Tradução livre do original do inglês

(Tradução livre do original do inglês)
Conforme submetido para a Comissão de Valores Mobiliários dos Estados Unidos em setembro de 2009
COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS
Washington, D.C. 20549
RELATÓRIO 20-F
DECLARAÇÃO PARA REGISTRO DE ACORDO COM O ARTIGO 12(b) OU 12(g)
DA LEI DE TÍTULOS MOBILIÁRIOS E CÂMBIO DE 1934
Número do Arquivo da Comissão:
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS
(nome exato do registrador conforme especificado em seu Estatuto Social)
BRAZILIAN ELECTRIC POWER COMPANY
(tradução do nome do registrador em inglês)
República Federativa do Brasil
(Jurisdição do nome ou organização de incorporação)
Avenida Presidente Vargas, 409 – 13th floor, Edifício Herm. Stoltz – Centro,
CEP 20071-003, Rio de Janeiro, RJ, Brazil
(endereço dos principais escritórios executivos)
Títulos de Garantia registrados ou a serem registrados de acordo com o Artigo 12(b) da Lei:
Título de cada classe
Ações de Depósitos Americanos, comprovadas pelos Recibos de
Depósitos Americanos, cada uma representando 500 Ações Ordinárias
Nome de cada bolsa em que está registrado
Bolsa de Valores de Nova Iorque
Ações Ordinárias, sem valor nominal *
Bolsa de Valores de Nova Iorque
Ações de Depósitos Americanos, comprovadas pelos Recibos de
Depósitos Americanos, cada uma representando 500 Ações
Preferenciais
Bolsa de Valores de Nova Iorque
Ações Preferenciais, sem valor nominal *
Bolsa de Valores de Nova Iorque
______________
* Não destinadas à comercialização mas apenas com relação ao registro das Ações de Depósito Americanos de acordo com as
exigências da SEC.
Títulos de Garantia registrados ou a serem registrados de acordo com o Artigo 12(g) da Lei: Nenhum.
Títulos de Garantia para os quais exista uma obrigação de comunicação de acordo com o Artigo 15(d) da Lei: Nenhum.
A quantidade de ações emitidas e em circulação de cada classe de ações ordinárias ou capital do emissor em 31 de
dezembro de 2008 era:
905.023.527
Ações Ordinárias
227.186.643
Ações Preferenciais
Marque com um X se o registrador é um emissor experiente bem conhecido, conforme definido na Norma 405 da Lei da
Bolsa de Valores
Sim
Não
…
:
Caso este seja um relatório anual ou relatório intercalar, marque com um X se o registrador não é obrigado a entregar
relatórios pertinentes às seções 13 ou 15(d) da Lei da Bolsa de Valores de 1934.
Sim
Não
…
:
Marque com um X se o registrador (1) registrou todos os relatórios obrigados a serem registrados de acordo com o Artigo
13 ou 15 (d) da Lei da Bolsa de Valores de 1934 durante os 12 meses anteriores (ou por tal período menor em que o
registrador foi obrigado a registrar tais relatórios), e (2) tenha estado sujeito a tais exigência de registro pelos últimos 90
dias.
Sim
Não
:
…
Marque com um X se o registrador é um grande registrador acelerado ou um registrador não acelerado. Ver a definição
de “registrador acelerado e grande registrador acelerado” na Norma 12-b-2 da Lei da Bolsa de Valores.
:
Registrador
Registrador Não
Grande registrador
…
…
acelerado filer
Acelerado
Acelerado
Marque com um X qual base de Contabilidade o registrador utilizou para preparar as demonstrações financeiras
incluídas neste relatório:
…
U.S. GAAP
IFRS
Outro
:
…
(Tradução livre do original do inglês)
Marque com um X qual item da declaração financeira o registrador optou por seguir.
Item
Item 17
…
:
18
Caso este seja um relatório anual, marque com um X se o Registrador é uma companhia “shell company” (conforme
definido na Norma 12b-2 da Lei da Bolsa de Valores).
Sim
…
No
:
(Tradução livre do origianl em inglês)
ÍNDICE
Item 1. Identidade de Diretores, Administração Sênior e Consultores 8
Item 2. Estatística da Proposta e Cronograma Esperado 8
Item 3. Informações Chaves 8
A. Informações Financeiras Selecionadas 8
B. Capitalização e Endividamento 14
C. Razões para a proposta e Uso dos Recursos 15
D. Fatores de Risco 15
Item 4. Informações sobre a Empresa 27
A. História e Desenvolvimento 27
B. Visão Geral do Negócio 29
C. Estrutura Organizacional 72
D. Ativo Imobilizado 73
Item 4.A. Comentários dos Auxiliares sobre Questões Não-Resolvidas 74
Item 5.Revisão Financeira e Operacional e Perspectivas 74
A. Resultados Operacionais 84
B. Liquidez e Recursos do Capital 97
C. Pesquisa e Desenvolvimento, Patentes e Licenças 100
D. Informações sobre Tendências 101
E. Arranjos não incluídos no balanço 102
F. Obrigações Contratuais 102
Item 6. Conselheiros, Administração Sênior e Empregados 103
A. Conselho de Administração e Diretoria Executiva 103
B. Remuneração 106
C. Práticas do Conselho 107
D. Empregados 107
E. Posse de Ações 108
Item 7. Acionistas Majoritários e Transações com Partes Envolvidas 109
A. Acionistas Majoritários 109
B. Transações com Partes Envolvidas 110
C. Participações de Especialistas e Conselheiros 110
Item 8. Informações Financeiras 111
A. Demonstrativos Financeiros Consolidados e Outras Informações 111
B. Mudanças Significativas 117
Item 9. A Proposta e a Listagem em Bolsa 118
A. Informações sobre a Proposta e Listagem em Bolsa 118
B. Plano de Distribuição 122
C. Mercados 122
D. Acionistas Vendedores 128
E. Diluição 128
F. Despesas da Emissão 128
Item 10. Informações Adicionais 128
A. Capital Social 128
B. Contrato e Estatuto Social 128
C. Contratos Materiais 132
D. Controles Cambiais 132
E. Tributação 134
F. Dividendos e Agentes Pagadores 142
G. Declaração de Especialistas 142
H. Documentos à Disposição 142
I. Informações das Subsidiárias 142
Item 11. Divulgações Quantitativas e Qualitativas sobre o Risco do Mercado 143
Item 12. Descrição dos Valores Mobiliários, com exceção das Ações em Carteira 143
Item 13. Inadimplências, Dividendos a Pagar e Atrasos no Pagamento 144
Item 14. Modificações Materiais dos Direitos dos Portadores de Títulos Mobiliários e Uso dos Recursos 144
Item 15. Controles e Procedimentos 144
Item 15.T. Controles e Procedimentos 144
Item 16A. Perito Financeiro do Comitê de Auditoria 145
Item 16B. Código de Ética 145
Item 16C. Honorários e Serviços do Contador Principal 146
Item 16D. Isenção das Normas de Listagem para os Comitês de Auditoria 147
(Tradução livre do original em inglês)
Item 16E. Compra de Participação Acionária pelo Emissor e Compradores Afiliados 147
Item 16G. Governança Corporativa 147
Item 17. Demonstrativos Financeiros 148
Item 18. Demonstrativos Financeiros 148
Item 19. Anexos 149
Assinaturas 150
ii
(Tradução livre do original em inglês)
APRESENTAÇÃO DAS INFORMAÇÕES FINANCEIRAS E OUTRAS INFORMAÇÕES
Nesta declaração para registro, salvo de outra forma indicado ou o contexto de outra forma exija, todas as
referências a “nós”, “nosso”, “nossos”, “nos” ou termos semelhantes se referem a Centrais Elétricas Brasileiras
S.A. – Eletrobrás e suas subsidiárias consolidadas.
Mantemos nossos livros e registros em reais. Nossos demonstrativos financeiros consolidados em 31 de
dezembro de 2008, 2007 e 2006, cada um incluído, devidamente, nesta declaração para registro, foram
preparados de acordo com os princípios contábeis normalmente aceitos nos Estados Unidos (“U.S. GAAP”).
Nesta declaração para registro, o termo “Brasil” se refere à República Federativa do Brasil e a frase “Governo
Brasileiro” se refere ao governo federal do Brasil. O termo “Banco Central” se refere ao Banco Central do
Brasil. Os termos “real” e “reais” e o símbolo “R$” se referem à moeda legal do Brasil. Os termos “Dólar
Americano” e “Dólares Americanos” e o símbolo “U.S.$” se referem à moeda legal dos Estados Unidos da
América.
Todas as referências a respeito das nossas ações preferenciais e ordinárias constantes nesse documento refletem
o grupamento de ações, (proporção de 500-1), realizado em 20 de agosto de 2007
Alguns números neste documento foram submetidos a ajustes para arredondamento. Portanto, os números
apresentados como totais em determinadas tabelas podem não ser acúmulos aritméticos dos números que os
precedem.
Os termos incluídos nesta declaração para registro têm os seguintes significados:
•
Alta tensão: uma classe das tensões nominais do sistema igual ou superior a 100.000 volts (100 kVs) e inferior
a 230.000 volts (230 kVs);
•
Amazonas Energia: Amazonas Energia S.A., empresa distribuidora de controle total da Eletrobrás que opera no
Estado de Amazonas. Amazonas Energia foi criada em 2008 resultante de uma fusão entre a Ceam e a Manuas
Energia S.A.;
•
ANDE: Administración Nacional de Eletricidad;
•
ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica;
•
BNDES: Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social;
•
Boa Vista: Boa Vista Energia, empresa distribuidora que opera no estado de Roraima;
•
Capacidade Instalada: o nível de eletricidade que pode ser entregue a partir de uma determinada unidade
geradora a carga total, de forma contínua, de acordo com condições específicas conforme projetadas pelo
fabricante;
•
Conta CCC: Conta Consumo de Combustíveis;
•
Carga da Capacidade: a carga para aquisições ou vendas com base na capacidade contratada definitiva, quer
consumida, ou não;
•
Carga de energia: a carga variável para aquisições ou vendas com base na eletricidade atual consumida;
•
CCEAR: Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado;
•
Ceal: Companhia Energética de Alagoas S.A., uma das Companhias de Distribuição do Norte e Nordeste;
•
Ceam: Companhia Energética do Amazonas S.A., uma das Companhias de Distribuição do Norte e Nordeste;
1
(Tradução livre do original em inglês)
•
Cepel: Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, um centro de pesquisa do setor elétrico brasileiro;
•
Cepisa: Companhia Energética do Piauí S.A., uma das Companhias de Distribuição do Norte e Nordeste;
•
Ceron: Centrais Elétricas de Rondônia S.A., uma das Companhias de Distribuição do Norte e Nordeste;
•
CGE: Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, o Comitê Brasileiro para Gestão da Crise de Energia
Elétrica;
•
CGTEE: Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica S.A., uma subsidiária de geração da Eletrobrás;
•
Chesf: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco S.A., subsidiária de transmissão e geração da Eletrobrás;
•
CMN: Conselho Monetário Nacional, responsável pela política monetária e financeira brasileira;
•
CNEN: Comissão Nacional de Energia Nuclear, a comissão nacional brasileira para energia nuclear;
•
CNPE: Conselho Nacional de Política Energética;
•
Concessionárias ou companhias concessionárias: companhias para as quais o Governo Brasileiro transfere os
direitos para fornecer serviços de energia elétrica (geração, transmissão, distribuição) para uma determinada
região, de acordo com os contratos celebrados por e entre as companhias e o Governo Brasileiro, de acordo com
a Lei nº 8.987 (Lei federal datada de fevereiro de 1995) e Lei nº 9.074 (Lei do Setor de Energia, datada de 7 de
julho de 1995) (juntas, as “Leis das Concessões”);
•
Consumidor final (usuário final): uma parte que usa eletricidade para suas próprias necessidades;
•
Consumidores livres: clientes que estavam conectados ao sistema após 8 de julho de 1995 e contrataram uma
demanda acima de 3 MW em qualquer nível de tensão; ou clientes que estavam conectados ao sistema antes de
8 de julho de 1995 e têm uma demanda contratada acima de 3 MW a um nível de tensão igual ou superior a 69
kV;
•
Conta CDE: Conta de Desenvolvimento Energético;
•
Distribuição: a transferência de eletricidade das linhas de transmissão nos pontos de fornecimento da grade e
sua entrega para consumidores através de um sistema de distribuição. A eletricidade atinge consumidores tais
como os residenciais, pequenas indústrias, propriedades comerciais e serviços de utilidades públicas a uma
tensão de 220/127 volts;
•
Distribuidor: uma entidade que fornece energia elétrica para um grupo de clientes através de uma rede de
distribuição;
•
DNAEE: Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica, o Departamento Nacional Brasileiro de Água e
Energia Elétrica;
•
Eletroacre: Companhia de Eletricidade do Acre S.A., uma das Companhias de Distribuição do Norte e
Nordeste;
•
Eletrobrás: Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás;
•
Eletronorte: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A., subsidiária de transmissão e geração da Eletrobrás;
•
Eletronuclear: Eletrobrás Termonuclear S.A., subsidiária de geração da Eletrobrás;
•
Eletropar: Eletrobrás Participações S.A., uma subsidiária da companhia holding criada para possuir
investimentos de capital em empreendimentos (anteriormente denominada Lightpar);
2
(Tradução livre do original em inglês)
•
Eletrosul: Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A., subsidiária de geração e transmissão da Eletrobrás;
•
FND: Fundo Nacional de Desestatização, o fundo nacional de privatização;
•
Fundo RGR: Reserva Global de Reversão, um fundo que administramos, fundado por concessionários e que
fornecem remuneração para determinadas concessionárias pela não renovação ou desapropriação de suas
concessões usadas como fonte de fundos para a expansão e melhoria do setor de energia elétrica;
•
Fundo UBP: Fundo de Uso de Bem Público;
•
Furnas: Furnas Centrais Elétricas S.A., subsidiária de geração e transmissão da Eletrobrás;
•
Gigawatt (GW): um bilhão de watts;
•
Gigawatt hora (GWh): um gigawatt de energia fornecida ou demandada por uma hora, ou um bilhão de watts
hora;
•
IGP-M: Índice Geral de Preços-Mercado, o índice brasileiro geral de preços de mercado, semelhante ao índice
