão
Diretoria
Estatutária
Data de
Outorga
Data em que se
tornarão/tornaram
exercíveis
Número de
Membros
Quantidade
de Opções
Outorgadas
Quantidade
de Opções
em aberto
Preço Médio
de Exercício
R$
valor Justo das
Opções USD
19/2/2011
1
184
184
-
12,18
19/2/2012
1
184
184
-
12,18
19/2/2013
1
184
184
-
12,18
19/2/2010
- Valor da ação da AES Corporation em 31/12/2010 – USD 12,18
AES SUL – 2009
- Valor da ação da AES Corporation em 31/12/2009 – USD 13,31




O Conselho de Administração e Fiscal não possuem remuneração variável baseada em ações
O prazo máximo para exercício das opções de ação é de 10 anos após a data em que as ações se tornaram
exercíveis
Não é possível calcular o prazo médio ponderado de exercício, uma vez que não houve exercícios neste período.
Após as opções se tornarem exercíveis, as ações adquiridas são imediatamente alienáveis, não havendo prazo de
restrição à sua transferência.
13.8. Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de
administração e da diretoria estatutária, nos 3 últimos exercícios sociais: a) órgão; b) número de
membros; c) em relação às opções exercidas: (i) número de ações; (ii) preço médio ponderado de
exercício; e (iii) valor total da diferença entre o valor de exercício e o valor de mercado das ações relativas
às opções exercidas; e d) em relação às ações entregues informar: (I) número de ações; (II) preço médio
ponderado de aquisição; e (III) valor total da diferença entre o valor de aquisição e o valor de mercado das
ações adquiridas
A AES Sul não possui programa de opções relacionado às ações de sua emissão. O beneficio é oferecido pelo controlador
AES Corporation. Ações entregues em 2010
Número de
Membros
Nº de ações
entregues
Preço médio ponderado de
aquisição (USD)
4
2.782
$12,18
Valor Total da Diferença entre valor de
aquisição e valor de mercado das ações
entregues
$0,00
Ações entregues em 2009
Para todas as opções exercidas, as ações foram entregues.
13.9. Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a 13.8 (inclusive
método de precificação do valor das ações e das opções), indicando: a) modelo de precificação; b) dados
e premissas utilizadas no modelo de precificação, incluindo o preço médio ponderado das ações, preço
de exercício, volatilidade esperada, prazo de vida da opção, dividendos esperados e a taxa de juros livre
de risco; c) método utilizado e as premissas assumidas para incorporar os efeitos esperados do exercício
antecipado; e d) forma de determinação da volatilidade esperada; (e) se alguma outra característica da
opção foi incorporada na mensuração de seu valor justo
Stock Options
a) Modelo de Precificação
Black & Scholes
b) Dados e premissas utilizadas no modelo de precificação, incluindo o
Taxa Livre de Risco - 2,86%
preço médio ponderado das ações, preço de exercício, volatilidade
133
esperada, prazo de vida da opção , dividendos esperados e a taxa de
Duração Média do programa em anos: 6
juros livre de risco
Volatilidade
38,47%
Anualizada
esperada:
Dividendos Esperados: 0,00%
Valor justo da opção na data de outorga:
USD 5,08
c) Método utilizado e as premissas assumidas para incorporar os efeitos
Não aplicável
esperados de exercício antecipado
O valor da volatilidade esperada é
baseado na volatilidade histórica da
ação da AES Corp na bolsa de Nova
Iorque.
d) Forma de determinação da volatilidade esperada
e) Se alguma outra característica da opção foi incorporada na
Não aplicável
mensuração de seu valor justo
Restricted Stock Unit / Performance Stock Unit
Valor da ação da AES Corp na bolsa de
Nova Iorque na data de concessão.
a) Modelo de Precificação
b) Dados e premissas utilizadas no modelo de precificação, incluindo
oprço médio ponderado das ações, preço de exercício, volatilidade
Não aplicável
esperada, prazo de vida da opção , dividendos esperados e a taxa d juros
livre de risco
c) Método utilizado e as premissas assumidas para incorporar os efeitos
Não aplicável
esperados de exercício antecipado
d) Forma de determinação da volatilidade esperada
Não aplicável
e) Se alguma outra característica da opção foi incorporada na
mensuração de seu valor justo
Não aplicável
13.10. Planos de previdência em vigor conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores
estatutários, incluir as seguintes informações
A Companhia possui plano de previdência privada somente para os diretores estatutários.
a. órgão
Diretoria.
b. número de membros
13
5 membros.
c. nome do plano
Metlife.
d. quantidade de administradores que reúnem as condições para se aposentar
Zero.
13
Um dos diretores estatutários da Companhia não é abrangido pelo plano da Metlife porque, por opção própria, é beneficiário do Plano
de Pensão administrado pela ELETROCEEE sendo os custos incorridos ressarcidos ao referido diretor.
134
e. condições para se aposentar antecipadamente
Na ocorrência de invalidez ou morte do participante, o saldo acumulado na conta do participante será posto a
disposição do participante, beneficiários e sucessores legais, sem qualquer prazo de carência, mediante solicitação
devidamente instruída na Metlife e a apresentação dos documentos previstos no regulamento.
f.
valor atualizado das contribuições atualizadas no plano de previdência até o encerramento do último
exercício social, descontada a parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos
administradores
R$ 314.732
g. valor total acumulado das contribuições realizadas durante o último exercício social, descontada a
parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores
R$ 125.775
h. se há possibilidade de resgate antecipado e quais as condições
O participante poderá, após completado o prazo de, no mínimo, 60 (sessenta) dias, a contar da data de registro na Metlife
da proposta de inscrição solicitar o resgate total ou parcial do valor acumulado em seu nome; ou a portabilidade total ou
parcial do valor acumulado em seu nome, para outra entidade de previdência complementar, aberta ou fechada.
O intervalo mínimo entre pedidos de resgate ou entre solicitações de portabilidade do mesmo participante, deverá ser de
60 (sessenta) dias, contados a partir da data do registro do último pedido ou solicitação.
O resgate da conta instituidora básica e/ou suplementar seguirá a carência determinada pela Resolução CNSP 139 de 27
de dezembro de 2005, art. 56, § 4º, conforme segue: “Os recursos correspondentes a cada uma das contribuições das
pessoas jurídicas no plano de previdência somente poderão ser resgatados após o período de carência de um ano civil
completo, contado a partir do 1º dia útil do mês de janeiro do ano subseqüente ao da contribuição.
O participante, na hipótese de perda do vínculo empregatício ou de administração com a instituidora, terá sempre direito
ao valor total dos recursos acumulados na conta Participante – básica e suplementar, acrescido de um percentual do valor
acumulado na Conta Empresa – Básica, calculado de acordo com a regra abaixo:
Tempo
de
PROGRAMA
Contribuição
ao % a ser liberado sobre as CONTRIBUIÇÕES Básicas da INSTITUIDORA
Até 1 mês
0%
A Partir de 1 mês
100%
São expressamente vedados quaisquer resgates ou portabilidades para outras entidades de previdência aberta ou
fechada, totais ou parciais, dos valores acumulados na conta básica instituidora, sem que antes sejam cumpridos os
requisitos de vesting, descritos acima.
13.11. Conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal (3 últimos exercícios sociais)
Conselho de Administração (Em R$):
Ano
Valor
da
Número
de
Membros
Remuneração
(média
anual
apurada
Individual
mensalmente)
encargos)
1,0
2011
Ano
89.011
89.011
Valor
da
Número
de
Membros
Remuneração
(média
anual
apurada
Individual
mensalmente)
encargos)
2010
1,0
Maior Valor da Menor
Remuneração
(inclui Individual
(inclui
encargos)
83.188
Remuneração
(inclui Individual
(inclui
encargos)
83.188
Nota: apenas o Conselheiro de Administração indicado pelos empregados é remunerado
Diretoria Estatuária (Em R$):
135
Valor
Médio
de
Remuneração
Individual
(inclui
encargos)
89.011
Valor
Médio
de
Remuneração
Individual
(inclui
encargos)
83.188
Ano
Valor
da
Número
de
Membros
Remuneração
(média
anual
apurada
Individual
mensalmente)
encargos)
2011
6,00
Ano
Valor
da
Número
de
Membros
Remuneração
(média
anual
apurada
Individual
mensalmente)
encargos)
2010
5,33
Remuneração
(inclui Individual
(inclui
encargos)
2.038.842
211.709
Remuneração
(inclui Individual
(inclui
encargos)
1.827.475
40.716
Valor
Médio
de
Remuneração
Individual
(inclui
encargos)
825.406
Valor
Médio
de
Remuneração
Individual
(inclui
encargos)
815.935
Conselho Fiscal (Em R$):
Observado o fato de que a Companhia não possui Conselho Fiscal instalado desde 2003.
13.12. Arranjos contratuais, apólices de seguros ou outros instrumentos que estruturam mecanismos de
remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de
aposentadoria (inclusive consequências financeiras para a Companhia)
Em caso de Rescisão Imotivada (por iniciativa da Companhia), o Diretor empregado estatutário terá direito ao pagamento
de indenização equivalente a 6 vezes o valor de sua retirada mensal deduzindo os impostos retidos na fonte e outras
deduções padrão.