do preço de varejo;
•
INB: Indústrias Nucleares Brasileiras, uma companhia brasileira de propriedade do governo brasileiro
responsável pelo processamento do urânio usado como energia para fornecer eletricidade nas Usinas Nucleares
de Angra I e Angra II;
•
Itaipu: Itaipu Binacional, a instalação hidrelétrica possuída, igualmente, pelo Brasil e pelo Paraguai;
•
Kilowatt (kW): 1.000 watts;
•
Kilowatt Hora (kWh): um kilowatt de energia fornecida ou demandada por uma hora;
•
Kilovolt (kV): um mil volts;
•
Lei das Sociedades Anônimas Brasileiras: Coletivamente, a Lei Nº. 6.404 de 15 de dezembro de 1976, a Lei nº
9.457 de 5 de maio de 1997 e a Lei nº 10.303 de 31 de outubro de 2001;
•
Lei de Crimes Ambientais: Lei nº 9.605, datada de 12 de fevereiro de 1998;
•
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico: Lei Nº 10.848, promulgada em 15 de março de 2004 e que regulamenta
as operações das companhias na indústria da eletricidade;
•
Lei do Setor de Energia: Lei Nº 9.074 de 7 de julho de 1997;
•
Lei Nacional de Política Ambiental: Lei nº 6.938, datada de 31 de agosto de 1981;
•
Megawatt (MW): um milhão de watts;
•
Megawatt hora (MWh): um megawatt de energia fornecida ou demandada por uma hora, ou um milhão de watt
hora;
•
MME: Ministério de Minas e Energia, o Ministério Brasileiro de Minas e Energia;
•
MRE: Mercado Regulado de Energia, o Mercado Brasileiro Regulado de Energia;
•
ONS: Operador Nacional do Sistema;
3
(Tradução livre do original em inglês)
•
Pequenas Centrais Hidrelétricas: usinas hidrelétricas com capacidade de 1 MW a 30 MW;
•
Preço ou tarifa média: receita total de vendas dividida pelo total de MWh vendido para cada período relevante,
incluindo eletricidade não faturada. A receita total de vendas, para fins de cálculo do preço ou tarifa média
inclui ambos os faturamentos brutos antes da dedução do ICMS e outros impostos e as vendas de eletricidade
não faturadas sobre o que tais impostos ainda não foram acumulados;
•
Procel: Programa Nacional de Combate ao Desperdício de Energia Elétrica, o programa nacional de
conservação de energia elétrica;
•
Proinfa: Programa de Incentivo as Fontes Alternativas de Energia;
•
Rede Básica: linhas de transmissão interligadas, represas, transformadores de energia e equipamentos com
tensão igual ou superior a 230 kV, ou instalações com tensão mais baixa conforme determinado pela ANEEL;
•
Região Nordeste: Os Estados de Alagoas, Bahia, Ceará, Maranhão, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do
Norte e Sergipe;
•
Sistema de Energia Interligado: sistemas ou redes para a transmissão de energia, conectados juntos através de
uma ou mais conexões (linhas e/ou transformadores);
•
Sistema Isolado: sistemas de geração de energia, não conectado à rede de transmissão nacional
•
Sociedade de economia mista: de acordo com a Lei Brasileira nº 6.404 de 15 de dezembro de 1976, uma
sociedade com acionistas dos setores público e privado, mas controlada pelo setor público;
•
Subestação: um conjunto de equipamentos que comuta e/ou altera ou regula a tensão da eletricidade em um
sistema de transmissão e distribuição;
•
Taxa Selic: uma taxa governamental oficial de overnight aplicada a fundos comercializados através da compra e
venda de títulos da dívida pública estabelecidos pelo sistema especial para custódia e liquidação;
•
TFSEE: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica;
•
Transmissão: a transferência em grande quantidade de eletricidade de instalações de geração para o sistema de
distribuição na estação do centro de carga através de uma grade de transmissão (em linhas com capacidade entre
69 kV e 525 kV);
•
TWh: Terawatt hora (1.000 Gigawatt hora);
•
US GAAP: Princípios contábeis geralmente aceitos dos Estados Unidos da América;
•
Usina Hidrelétrica ou Instalação Hidrelétrica ou Unidade Elétrica de Energia Hidroelétrica (UHE): uma
unidade de geração que usa energia da água para acionar o gerador elétrico;
•
Usina Termoelétrica ou unidade termelétrica de energia (UTE): uma unidade de geração que usa combustível
inflamável, tal como o carvão, óleo, diesel, gás natural ou outro hidrocarboneto como a fonte de energia para
acionar o gerador elétrico;
•
Volt (V): a unidade básica de força elétrica análoga à pressão da água em libras por polegada quadrada; e
•
Watt: a unidade básica de energia elétrica.
4
(Tradução livre do original em inglês)
DECLARAÇÃO PREVENTIVA COM RELAÇÃO A INFORMAÇÕES FUTURAS
Esta declaração para registro inclui determinadas declarações futuras, incluindo declarações com relação a nossa intenção,
crença ou expectativas atuais ou àquelas de nossos funcionários graduados com relação a, entre outras coisas, nossos
planos de financiamento, tendências que afetam nossa condição financeira ou resultados de operações e o impacto de
planos futuros e estratégias. Estas declarações futuras estão sujeitas a riscos, incertezas e contingências, incluindo, mas
não limitado, ao disposto a seguir:
•
condições gerais econômicas, reguladoras, políticas e comerciais no Brasil e no exterior;
•
flutuações da taxa de juros, inflação e valor do real em relação ao dólar americano;
•
mudanças nos volumes e padrões do uso de eletricidade do cliente;
•
condições competitivas nos mercados de geração, transmissão e distribuição de eletricidade do Brasil;
•
os efeitos da competição;
•
nosso nível de dívida;
•
a probabilidade de que receberemos pagamento relativos a contas a receber;
•
mudanças nos níveis da chuva e da água nos reservatórios usados para operar nossas instalações de geração de
energia hidrelétrica;
•
nossos planos de dispêndio com ativos fixos;
•
nossa capacidade para servir nossos clientes de forma satisfatória;
•
regulamento governamental existente e futuro quanto às taxas de eletricidade, uso da eletricidade, concorrência
em nossa área de concessão e outros assuntos;
•
nossa capacidade de executar nossa estratégia de negócio, incluindo nossa estratégia de crescimento;
•
mudanças em outras leis e regulações, incluindo, entre outras, aquelas que afetam os impostos e questões
ambientai;
•
ações futuras que possam tomar o governo brasileiro, nosso acionista controlador;
•
o resultado de nossos procedimentos legais, civis e fiscais; e
•
outros fatores de risco conforme estabelecidos sob “Item 3.D - Fatores de Risco”.
As declarações futuras mencionadas acima também incluem informações com relação a nossos projetos de expansão da
capacidade que estão nos estágios de planejamento e desenvolvimento. Além dos riscos e incertezas acima, nossos
projetos de expansão potenciais compreendem riscos de engenharia, de construção, regulatórios e outros riscos
significativos que podem:
•
atrasar ou impedir a conclusão bem sucedida de um ou mais projetos;
•
aumentar os custos dos projetos; e
•
resultar na falha das instalações para operar ou gerar renda de acordo com nossas expectativas.
5
(Tradução livre do original em inglês)
As palavras “acreditamos,” “pode,” “irá,” “estima,” “continua,” “prevê,” “pretendemos”, “espera” e palavras similares
destinam-se a identificar as declarações futuras. Não assumimos qualquer obrigação para atualizar publicamente ou
revisar qualquer declaração futura em decorrência de novas informações, eventos futuros ou de outra forma. À luz destes
riscos e incertezas, as informações, eventos e circunstâncias futuras discutidas nesta declaração registrada podem não
ocorrer. Nossos resultados e desempenho reais poderiam diferir substancialmente daqueles previstos em nossas
declarações futuras.
6
(Tradução livre do original em inglês)
PARTE I
ITEM 1. Identidade de Diretores, Administração Sênior e Consultores
Não aplicável.
ITEM 2- Estatística da Proposta e Cronograma Esperado
Não aplicável.
ITEM 3 - Informações Chaves
Antecedentes
As informações financeiras selecionadas apresentadas aqui devem ser lidas em conjunto com nossas demonstrações
financeiras e notas a elas relativas, que aparecem em outro local nesta declaração para registro.
Os parágrafos abaixo discutem características importantes da apresentação das informações financeiras selecionadas e
nossas demonstrações financeiras. Essas características devem ser consideradas ao avaliar as informações financeiras
selecionadas.
A. Informações Financeiras Selecionadas
As tabelas abaixo apresentam nossos dados operacionais e financeiros selecionados. Você deve ler as informações abaixo
em conjunto com nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas e notas relacionadas e informações sob o
“Item 5. Revisão e Perspectivas Financeiras e Operacionais” incluídas em outro local nesta declaração para registro.
Os dados financeiros consolidados auditados para os anos findos em 31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006 derivam de
nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.
7
(Tradução livre do original em inglês)
Informações do Balanço Patrimonial Consolidado
2008
Ativo
Ativo Circulante:
Caixa e equivalentes de Caixa........................
Caixa restrirto
Contas a Receber, líquido...............................
Títulos e valores mobiliários ..........................
Ativos Regulatórios Diferidos........................
Empréstimos e Financiamentos a receber.......
Impostos a compensar ....................................
Imposto de Renda e Contribuição Social
Diferidos.........................................................
Almoxarifado .................................................
Devedores diversos ........................................
Conta de Consumo de Combustíveis - CCC...
Direitos de ressarcimento ...............................
Despesas pagas antecipadamente ...................
Valor justo de derivativos...............................
Outros ativos circulantes ................................
2007
At December 31,
2006
(R$ thousands)
2005
13,033,078
734,386
4,991,458
—
25,124
1,463,667
1,741,195
7,645,704
830,065
4,488,721
—
240,154
1,268,583
1,966,532
5,217,085
645,886
4,407,777
—
416,776
1,234,983
1,739,400
514,813
767,283
388,920
554,748
516,766
76,874
52,640
1,194,709
26,055,661
545,525
647,775
439,869
365,366
179,460
70,395
295,886
710,222
19,694,257
14,491
569,932
127,126
634,966
81,658
50,007
532,669
684,099
16,356,855
490,936
402,181
158,888
270,139
56,386
325,034
742,340
13,899,091
Imobilizado, líquido ............................................
78,635,566
75,379,549
78,539,149
80,898,110
Investmentos em afiliadas ...................................
5,648,132
4,822,629
4,151,997
4,084,758
23,630,253
2,293,343
4,354,362
170,563
1,001,908
18,199,826
2,201,203
4,716,675
400,986
976,717
23,155,399
4,949,497
4,622,839
464,373
937,261
23,143,664
4,804,539
4,961,429
309,701
890,201
98,173
778,491
725,142
1,345,725
572,279
40,050
4,312,809
828,559
40,053,484
150,392,843
1,443,903
657,188
949,962
500,511
296,134
590,025
818,223
31,751,353
131,647,788
751,587
594,169
1,078,220
474,052
475,631
—
1,043,573
38,546,601
137,594,602
Ativo Imobilizado:
Ativos regulatórios diferidos ..........................
Contas a receber líquido ................................
Empréstimos e Financiamentos a receber.......
Depósitos judiciais ........................................
Títulos e valores mobiliários ..........................
Imposto de Renda e Contribuição social
diferidos .........................................................
Estoque de combustível nuclear .....................
Impostos a compensar ....................................
Conta de Consumo de Combustível ...............
Valor justo de derivativos...............................
Direitos de Compensação...............................
Outros ativos não circulantes..........................
Total do Ativo .....................................................
3,903,988
67,298
4,499,890
—
779,017
762,067
1,440,927
—
524,255
925,346
362,627
322,366
—
1,203,841
37,556,142
136,438,101
8
(Tradução livre do original em inglês)
2008
Passivo e Patrimônio Líquido
Passivo Circulante:
Fornecedores ..................................................
Impostos a pagar ............................................
Empréstimos e Financiamentos......................
Empréstimo Compulsório...............................
Créditos do Tesouro Nacional ........................
Conta de Consumo de Combustível ...............
Previdência Complementar ............................
Provisões para Contingências.........................
Remuneração e dividendos de acionistas .......
Remuneração e ressarcimento ........................
Pesquisa e Desenvolvimento ..........................
Taxas referentes à regulação ..........................
Obrigações Estimadas ....................................
Receita Diferida de Derivativo embutido .......
Outros passivos circulantes ............................
2007
At December 31,
2006
(R$ thousands)
2005
1,925,416
2,075,726
2,664,233
85,205
72,236
670,482
44,980
1,481,709
11,053,474
923,344
269,062
1,174,963
693,444
296,134
731,705
24,162,113
1,903,243
1,955,794
2,186,783
96,709
58,150
515,419
37,972
1,086,773
8,886,499
444,225
343,010
820,311
527,120
480,588
1,202,378
20,544,974
1,650,178
1,524,744
2,549,430
111,106
51,123
836,878
36,522
998,011
7,850,864
739,785
287,460
591,290
332,385
527,712
369,349
18,456,837
1,796,867
1,726,382
2,305,976
166,274
46,239
143,044
56,292
960,395
6,742,297
682,778
—
—
237,961
317,607
938,987
16,185,163
1,907,188
—
Passivo Exigível a Longo Prazo:
Impostos a pagar ............................................
Imposto de Renda e Contribuição Social
Diferida .........................................................
Empréstimos e Financiamentos .....................
Empréstimo Compulsório...............................
Créditos do Tesouro Nacional ........................
Conta de Consumo de Combustível ...............
Previdência Complementar ............................
Vendas antecipada de energia ........................
Reserva Global de Reversão...........................
Descomissionamento das usinas nucleares.....
Receita Diferida de derivativo embutido........
Adiantamento para futuro aumento de
capital .............................................................
Outros passivos exigíveis a longo prazo.........
1,616,694
1,312,444
1,423,778
—
29,892,516
129,866
2,854,201
1,432,982
4,153,493
1,018,488
7,193,770
266,168
40,050
—
22,327,043
202,375
726,989
1,373,638
2,304,711
1,056,761
6,769,011
191,327
296,134
—
31,714,658
87,389
459,808
668,456
3,889,655
942,330
6,171,300
204,620
480,588
4,287,353
746,627
53,632,207
3,811,625
753,878
41,125,935
3,407,858
1,048,055
50,498,495
676,879
52,032,069
Provisões para contingências ..............................
2,050,245
2,347,287
2,529,615
2,472,508
Participação Minoritária......................................
349,518
388,553
293,956
332,811
26,156,567
29,587,464
19,719,486
(3,637,429)
(1,627,328)
70,198,760
150,392,843
24,235,829
29,446,426
17,499,537
(3,444,621)
(496,132)
67,241,039
131,647,788
24,235,829
29,446,426
16,632,738
(3,452,476)
(1,046,818)
65,815,699
137,594,602
24,235,829
29,446,426
15,913,652
(3,447,554)
(732,803)
65,415,550
136,438,101
Patrimônio Líquido:
Capital Social .................................................
Reserva de Capital..........................................
Reservas de Lucros.........................................
Prejuízos Acumulados....................................
Outras receitas acumuladas (prejuízos) ..........
Total do Passivo e Patrimônio Líquido ...............
34,964,075
83,999
499,157
393,093
3,558,601
723,451
5,724,538
200,018
339,793
2,961,277
9
(Tradução livre do original em inglês)
Demonstração do Resultado Consolidado
Em 31 de dezembro,
2007
2006
(R$ thousands)
2008
Receitas Operacionais Líquidas:
Vendas de energia ..................................................
Outras receitas operacionais ...................................
Impostos sobre as Receitas.....................................
Taxa Regulamentares .............................................
Total da Receita Operacional Líquida.........................
2005
31,615,696
791,914
(984,608)
(1,191,673)
30,231,329
26,778,542
519,772
(878,222)
(1,260,043)
25,160,049
23,025,800
741,347
(851,440)
(931,463)
21,984,244
21,303,390
426,61
(730,923)
(787,008)
20,212,077
Custos e Despesas Operacionais:
Energia comprada para revenda .............................
Combustível para produção de energia elétrica......
Uso da rede básica de transmissão .........................
Encargos de capacidade emergencial .....................
Depreciação e amortização.....................................
Pessoal e Despesas relacionadas/ Serviços de
terceiros/ Almoxarifado.....................................
Impostos - PASEP/COFINS...................................
Resultado a compensar de ITAIPU ........................
Provisões Operacionais ..........................................
Doações e contribuições.........................................
Remuneração e ressarcimento ................................
Impairment .............................................................
Outros custos e despesas operacionais ...................
Total de custos e despesas operacionais.....................
(5,956,745)
(1,158,856)
(1,101,220)
—
(3,729,214)
(3,904,204)
(820,780)
(951,599)
—
(2,851,031)
(2,540,296)
(888,564)
(911,241)
—
(3,364,032)
(2,023,065)
(453,001)
(763,879)
(56,687)
(3,309,755)
(6,047,795)
(1,464,809)
(405,793)
(773,860)
(217,913)
(1,722,240)
(770,231)
(659,632)
(24,008,308)
(5,409,535)
(1,131,591)
(432,318)
(796,273)
(198,990)
(1,677,902)
(899,508)
(1,791,089)
(20,864,820)
(4,750,611)
(946,518)
1,790,799
(410,475)
(196,904)
(1,794,992)
—
(1,588,554)
(15,601,388)
(4,466,962)
(949,775)
2,670,775
(860,969)
(177,003)
(1,661,350)
—
(1,617,249)
(13,668,920)
Resultado Financeiro (líquido)....................................
5,115,466
(3,581,591)
(5,217,541)
(4,850,766)
Lucro antes do imposto de renda, partcipação
minoritária e equivalência patrimonial ...................
11,338,487
713,638
1,165,315
1,692,391
665,533
740,153
361,667
582,858
(2,766,506)
(657,233)
(3,423,739)
(12,833)
8,567,447
(2,037,796)
1,223,349
(814,447)
15,786
655,130
(1,299,509)
731,969
(567,540)
66,833
1,026,275
(1,643,169)
580,278
(1,062,891)
9,514
1,221,872
9.12
1.85
0.40
1.29
0.81
1.29
1.03
1.40
905,023,527
227,186,643
1,132,210,170
905,023,527
224,474,975
1,129,498,502
905,023,527
224,474,975
1,129,498,502
905,023,527
206,310,488
1,111,334,015
Equivalência patrimonial de afiliadas .........................
Imposto de Renda e Contribuição social:
Corrente..................................................................
Diferido ..................................................................
Participação Minoritária..............................................
Lucro líquido do período.............................................
Distribuição do lucro por ação:
Ordinárias (R$).......................................................
Preferenciais (R$)...................................................
Quantidade media de ações por capital:
Ordinárias...............................................................
Preferenciais ..........................................................
A Lei das Sociedades por Ações e o nosso estatuto determinam que paguemos aos nossos acionistas dividendos
obrigatórios de pelo menos 25% do nosso lucro líquido ajustado no ano fiscal anterior. Além disso, nosso estatuto requer
que sejam garantidas: (i)às ações preferenciais classe A prioridade na distribuição de dividendos, que serão de 8% sobre o
capital ligado a essas ações, por ano e (ii) às ações preferenciais classe B, emitidas a partir de 23 de junho de 1969,
prioridade na distribuição de dividendos de 6% sobre o capital ligado a essas ações, por ano. As ações preferenciais
devem ainda receber dividendos de 10% sobre os dividendos pagos às ações ordinárias.
10
(Tradução livre do original em inglês)
A tabela abaixo demonstra nossos dividendos declarados nos períodos indicados:
Ano
Ações ordinárias ......................................................................
Ações preferenciais classe “A”................................................
Ações preferenciais classe “B”................................................
2006(1)(2)
2007(1)
2008
(R$)
0,40
2,02
1,51
1,48
2,17
1,63
0,13
2,02
1,51
2005(2)
0,17
1,71
1,28
(1) Juros sobre capital próprio.
(2) Ajustado pelo grupamento.
Em 31 de dezembro de 2008 nosso balanço apresentava R$28.900 bilhões de reserva de lucro e R$9,3 bilhões de
dividendos acumulados que foram declarados, mas ainda não foram pagos aos acionistas, como permitido pela legislação
brasileira. Está em discussão em nosso Conselho de Administração quando estes dividendos serão pagos. Dessa forma,
acreditamos que qualquer decisão acerca do referido pagamento só será tomada quando o Conselho de Administração
julgar que tal pagamento não causará problema material de liquidez.
A tabela a seguir ilustra um resumo dos dividendos/juros sobre o capital próprio declarados por ação nos períodos
apresentados, ambos na data declarada e ajustados para o grupamento de ações efetuado em 2007.
Dividendo por ação
Pago(2)
Declarado
Ordinárias
Preferencial
A
Preferencial
B
Ordinárias
Preferencial
A
Preferencial
B
Ordinárias
Preferencial
A
Preferencial
B
Em 31/12/2004
R$
0,00028575152
US$
0,00010765202
Equivalente em 20/08/2007 (1)
R$
US$
0,14287576000
0,05382600964
0,00363952476
0,00137112898
1,81976238000
0,00272964357
Em 31/12/2005
R$
0,00033824150
US$
0,00014616715
Equivalente em 20/08/2007 (1)
R$
US$
0,16932002500
0,07308357433
0,68556448915
0,00431314883
0,00186168371
2,15657441500
0,93084185730
0,00102834673
1,36482178500
0,51417336686
Declarado
Equivalente em 20/08/2007 (1)
US$
R$
US$
0,00014450442
0,16912075000
0,07225221088
0,00323486162
0,00139626278
Pago(2)
1,61743081000
0,69813139244
US$
0,00016194816
Equivalente em 20/08/2007 (1)
R$
US$
0,18026449500
0,08097407915
0,00146671741
0,73335870252
0,00365936304
0,00164377102
1,82968152000
0,82188550894
0,00257485907
0,00110003805
1,28742953500
0,55001902636
Declarado
Equivalente em 20/08/2007 (1)
US$
R$
US$
0,00012349659
0,13201785500
0,06174829514
0,00277236098
0,00124533329
Pago(2)
1,38618049000
0,62266664720
Em 31/12/2006
R$
0,00026403571
1,71657271500
Em 26/06/2006
R$
0,00036052899
0,00343314543
2,01949731000
Em 15/06/2007
R$
0,00027872570
US$
0,00014595261
Equivalente em 20/08/2007 (1)
R$
US$
0,13936285000
0,07297630518
0,00403899462
0,00188914622
0,94457311038
0,00426370961
0,00223265938
2,13185480500
1,11632968791
0,00302924597
0,00141685967
1,51462298500
0,70842983396
Declarado
Equivalente em 20/08/2007 (1)
US$
R$
US$
0,00319778221
0,00167449453
Pago(2)
1,59889110500
0,83724726659
Em 31/12/2007
R$
Ordinárias
Preferencial
A
Preferencial
B
Em 21/12/2005
R$
0,00033864005
(3)
Em 30/04/2008
R$
US$
Equivalente em 20/08/2007 (1)
R$
US$
0,40155520020
0,22670084130
0,40155520020
0,22670084130
0,41587767968
0,24648985282
0,41587767968
0,24648985282
2,01949731106
1,14012155539
2,01949731106
1,14012155539
2,09152777855
1,23964424997
2,09152777855
1,23964424997
1,51462298231
0,85509116599
Pago(2)
Em 20/05/2008(3)
1,56864583289
0,92973318687
1,56864583289
0,92973318687
1,51462298231
0,85509116599
Declarado
Em 31/12/2008
11
(Tradução livre do original em inglês)
R$
Ordinárias
Preferencial
A
Preferencial
B
US$
R$
US$
1,48488373396
0,63538028839
1,548692924
0,662684178
2,17404437469
0,93027144831
2,267468532
0,970247553
1,63053328065
0,69770358607
1,703562217
0,728952596
(1) Ajustado pelo grupamento
(2) Ajustado pela variação da Selic
(3) Assembléia Geral de Acionistas
Controles Cambiais e Taxas de Câmbio
Antes de 14 de março de 2005, havia dois mercados cambiais legais no Brasil: o mercado de câmbio de taxas livres (ou o
Mercado Comercial) e o mercado de câmbio de taxas flutuantes (ou o Mercado Flutuante), quando as posições cambiais
das instituições financeiras brasileiras no Mercado Cambial e no mercado Flutuante foram unificadas e diferenciadas
exclusivamente para fins de regulamentação. O Mercado de Câmbio de Taxas Livres ficou reservado principalmente para
as transações de comércio exterior e as transações que geralmente exigiam aprovação prévia das autoridades monetárias
brasileiras, como a compra e venda de investimentos registrados por pessoas estrangeiras e a correspondente remessa de
recursos para o exterior (inclusive o pagamento do principal e de juros sobre empréstimos, notas, títulos e outros
instrumentos de dívida expressos em moedas estrangeiras e devidamente registrados no Banco Central). A taxa do
Mercado de Câmbio de Taxas Flutuantes aplicava-se geralmente a transações específicas para as quais não era necessária
a aprovação do Banco Central. Antes da introdução do Real, em 1994, a taxa do Mercado de Câmbio de Taxas Livres e a
taxa do Mercado de Câmbio de Taxas Flutuantes por vezes divergiam significativamente. Entretanto, desde a introdução
do Real, as duas taxas não divergiram significativamente.
As Resoluções Nos 3.265 e 3.266 do CMN, datadas de 4 de março de 2005, e vigentes desde 14 de março de 2005,
introduziram diversas mudanças no regime cambial brasileiro, as quais incluíram: (i) a unificação do Mercado de Câmbio
de Taxas Livres e do Mercado de Câmbio de Taxas Flutuantes; (ii) o relaxamento das regras para a aquisição de moeda
estrangeira pelos residentes brasileiros; e (iii) a prorrogação do período para informar ao Banco Central os rendimentos
oriundos das exportações brasileiras. O mercado unificado e os novos regulamentos visam simplificar as transações com
moeda estrangeira para transações receptivas e passivas através de contratos de câmbio celebrados com instituições locais
autorizadas a negociar com moeda estrangeira.
Os novos regulamentos permitem, sujeito a certos procedimentos e disposições regulamentares específicos, a compra e
venda de moeda estrangeira e a transferência internacional de Reais, sem qualquer limitação de valores envolvidos
contanto que a transação seja legal e prevista pela regulamentação. As compras e vendas de moeda estrangeira continuam
sendo realizadas através de instituição financeira autorizada a operar no mercado de câmbio.