13.13. Percentual da remuneração total de cada órgão reconhecida no resultado da Companhia referente a
membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal que sejam partes
relacionadas aos controladores, diretos ou indiretos, conforme definido pelas regras contábeis que tratam
desse assunto
O total geral da remuneração dos Diretores Estatutários é R$ 4.351.655, sendo que o percentual de partes
relacionadas é de 69%. Não existem partes relacionadas no total do Conselho de Administração.
13.14. 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 houve pagamento de remuneração para membros do Conselho de Administração, da Diretoria Estatutária ou do
Conselho Fiscal por qualquer razão que não a função que ocupam.
13.15. Valores reconhecidos no resultado dos três últimos exercícios sociais 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 estatutária ou do conselho fiscal da Companhia,
agrupados por órgão, especificando a que título tais valores foram atribuídos a tais indivíduos
O valor reconhecido nos resultados da AES Corporation, controladora indireta da Companhia, no exercício encerrado em
31 de dezembro de 2010 a título de ações outorgadas aos diretores estatutários da Companhia foi de R$ 92.599,00.
13.16. Outras informações que a Companhia julgue relevantes.
136
14. Recursos Humanos
14.1. Recursos humanos da Companhia
a. número de empregados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização
geográfica)
A Companhia possuía 1291 empregados em seu quadro em 31de dezembro de 2010, todos baseados no Estado do Rio
Grande do Sul:
Quantidade empregados - próprios
2008
2009
2010
Total
867
902
1291
Área de atuação:
Áreas Administrativas
255
269
531
Áreas Operacionais
612
633
760
b. número de terceirizados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização
geográfica)
Quantidade empregados – Terceiros
2008
2009
2010
Total
2237
2034
1771
Todos os profissionais terceirizados estão baseados no Estado do Rio Grande do Sul.
c. índice de rotatividade
O índice de rotatividade da Companhia é de aproximadamente 7,6%, o que significa uma rotatividade de 98 colaboradores
por ano.
d. exposição da Companhia a passivos e contingências trabalhistas
Descrição
Exercício Social
Encerrado em 31 de
Dezembro de 2010
Exercício Social
Encerrado em 31 de
Dezembro de 2009
Exercício Social
Encerrado em 31 de
Dezembro de 2008
Montante das
Contingências (Em R$
milhões)
31,1
35,5
39,8
Para maiores informações sobre as contingências trabalhistas, consulte o item 4.3 processos judiciais, administrativos
e arbitrais relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte (processos não sujeitos a segredo de justiça)
14.2. Alterações relevantes ocorridas com relação aos números divulgados no item 14.1 acima
Internalização de 380 colaboradores da prestação de serviços das áreas de DEC/FEC, PID e Leitura e Entrega.
14.3. Políticas de remuneração dos empregados da Companhia, informando
a. política de salários e remuneração variável
A Companhia considera sua política de recursos humanos como parte integrante de sua estratégia empresarial. Por
meio desta política ela assegura:




Remuneração alinhada às práticas de mercado em função do valor que agrega à organização;
Definição de uma estrutura de cargos e salários adequada e transparente aos processos organizacionais;
Geração de um conjunto de orientações e regras de remuneração e movimentação;
Fornecimento de uma base de conduta para que o colaborador conheça com clareza as suas atribuições e
responsabilidades; e
 Condições de atrair e reter os profissionais necessários para a Companhia por meio do alinhamento à média de
mercado.
A Companhia não possui Diretores não estatutários. Os diretores estatutários da Companhia recebem salário base,
bônus, incentivos de longo prazo. Para mais informações sobre este tópico, veja o item 13.1.b. “Política e Prática de
Remuneração do Conselho de Administração, da Diretoria Estatutária e Não Estatutária – Composição da
Remuneração” neste Formulário de Referência.
Os demais empregados da Companhia são remunerados com salário base, bônus e benefícios.
137
b. política de benefícios
Os benefícios concedidos são os tipicamente praticados pelo mercado sendo eles:
 Para os diretores estatutários e Superintendentes: veículo designado, plano de saúde, plano odontológico,
alimentação, previdência privada, seguro de vida e check-up anual;
 Para os demais empregados da Companhia: plano de saúde, plano odontológico, alimentação, previdência privada e
seguro de vida.
Os benefícios acima descritos são concedidos desde a data do ingresso na Companhia, de todos os empregados e
diretores não estatutários.
c. características dos
administradores
planos
de
remuneração
baseados
em
ações
dos
empregados
não-
Os Diretores estatutários participam de plano de remuneração baseado em ações, conforme características descritas no
item 13.4 “plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária em vigor” deste
14.4. Relações entre a Companhia e sindicatos
A Companhia mantém um bom relacionamento com os sindicatos que representam seus empregados. Fato que comprova
o bom relacionamento é que não houve greves no período de 2008 até agora. Em 2008 e em 2009, a Companhia revisou
seu modelo de avaliação de desempenho, o que resultou em alguns desligamentos e, em seguida, algumas
manifestações que se findaram em negociação entre as partes. A solução dos impasses sempre ocorreu por meio de
negociações.
A Companhia renegocia os acordos de trabalho anualmente com os sindicatos que representam seus funcionários.
O Sindicato dos Eletricitários do Rio Grande do Sul – SINERGISUL é o representante da categoria e a entidade com a
qual negociamos.
O acordo firmado entre a Companhia e o SINERGISUL está em linha com o mercado elétrico, não contendo vantagens e
benefícios que destoem da prática geral do mercado.
138
15. Controle
15.1. Acionista ou grupo de acionistas controladores
Controlador Direto: a) Acionista b) Nacionalidade
AES Guaíba II Empreendim
entos LTDA.
Brasileira
c) CNPJ/CPF
d) Quantidade de ações
e) %
f) % detido em relação g) Participante do i) Data da última Ordinárias Preferencias Ordinárias Preferencias
ao capital social
acordo de acionistas
alteração
02.318.511/0001‐81 213.413 65.050 99,62%
99,99%
99,70%
NÃO
31/12/2007
a. se o acionista discriminado na tabela acima 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
Controladores Diretos e Indiretos da AES Guaíba II Empreendimentos Ltda. (“AES Guaíba II”):
A AES Guaíba II é uma sociedade controlada pela AES Cayman Guaíba, Ltd., uma sociedade constituída de acordo
com as leis das Ihas Cayman e inscrita no CNPJ/MF sob o número 05.644.847/0001-22, proprietária de 2.362.503.611
quotas, representando 99,99999996% das ações da AES Guaíba II.
A Cayman Guaíba, Ltd. é uma sociedade controlada pela AES International Holdings II, Ltd., uma sociedade
constituída de acordo com as leis das Ilhas Virgens Britânicas e inscrita no CNPJ/MF sob o número 05.680.409/000110, proprietária de 1.000 ações ordinárias, representando 100% das ações da AES International Holdings II, Ltd.
A AES International Holdings II, Ltd. é uma sociedade controlada pela The AES Corporation, uma sociedade
constituída de acordo com as leis dos Estados Unidos da América, proprietária de 10 ações ordinárias, representando
100% das ações da AES EDC Funding II, LLC. A The AES Corporation é listada na New York Stock Exchange – NYSE
e possui controle acionário pulverizado. Em 31 de dezembro de 2010, os maiores acionistas da The AES Corporation
eram representados pelos fundos China Investment Corporation (16% do capital total), Fidelity Management &
Research (10%), Legg Mason (7%), Black Rock (6%), OppenheimerFunds (4%) e T. Rowe Price (4%).
15.2. 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 à Companhia
15.3. Distribuição do capital, conforme apurado na última assembléia geral de acionistas
Evento/Data base: AGO/E 29/04/2011
Itens
a. Número de acionistas pessoas físicas (Conselheiros de Administração)
b. Número de acionistas pessoas jurídicas
c. Número de investidores institucionais
d. Número de ações em circulação, por classe e espécie
Quant. Ações
12
1
0
Não aplicável 15.4. Organograma dos acionistas da Companhia, identificando todos os controladores diretos e indiretos,
bem como os acionistas com participação igual ou superior a 5% de uma classe ou espécie de ações,
desde que compatível com as informações apresentadas nos itens 15.1 e 15.2 (item facultativo)
A AES Sul é controlada diretamente pela AES Guaíba II Empreendimentos Ltda. (“AES Guaíba II”), que detém (i)
99,62% do total de ações ordinárias, (ii) 99,99% das ações preferenciais de emissão da AES Sul e (iii) 99,70% do
capital social total. A The AES Corporation controla a AES Guaíba II, por meio de outras sociedades, direta ou
indiretamente, por ela controladas.
139
AES Corporation
100%
AES Guaíba II
99,70%
AES Sul
Distribuidora
0,36%
Ações em
Tesouraria/ Conselheiros
15.5. Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte, regulando o
exercício do direito de voto ou a transferência de ações de emissão da Companhia
Não aplicável à Companhia.