O Real foi introduzido em julho de 1994 e, desde essa data até março de 1995, o Real teve valorização em relação ao
Dólar americano. Em março de 1995, o Banco Central introduziu políticas cambiais e estabeleceu uma faixa de comércio
dentro da qual a taxa de câmbio Real/Dólar poderia flutuar, permitindo a desvalorização gradual do Real em relação ao
Dólar americano. Em janeiro de 1999, em resposta à pressão crescente sobre as reservas cambiais brasileiras, o Banco
Central permitiu que o Real flutuasse livremente.
Durante 2001 e 2002, o Real teve um declínio em relação ao Dólar americano. Em 2003, a maior taxa ocorreu em Janeiro,
chegando a R$3,66 Reais por Dólar americano. Pelo atual sistema cambial de conversão livre, o Real pode sofrer mais
desvalorização ou pode valorizar em relação ao Dólar e a outras moedas. Durante 2004, o Real teve uma valorização de
8,1% em relação ao Dólar e continuou tendo valorização na primeira metade de 2005. Em 31 de dezembro de 2006, o
mercado de câmbio de taxas livres para a compra de Dólares era de R$2,1380 para US$1,00 e, em 31 de dezembro de
2007, era de R$1,7713 para US$1,00. Desde agosto de 2008, o real tem se depreciado substancialmente com relação ao
dólar americano, resultado principalmente da crise econômica global atual. Não podemos garantir-lhes que o Real não se
desvalorizará substancialmente nem continuará se valorizando em relação ao Dólar no futuro próximo.
12
(Tradução livre do original em inglês)
A tabela a seguir apresenta as taxas média, mínima e máxi,a de venda no final do período, publicadas pelo Banco Central
expressas em Reais por US$ para os períodos e datas indicados.
Ano encerrado em
31 de dezembro de 2004 ..................................................
31 de dezembro de 2005 ..................................................
31 de dezembro de 2006 ..................................................
31 de dezembro de 2007 ..................................................
31 de dezembro de 2008 ..................................................
(1)
Final do
período
2,6544
2,3407
2,1380
1,7713
2,3370
Reais por Dólar Americano
Média(1)
Mínima
2,9257
2,4340
2,1771
1,9483
1,8374
2,6544
2,1633
2,0586
1,7325
1,5593
Máxima
3,2051
2,7621
2,3711
2,1556
2,5004
Representa a média das taxas ao final do mês começando em dezembro do ano anterior até o ultimo mês do período
indicado.
A tabela a seguir estabelece as taxas, máxima e mínima, para venda no mercado de câmbio/mercado comercial no final do
período, publicadas pelo Banco Central, expressas em Reais por US$, para os períodos e datas indicados.
Mês
Junho de 2008 .....................................................................................
Julho de 2008..........................................................................
Agosto de 2008 ...................................................................................
Setembro de 2008 ...............................................................................
Outubro de 2008 .................................................................................
Novembro de 2008..............................................................................
Dezembro de 2008 ..............................................................................
Janeiro de 2009 ......................................................................
Fevereiro de 2009 ...................................................................
Março de 2009 .......................................................................
Abril de 2009 .........................................................................
Maio de 2009 .........................................................................
Junho de 2009(até 26 de junho de 2009).............................................
Reais por Dólar Americano
Final do
Mínima
Máxima
período
1,5919
1,5919
1,6428
1,5666
1,5641
1,6147
1,6344
1,5593
1,6389
1,9143
1,6447
1,9559
2,1153
1,9213
2,3924
2,3331
2,1210
2,4277
2,3370
2,3370
2,5004
2,3162
2,1889
2,2803
2,3784
2,2446
2,3916
2,3152
2,2375
2,4218
2,1783
2,1699
2,2899
1,9730
1,9730
2,1476
1,9396
1,9301
2,0074
A lei brasileira estipula que, sempre que existir um desequilíbrio sério na balança de pagamentos do Brasil ou existirem
motivos para prever um desequilíbrio sério, podem ser impostas restrições temporárias sobre remessas de capital
estrangeiro para o exterior. Não podemos garantir-lhe que essas medidas não serão tomadas pelo Governo brasileiro
futuramente. Vide “Item 3.D, Fatores de Risco – Riscos Referentes ao Brasil.”
Mantemos atualmente nossos controles e registros financeiros em Reais. Para facilidade de apresentação, entretanto,
certas informações financeiras consolidadas contidas neste relatório foram apresentadas em Dólares americanos. Vide
“Item 8, Informações Financeiras.”
B. Capitalização e Endividamento
Não aplicável.
C. Razões para a Proposta e uso dos Recursos
Não aplicável.
D. Fatores de Risco
13
(Tradução livre do original em inglês)
Riscos Relacionados à nossa Empresa
Algumas de nossas concessões têm previsão de expirar em 2015 e atualmente a lei brasileira não nos permite renovar
tais concessões; se não conseguirmos renovar aquelas concessões nossos resultados operativos poderão ser afetados de
forma negativa.
Desenvolvemos as atividades de geração, transmissão e distribuição de acordo com os contratos de concessão firmados
com o Governo Brasileiro através da ANEEL. O intervalo de duração dessas concessões varia de 20 a 35 anos. Nossos
contratos de concessão com as datas de vencimento mais próximas expiram em 2015 e já foram renovadas uma vez (veja
“Item 4.B. Visão Geral do Negócio”), exceto Samuel, Serra da Mesa and Corumbá I, que expiram em Setembro de 2009,
Maio de 2011 e Novembro de 2014, respectivamente. Nós requerimos uma renovação para Samuel e Serra da Mesa e no
momento aguardamos aprovação da ANEEL. Essas concessões (expirando em 2015, ou antes) representam
aproximadamente 91,15% da energia assegurada de nossa subsidiária Chesf e 48,17% da energia assegurada de nossa
subsiária Furnas. Chesf e Furnas representam 19,7% e 18%, respectivamente, dos nossos ativos intangíveis em 31 de
dezembro de 2008. Para mais detalhes, sobre Chesf e Furnas, ver “Item 4 Informações sobre a Empresa - Estrutura
Organizacional”. Atualmente, a Lei No. 10.848 de 2004 permite que as concessões sejam renovadas somente uma vez. No
entanto, existem grupos de trabalho examinado propostas para mudanças desta lei. Se a lei não for mudada, nós não
poderemos renovar certas concessões e teremos que participar de leilões para obter essas concessões novamente. Se nós
não pudermos renovar nenhuma dessas concessões e não conseguirmos ganhar nenhum desses leilões, nós perderemos as
atividades derivadas dessas concessões, o que afetaria adversamente nossa condição financeira e resultados operacionais.
Somos controlados pelo Governo Brasileiro, cujas atuais políticas e prioridades afetam diretamente nossas operações.
O Governo Brasileiro, na qualidade de nosso acionista controlador, tem perseguido (e pode continuar perseguindo) alguns
de seus objetivos macroeconômicos e sociais utilizando os recursos do Governo Brasileiro por nós administrados. Estes
recursos são o Fundo de RGR, a Conta CCC e a Conta CDE. O Governo Brasileiro tem também o poder de nomear oito
dos 10 membros do Conselho de Administração e, por meio deles, uma maioria dos dirigentes responsáveis por nossa
administração diária. Dessa forma, o Governo Brasileiro exigiu, e pode exigir no futuro, que façamos investimentos,
incorramos custos e nos envolvamos em transações que sejam consistentes com os objetivos, em lugar de maximizarmos
nossos lucros. Como uma companhia controlada pelo Governo Brasileiro, estamos sujeitos à Lei *.666, de 21 de junho de
1993 (Lei das Licitações), de acordo com a qual a licitação de bens e serviços é determinada pro preço, significando que
devemos selecionar o menor preço para o fornecimento de tais bens e serviços. Apesar disso existem algumas exceções à
regra do menor preço da Lei de Licitações, que são limitadas. Assim, estamos sujeitos a contratação de bens e serviços de
qualidade mais baixa, o que pode afetar adversamente nosso resultado operacional.
Nós estamos sujeitos a regras que limitam o empréstimo para as empresas so setor público e talvez não obtenhamos
fundos suficientes para completar nosso programa de gastos de capital.
Nosso orçamento atual indica investimentos de, aproximadamente, R$ 7,2 bilhões em 2009. Nós não podemos garantir
que iremos financiar nosso programa de investimentos nem nosso fluxo de caixa ou recursos externos. Além disso, como
uma empresa controlada pelo Estado, nós estamos sujeitos a certas regras que limitam nosso endividamento e
investimento e devemos submeter nossa proposta de orçamento anual, incluindo estimativas de montante e fontes de
financiamento, para o Ministério de Planejamento, Orçamento e Gestão e para o Congresso Brasileiro para aprovação. Por
isso, se as nossas operações não falharem dos parâmetros e condições estabelecidas por essas regras e pelo governo
Brasileiro, nós teremos dificuldade em obter as autorizações financeiras necessárias, o que pode criar dificuldades em
obter financiamentos. Se não recebermos esses financiamentos, nossa capacidade de investimento em expansão e
manutenção pode ser adversamente impactada, o que pode afetar a execução na nossa estratégia de crescimento,
particularmente projetos de grande escala como a construção da nova usina nuclear, Angra III.
Temos algumas subsidiárias cujo desempenho pode influenciar nossos resultados.
Conduzimos nossas atividades principalmente através de nossas subsidiárias operacionais, que incluem a Eletronorte,
CGTEE, Eletronuclear, Itaipu, Chesf, Furnas e Eletrosul. Nossa capacidade de cumprir com nossas obrigações financeiras
está, portanto, relacionada parcialmente ao fluxo de caixa e rendimentos dessas subsidiárias e à distribuição ou a outro
pagamento desses rendimentos em nosso favor na forma de dividendos, empréstimos ou outros adiantamentos e
pagamentos. Algumas de nossas subsidiárias estão, ou podem futuramente estar, sujeitas a contratos de empréstimos que
proíbam ou limitem a transferência de recursos para nós na forma de dividendos, empréstimos e adiantamentos e/ou
exijam que qualquer dívida dessas subsidiárias para conosco esteja subordinada à dívida decorrente desses contratos de
empréstimo. Nossas subsidiárias são entidades jurídicas separadas e distintas. Qualquer direito que tenhamos de receber
14
(Tradução livre do original em inglês)
ativos de qualquer subsidiária quando de sua liquidação ou reorganização, estará efetivamente subordinado às
reivindicações dos credores daquela subsidiária (incluindo autoridades tributárias, credores comerciais e emprestadores
dessas subsidiárias), exceto se for um credor daquela subsidiária, caso em que nossas reivindicações ainda assim estariam
subordinadas a qualquer garantia nos ativos daquela subsidiária e dívida daquela subsidiária superior àquela por nós
mantida.
Os valores que recebemos da Conta de Consumo de Combustível poderão diminuir futuramente.
O Governo Brasileiro introduziu a Conta de Consumo de Combustível, ou Conta CCC, em 1973. A finalidade desta conta
é gerar reservas financeiras pagáveis às empresas de distribuição e à algumas das empresas de geração (todas as quais
devem fazer contribuições anuais para a Conta CCC) para cobrir alguns dos custos da operação das usinas termelétricas,
na hipótese de condições hidrológicas adversas. Embora o Governo Brasileiro tenha anunciado que essa conta deve ser
gradativamente desativada, nós (juntamente com outras empresas na indústria) continuamos recebendo pagamentos dela.
Em períodos recentes, os valores por nós recebidos em reembolsos da Conta CCC ultrapassaram nossas contribuições para
ela. Entretanto, não podemos assegurar que continuaremos recebendo reembolsos dessa conta (em valores superiores ou
iguais às nossas contribuições), e qualquer redução nos valores recebidos pode afetar adversamente o resultado de nossas
operações. Vide “Item 4.B, Visão Geral das Atividades – A Indústria Brasileira de Energia – Cobranças Regulamentares.”
Como resultado do fato de que muitos de nossos ativos serem provavelmente considerados ativos dedicados à prestação
de um serviço público essencial, eles não estarão disponíveis para liquidação na hipótese de falência e não podem estar
sujeitos a embargo para garantir uma sentença.
Em 9 de fevereiro de 2005, o Governo Brasileiro promulgou a Lei No 11.101, ou a Nova Lei de Falências. A Nova Lei de
Falências, que entrou em vigor em 9 de junho de 2005, rege a recuperação judicial, a recuperação extrajudicial e a
falência, e substitui o processo judicial de reorganização da dívida conhecido como concordata, para a recuperação
judicial e a recuperação extrajudicial. A Nova Lei de Falência estipula que suas disposições não se aplicam às empresas
públicas e sociedades de economia mista, como a Eletrobrás. Entretanto, a Constituição Federal Brasileira estabelece que
as sociedades de economia mista, como a Eletrobrás, que realizarem atividades econômicas, estarão sujeitas ao regime
jurídico aplicável a empresas privadas com relação a questões civis, comerciais, trabalhistas e tributárias. Dessa forma,
não está claro se as disposições referentes à recuperação judicial e extrajudicial e à falência da Nova Lei de Falências se
aplicarão ou não a nós.
Acreditamos que uma parte substancial de nossos ativos, inclusive nossos ativos de geração, nossa rede de transmissão e
nossa rede de distribuição limitada, seria considerada pelos tribunais brasileiros como sendo dedicada à prestação de um
serviço público essencial. Dessa forma, estes ativos não estariam disponíveis para liquidação na hipótese de falência ou
disponíveis para embargo para garantir uma sentença. Em qualquer um dos casos, estes ativos reverteriam para o Governo
Brasileiro em conformidade com a lei brasileira e os termos de nossos contratos de concessão. Embora o Governo
Brasileiro ficasse, nessas circunstâncias, na obrigação de nos compensar com relação à reversão desses ativos, não
podemos assegurar-lhes de que o nível de compensação recebido seria igual ao valor de mercado dos ativos e, dessa
forma, nossa condição financeira e os resultados das operações podem ser afetados.
Podemos ser responsabilizados caso haja um acidente nuclear envolvendo nossa subsidiária Eletronuclear.
Nossa subsidiária, Eletronuclear, como operadora de duas usinas de energia nuclear, está sujeita a ser responsabilizada, de
acordo com a lei brasileira, por danos no Brasil na hipótese de um acidente nuclear. A Convenção de Viena sobre
Responsabilidade Civil por Acidentes Nucleares (ou a Convenção de Viena), tornou-se obrigatória pela lei brasileira em
1993. A Convenção de Viena estipula que um operador de uma usina nuclear, como a Eletronuclear, em uma jurisdição
que seja parte da mesma e que tiver adotado legislação para a implementação da Convenção de Viena, estará sujeito a
responsabilidade por danos em um montante ilimitado na hipótese de um acidente nuclear (exceto em certas exceções
limitadas), sujeito ao direito de qualquer jurisdição adotar legislação que estabeleça limites a essa responsabilidade. A
Eletronuclear é regulada por diversas agências governamentais e agências estatais. As usinas Angra I e Angra II da
Eletronuclear estão atualmente seguradas em um valor global de US$93 milhões na hipótese de um acidente nuclear (vide
“Item 4.B, Visão Geral Comercial – Geração – Usinas Nucleares”). Não podemos assegurar que esta cobertura será
suficiente na hipótese de um acidente nuclear.
Nós não temos fonte alternativa de suprimento de matéria-prima usada pelas nossas usinas térmicas e nucleares
Nossas usinas térmicas operam com carvão e/ou óleo combustível e nossas usinas nucleares operam com urânio
processado. Em cada caso, somos totalmente dependentes de terceiros para provisão dessas matérias-primas porque não
15
(Tradução livre do original em inglês)
produzimos. Se por alguma razão essas matérias-primas não estiverem disponíveis, não teremos fonte alternativa de
suprimento e, dessa forma, a geração de energia elétrica pelas usinas térmicas e nucleares serão afetadas adversamente.
Nossa subsidiária, Eletronorte, tem fornecido historicamente eletricidade com prejuízo e nossa capacidade de amenizar
este prejuízo no futuro pode estar limitada.
Como resultado de nossa condição de sociedade de economia mista e para apoiar os objetivos de desenvolvimento do
governo, nossa subsidiária, Eletronorte, tem operado historicamente alguns sistemas isolados na região norte do Brasil,
fornecendo eletricidade a preços abaixo do custo de geração. Apesar de a Eletronorte ter negociado contratos de
fornecimento e tarifas aplicáveis com o objetivo de reduzir essas perdas no futuro, as mudanças nas nossas operações nas
áreas isoladas do Brasil somente poderão ser implementadas de forma muito gradativa.
Igualmente, a Eletronorte continua dependente das compras de óleo combustível para poder gerar eletricidade em suas
usinas isoladas e está impossibilitada de distribuir a eletricidade que é gerada pelo sistema elétrico Interligado, afetando
adversamente sua lucratividade. Foram realizadas discussões com relação às propostas para conexão das usinas de
propriedade da Eletronorte ao sistema elétrico Interligado e supri-las com gás natural por meio de um gasoduto a partir
dos campos de gás na região amazônica. Entretanto, não podemos assegurar-lhes que qualquer uma destas propostas será
implementada e, dessa forma, existe um risco de que as perdas líquidas atribuídas à Eletronorte possam continuar afetando
nossa lucratividade e o resultado de nossas operações.
Podemos incorrer em perdas e despender tempo e dinheiro defendendo contencioso pendentes e arbitragem.
Existem diversos processos contra nós nas áreas civil, administrativas, ambiental, trabalhista e fiscal. Essas reinvidicações
envolvem quantias substanciais de dinheiro e outros recursos. Diversos litígios individuais respondem por uma parte
significante do montante total das reinvidicações contra nós. Nós fizemos provisões para todos os montantes em disputa
que representem uma perda provável no ponto de vista de nossos consultores legais e com relaçõa às disputas que são
cobertas por leis, decretos administrativos, decretos ou decisões de tribunal que se provaram desfavoráveis. Em 31 de
Dezembro de 2008, nós provisionamos umsa quantia total agregada de, aproximadamente, R$ 3.532 milhões com respeito
aos nossos procedimentos legais (mais depósitos judiciais de R$ 921 milhões), dos quais R$ 242 milhões estão
relacionados à processos fiscais, R$ 2.965 milhões relacionados à processos civis e R$ 1.246 milhões ligados à processos
trabalhistas. Ver “Item 8.A – Demonstrativos Financeiros Consolidados e Outras Informações – Litígios”).
No caso dos processos que envolvam uma quantia substancial, e da qual nós não tenhamos provisão, tenha uma sentença
desfavorável para nós, ou no caso das perdas estimadas resultarem valores significativamente superiores às provisões
feitas, o custo agregado das decisões desfavoráveis podem nos afetar adversamente de forma substancial nossas condições
financeiras e o nosso resultado operacional. Além disso, nossa administração pode ser requisitada despender tempo e
atenção na defesa desses processos, o que poderia desviá-los do foco no nosso negócio principal. Dependendo do
resultado, certos litígios podem resultar em restrições operacionais e ter um efeito adveros substancial em algum de nossos
negócios principais.
Nossa cobertura de seguros pode ser insuficiente para cobrir perdas potenciais
Nosso negócio, em geral, está sujeito a diversos riscos e perigos, incluindo acidentes industriais, disputas trabalhistas,
condições geológios inesperadas, mudanças no ambiente regulatóio, riscos ecológicos e meteorológicos, além de outros
fenômenos naturais. Nosso seguro cobre somente parte das merdas que podem ocorrer. Nós temos seguro em quantias que
acreditamos ser adequada para cobrir danos de incêndio, responsabilidade por acidentes de terceiros e riscos operacionais
em nossas usinas. Se nós formos incapazes de renovar nossas apólices de seguro em algum momento, ou surgirem perdas,
ou outros sinistros ocorram que não estejam cobertos por um seguro ou que excedam o nosso limite de seguro, nós
podemos estar sujeitos a substancias perdas adicionais inesperadas.
A sentença pode não ser executável contra nossos diretores ou dirigentes.
Todos os nossos diretores e dirigentes mencionados neste relatório residem no Brasil. Nós, nossos diretores e dirigentes e
os membros de nosso conselho fiscal, não concordamos em aceitar serviço de processo nos Estados Unidos.
Substancialmente, todos os nossos patrimônios, assim como os patrimônios dessas pessoas, estão localizados no Brasil.
Como resultado, não pode ser possível efetuar o serviço de processo nos Estados Unidos ou em outra jurisdição fora do
Brasil a essas pessoas, embargar seu patrimônio, ou processá-las ou nos processar nos tribunais dos Estados Unidos, ou
16
(Tradução livre do original em inglês)
nos tribunais de outras jurisdições fora do Brasil, sentenças proferidas com base das disposições de responsabilidade civil
das leis de títulos dos Estados Unidos ou as leis de outras jurisdições.
Riscos Relacionados ao Brasil
Condições macroeconômicas globais e no Brasil estão mais fracas e nosso negócios e resultados das operações são
adversamente afetados enquanto essas condições persistirem.
A atual volatilidade e a inquietação global do mercado têm sido acompanhadas pelo agravamento dos dados econômicos
nas maiores economias mundiais. Substancialmente, toda a nossa receita é gerada pelas nossas operações no Brasil, e
mantendo a tendência global, a economia Brasileira tem se enfraquecido desde o terceiro trimestre de 2008. De acordo
com o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), o PIB descresceu 3,6% no quarto trimestre de 2008
comparado com o trimestre fiscal anterior, o que foi o declínio trimestral mais significante no PIB desde 1996. A taxa de
desemprego também cresceu nesses meses recentes, alcançando 8,9% em Abril de 2009 de acordo com o IBGE. A
volatilidade recente nos preços de comodities também impactou certas indústrias chaves no Brasil. De acordo com uma
pesquisa com instituições financeiras feita pelo Banco Central em fevereiro de 2009, a taxa de crescimento do PIB está
prevista para decrescer ou chegar quase a zero em 2009. O enfraquecimento das condições econômicas no Brasil podem
impedir a capacidade de alguns de nossos consumidores livres de nos pagar os montantes devidos por força de dos
contratos e/ou alguns desses clientes solicitarem renegociações dos termos dos contratos aplicáveis. Além disso, o
enfraquecimento das condições econômicas podem limitar nossa capacidade de executar nossa estratégia de atuar do
mesmo modo que faríamos em um período de economia em crescimento e estabilidade. Assim, por enquanto essas
condições persistirem, os nossos resultados das operações podem ser afetados adversamente.
O Governo Brasileiro exerceu, e continua exercendo, influência significativa sobre a economia brasileira. As
condições econômicas e políticas brasileiras têm um impacto direto sobre nossas atividades, nossa condição financeira,
resultados das operações e as perspectivas.
A economia brasileira tem sido caracterizada pelo envolvimento significativo do Governo Brasileiro, que muda
freqüentemente as políticas monetárias, de crédito e outras para influenciar a economia do Brasil. As ações do Governo
Brasileiro para controlar a inflação e por em prática outras políticas têm envolvido com freqüência controles de salários e
de preços, desvalorização do Real, controles sobre remessas de recursos para o exterior, intervenção pelo Banco Central
para afetar as taxas básicas de juros e outras medidas. Não temos controle sobre, e não podemos prever que medidas ou
políticas que o Governo Brasileiro possa tomar no futuro. Nossas atividades, condição financeira, resultados das
operações e perspectivas podem ser afetadas adversamente pelas mudanças nas políticas do Governo Brasileiro, bem
como fatores gerais incluindo, sem limitação:
•
crescimento econômico brasileiro;
•
inflação;
•
taxas de juros;
•
variações nas taxas cambiais;
•
políticas de controle cambial;
•
liquidez do capital nacional e mercados de empréstimo;
•
política fiscal e mudanças nas leis tributárias; e
•
outras diretrizes políticas, diplomáticas, sociais e econômicas ou desenvolvimentos no Brasil ou que o afetem.
As mudanças e as incertezas com relação à implementação das políticas acima relacionadas podem contribuir para a
incerteza econômica no Brasil, aumentando, assim, a volatilidade do mercado brasileiro de títulos e o valor dos títulos
brasileiros comercializados no exterior.
17
(Tradução livre do original em inglês)
A estabilidade do Real é afetada por sua relação com o Dólar americano, inflação e a política do Governo Brasileiro
referente às taxas cambiais. Nosso negócio pode ser adversamente afetado por qualquer recorrência de volatilidade
que afete nossos recebíveis e obrigações relacionadas à moeda estrangeira.
A moeda brasileira passou por graus elevados de volatilidade no passado. Apesar do real ter se apreciado com relação ao
dólar em 2005, 2006 e 2007, o real experenciou uma significativa flutuação em 2008, variando de R$1,559 por U.S.$1,00
para R$2,500 por U.S.$1,00, e terminou o ano a R$2,337 por U.S.$1,00, o que representa uma depreciação material da
média do ano de R$1,837 por U.S.$1,00 e a moeda brasileira tem sofrido historicamente freqüentes desvalorizações e
depreciações.
Apesar de, em longo prazo, as desvalorizações ou depreciações da moeda brasileira estarem usualmente correlacionadas
ao índice de inflação no Brasil, as depreciações da moeda brasileira em períodos mais curtos de tempo resultaram em
flutuações significativas no valor da moeda brasileira. A relação da moeda do Brasil com o valor do Dólar americano, as
taxas relativas de desvalorização ou depreciação da moeda brasileira e as taxas vigentes de inflação afetaram, e podem no
futuro afetar, nossos resultados financeiros.
O Real pode não manter seu valor atual ou o Governo Brasileiro pode implementar mecanismos para controle cambial.
Qualquer interferência governamental na taxa de câmbio, ou a implementação de mecanismos de controle cambial, pode
levar a uma depreciação do Real, o que poderia reduzir o valor de nossos recebíveis e tornar nossas obrigações
relacionadas a moeda estrangeira mais dispendiosas. Exceto com relação às nossas receitas e recebíveis expressos em
Dólares americanos, essa desvalorização pode afetar adversamente nossas atividades, operações e perspectivas.
Inflação, e as medidas do Governo Brasileiro para reduzir a inflação, podem contribuir significativamente para a
incerteza econômica no Brasil e ter um impacto adverso sobre nossos resultados operacionais.
O Brasil tem passado historicamente por taxas elevadas de inflação. A inflação e algumas medidas do Governo Brasileiro
tomadas em uma tentativa de reduzir a inflação têm tido efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira de
forma geral. A inflação, as políticas adotadas para conter as pressões inflacionárias e as incertezas com relação a uma
possível intervenção governamental futura têm contribuído para a incerteza econômica.
Desde a introdução do Real em 1994, a taxa de inflação do Brasil tem sido substancialmente mais baixa do que nos
períodos anteriores. Persistem, entretanto, as pressões inflacionárias. De acordo com o Índice Geral de Preços – Mercado,
IGP-M, as taxas gerais de inflação sobre os preços foram de 3,8% em 2006, 7,75% em 2007 e 9,81% em 2008. De acordo
com o Índice de Preços ao Consumidor Amplo, ou IPCA, as taxas de inflação brasileiras sobre os preços foram de 3,1%
em 2006, 4,5% em 2007 e 5,9% em 2008.
Se o Brasil passar por níveis elevados de inflação no futuro, as pressões dos custos inflacionários podem levar a uma
maior intervenção do governo, inclusive a introdução de políticas que podem afetar adversamente nossas atividades,
condição financeira, resultados das operações e perspectivas.
O valor de Mercado dos títulos emitidos pelas empresas brasileiras é influenciado pela percepção de risco no Brasil e
pelo risco de outras economias emergentes.