15.6. Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores da
Companhia
A controladora indireta da Companhia, a The AES Corporation, realizou reorganização societária ao final do exercício
de 2009, que envolveu empresas que, direta e indiretamente, detém ações da AES Guaíba II. Tal reorganização,
todavia, não alterou o controle indireto AES Guaíba II, nos termos da legislação brasileira aplicável, permanecendo o
mesmo com a The AES Corporation. Para maiores informações vide item 15.4 deste Formulário de Referência.
15.7. Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes
140
16. Transações com partes relacionadas
16.1. Regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes relacionadas,
conforme definidas pelas regras contábeis que tratam desse assunto.
As transações com partes relacionadas à Companhia são sempre realizadas com a observância dos preços e
condições usuais de mercado e, portanto, não geram qualquer benefício ou prejuízo à Companhia ou a quaisquer
outras partes. Além disso, as operações realizadas pela Companhia, inclusive aquelas contratadas com partes
relacionadas, são sempre amparadas pelas devidas análises prévias de suas condições e do estrito interesse da
Companhia em sua realização. Nesse sentido, a Companhia negocia individualmente os contratos a serem celebrados
com partes relacionadas, analisando seus termos em relação às condições praticadas no mercado, bem como as
particularidades de cada operação, tais como prazos, valores, atendimento a padrões de qualidade etc.
Quando necessário, o procedimento de tomada de decisões para a realização de operações com partes relacionadas
seguirá os termos da Lei das Sociedades por Ações, que determina que o acionista ou o administrador, conforme o
caso, nas assembleias gerais ou nas reuniões da administração, abstenha-se de votar nas deliberações relativas: (i) ao
laudo de avaliação de bens com que concorrer para a formação do capital social; (ii) à aprovação de suas contas como
administrador; e (iii) a quaisquer matérias que possam beneficiá-lo de modo particular ou que seu interesse conflite
com o da Companhia.
De acordo com o artigo 15, parágrafo 1º, do estatuto social da Companhia, a celebração, pela Companhia, de quaisquer
contratos, acordos, transações ou associações comerciais ou arranjos de qualquer natureza, bem como suas alterações,
com as sociedades controladoras diretas ou indiretas, controladas ou coligadas dessas, estão condicionadas à prévia
aprovação pelo conselho de administração.
Os contratos celebrados entre partes relacionadas devem, ainda, ser submetidos à aprovação da Agência Nacional de
Energia Elétrica (“ANEEL”), que poderá impor restrições aos termos e condições desses contratos e, em circunstâncias
extremas, determinar a rescisão do contrato.
Tendo em vista que a compra de energia elétrica para distribuição a consumidores cativos é atualmente efetuada no
ambiente de contratação regulada, a chamada auto contratação (autorização para as distribuidoras atenderem a até
30% de suas necessidades de energia elétrica contratando energia elétrica proveniente de auto-produção ou adquirida
de partes relacionadas) não é mais permitida, exceto no contexto de contratos devidamente aprovados pela ANEEL
anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
Além disso, as regras contábeis que tratam do assunto, sobretudo a CPC 05, estabelecem que as demonstrações
contábeis devam conter as divulgações necessárias para evidenciar a possibilidade de que sua posição financeira e
seu resultado possam ter sido afetados pela existência de transações e saldos com partes relacionadas. Essas regras
estabelecem, por exemplo, que os relacionamentos entre controladora e controladas ou coligadas devem ser
divulgados independentemente de ter havido ou não transações entre essas partes relacionadas; que a entidade deve
divulgar a remuneração do pessoal-chave da administração no total e para cada uma das seguintes categorias:(a)
benefícios de curto prazo a empregados e administradores, (b) benefícios pós-emprego, (c) outros benefícios de longo
prazo,(d) benefícios de rescisão de contrato de trabalho, e (e) remuneração baseada em ações; e que se tiver havido
transações entre partes relacionadas, a entidade deve divulgar a natureza do relacionamento com as partes
relacionadas, assim como informações sobre as transações e saldos existentes necessárias para a compreensão do
potencial efeito desse relacionamento nas demonstrações contábeis. No mínimo, as divulgações devem incluir o
montante das transações, o montante dos saldos existentes e seus termos e condições, incluindo se estão ou não com
cobertura de seguro, a natureza da remuneração a ser paga; informações de quaisquer garantias dadas ou recebidas;
provisão para créditos de liquidação duvidosa relacionada com o montante dos saldos existentes; e despesa
reconhecida durante o período a respeito de dívidas incobráveis ou de liquidação duvidosa de partes relacionadas.
16.2. Transações com partes relacionadas que, segundo as normas contábeis, devam ser divulgadas nas
demonstrações financeiras individuais ou consolidadas da Companhia e que tenham sido celebradas nos
3 últimos exercícios sociais ou estejam em vigor no exercício social corrente
Compras de Energia – AES Uruguaiana
As operações com a AES Uruguaiana são provenientes do contrato de compra de energia celebrado entre AES Sul e
AES Uruguaiana no ano de 1998.
No curso regular de seus negócios, a Companhia compra energia da AES Uruguaiana de acordo com um contrato de
compra bilateral, datado de 30 de Setembro de 1998, sendo o preço reajustado em abril de cada ano com base nos
valores estabelecidos pela ANEEL A partir de janeiro de 2010, este contrato foi rescindido conforme Termo Aditivo ao
Contrato, assinado entre as partes e devidamente homologado pelo regulador.
a) Nome das Partes Relacionadas: AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda. e AES Sul Distribuidora Gaúcha de
Energia S.A.
b) Relação das partes com o emissor: AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda. e a Companhia são sociedades
pertencentes ao mesmo grupo econômico, sendo ambas subsidiárias da AES Corporation.
c) Data da Transação: 30 de setembro de 1998
d) Objeto do Contrato: compra bilateral de energia, consistindo em um contrato de compra e venda de energia em que
a AES Uruguaiana compromete-se a fornecer energia à AES Sul;
e) Montante envolvido no negócio: Foram desembolsados R$189,9 milhões, R$169,6 milhões e R$27,9 milhões, em
2007, 2008 e 2009, respectivamente;
f) Saldo existente de: R$19,1 milhões, R$7,3 milhões e R$2,4 milhões em 2007, 2008 e 2009, respectivamente.
141
g) Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio se for possível auferir: Indeterminado;
h) Garantias e Seguros relacionados: A AES Sul forneceu carta de fiança bancária com vigência de 01/02/2009 à
31/01/2010
i) Condições de rescisão ou extinção: Não aplicável;
j) Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda, (I) a natureza e as razões para a
operação; e (II) a taxa de juros cobrada: Não aplicável.
Compras de Energia – AES Infoenergy
As operações com a AES Infoenergy são provenientes comercialização de energia elétrica de acordo com um contrato
de compra bilateral, datado 30/04/2003 sendo o preço reajustado em abril de cada ano com base no IGP-M.
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
Nome das Partes Relacionadas: AES Infoenergy Ltda e AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A.
Relação das partes com o emissor: AES Infoenergy e a Companhia são sociedades pertencentes ao mesmo
grupo econômico, sendo ambas subsidiárias da AES Corporation.
Data da Transação: 30 de abril de 2003
Objeto do Contrato: compra de energia, consistindo em um contrato de compra e venda de energia em que a AES
Infoenergy compromete-se a fornecer energia a AES Sul;
Montante envolvido no negócio: Foram desembolsados R$ 8,6 milhões, R$9,3 milhões e em 2007 e 2008
respectivamente;
Saldo existente de: R$ 0,8 milhões, zero e zero em 2008, 2009 e 2010, respectivamente.
Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio, se for possível auferir: Indeterminado;
Garantias e Seguros relacionados: Não aplicável
Duração: de 04/2003 a 12/2008;
Condições de rescisão ou extinção: Não aplicável;
Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda, (I) a natureza e as razões para a
Crédito e Débitos Com a AES Uruguaiana
As partes firmaram Termo de Acordo em 25/11/2008, com objetivo eliminar todas as Controvérsias, além de buscar
prevenir e evitar a ocorrência de litígios futuros relativos direta ou indiretamente ao contrato de Comercialização de
Energia Elétrica no CEEE/07:83/97-09372 (“Contrato”). O referido acordo foi homologado pela ANEEL através do
despacho 1210/10.
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
m)
Nome das Partes Relacionadas: AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda. e AES Sul Distribuidora Gaúcha de
Energia S.A.
Relação das partes com o emissor: AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda. e a Companhia são sociedades
pertencentes ao mesmo grupo econômico, sendo ambas subsidiárias da AES Corporation.