Eventos adversos na economia brasileira e nas condições de mercado de outros mercados emergentes, especialmente na
América Latina, podem afetar adversamente os preços de mercado de títulos emitidos pelas empresas brasileiras. Mesmo
se as condições econômicas nestes países diferirem consideravelmente das condições econômicas predominantes no
Brasil, as reações dos investidores a eventos nesses países podem ter um efeito negativo sobre os preços de mercado de
títulos de emitentes brasileiros. Como conseqüência de problemas econômicos em diversos países com mercado
emergente nos últimos anos (como a crise financeira na Argentina que teve início em 2001), os investidores tem
examinado os investimentos nos mercados emergentes com extrema precaução. Estas crises podem resultar que as
empresas brasileiras que enfrentam custos mais elevados para obterem recursos, sejam impedidos dessa forma a acessar os
mercados de capital. Recentemente, os índices do mercado emergente tiverem um declínio devido à incerteza econômica
global e aos sinais de pressões inflacionárias nos Estados Unidos. A economia brasileira é afetada por condições
econômicas globais gerais, especialmente as dos Estados Unidos (incluindo os níveis das taxa de juros dos EUA e o
comportamento dos principais índices de ações nos EUA). Não existe garantia de que os mercados de capital
internacionais permaneçam abertos às empresas brasileiras ou que os custos de financiamento nesses mercados serão
vantajosos para nós.
18
(Tradução livre do original em inglês)
Estes fatores podem afetar o preço de comercialização de nossas ações ordinárias e preferenciais e ADSs e podem tornar
mais difícil para nós o acesso aos mercados de capital e ao financiamento das operações futuras.
Riscos Relativos à Indústria Energética Brasileira
Não podemos prever se a nova Lei de Energia será sustentada. Se não for, nós podemos enfrentar um maior grau de
incerteza e maiores custos de realinhamento das nossas operações.
Em 2004, o governo brasileiro promulgou a Nova Lei de Energia, legislação esta que é o novo marco regulatório do setor
de energia no Brasil. Nós alinhamos nossos negócios a essa nova estrutura legislativa. No entanto, a constitucionalidade
desta lei está sendo questionada na Suprema Corte, e esta ainda não deu seu entendimento final, apesar de já ter negado,
por maioria de votos, a suspensão da citada legislação enquanto sua constitucionalidade é debatida. Se a Suprema Corte
decidir que a lei é inconstitucional, haverá dúvida acerca de qual estrutura legislativa apropriada para o setor, o que afetará
adversamente nossos negócios. Além disso, não temos como prever os termos de um possível marco regulatório que
substitua a Nova Lei de Energia. Dessa forma, poderemos enfrentar custos de realinhamento dos nossos negócios à nova
estrutura legislativa, o que afetará adversamente nossos resultados financeiros.
Podemos ser penalizados pela ANEEL por deixarmos de cumprir com os termos de nossos contratos de concessão e
podemos não recuperar o valor integral de nosso investimento na hipótese de qualquer um de nossos contratos de
concessão ser cancelado.
Realizamos nossas atividades de geração, transmissão e distribuição em conformidade com contratos de concessão
celebrados com o Governo Brasileiro através da ANEEL. Estas concessões variam em termos de duração de 30 a 35 anos
(o contrato de concessão com a data de expiração mais próxima expira em 2027). A ANEEL pode impor-nos penalidades
na hipótese de deixarmos de cumprir com qualquer alienação de nossos contratos de concessão. Dependendo da gravidade
de nosso não-cumprimento, essas penalidades podem incluir multas substanciais (em alguns casos até dois por cento de
nossas receitas no ano fiscal imediatamente anterior à avaliação) e restrições a nossas operações. A ANEEL pode também
cancelar nossas concessões antes de seu vencimento na hipótese de deixarmos de cumprir com suas disposições, termos
nossa falência decretada ou sermos dissolvidos, ou na hipótese da ANEEL determinar que esse cancelamento atenderia ao
interesse público (vide “Item 4.B, Visão Geral das Atividades – Geração – Concessões”).
Acreditamos que estamos atualmente atendendo a todos os termos materiais de nossos contratos de concessão. Entretanto,
não podemos assegurar-lhes de que não seremos penalizados pela ANEEL pela violação de nossos contratos de concessão
ou que nossas concessões não serão canceladas futuramente. Na hipótese da ANEEL cancelar qualquer uma de nossas
concessões antes de seu prazo de vencimento, a compensação que recuperarmos pela parte não amortizada de nosso
investimento pode não ser suficiente para que recuperemos o valor integral de nosso investimento e, dessa forma,
podemos ter um efeito adverso sobre nossa condição financeira e resultados das operações.
Estamos sujeitos a leis e regulamentos de segurança, saúde e ambientais que podem tornar-se mais rigorosos no futuro
e podem resultar em mais responsabilidades e mais dispêndios de capital.
Nossas operações estão sujeitas a legislação federal, estadual e local abrangentes sobre segurança, saúde e ambiental, bem
como à supervisão por parte de agências do Governo Brasileiro responsáveis pela implementação dessas leis. Entre outras
coisas, estas leis exigem que obtenhamos licenças ambientais para a construção de nossas instalações ou a instalação e
operação de novo equipamento necessário às nossas atividades. As regras são complexas e podem mudar no transcorrer do
tempo, tornando nossa capacidade de cumprir com as exigências aplicáveis mais difícil ou até mesmo impossível,
impedindo assim, nossas operações permanentes ou futuras de geração, distribuição e transmissão. Por exemplo, o
Ministério do Meio Ambiente exige que atendamos a 33 passos relacionados a saúde e segurança para podermos receber
uma permissão para operação de nossos projetos no rio Madeira. Observamos uma tendência para exigências maiores
sobre saúde e segurança em nossa indústria. Além disso, indivíduos, organizações não-governamentais e o público têm
certos direitos de iniciar processos legais para obter liminares para suspender ou cancelar o processo de licenciamento. Da
mesma forma, as agências do Governo Brasileiro podem tomar medidas para execução contra nós por qualquer falha no
cumprimento das leis aplicáveis. Essa ação de execução pode incluir, entre outras coisas, a imposição de multas,
revogação de licenças e a suspensão das operações. Essas falhas podem ainda resultar em responsabilidade criminal,
independentemente da responsabilidade estrita de realizar reparação ambiental e indenizar terceiros pelo dano ambiental.
Não podemos prever com precisão o efeito que o cumprimento de regulamentos ambientais avançados, de saúde ou
segurança, possa ter sobre nossas atividades. Se não garantirmos as permissões apropriadas, nossa estratégia de
crescimento será significativamente afetada.
19
(Tradução livre do original em inglês)
Os regulamentos ambientais requerem que realizemos estudos do impacto ambiental sobre os projetos futuros e
obtenhamos as permissões regulamentares.
Devemos realizar estudos de impactos ambientais e obter permissões regulamentares para nossos projetos atuais e futuros.
Não podemos assegurar-lhes de que quaisquer estudos sobre impacto ambiental serão aprovados pelo Governo Brasileiro,
de que a oposição pública não resultará em atrasos ou modificações de qualquer projeto proposto ou que as leis ou
regulamentos não mudarão ou serão interpretados de uma forma que possa afetar adversamente nossas operações ou
planos para os projetos nos quais tenhamos um investimento. Vemos a preocupação pela proteção ambiental como uma
tendência crescente em nossa indústria. As mudanças nos regulamentos ambientais, ou as mudanças na política de
cumprimento de regulamentos ambientais existentes, podem afetar adversamente o resultado de nossas operações ao
atrasarem a implementação dos projetos de eletricidade, aumentando os custos de expansão, ou sujeitando-nos a multas
regulamentares pelo não cumprimento dos regulamentos ambientais.
Somos afetados pelas condições hidrológicas e se as condições hidrológicas ruins dos anos recentes voltarem a ocorrer,
nossos resultados operacionais serão afetados como se recursos não hidrológicos fossem usados.
As condições hidrológicas vigentes podem afetar adversamente nossas operações de algumas formas diferentes, nem todas
previsíveis. Por exemplo, as condições hidrológicas que resultam em baixa capacidade de geração de eletricidade no
Brasil podem ocasionar, entre outras coisas, a implementação de programas amplos de conservação de eletricidade,
incluindo reduções obrigatórias na geração ou consumo de eletricidade. O período mais recente de baixa precipitação
pluviométrica ocorreu nos anos anteriores a 2001 e, como resultado, o Governo Brasileiro instituiu um programa para
reduzir o consumo de eletricidade, de 1o de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002. Uma nova ocorrência de condições
hidrológicas desfavoráveis, que resultam em uma baixa oferta de energia para o mercado brasileiro, pode causar, entre
outras coisas, a implementação de um amplo programa de conservação de eletricidade, incluindo um mandato de redução
no consumo de eletricidade. As condições hidrológicas no final de 2007 e início de 2008 têm sido fracas, impactando
particularmente os níveis dos reservatórios nas regiões nordeste e sudeste do Brasil. Uma continuação prolongada destas
condições fracas pode levar a um maior uso de outras fontes de geração de eletricidade. Na hipótese de escassez de
eletricidade, o Governo Brasileiro determina uma maior produção de eletricidade pelas usinas térmicas, usinas
hidrelétricas e o componente mais significativo de nossa atividade de geração e, dessa forma, somos particularmente
afetados quando as condições hidrológicas são fracas. Nossa capacidade de geração pode ser ainda afetada por eventos
como inundações que podem danificar nossas instalações. Isto pode, por sua vez, afetar adversamente nossa condição
financeira e os resultados das operações.
A construção, expansão e operação de nossas instalações e equipamentos para a geração, transmissão e distribuição
de eletricidade envolve riscos significativos que podem levar à perda de receitas ou ao aumento de despesas.
A construção, expansão e operação de instalações e equipamentos para a geração, transmissão e distribuição de
eletricidade envolve muitos riscos, incluindo:
•
a incapacidade de obter permissões e aprovações necessárias do governo;
•
a indisponibilidade de equipamento;
•
interrupções no suprimento;
•
paralisações das obras;
•
inquietação da mão de obra;
•
inquietação social;
•
interrupções ocasionadas pelas condições do tempo e hidrológicas;
•
problemas imprevistos de engenharia e ambientais;
•
aumentos das perdas de eletricidade, incluindo perdas técnicas e comerciais;
20
(Tradução livre do original em inglês)
•
atrasos na construção e operação, ou aumentos nos custos previstos; e
•
indisponibilidade de custeio adequado.
Se passarmos por estes problemas, poderemos não conseguir gerar e distribuir eletricidade nos montantes consistentes
com nossas projeções, o que poderá ter um efeito adverso sobre nossa condição financeira e o resultado das operações.
Não temos garantia de alguns destes riscos, inclusive riscos meteorológicos.
Somos estritamente responsáveis por quaisquer danos resultantes do fornecimento inadequado de eletricidade para as
companhias de distribuição, e nossas apólices de seguro contratadas podem não abranger esses danos.
Pela lei brasileira, somos estritamente responsáveis pelos danos diretos e indiretos resultantes do fornecimento inadequado
de eletricidade para as empresas de distribuição, como interrupções súbitas ou perturbações decorrentes dos sistemas de
geração, distribuição ou transmissão. Conseqüentemente, podemos ser responsabilizados pelos danos mesmo não estando
inadimplentes. Como resultado da incerteza inerente envolvida nestas questões, não mantemos quaisquer provisões com
relação a potenciais danos. As responsabilidades decorrentes destas interrupções ou perturbações que não estejam cobertas
por nossas apólices de seguro ou que ultrapassem os limites de cobertura dessas apólices podem resultar em custos
adicionais significativos para nós e podem afetar adversamente nossa condição financeira e os resultados das operações.
Não há provisão relacionada a este risco devido à incerteza envolvida.
Nós não temos experiência em preparar as demonstrações financeiras segundo as normas de contabilidade americanas
(US GAAP) e nos falta mão-de-obra habilitada para fazê-lo.
Historicamente nossas demonstrações financeiras são preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil,
os padrões de contabilidade determinados pelo Instituto dos Auditores Independentes do Brasil e pelas normas e
procedimentos da CVM. Não temos os dados financeiros em US GAAP para nenhum período anterior a 31 de dezembro
de 2004.
Por causa disso, não possuímos pessoal com experiência em fazer o US GAAP. Na data desta Declaração de Registro, nós
usamos o serviço terceirizado de uma firma de consultoria para nos auxiliar na preparação do US GAAP. Se nós não
conseguirmos desenvolver esta habilidade internamente ou através de novas contratações, nós poderemos enfrentar
desafios em algumas tarefas como, por exemplo, em fazer as alterações requeridas pelo US GAAP ao consolidar os
resultados das nossas subsidiárias. Apesar de planejarmos treinar e/ou contratar pessoal capaz para fazer o US GAAP após
a nossa listagem na Bolsa de Valores de Nova York, não podemos garantir quando nós conseguiremos fazê-lo. Se nós não
conseguirmos treinar, contratar e manter esse pessoal, a preparação de nossas demonstrações financeiras de acordo com as
práticas contábeis americanas, de forma consistente e em tempo hábil, poderá ser prejudicada.
Riscos Relativos às nossas Ações e ADRs
Você pode não receber dividendos não pagos.
Para os anos de 1979, 1980, 1981, 1982, 1983, 1984, 1989, 1996 e 1998, acumulamos dividendos não pagos relacionados
às ações ordinárias. O valor era originalmente de R$887 milhões mas, após o ajuste pela inflação utilizando-se a taxa
Selic, registramos atualmente aproximadamente R$ 9,3 bilhões em nosso balancete como “Remuneração e dividendos dos
acionistas”. Este dinheiro não é devido a acionistas individuais até que seja declarado um dividendo, o que ainda não
ocorreu. Quando um dividendo for declarado, nossos acionistas então correntes terão direito a recebê-lo. Pela lei das
Sociedades Anônimas brasileira, não existe nenhuma data até à qual estes dividendos devam ser pagos. Nossa
administração está considerando atualmente esta questão mas, caso não seja declarada uma data para pagamento destes
dividendos, os titulares de nossas ações ordinárias (e nossas ADSs relacionadas) não os receberão. Os dividendos para os
anos após 1998 foram declarados e pagos aos nossos acionistas. Nós podemos receber publicidade adversa com relação
aos dividendos não pagos e podemos ser processados por antigos acionistas demandando o pagamento.
Se você for portador de nossas ações preferenciais, terá direito a voto extremamente limitado.
De acordo com a Lei Brasileira das Sociedades Anônimas e com nossos estatutos, os portadores de ações preferenciais e,
por extensão, portadores de ADSs que as representarem, não têm direito a votar em nossas assembléias de acionistas,
exceto em circunstâncias muito limitadas. Isto significa, entre outras coisas, que um acionista preferencial não tem direito
a votar em transações corporativas, inclusive em fusões ou consolidações com outras empresas. Nosso principal acionista,
21
(Tradução livre do original em inglês)
que detém a maioria das ações ordinárias com direito de voto e que exerce controle sobre nós, está apto a aprovar medidas
corporativas sem a aprovação dos acionistas das ações preferenciais. Dessa forma, um investimento em nossas ações
preferenciais não é adequado para você se os direitos de voto forem uma consideração importante em sua decisão de
investimento.
O exercício de direitos a voto com respeito a ações ordinárias e preferenciais envolve procedimentos adicionais.
Quando os titulares de ações ordinárias tiverem direito a voto e nas circunstâncias limitadas nas quais os titulares de ações
preferenciais conseguem votar, os titulares podem exercer os direitos de voto com respeito às ações representadas por
ADSs somente de acordo com as disposições do contrato de depósito referente ás ADSs. Não existem disposições pela lei
brasileira ou pelos estatutos que limitem a capacidade dos portadores de ADS exercerem seus direitos a voto através do
banco depositário com respeito às ações básicas. Entretanto, existem limitações práticas sobre a capacidade dos portadores
de ADS exercerem seus direitos de voto devido aos procedimentos adicionais envolvidos na comunicação com esses
titulares. Por exemplo, os portadores de nossas ações receberão aviso diretamente de nós e poderão exercer seus direitos
de voto, tanto participando da assembléia pessoalmente como votando por intermédio de um procurador. Os portadores de
ADS, por comparação, não receberão aviso diretamente de nós. Em vez disso, de acordo com o contrato de depósito,
enviaremos o aviso ao banco depositário o qual, por sua vez, tão logo seja possível, remeterá aos portadores de ADSs o
aviso da assembléia e uma declaração quanto à forma na qual as instruções podem ser dadas pelos portadores. Para
exercerem seus direitos de voto, os portadores de ADS devem, então, instruir o banco depositário sobre como votar suas
ações. Devido a este procedimento extra envolvendo o banco depositário, o processo de exercício dos direitos de voto
serão mais demorados para os titulares de ADS do que para os portadores de ações. As ADSs para as quais o banco
depositário não receber instruções para voto em tempo hábil não serão votadas em qualquer assembléia.
Se emitirmos novas ações ou nossos acionistas venderem ações futuramente, o preço de Mercado de suas ADSs pode
ser reduzido.
As vendas de uma quantidade substancial de ações, ou a suposição de que isto possa ocorrer, pode diminuir o preço
vigente no mercado de nossas ações ordinárias e preferenciais e ADSs pela diluição do valor das ações. Se emitirmos
novas ações ou nossos atuais acionistas venderem suas ações, o preço de mercado de nossas ações ordinárias e
preferenciais, e das ADSs, pode diminuir significativamente. Essas emissões e vendas podem ainda tornar mais difícil
para nós emitirmos ações ou ADSs futuramente em uma data e um preço que considerarmos apropriados e para você
vender seus títulos no preço ou acima do preço que pagaram por elas.
Os controles cambiais e as restrições sobre remessas para o exterior podem afetar adversamente os portadores de
ADSs.
Você pode ser afetado adversamente pela imposição de restrições sobre a remessa para investidores estrangeiros dos
produtos de seus investimentos no Brasil e a conversão de Reais para as moedas estrangeiras. O Governo Brasileiro impôs
restrições à remessa durante aproximadamente três meses no final de 1989 e início de 1990. Restrições como estas
atrapalhariam ou impediriam a conversão de dividendos, distribuições ou os produtos de qualquer venda de nossas ações,
conforme for o caso, de Reais para Dólares americanos e a remessa dos Dólares para o exterior. Não podemos garantir que
o Governo Brasileiro não tome medidas similares no futuro.
Troca de ADSs pelas ações derivadas pode ter conseqüências desfavoráveis
O custodiante brasileiro das ações deve obter um certificado eletrônico de registro do Banco Central para remeter Dólares
americanos para o exterior para pagamentos de dividendos, quaisquer outras distribuições de dinheiro , ou sobre a
alienação das ações e dos produtos das vendas a elas relacionadas. Se você decidir trocar suas ADSs pelas ações
derivativas, você terá direito a continuar se baseando, durante cinco dias úteis a contar da data da troca, no certificado de
registro eletrônico do banco depositário. Posteriormente, você poderá não conseguir obter e remeter Dólares para o
exterior após a alienação das ações, ou as distribuições relacionadas às ações preferenciais, a não ser que obtenha seu
próprio certificado de registro de acordo com a lei brasileira, que dá direito aos investidores estrangeiros comprar e vender
nas bolsas de valores brasileiras. Se você não obtiver este certificado, estará sujeito a tratamento tributário menos
favorável sobre ganhos com relação às ações.
Se você procurar obter seu próprio certificado de registro, poderá incorrer em despesas ou sofrer atrasos significativos no
processo de solicitação, que pode ter um impacto significativo na sua capacidade de receber dividendos ou distribuições
referentes às suas ações no exterior ou o retorno de seu capital em tempo hábil. O certificado eletrônico de registro de
capital estrangeiro do depositário pode ser adversamente afetado por futuras mudanças na legislação.
22
(Tradução livre do original em inglês)
A volatilidade relativa e falta de liquidez do mercado de títulos brasileiros podem afetar adversamente
O mercado brasileiro de títulos é substancialmente menor, menos líquido, mais concentrado e mais volátil do que os
principais mercados de títulos nos Estados Unidos. Isto pode limitar substancialmente sua capacidade de vender as ações
ordinárias e preferenciais derivando seus ADSs a um preço e data desejados por você. A BM&FBOVESPA S.A – Bolsa
de Valores, Mercadorias e Futuros, a única bolsa de valores no Brasil na qual são comercializadas as ações, tinha uma
capitalização de mercado de aproximadamente U.S.$ 588 bilhões em 31 de dezembro de 2008 e um volume de
comercialização diário de aproximadamente U.S.$ 2,8 bilhões no mesmo período, comparado com um valor de mercado
de aproximadamente U.S.$ 14,3 trilhões em 31 de dezembro de 2008 e um volume de negociação diário médio de
aproximadamente U.S.$ 82 bilhões no mesmo período na NYSE.
Existe também uma concentração significativamente maior no mercado de títulos brasileiro do que nos principais
mercados de títulos nos Estados Unidos. As dez principais ações em termos de volume de comercialização foram
responsáveis por aproximadamente 53,14% de todas as ações negociadas na Bolsa de Valores de São Paulo em 2008.
Você pode receber pagamentos reduzidos por dividendos caso nosso lucro líquido não atinja certos níveis.
Pela Lei das Sociedades Anônimas e por nossos estatutos, devemos pagar aos nossos acionistas uma distribuição
obrigatória igual a, no mínimo, 25% de nosso lucro líquido ajustado no ano fiscal anterior, dando prioridade de pagamento
aos portadores de ações preferenciais. Nossos estatutos exigem que paguemos aos portadores de nossas ações
preferenciais dividendos anuais iguais ao que for maior entre 8% (no caso de nossas ações preferenciais classe “A”) e 6%
(no caso de nossas ações preferenciais classe “B”). Nossos estatutos não estipulam que devemos pagar qualquer dividendo
mínimo a portadores de nossas ações ordinárias. Se nosso lucro líquido for negativo ou insuficiente em um exercício
fiscal, nossa administração pode recomendar, na assembléia anual de acionistas com relação àquele ano, que o pagamento
do dividendo obrigatório não deve ser feito.
Você pode não conseguir exercer os direitos de preferência relacionados às ações preferências ou ordinárias
Você pode não conseguir exercer os direitos de preferência relacionados ás ações preferenciais ou ordinárias derivadas de
seus ADSs, a não ser que uma declaração de registro de acordo com o Securities Act dos Estados Unidos, de 1933, com as
alterações, ou o Securities Act, esteja em vigor com respeito a esses direitos ou uma isenção das exigências do registro do
Securities Act esteja disponível. Não somos obrigados a apresentar uma declaração de registro com relação às ações
referentes a estes direitos de preferência, e não podemos garantir-lhes que apresentaremos qualquer declaração de registro.
A não ser que apresentemos uma declaração de registro ou for aplicável uma isenção do registro, você pode receber os
produtos líquidos da venda de seus direitos de preferência pelo depositário ou, se os direitos de preferência não puderem
ser vendidos, terão permissão de perder a validade.
Mudanças nas leis tributárias brasileiras podem ter um impacto adverso sobre os impostos aplicáveis a uma alienação
de nossas ações ou ADSs.
A Lei No 10.833, de 29 de dezembro de 2003, estipula que a alienação de bens no Brasil por um não-residente para um
residente brasileiro como para um não-residente está sujeita a tributação no Brasil, independentemente do fato da
alienação ocorrer fora ou dentro do Brasil. Esta cláusula resulta na cobrança de imposto de renda sobre ganhos
decorrentes de uma alienação de nossas ações ordinárias ou preferenciais por um não-residente do Brasil para outro nãoresidente do Brasil. Não existe orientação jurídica sobre a aplicação da Lei No 10.833, de 29 de dezembro de 2003 e, dessa
forma, não temos condição de prever se os tribunais brasileiros podem decidir que se aplica às alienações de nossas ADSs
entre não-residentes do Brasil. Entretanto, na hipótese da alienação de bens ser interpretada como incluindo uma alienação
de nossas ADSs, esta lei tributária resultaria conseqüentemente na imposição de impostos retidos na fonte sobre a
alienação de nossas ADSs por um não-residente do Brasil para outro não-residente do Brasil.
Pelo fato de qualquer ganho ou perda reconhecido por um Portador dos EUA (conforme definido em “Tributação –
Conseqüências Materiais do Imposto de Renda Federal dos Estados Unidos”) ser tratado de forma geral como um ganho
ou perda de fonte dos EUA a não ser que esse crédito possa ser aplicado (sujeito às limitações aplicáveis) a imposto
devido sobre a outra renda tratada como derivada de fontes estrangeiras, esse Portador dos EUA não poderia usar o crédito
de imposto estrangeiro decorrente de qualquer imposto brasileiro sobrado sobre a alienação de nossas ações ordinárias ou
preferenciais ou nossas ADSs.
ITEM 4. Informações sobre a Empresa
23
(Tradução livre do original em inglês)
Visão Geral
Diretamente, e através de nossas subsidiárias, estamos envolvidos na geração, transmissão e distribuição de eletricidade
no Brasil. Em 31 de dezembro de 2008, detíamos cerca de 38% da capacidade instalada de geração de energia elétrica no
Brasil. Através de nossas subsidiárias, somos também responsáveis por aproximadamente 59,5% da capacidade de
transmissão instalada acima de 230 kV no Brasil. Nossas receitas são oriundas principalmente de:
•
geração de eletricidade e sua venda para as empresas distribuidoras de eletricidade e para os consumidores
livres;
•
a transmissão de eletricidade em favor das outras concessionárias de eletricidade;
•
a distribuição de eletricidade para os consumidores finais; e
•
receitas financeiras derivadas dos serviços de dívida recebidas de Itaipu.
Em 31 de dezembro de 2008, 76,1%, 14,8% e 7,8% da nossa receita líquida era oriunda da geração, transmissão e
distribuição de eletricidade, respectivamente. Em 31 de dezembro de 2008, a nossa receita líquida era de R$30.105
milhões, comparada com R$25.160 milhões e R$21.984 milhões em 2007 e em 2006, respectivamente.
A. História e Desenvolvimento
Disposições Gerais
Fomos criados em 11 de junho de 1962 como uma sociedade de economia mista de responsabilidade limitada e duração
ilimitada. Estamos sujeitos à Lei Brasileira das Sociedades Anônimas. Nossos escritórios executivos estão localizados na
Avenida Presidente Vargas, 409, 13o andar, Edifício Herm. Stolz, CEP 20071-003, Rio de Janeiro, RJ, Brasil. Nosso
número de telefone é +55 21 2514 6331. Nossa razão social é Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás, e nosso
nome comercial é Eletrobrás.
Dispêndios de Capital
Nossos dispêndios de capital em 2008, 2007 e 2006 foram de R$3.878.1 milhões, R$3.104,3 milhões, e R$3.203,9
milhões respectivamente. A tabela a seguir ilustra os dispêndios de capital com relação às atividades de geração,
transmissão e distribuição.
Período
Geração
Ano encerrado em 31 de dezembro de
2008 ..........................................................
Ano encerrado em 31 de dezembro de
2007 ..........................................................
Ano encerrado em 31 de dezembro de
2006 ..........................................................