Data da Transação: 25/11/2008
Objeto do Contrato Original: compra bilateral de energia, consistindo em um contrato de compra e venda de
energia em que a AES Uruguaiana compromete-se a fornecer energia à AES Sul;
A AES SUL reconheceu, exclusivamente para fins de acordo, que deve à AES Uruguaiana os valores relativos:
a) Às glosas anteriores à celebração do Quarto Termo Aditivo ao Contrato Consolidado (15.04.2004), que
totalizam o valor de R$16,6 milhões; e
b) Às glosas realizadas no período compreendido entre a celebração do Quarto Termo Aditivo e o início do
Período de Transição, tal como definido no Quinto Termo Aditivo ao Contrato Consolidado (01.09.2008), que
totalizam o valor de R$ 95,5 milhões;
A AES Uruguaiana reconheceu, unicamente para fins de acordo, crédito decorrente da cláusula 12.11 do Contrato
Consolidado, calculado com base nos Contratos Bilaterais e nas compras do mercado de curto prazo efetuadas
pela AES Uruguaiana esse crédito no valor de R$ 14,0 milhões, relativamente ao período posterior à entrada da
UTE Uruguaiana no PPT e até 31.08.2008, atualizado pelo IGP-M e acrescidos de juros de 1% ao mês até
31.08.08;
A AES Uruguaiana, em virtude do acordo, passou a ser devedora da AES Sul no valor de R$ 22,5 milhões,
relativamente ao ESS antes da entrada da UTE Uruguaiana no PPT e no valor de R$ 3,1 milhões após a entrada
da UTE Uruguaiana no PPT e até 31.08.2008, todos os valores atualizados pelo IGP-M e acrescidos de juros de
1% ao mês até 31.08.08; e
A AES Uruguaiana também reconheceu, unicamente para fins de acordo, ser devido à AES SUL, a título de multa
por atraso na entrada em operação comercial somente em dezembro de 2000, o valor de R$ 2,2 milhões,
atualizados pelo IGP-M e acrescidos de juros de 1% ao mês até 31.08.08;
A AES Uruguaiana também reconheceu, unicamente para fins de acordo, ser devido à AES SUL, a título de
potência assegurada referente aos períodos em que a Usina ficou paralisada ou operando de forma deficitária em
virtude do incêndio (novembro e dezembro de 2000), a titulo de indenização, pelas perdas ocorridas em função da
exposição da AES Sul aos preços de curto prazo, os quais eram superiores aos valores contratados com a AES
Uruguaiana, o valor de R$ 19,5 milhões atualizado pelo IGP-M e acrescido de juros de 0,5% ao mês até 31.08.08;
e
A AES Uruguaiana também declara e reconhece, unicamente para fins deste acordo, ser devido à AES SUL, a
titulo de indenização, pelas perdas ocorridas em função da exposição da AES Sul aos preços de curto prazo, os
quais eram superiores aos valores contratados com a AES Uruguaiana, o valor de R$ 36,2 milhões, atualizado
pelo IGP-M e acrescido de juros de 0,5% ao mês até 31.08.08, referente à energia não entregue no período do
racionamento – maio a junho de 2001.
O valor de R$ 14,4 milhões será utilizado para indenizar a AES SUL pelos efeitos da substituição do lastro do
Contrato Consolidado e, consequentemente, da redução do prazo e dos volumes contratados e dos demais
termos constantes do 5º e 6º Aditivos, bem como pelas demais concessões objeto do Acordo. 2.4.
Sendo ao mesmo tempo credora e devedora, as partes declararam e reconheceram, unicamente para fins de
acordo, nos termos dos artigos 368 e 369 do Código Civil Brasileiro, a compensação de parcela do crédito da AES
Uruguaiana com a totalidade do crédito da AES SUL.
Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio se for possível: Indeterminado;
142
n)
o)
p)
q)
Garantias e Seguros relacionados: Não aplicável;
Duração: Não aplicável;
Condições de rescisão ou extinção: Não aprovação da ANEEL ou do BNDES; e
Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda: (I) a natureza e as razões para a
Compartilhamento de Plataforma de Tecnologia da Informação (TI) e licença de uso do software SAP
A AES Sul celebrou um Contrato com a AES Big Sky LLC (“ABS”), em 27 de dezembro de 2005, que tem por objeto a
aquisição de licenças de uso do software SAP ERP R/3 limitadas a 420 usuários. Este contrato tem prazo de 3 anos,
com renovação anual automática e prevê pagamento de taxa de manutenção anual das referidas licenças contratadas
de US$ 13,9 mil. Este contrato foi aprovado pela ANEEL através do Despacho 1877 de 11/08/2006.
A AES Sul celebrou um Contrato de Prestação de Serviços com a AES Big Sky LLC (“ABS”), em 3 de outubro de 2007,
que tem por objeto a prestação de serviços de gerenciamento e administração da plataforma SAP, incluindo
hospedagem no data center, suporte, gerenciamento de rede e determinadas tarefas correlacionadas “on demand”.
Este contrato tem prazo de 5 anos e será automaticamente renovado por períodos sucessivos de 1 ano. Os gastos
mensais médios com o referido contrato são de aproximadamente US$ 36,3 mil. Este contrato foi aprovado pela
ANEEL através do Despacho 1334 de 02/04/2008.
.
a) Nome das Partes Relacionadas: AES Big Sky LLC e AES Sul;
b) Relação das partes com o emissor: A AES Big Sky LLC e a Companhia são sociedades pertencentes ao mesmo
grupo econômico, sendo ambas subsidiárias da AES Corporation;
c) Data da Transação: 27 de dezembro de 2005 e 3 de outubro de 2007;
d) Objeto do Contrato: prestação de serviços na área de hospedagem do data center, suporte, gerenciamento e
administração da Plataforma da SAP e gerenciamento de rede, manutenção e software, entre outros, bem como
desempenho de determinadas tarefas, conforme solicitado pela Companhia;
e) Montante envolvido no negócio: R$ 0,9 milhões, R$ 0,8 milhões e R$0,3 milhões em 2007, 2008 e 2009,
respectivamente;
f)
Saldo existente de: R$ 0,9 milhões e R$ 0,6 milhões em 2008 e 2009, respectivamente;
g) Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio, se for possível auferir: Indeterminado;
h) Garantias e Seguros relacionados: Não aplicável;
i)
Duração: 5 anos, com renovação automática por períodos sucessivos de 1 (um) ano;
j)
Condições de rescisão ou extinção: o contrato pode ser rescindido (A) pela Companhia, a seu exclusivo critério,
mediante notificação por escrito à AES Big Sky LLC: (i) em caso de falência, recuperação judicial ou extrajudicial
da contratada; (ii) em caso de encerramento das atividades da contratante; (iii) em caso de ocorrência evento de
força maior que persista por mais de 120 dias; e (iv) se a contratante não mais precisar dos serviços contratados;
e (B) pela AES Big Sky LLC, a seu exclusivo critério, mediante notificação por escrito à Companhia: (i) em caso de
não pagamento do valor contratado por período superior a três meses, exceto se tal valor estiver sendo
contestado; (ii) se a Companhia não cumprir com suas obrigações legais e/ou contratuais; (iii) em caso de
ocorrência evento de força maior que persista por mais de 120 dias; (iv) em caso de falência, recuperação judicial
ou extrajudicial da contratante; e (v) em caso de alienação de controle da Companhia.
k) Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda, (I) a natureza e as razões para a
Débitos com a AES Uruguaiana
Através do termo de promessa de aquisição de crédito tributário, a AES Sul recebeu em transferências, da AES
Uruguaiana, créditos de Impostos de Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS, no valor de R$ 7,2 milhões. A
Companhia possui em seu passivo o valor do principal, atualizado pelo IGP-M até 31 de dezembro de 2010, o
montante de R$11,1 milhões.
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
Nome das Partes Relacionadas: AES Sul e AES Uruguaiana ;
Relação das partes com o emissor: a Companhia e a AES Uruguaiana são sociedades pertencentes ao mesmo
grupo econômico, sendo ambas subsidiárias da AES Corporation;
Data da Transação: 14 de maio de 1998
Objeto do Contrato: O objeto do presente instrumento é a promessa de aquisição, pela AES SUL, dos créditos de
ICMS pertencentes à AES Uruguaiana;
Montante envolvido no negócio: R$7,2 milhões;
Saldo existente de: R$10,2 milhões, R$ 10,1 milhões e R$ 11,1 em 2008, 2009 e 2010, respectivamente;
Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio, se for possível auferir: Indeterminado;
Garantias e Seguros relacionados: Não aplicável;
Duração: prazo indeterminado
Condições de rescisão ou extinção: Não aplicável; e
Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda, (I) a natureza e as razões para a
Garantias
Em garantia do pagamento dos valores devidos pela AES Sul em razão do empréstimo obtido junto ao Unibanco no
valor total de R$ 568,6 milhões, através da emissão de uma unica Cédula de Crédito Bancário (CCB), foram
penhoradas as ações de emissão da AES Sul detidas pela AES Guaíba II Empreendimentos Ltda, que representam
99,62% das ações da Companhia.
Abaixo estão listadas características:

Nome das Partes Relacionadas: AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia SA e AES Guaíba II
Empreendimentos Ltda.;
143










Relação das partes com o emissor: a AES Guaíba II Empreendimentos Ltda é controladora direta da
Companhia;
Data da Transação: 28 de junho de 2006; aditivado em 30 de setembro de 2010.
Objeto do Contrato: penhor de ações da Companhia em garantia da emissão da Cédula de Crédito Bancário
(CCB) junto ao Unibanco (atual Itaú Unibanco).
Montante envolvido no negócio: R$ 568,6 milhões, não havendo como aferir o valor da garantia, pois é
variável de acordo com o valor de mercado das ações, bem como de acordo com os rendimentos/dividendos
recebidos;
Saldo existente de: R$ 628,5 milhões,R$ 597,5 milhões e R$ 585,6 milhões, em 2008, 2009 e 2010
respectivamente. Estes valores referem-se aos saldos que a AES Sul possuía com os detentores das
Cédulas Seriadas, que estão garantidas por ações da Companhia;
Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio, se for possível auferir:
Indeterminado;
Garantias e Seguros relacionados: em garantia do pagamento dos valores devidos pela AES Sul em razão
de emissão da Cédula de Crédito Bancário, foram penhoradas 99,62% das ações de emissão da Companhia
detidas pela AES Guaíba II Empreendimentos Ltda.
Duração: até o integral cumprimento das obrigações assumidas pela AES Sul no âmbito da emissão da
Cédula de Crédito Bancário com vencimento previsto em 01 de outubro de 2018;
Condições de rescisão ou extinção: o contrato será extinto e as ações penhoradas serão totalmente
liberadas no momento do pagamento integral das obrigações assumidas pela AES Sul no âmbito da emissão
da Cédula de Crédito Bancário; e
Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda, (I) a natureza e as razões para
a operação; e (II) a taxa de juros cobrada:
Em 28 de junho de 2006, a Companhia obteve empréstimo junto ao Unibanco no valor total de R$ 650,0 milhões,
através da emissão de 26 Cédulas de Crédito Bancário cujos recursos foram destinados para o pagamento de parcela
do saldo de juros das FRN e para o resgate antecipado da totalidade de suas debêntures em circulação. O encargo
cobrado era a variação do CDI, acrescido do spread de 3% ao ano. Em 30 de setembro de 2010 o referido contrato foi
aditivado no valor de R$ 568,6 milhões, passando as 26 Cédulas Seriadas a serem registradas por uma única Cédula
de Crédito Bancário. As principais alterações foram: redução da taxa de juros para CDI + 1,7% a.a e alteração do
vencimento final para 01 de outubro de 2018, com período de carência de 48 meses para pagamento do valor principal.
A Companhia pagou comissão de renegociação de 0,70% sobre o valor do contrato, no montante de R$ 3.980 a qual
foi capitalizada e será amortizada ao longo do contrato.
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. identificar as medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses
A Companhia adota práticas de governança corporativa e aquelas recomendadas e/ou exigidas por legislação e
regulamentação. Em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações, qualquer acionista ou membro do Conselho
de Administração está proibido de votar em deliberação acerca de matéria em que tenha interesses conflitantes com os
da Companhia.
As operações celebradas pela Companhia com partes relacionadas seguem os padrões de mercado e são amparadas
pelas devidas avaliações prévias de seus termos e condições e do estrito interesse da Companhia em sua realização.
b. demonstrar o caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou o pagamento
compensatório adequado
As operações da Companhia observam caráter estritamente comutativo, pois são realizadas dentro dos parâmetros de
contratação estabelecidos pela ANEEL, que visam à modicidade tarifária, a estimular a expansão da oferta, a zelar pela
compra eficiente e a definir mecanismos de proteção ao consumidor de energia elétrica. As operações da Companhia
são submetidas à aprovação dessa autarquia.
Para os dois contratos assinados com a AES Big Sky LLC, ambos devidamente aprovados pela ANEEL, foram
observados também o caráter estritamente comutativo. O primeiro contrato, assinado em 27/12/2005 e aprovado pela
ANEEL em 11/08/2006, através do Despacho número 1877, trata da aquisição das licenças de uso do sistema SAP R/3
num total de 420 licenças. A contratação corporativa mundial por parte da AES Corporation permitiu ganhos de escala
que não seriam possíveis obter se a negociação fosse conduzida individualmente para cada um dos negócios do
grupo. Anteriormente a essa contratação corporativa, tomando-se por base uma taxa cambial de R$ 1,80/US$ 1.00, o
custo médio anual por licença de uso do SAP R/3 era da ordem de R$ 1,2 mil, enquanto, atualmente, em função desse
contrato corporativo, o custo por licença é da ordem de R$ 0,06 mil. Este contrato tem prazo de 3 anos e renovação
automática por períodos sucessivos de um ano, com um custo anual da ordem US$ 13,9 mil. A rescisão contratual
pode ser efetuada mediante aviso formal com 30 dias de antecedência. Esse contrato foi renovado por mais 3 anos
com vigência até 27/12/2012, essa renovação teve um custo total de US$ 41.850,00.
O segundo contrato assinado com a AES Big Sky LLC, em 03/10/2007 e aprovado pela ANEEL em 02/04/2008 através
do Despacho 1.334, tem como objeto os serviços de gerenciamento e administração da plataforma SAP, incluindo
hospedagem no data center, suporte, gerenciamento de rede e determinadas tarefas correlacionadas on demand. A
efetiva contratação foi precedida de estudos de mercado e cotação de preços, concluindo-se que entre as ofertas
recebidas, a proposta recebida da AES Big Sky era tecnicamente superior para os serviços demandados,
estrategicamente mais adequada e financeiramente mais atraente, representando uma diferença a menor de 28% em
relação a melhor proposta recebida do mercado. Este contrato é de 5 anos com renovação automática em períodos
144
anuais sucessivos, com custo mensal da ordem de US$ 36.3 mil. A rescisão do contrato pode ser efetuada mediante
aviso formal com 30 dias de antecedência.
145
17. Capital Social
17.1. Capital social
17.2. Aumentos de capital da Companhia
Nos últimos 3 exercícios sociais, o capital da Companhia não teve aumento de capital.
17.3. Desdobramentos, grupamentos e bonificações
Não aplicável
17.4. Reduções de capital da Companhia
Nos últimos 3 exercícios sociais, o capital da Companhia não teve reduções de capital.
17.5. Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes
146
18. Valores mobiliários
18.1. Direitos de cada classe e espécie de ação emitida
a. direito a dividendos
Em cada exercício social, os acionistas farão jus a um dividendo obrigatório de 25% do lucro líquido da Companhia, na
forma do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações (“Lei n° 6.404/76”).
As ações preferenciais conferirão a seus titulares o direito à percepção de dividendos não cumulativos, de no mínimo
6% (seis por cento) da parte do capital social integralizado própria a essa espécie de ações.
Nos últimos 3 exercícios a Companhia não pode distribuir efetivamente os dividendos declarados, em razão de
restrições de ordem regulatória e contratual, contidas, respectivamente, no Despacho 1.580/2005 da Agência Nacional
de Energia Elétrica (ANEEL) e nas Cédulas de Crédito Bancário, emitidas em favor do Unibanco – União de Bancos
Brasileiros, até a extinção das mesmas.
b. direito de voto
Cada ação ordinária confere ao seu titular o direito a um voto nas Assembleias Gerais da Companhia. As ações
preferenciais adquirirão, entretanto, pleno direito de voto para quaisquer deliberações se a Companhia deixar de pagar,
por 3 exercícios consecutivos, os dividendos a que fizerem jus.
c. conversibilidade em outra classe ou espécie de ação, indicando (i) condições e (ii) efeito sobre o
capital social
Não aplicável.
d. direitos no reembolso do capital
As ações preferenciais terão prioridade no reembolso do capital, sem direito a prêmio, no caso de liquidação da
sociedade.
O valor do reembolso será determinado com base no valor patrimonial constante do último balanço aprovado pela
Assembléia Geral, observado o disposto no artigo 45, da Lei das Sociedades por Ações.
e. direito a participação em oferta pública por alienação de controle
Será submetida à prévia aprovação do Poder Concedente qualquer alteração do Estatuto Social, transferência de
ações ou quaisquer outros atos que impliquem em mudança de controle acionário da Companhia, nos moldes do
disposto na 5ª Subcláusula da Cláusula Quinta do respectivo Contrato de Concessão
f.
restrições à circulação
O Estatuto Social da Companhia não contempla a hipótese de restrição à circulação sobre nenhuma espécie ou classe
de ação.
g. condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários
É necessária a aprovação de acionistas que representem metade, no mínimo, das ações com direito a voto para
deliberação sobre alteração nas preferências, vantagens e condições de resgate ou amortização de uma ou mais
classes de ações preferenciais, ou criação de nova classe mais favorecida.
Adicionalmente, a eficácia das deliberações sobre as matérias acima dependerá de prévia aprovação ou posterior
ratificação, em prazo improrrogável de um ano, por titulares de mais da metade de cada classe de ações preferenciais
prejudicadas, reunidos em assembleia especial convocada pelos administradores e instalada com as formalidades da
Lei n° 6.404/76.
Caso aprovada a matéria, terá o acionista dissidente titular de ações preferenciais o direito de retirar-se da Companhia,
mediante reembolso do valor das suas ações.
Ressalte-se que os acionistas titulares de ações preferenciais têm direito de voto nas deliberações a respeito da
alteração de seu poder de voto restrito.
h. outras características relevantes
Todas as características relevantes foram divulgadas nos itens acima.
i.
emissores estrangeiros devem identificar as diferenças entre as características descritas nos itens
“a” a “i” e aquelas normalmente atribuídas a valores mobiliários semelhantes emitidos por emissores
nacionais, diferenciando quais são próprias do valor mobiliário descrito e quais são impostas por
regras do país de origem da Companhia ou do país em que seus valores mobiliários estão
custodiados.
Não aplicável.
18.2. Regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a
realizar oferta pública
Não existem regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que obriguem a realização
de oferta pública.
18.3. Exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto
As ações preferenciais adquirirão pleno direito de voto se a Companhia deixar de pagar, por 3 (três) exercícios
consecutivos, os dividendos a que fizerem jus.
18.4. Volume de negociações bem como maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados em
147
bolsa de valores ou mercado de balcão organizado, em cada um dos trimestres dos 3 últimos exercícios
sociais
Não Aplicável. Não há negociação de ações da Companhia na BM&F Bovespa.
18.5 Outros valores mobiliários emitidos que não sejam ações, indicando: (a) identificação do valor mobiliário;
(b) quantidade; (c) valor; (d) data de emissão; (e) restrições à circulação; (f) conversibilidade em ações ou
conferência de direito de subscrever ou comprar ações do emissor, informando: (i) condições; (ii) efeitos
sobre o capital social; (g) possibilidade de resgate, indicando: (i) hipóteses de resgate ; (ii) fórmula de
cálculo do valor de resgate; (h) quando os valores mobiliários forem de dívida, indicar, quando aplicável;
(I) vencimento, inclusive as condições de vencimento antecipado; (II) juros; (III) garantia e, se real,
descrição do bem objeto; (IV) na ausência de garantia, se o crédito é quirografário ou subordinado; (V)
eventuais restrições impostas ao emissor em relação à distribuição de dividendos, à alienação de
determinados ativos, à contratação de novas dívidas, à emissão de novos valores mobiliários; (VI) o
agente fiduciário, indicando os principais termos do contrato; (i) condições para alteração dos direitos
assegurados por tais valores mobiliários; e (j) outras características relevantes
Não aplicável.
18.6. Mercados brasileiros nos quais valores mobiliários do emissor são admitidos à negociação
Não aplicável
18.7. Classes e espécies de valores mobiliários admitidos à negociação em mercados estrangeiros, incluindo:
a) país; b) mercado; c) entidade administradora do mercado no qual os valores mobiliários são admitidos
à negociação; d) data de admissão à negociação; e) se houver, indicar o segmento de negociação; f) data
de início de listagem no segmento de negociação; g) percentual do volume de negociações no exterior
em relação ao volume total de negociações de cada classe e espécie no último exercício; h) se houver,
proporção de certificados de depósito no exterior em relação a cada classe e espécie de ações; i) se
houver, banco depositário; e j) se houver, instituição custodiante
Não aplicável
18.8. Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e
sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor
Não aplicável.
18.9. Ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiro
Não aplicável.
Todas as informações relevantes foram incluídas nos itens anteriores.
148
19. Planos de recompra e valores mobiliários em tesouraria
19.1. Planos de recompra de ações da Companhia nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social
corrente
Não aplicável.
19.2. Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria por tipo, classe e espécie, e indicando a
quantidade, valor total e preço médio ponderado de aquisição
Não aplicável.
19.3. Valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social
Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia possuía 815 ações de sua emissão em tesouraria sendo 810 ordinárias e 5
preferenciais.
149
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
a. data de aprovação
01 de dezembro de 2008.
b. pessoas vinculadas
A Companhia, seus acionistas controladores, diretos ou indiretos, membros do conselho de administração, diretores,
membros do conselho fiscal, membros dos comitês ou de quaisquer órgãos com funções técnicas e consultivas,
criados por disposição estatutária, empregados da Companhia que, em virtude de seu cargo, função ou posição, ou
circunstancialmente, tenham acesso a Informações Relevantes, que, em virtude de seu cargo, função ou posição nos
Acionistas Controladores, nas sociedades controladas e nas sociedades coligadas, tenha acesso ou conhecimento de
informações relevantes, prestadores de serviços e qualquer pessoa que tenha aderido expressamente à Política de
Negociação.
c. principais características
A Companhia adota as regras estabelecidas na Instrução da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) nº 358, de 3 de
janeiro de 2002, quanto à negociação de valores mobiliários de sua emissão. Sendo assim, as pessoas vinculadas
elencadas no item “b” acima são vedadas de negociar valores mobiliários de emissão da Companhia, incluindo
operações com derivativos que envolvam valores mobiliários, nos períodos e condições descritos no item “d” a seguir.
A Política de Negociação de Ações da Companhia tem por finalidade registrar e esclarecer os critérios e procedimentos
a serem empregados pelas pessoas vinculadas para evitar que os valores mobiliários sejam por elas negociados
mediante a utilização de informação privilegiada, prevenindo, assim, a ocorrência da prática de insider trading, isto é, a
utilização de informação privilegiada de que a pessoa vinculada tenha conhecimento e da qual deva manter sigilo, por
força do disposto no artigo 155, §§ 1º a 4º, da Lei das Sociedades por Ações e na Instrução da CVM nº 358, capaz de
propiciar, para si ou para outrem, vantagem indevida, mediante negociação, em nome próprio ou de terceiros, com
valores mobiliários.
A referida política foi elaborada nos termos da legislação aplicável, sendo o Diretor de Relações com Investidores o
responsável pelo seu acompanhamento e execução, competindo-lhe o dever de informar às pessoas vinculadas e aos
órgãos públicos competentes sobre os períodos de vedação à negociação de valores mobiliários.
d. previsão de períodos de vedação de negociações e descrição dos procedimentos adotados para
fiscalizar a negociação em tais períodos
A negociação com valores mobiliários de emissão da Companhia é vedada para as pessoas vinculadas nos seguintes
períodos:
i. No período de 1 (um) mês que antecede o encerramento do exercício social, até a publicação do anúncio que
colocar à disposição dos acionistas as demonstrações financeiras anuais da Companhia e demais documentos
relacionados no artigo 133 da Lei das Sociedades por Ações;
ii. Durante o período de 15 (quinze) dias anterior à divulgação das informações financeiras trimestrais;
iii. Se estiver em curso a aquisição ou alienação, pela Companhia, de ações de sua própria emissão;
iv. Se houver intenção de promover fusão, incorporação, cisão total ou parcial, transformação ou reorganização
societária envolvendo a Companhia;
v. Quando tiverem conhecimento de informação relevante ainda não divulgada ao mercado, até o momento em que
tal divulgação for efetivada;
vi. Nos períodos determinados pela regulamentação emitida pela CVM; e/ou
vii. Nos demais períodos declarados pelo Diretor de Relações com Investidores como períodos especiais de
vedação à negociação.
Os administradores que se afastarem da administração da Companhia antes da divulgação pública de ato ou fato
iniciado durante seu período de gestão não poderão negociar com valores mobiliários de emissão da Companhia (i) até
a divulgação de tal ato ou fato relevante ao mercado; e (ii) mesmo após a divulgação do ato ou fato relevante ao
mercado, caso a negociação por parte dos administradores possa interferir nas condições do referido ato ou fato, em
prejuízo dos acionistas da Companhia ou dela própria.
Para fiscalizar a negociação nos períodos acima elencados pelas pessoas vinculadas, a Companhia adota o seguinte
procedimento de comunicação de informações sobre as negociações por administradores e acionistas controladores:
Os administradores, os conselheiros fiscais e os membros de órgãos criados por disposição estatutária com funções
técnicas ou consultivas deverão informar a titularidade de valores mobiliários de emissão da Companhia, de acionista
controlador, de sociedades controladas e de sociedades coligadas, desde que se trate de companhias abertas, bem
como as alterações nessas posições. Essa comunicação deverá ser encaminhada ao Diretor de Relações com
Investidores da Companhia e, por este, à CVM e à Bolsa de Valores, em formulário cujo modelo encontra-se no Anexo
II da Política de Negociação de Ações da Companhia aprovada na reunião do conselho de administração da
Companhia realizada em 1º de dezembro de 2008.
A comunicação à Companhia deve ser feita: (i) no primeiro dia útil após a sua investidura no cargo; e (ii) no prazo de 5
(cinco) dias após a realização de cada negócio. A comunicação à CVM e à Bolsa de Valores deverá ser efetuada: (i)
150
imediatamente após a investidura no cargo; e (ii) no prazo máximo de 10 (dez) dias após o término do mês em que se
verificar alteração das posições detidas, indicando o saldo da posição detida no período.
Os acionistas controladores deverão comunicar detalhadamente à Companhia, à CVM e à Bolsa de Valores quaisquer
negociações que vierem a ser efetuadas com valores mobiliários de emissão da Companhia, informando inclusive o
preço, no prazo de 10 (dez) dias após o término do mês em que se verificar a negociação.
Além disso, a negociação com Valores Mobiliários de emissão da Companhia por parte das pessoas vinculadas em
violação às regras estabelecidas na Política de Negociação, na Instrução da CVM nº 358 e nos demais dispositivos
legais e regulamentares aplicáveis poderá sujeitar o infrator a responder processo administrativo sancionador e à
aplicação, pela CVM, de penalidades previstas no artigo 11 da Lei das Sociedades por Ações (advertência, multa de
até 3 (três) vezes o montante da vantagem econômica obtida ou da perda evitada em decorrência do ilícito, suspensão
ou inabilitação para o exercício dos cargos de administrador ou conselheiro fiscal de companhia aberta, de entidade do
sistema de distribuição de valores mobiliários ou de outras entidades que dependam de autorização ou registro da
CVM, e/ou proibição para atuar, direta ou indiretamente, em uma ou mais modalidades de operação no mercado de
valores mobiliários).
A utilização de informação privilegiada, de que a pessoa vinculada tenha conhecimento e da qual deva manter sigilo,
capaz de propiciar, para si ou para outrem, vantagem indevida, mediante negociação, em nome próprio ou de terceiros,
com valores mobiliários, ainda constitui crime, sujeitando o infrator à pena de reclusão de 1 (um) a 5 (cinco) anos, e
multa de até 3 (três) vezes o montante da vantagem ilícita obtida em decorrência do crime.
Por fim, a violação às disposições da Política de Negociação sujeitará o infrator a responder a procedimento interno de
caráter disciplinar, o qual poderá resultar, inclusive, na perda do emprego ou no término da relação de prestação de
serviços à Companhia.
151
21. Política de divulgação de informações
21.1. 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
A Companhia atende às exigências relativas à divulgação de informações previstas na Lei das Sociedades por Ações e
nos normativos expedidos pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM).
Nos termos da legislação brasileira sobre valores mobiliários, a Companhia deve divulgar qualquer acontecimento
relevante relacionado aos seus negócios à CVM e à BM&FBOVESPA. A Companhia deve ainda publicar na imprensa
aviso de tais acontecimentos relevantes. Um fato será havido por relevante se puder causar impacto ponderável sobre
o preço dos valores mobiliários da Companhia, a decisão dos investidores de negociar valores mobiliários da
Companhia ou a decisão dos investidores de exercer quaisquer direitos como titulares de quaisquer dos valores
mobiliários da Companhia. Em circunstâncias especiais de proteção de interesse legítimo da Companhia, a mesma
poderá apresentar à Comissão de Valores Mobiliários (CVM) pedido de tratamento confidencial dos fatos relevantes.
Divulgação de Informações Eventuais e Periódicas
De acordo com a regulamentação aplicável, a Companhia fornece à CVM e à BM&F BOVESPA determinadas
informações (i) periódicas, que incluem este Formulário de Referência, o Formulário Cadastral, as informações
trimestrais, os relatórios trimestrais da administração e dos auditores independentes, editais de convocação e atas de
Assembleias Gerais Ordinárias e (ii) eventuais, tais como aviso aos acionistas, editais de convocação e atas de
Assembleias Gerais Extraordinárias, fatos relevantes, acordos de acionistas, entre outros.
Normas, regimentos e procedimentos internos
Além de sua Política de Divulgação (conforme abaixo definida) e dos procedimentos para evitar o uso de informação
privilegiada contidos em sua Política de Negociação de Valores Mobiliários, acima descrita, a Companhia gerencia a
divulgação das informações acerca de seus resultados, visando a garantir que sejam recolhidas, processadas e
relatadas de maneira precisa e tempestiva, através de políticas internas (normas administrativas) que versam sobre
preparação de informações financeiras, consolidação e preparação de relatórios financeiros, processo de fechamento
contábil e preparação das publicações exigidas pela lei e pela regulamentação. Essas políticas estabelecem
procedimentos para gerar, revisar e aprovar demonstrações financeiras e os registros contábeis e procedimentos para
preparar as publicações exigidas, observando critérios na elaboração da redação e o entendimento das informações
pelo investidor comum. Elas definem responsabilidades, cronogramas e procedimentos a serem adotados na
elaboração de informações financeiras e contábeis e de publicações.
21.2. Política de divulgação de ato ou fato relevante adotada pela Companhia, com indicação dos
procedimentos relativos à manutenção de sigilo acerca de informações relevantes não divulgadas
A Companhia possui uma Política de Divulgação de Informações Relevantes e Manutenção de Sigilo de Informações
Relevantes (“Política de Divulgação”), nos termos da Instrução CVM nº 358, de 03 de janeiro de 2002, conforme
alterada. A política da Companhia, aprovada em Reunião do Conselho de Administração realizada em 1º de dezembro
de 2008, é destinada aos seus acionistas controladores, administradores, membros do Conselho Fiscal, membros de
quaisquer órgãos com funções técnicas ou consultivas, criados por disposição estatutária, empregados da Companhia
que, em virtude de seu cargo, função ou posição, ou circunstancialmente, tenham acesso a Informações Relevantes, a
quem quer que, em virtude de seu cargo, função ou posição nos acionistas controladores, nas sociedades controladas
e nas sociedades coligadas, tenha acesso ou conhecimento de informações relevantes, prestadores de serviços e
qualquer pessoa que tenha aderido expressamente à Política de Divulgação (as “Pessoas Vinculadas”). Essa política
estabelece regras de sigilo e confidencialidade, procedimentos relativos à manutenção de sigilo, bem como atribui
responsabilidade direta e subsidiária pela divulgação de fato relevante ao diretor de relações com investidores e aos
destinatários que tenham conhecimento pessoal de fato relevante, respectivamente.
A Política de Divulgação da Companhia tem por finalidade registrar e esclarecer os critérios e procedimentos a serem
seguidos pelo Diretor de Relações com Investidores e demais Pessoas Vinculadas no relacionamento com
investidores, no que tange à divulgação de informações relevantes e a manutenção do sigilo de informações
privilegiadas, de forma a desenvolver um fluxo contínuo de informações e manter realistas as expectativas dos
investidores, através da imediata divulgação das informações relevantes dentro da mais ampla base possível. A
Política de Divulgação de Informações Relevantes e Manutenção de Sigilo de Informações Relevantes da Companhia
foi elaborada nos termos da legislação aplicável. Através dela, a Companhia assume o compromisso de divulgar
informações de maneira oportuna, consistente e confiável, em consonância com as exigências legais, visando à melhor
performance de seus valores mobiliários no mercado. É importante que esse procedimento tenha continuidade e
uniformidade e que todos s segmentos da comunidade investidora tenham acesso equânime às informações relevantes
da Companhia.
As partes relacionadas deverão aderir, mediante a assinatura do termo de adesão, à Política de Divulgação da
Companhia, sendo que a Companhia manterá em sua sede social a relação das pessoas vinculadas e suas
respectivas qualificações, indicando cargo ou função exercida, endereço e número de inscrição no Cadastro Nacional
de Pessoas Físicas ou Jurídicas, conforme o caso. A relação será sempre mantida à disposição da CVM.
As pessoas vinculadas têm a obrigação de comunicar imediatamente à Companhia, por escrito, a alteração de
qualquer de seus dados cadastrais. Mediante o recebimento de referida comunicação, a Companhia deverá
imediatamente proceder à atualização do cadastro da pessoa vinculada.
Caso a Companhia, no curso de qualquer negociação ou discussão de assuntos a ela relacionados, mantenha contato
e dê conhecimento de Informações Relevantes não divulgadas a terceiros que não sejam considerados pessoas
152
vinculadas, poderá exigir de tais terceiros a assinatura de um termo de confidencialidade, nos termos do Anexo II à
Política de Divulgação.
A pessoa vinculada que tiver conhecimento de informação relevante deverá, sempre que verificar a omissão na sua
divulgação, relatar a irregularidade, por escrito, ao Diretor de Relações com Investidores. Na hipótese de, decorridos 5
(cinco) dias úteis da data em que foi realizada a referida comunicação e não se configurando a decisão de manter
sigilo, tomada na forma do artigo 6º da Instrução da CVM nº 358, a pessoa vinculada constatar a omissão do Diretor de
Relações com Investidores no cumprimento de seu dever de comunicação e divulgação, a pessoa vinculada somente
se eximirá de responsabilidade pela omissão de divulgação de Informação Relevante caso a comunique,
imediatamente, à CVM.
A comunicação de informações relevantes à CVM e às Bolsas de Valores pelo Diretor de Relações com Investidores
deve ser feita imediatamente por meio de documento escrito, descrevendo detalhadamente a informação relevante, de
forma clara e precisa, em linguagem acessível ao público investidor, indicando, ainda, sempre que possível, os valores
envolvidos e outros esclarecimentos que a Companhia entender necessário.
A informação relevante deve ser divulgada ao público por meio de anúncio publicado nos jornais utilizados
regularmente para tal fim pela Companhia, podendo o anúncio conter a descrição resumida da informação relevante,
desde que indique endereço na Internet onde esteja disponível a descrição completa da informação relevante, em teor,
no mínimo, idêntico ao texto enviado à CVM e às Bolsas de Valores.
Sempre que for veiculada informação relevante por qualquer meio de comunicação, inclusive informação à imprensa ou
em reunião de entidades de classe, investidores, analistas ou com público selecionado, no País ou no exterior, a
informação relevante será divulgada simultaneamente à CVM, Bolsas de Valores e ao público investidor em geral.
A Companhia, seus empregados, Diretores e quaisquer outras pessoas vinculadas, à exceção do Diretor de Relações
com Investidores, não comentarão sobre rumores. Quando forem questionados sobre quaisquer atividades ou boatos
envolvendo a Companhia que possam ser considerados informações relevantes, tais pessoas deverão dirigir os
referidos questionamentos à área de Relações com Investidores.
A informação relevante deverá ser divulgada antes do início ou após o encerramento dos negócios nas Bolsas de
Valores. Caso as Bolsas de Valores não operem simultaneamente, a divulgação será feita observando o horário de
funcionamento das Bolsas de Valores localizadas no território brasileiro.
Caso seja imperativo que a divulgação de ato ou fato relevante ocorra durante o horário de negociação, o Diretor de
Relações com Investidores poderá, ao comunicar o ato ou fato relevante, solicitar, simultaneamente, às Bolsas de
Valores a suspensão da negociação dos Valores Mobiliários de emissão da Companhia, pelo tempo necessário à
adequada disseminação da informação relevante.
A informação relevante somente poderá deixar de ser divulgada em caso excepcional, se o Diretor de Relações com
Investidores e os Acionistas Controladores ou os Administradores da Companhia (conforme o caso), concluírem, de
forma justificada, que sua divulgação pode colocar em risco interesse legítimo da Companhia.
Além disso, caso a informação relevante esteja ligada a operações envolvendo diretamente os Acionistas
Controladores e estes decidam por sua não divulgação, deverão informar o fato ao Diretor de Relações com
Investidores da Companhia.
Nos demais casos, quando a informação relevante estiver ligada a operações envolvendo a Companhia, caberá aos
Administradores decidir pela divulgação ou não da informação relevante e informar o fato ao Diretor de Relações com
Investidores da Companhia.
Os Acionistas Controladores e os Administradores, por meio do Diretor de Relações com Investidores da Companhia,
poderão decidir por submeter à apreciação da CVM questão acerca da divulgação ao público de informação relevante
que possa colocar em risco interesse legítimo da Companhia. O requerimento deverá ser dirigido ao Presidente da
CVM, em envelope lacrado, no qual deverá constar a palavra "Confidencial".
Os Acionistas Controladores e os Administradores ficam obrigados a, diretamente ou através do Diretor de Relações
com Investidores, divulgar imediatamente a Informação Relevante, na hipótese de esta escapar ao controle ou se
ocorrer oscilação atípica na cotação, preço ou quantidade negociada dos valores mobiliários de emissão da
Companhia.
As Pessoas Vinculadas devem guardar sigilo acerca de informações privilegiadas/relevantes às quais tenham acesso
até que tais Informações Relevantes sejam divulgadas ao mercado, bem como zelar para que seus subordinados e
terceiros de sua confiança também o façam. Devem, ainda, abster-se de discutir informações relevantes em lugares
públicos. Da mesma forma, somente deverão tratar de assuntos relacionados à Informação Relevante com aqueles
que dela tenham necessidade de ter conhecimento.
Para assegurar a manutenção do sigilo das informações relevantes e privilegiadas, devem ser adotadas, entre outras,
as seguintes práticas:
i. manter todos os memorandos, correspondências e outros documentos que contenham informações relacionadas
à Companhia, às Sociedades Controladas e às Sociedades Coligadas em local seguro, do qual somente a
Pessoa em questão possua a chave (armário, gaveteiro etc.);
153
ii. evitar discussões a respeito de assuntos confidenciais da Companhia, das Sociedades Controladas ou das
Sociedades Coligadas em locais em que a conversa possa ser ouvida por pessoas às quais o assunto não está
endereçado (elevadores, restaurantes, etc.);
iii. não fazer quaisquer comentários sobre informações confidenciais da Companhia, das Sociedades Controladas
ou das Sociedades Coligadas com familiares, colegas e conhecidos;
iv. não fornecer seu login e senha do computador profissional para outra pessoa, em hipótese alguma.
Em caso de dúvidas sobre o caráter relevante da informação recebida a respeito da Companhia, das Sociedades
Controladas ou das Sociedades Coligadas, a Pessoa Relacionada deve: (i) evitar negociar com Valores Mobiliários e
dar dicas de negociação a outrem até que se confirme que a informação em questão não é relevante ou venha a se
tornar pública; e (ii) consultar a área de Compliance ou de Relações com Investidores da Companhia antes de negociar
com Valores Mobiliários e dar dicas de negociação a outrem.
Caso qualquer Pessoa Relacionada verifique que (a) uma Informação Relevante ainda não divulgada ao público
tornou-se do conhecimento de pessoas diversas das que (i) tiveram originalmente conhecimento ou (ii) decidiram
manter sigilosa a Informação Relevante; e/ou (b) ocorreu oscilação atípica na cotação, preço ou quantidade negociada
dos Valores Mobiliários, tal Pessoa Relacionada deverá comunicar imediatamente tais fatos ao Diretor de Relações
com Investidores.
Todo e qualquer funcionário da Companhia deve seguir os seguintes procedimentos:
i. não falar por telefone ou fazer qualquer tipo de contato com áreas de pesquisa ou venda de ações de bancos ou
investidores de modo geral;
ii. caso seja abordado pelo público externo, redirecionar o contato para a Diretoria de Relações com Investidores; e
iii. antes de conceder entrevistas para a imprensa que abordem cenários futuros, consultar a Diretoria de Relações
com Investidores para alinhar o discurso com a informação divulgada ao mercado.
É obrigatória a presença de um funcionário da Diretoria de Relações com Investidores em todas as entrevistas que
contemplem ou possam contemplar cenários futuros da Companhia.
A Diretoria de Relações com Investidores poderá revisar modelos financeiros ou minutas de projeções e relatórios de
analistas, unicamente com o objetivo de identificar premissas e parâmetros que contemplem dados de conhecimento
público incorretos e que, por conseguinte, levem a conclusões irrealistas.
No período entre o término de cada trimestre e a data de divulgação dos respectivos resultados da Companhia, os
funcionários da Diretoria de Relações com Investidores observarão um "período de silêncio", durante o qual não farão
qualquer comentário, nem a respeito das estimativas dos analistas nem com relação às próprias previsões e/ou
estimativas futuras de desempenho.
Quando questionada pelos analistas sobre as estimativas e projeções de resultados da Companhia, a Diretoria de
Relações com Investidores: não ratificará nem rejeitará o resultado estimado ou projetado, e, excetuado o período de
silêncio, poderá questionar ao analista se as premissas de sua projeção estão em linha com as projeções do mercado,
ou apontar algum dado conhecido que tenha sido omitido ou erro específico em fato histórico que o analista tenha
utilizado em sua estimativa de resultado.
Em razão de circunstâncias extraordinárias, a Diretoria de Relações com Investidores poderá entender cabível
pronunciar-se sobre esses relatórios e, nesse caso, fará essa indicação através de ampla divulgação ao mercado, na
forma prevista no artigo 3º da Instrução CVM nº 358.
As Pessoas Vinculadas responsáveis pelo descumprimento de qualquer disposição constante da Política de
Divulgação da Companhia se obrigam a ressarcir a Companhia e/ou outras Pessoas Vinculadas e terceiros, de todos
os prejuízos que venham a ser causados em decorrência, direta ou indireta, de tal violação.
A violação às regras estabelecidas na Política de Divulgação da Companhia, na Instrução CVM nº 358 e nos demais
dispositivos legais e regulamentares aplicáveis poderá sujeitar o infrator a responder processo administrativo
sancionador e à aplicação, pela CVM, das penalidades previstas no artigo 11 da Lei nº 6.385, das Sociedades por
Ações. A violação às disposições da Política de Divulgação da Companhia sujeitará a Pessoa Vinculada a responder a
procedimento interno de caráter disciplinar, o qual poderá resultar, inclusive, na perda do emprego ou no término da
relação de prestação de serviços à Companhia.
21.3. Administrador responsável pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de
divulgação de informações
Diretor de Relações com Investidores.
154
22. Negócios extraordinários
22.1. Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos
negócios do emissor
Não houve operações de aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante nos últimos três exercícios sociais que
não se enquadre como operação normal nos negócios da Companhia.
22.2. Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor
Não houve alterações significativas na formação de condução dos negócios da Companhia.
22.3. Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas
atividades operacionais
Não houve contratos relevantes celebrados pela Companhia e suas controladas não diretamente relacionados com
suas atividades operacionais.
155

FR – AES Sul

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