(1)
Dispêndios de Capital
Transmissão
Distribuição
Outros(1)
(milhões de R$)
Total
2.018,8
1.190,2
383,8
285,2
3.878,1
1.284,3
1.287,9
331,8
200,3
3.104,3
1.163,9
1.520,7
327,2
192,1
3.203,9
Meio ambiente, pesquisa e infra-estrutura.
A tabela a seguir ilustra os dispêndios de capital referentes a projetos específicos nos mesmos períodos.
Principais Projetos de Dispêndio de Capital
Ano Ecerrado em 31 de Dezembro,
2008
2007
2006
R$ milhões
Geração
24
(Tradução livre do original em inglês)
Principais Projetos de Dispêndio de Capital
Ampliação da UHE Furnas - Furnas..................................
Ampliação da UHE Luiz Carlos Barreto - Furnas .............
UTE Santa Cruz - Furnas...................................................
Angra I, II e III - Eletronuclear
UTE Camaçari - Chesf ......................................................
Expansão UHE Tucuruí Primeira/Segunda fases Eletronorte.......................................................................
Irrigação dos lotes de Itaparica ..............................................
Irrigação de lotes na Usina Luiz Gonzaga - Chesf.................
Implementação da Usina Belo Monte - Eletronorte..............
Implementação do Complexo UHE Simplício…………………
Implementação da UHE Batalhas (former Paulistas)... ………
Implementação da UTE Candiota III. ...................................
Implementação do complexo UHE São Bernardo……………
Implementação do complexo UHE Passo São João...............
Implementação dos reatores da UTE Angra I........................
Implementação da Usina de Mauá e sistemas associados .....
Expansão da Capacidade de Geração Térmica em Manaus ..
Outros ....................................................................................
Total ......................................................................................
Ano Ecerrado em 31 de Dezembro,
2008
2007
2006
61,4
453
72,2
73,2
92,1
157,5
3,1
—
39
283,6
222,3
246,5
0,013
—
8,2
20,4
134,1
—
—
491,2
95,8
389,6
4,9
124,8
4,6
43,4
92,2
196,5
2.018,8
77,2
231,3
109,5
—
265,3
18,4
126,8
3,1
27,1
76,4
—
—
220,8
1.284,3
148,8
—
—
—
—
—
—
—
—
—
260,4
1.163,9
61,5
81,7
52,8
28,4
93,4
97,7
24,3
—
68,6
74,5
82,8
—
—
—
125,5
75,6
—
—
—
153,9
91,5
118,7
153,6
—
234,9
—
—
61,4
228,1
—
225,3
—
—
78,1
268,9
70,4
170,6
54,8
47,9
0,94
Transmissão
Melhoria do sistema de transmissão RJ/ES .......................
Melhoria do sistema de transmissão SP/MG .....................
Melhoria do sistema de transmissão
GO/MT/DF..................................................................
Manuntenção do sistema de transmissão do RJ .....................
Manutenção do Sistema de Transmissão (Furnas) ................
Manutenção do Sistema de Transmissão do Nordeste ..........
Implementação do sistema de transmissão Ouro
Preto/Vitória....................................................................
Implementação do Sistema do Nordeste................................
Melhoria do Sistema de Transmissão do Nordeste ...............
Implementação do Sistema de Transmissão do Nordeste .....
Expansão do Sistema do Nordeste.....................................
Expansão do Sistema Sul...................................................
Expansão do Sistema de trans
missão UHE Tucuruí/MA..................................................
Expansão do Sistema de transmissão AC/RO....................
Sistema de transmissão no Pará/Tucuruí ...........................
Sistema Mato Grosso.........................................................
Interconexão Brasil/Uruguai – Rivera ...............................
Implementação do sistema de transmissão Tijuco Preto
Itapeti-noroeste – SP .......................................................
Outros ....................................................................................
Total ......................................................................................
4,1
—
61,9
128,4
77,2
—
—
14,5
312,3
1.190,2
35,3
296,7
1.287,9
—
211,6
1.520,7
Distribution
Programa "Luz para Todos" .................................................
Outros ....................................................................................
Total ......................................................................................
208,5
175,3
383,8
224,8
107,0
331,8
253
74,2
327,2
Outros
Qualidade ambiental ..............................................................
Pesquisa.................................................................................
Infraestrutura .........................................................................
Total ......................................................................................
29,7
28,1
227,3
285,2
9,0
18,3
173,0
200,3
24,3
13,2
154,6
192,1
30,7
25
(Tradução livre do original em inglês)
Principais Projetos de Dispêndio de Capital
Total.........................................................................................
Ano Ecerrado em 31 de Dezembro,
2008
2007
2006
3.878,1
3.104,3
3.203,9
B. Visão Geral do Negócio
Estratégia
Nossos principais objetivos estratégicos são alcançar crescimento sustentável e lucratividade, mantendo ao mesmo tempo
nossa posição de líder no setor elétrico do Brasil. Para alcançar estes objetivos, nossas principais estratégias são como se
segue:
•
expandir e melhorar a eficiência em nossas linhas centrais de atividade de geração e transmissão. Nossa
atividade tem sido focada historicamente tanto nas operações centrais nos mercados brasileiros de geração e
transmissão como em nosso papel anterior de emprestador a terceiros, incluindo, historicamente, as nossas
subsidiárias. Desde o advento da privatização em nossa indústria, as oportunidades de consolidar nosso papel
como emprestador diminuíram porquanto muitas de nossas subsidiárias anteriores foram privatizadas e não mais
temos permissão de atuar como emprestador para essas empresas ou para qualquer terceira parte. Dessa forma,
adotamos uma estratégia de enfoque em nossas operações centrais de geração e transmissão. Isto envolve
enfoque particular na maximização de oportunidades decorrentes do processo de leilão, estipulado na Nova Lei
de Eletricidade, para vendas de eletricidade às empresas de distribuição. Além disso, podemos tentar dispor de
certas empresas de distribuição que adquirimos entre 1996 e 1999, mas que não são lucrativas (as Empresas de
Distribuição do Norte e Nordeste). Ao nos concentrarmos na geração e transmissão, acreditamos que
conseguiremos maximizar os lucros ao melhorarmos a eficiência em nossa infra-estrutura existente e
capitalizando em oportunidades decorrentes de nova estrutura, como as linhas de transmissão;
•
com relação à distribuição, nós adotamos uma nova estratégia em 2008 em relação a governança das empresas
de distribuição com o objetivo de melhorar a eficiência operacional;
•
melhorar nossos padrões de governança corporativa, incluindo nossa admissão à cotação de Nível 1 da Bovespa,
este registro na SEC e a admissão à cotação na Bolsa de Valores de Nova York. Fomos admitidos à cotação no
segmento de Nível 1 da Bovespa, que estabelece normas de governança corporativa com as quais devemos
cumprir (Vide "Item 9.C, Oferta e Listagem”). Acreditamos que melhorar nossos padrões de governança
corporativa é um componente chave de nossos objetivos gerais para alcançar crescimento, lucratividade e
parcela de mercado devido ao efeito positivo que acreditamos que os padrões elevados de governança
corporativa têm para nossa percepção no mercado, tanto nacional como internacionalmente. Como parte disto,
já iniciamos o processo de estabelecimento dos controles e procedimentos necessários de nossa parte pela Lei
Sarbanes-Oxley de 2002. Além disso, aderimos ao Global Compact das Nações Unidas, a maior iniciativa de
responsabilidade corporativa no mundo, somos membros dos Índices de Sustentabilidade da Bovespa e
pretendemos integrar os Índices de Sustentabilidade da Dow Jones. Cremos que tanto a integração a estas
iniciativas como o registro nas organizações conhecidas como tendo padrões de governança que estão entre os
mais rigorosos no mundo, permitirá que elevemos significativamente nosso perfil global. Como um esforço
administrativo importante, visando unificar e impulsionando todas estas iniciativas, estamos desenvolvendo
nosso Plano Corporativo Estratégico cinco anos. Nossa meta para 2008 é nossa consolidação como companhia
holding, regida pelas melhores práticas de governança corporativa, operando em um ambiente comprometido
em atingir metas econômicas, financeiras e operacionais negociadas com nosso acionista controlador e as
subsidiárias. Estamos almejando construir uma empresa competitiva que enfatiza a responsabilidade social e
ambiental, juntamente com desenvolvimento e qualidade de vida para nossos empregados. Para mantermos
nossa atual parcela de mercado, estamos continuamente focados na melhoria do desempenho de nossos
investimentos ao diversificarmos nosso portfólio de investimentos diretos, reestruturação de nossas subsidiárias
e expansão para os mercados internacionais; e
•
identificar seletivamente as oportunidades de crescimento nos mercados internacionais. Historicamente, nossa
atividade tem se concentrado apenas no mercado nacional brasileiro e não temos atualmente uma presença
internacional. Entretanto, para que possamos alcançar crescimento sustentável, acreditamos que certos mercados
internacionais de eletricidade oferecem oportunidades e planejamos identificar seletivamente oportunidades
26
(Tradução livre do original em inglês)
nestes mercados no futuro. Cremos que nosso plano de nos registrarmos na SEC e sermos admitidos à cotação
na Bolsa de Valores de Nova York constitui um componente chave desta estratégia, devido ao efeito positivo
que acreditamos terá em nossa percepção entre os prováveis parceiros comerciais e investidores nos Estados
Unidos e em outros países.
Geração
Nossa principal atividade é a geração de eletricidade. As receitas líquidas provenientes da geração representaram 76,1%,
71,4% e 69,6% de nosso total de receitas líquidas em 2008, 2007 e 2006 respectivamente. Por intermédio de nossas
subsidiárias e a Itaipu, controlamos aproximadamente 38,4% da capacidade total de geração instalada. Incluindo Itaipu,
nossas usinas elétricas geraram 50,5%, 52,3% e 57,6% de toda a eletricidade gerada no Brasil em 2008, 2007 e 2006
respectivamente.
De acordo com a Lei No 5899, de 5 de julho de 1993, e o Decreto 4.550, de 27 de dezembro de 2002, a Eletrobrás vende,
compulsoriamente, toda a energia produzida pela Itaipu para as empresas distribuidoras nas regiões Sul, Sudeste e Centro
Oeste, no Brasil (vide “Item 5, Revisão Operacional e Financeira e Perspectivas – Principais Fatores que Afetam nosso
Desempenho Financeiro – Itaipu”).
Tínhamos uma capacidade instalada de 39.402 MW em 31 de dezembro de 2008, 38.567 MW em 31 de dezembro de
2007 e 37.221 MW em 31 de dezembro de 2006. O aumento da capacidade nesses períodos reflete o crescimento
contínuo. Em 31 de dezembro de 2008 e 31 de dezembro de 2007 e 31 de dezembro de 2006, o Brasil tinha uma
capacidade instalada no sistema elétrico Interligado de 92.495 MW e 89.792 MW e 87.002 MW, dos quais
aproximadamente 81%, 82% e 84% foram hidrelétrica, respectivamente. Esses valores refletem um crescimento contínuo
da nossa capacidade instalada, respectivamente.
Concessões
Operamos de acordo com as seguintes concessões outorgadas pela ANEEL para nossas atividades de geração:
27
(Tradução livre do original em inglês)
Concessões (1)
CGTEE
São Jerônimo .................
Presidente Médici ..........
Nutepa ...........................
Chesf
Funil...............................
Pedra..............................
Araras ............................
Curemas.........................
Paulo Afonso Complex
and Moxotó (Apolônio
Sales)
Sobradinho.....................
Luiz Gonzaga.................
Boa Esperança ...............
ingo.............................
Camaçari........................
Eletronorte
Rio Acre ........................
Rio Branco II .................
Rio Branco I ..................
Electron (TG).................
Santana ..........................
Rio Madeira ...................
Coaracy Nunes...............
Tucurui ..........................
Samuel ...........................
Curuá-Una .....................
Senador Arnon Farias
de Mello
Eletronuclear (3)
Angra I...........................
Angra II .........................
Furnas
Corumbá I......................
Serra da Mesa ................
Furnas ............................
Itumbiara........................
Marimbondo ..................
Peixoto (Mascarenhas
de Morais)......................
Porto Colômbia..............
Manso ............................
Estado
Tipo de Usina
Rio Grande do Sul
Rio Grande do Sul
Rio Grande do Sul
Térmica
Térmica
Térmica
Bahia
Bahia
Ceará
Bahia
Bahia
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Bahia
Pernambuco
Piauí/Maranhão
Sergipe/Alagoas
Bahia
Capacidade
Instalada(MW) Término da Concessão
20,00
446,00
24,00
Início do Serviço
7 de Julho de 2015
7 de Julho de 2015
7 de Julho de 2015
Abril 1953
Janeiro 1974
Fevereiro 1968
30,00
20,00
4,00
3,52
4.280,00
7 de Julho de 2015
7 de Julho de 2015
7 de Julho de 2015
25 de Novembro de 2024
2 de Outubro de 2015
Março 1962
Abril 1978
Fevereiro 1967
Janeiro 1957
Janeiro 1955
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Térmica
1.050,30
1.479,60
237,30
3.162,00
360,00
9 de Fevereiro de 2022
3 de Outubro de2015
10 de Outubro de 2015
2 de Outubro de 2015
10 de Agosto de 2027
Abril 1979
Fevereiro 1988
Janeiro 1970
Abril 1994
Fevereiro 1979
Acre
Acre
Acre
Amazonas
Amapá
Rondônia
Amapá
Pará
Rondônia
Pará
Roraima
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Térmica
45,49
32,75
18,65
121,11
178,10
119,35
76,95
8.370,00
216,75
30,30
85,92
Indefinido
Indefinido
Indefinido
Indefinido
Indefinido
Indefinido
8 de Julho de 2015
11 de Julho de 2024
14 de Setembro de 2009
27 de Julho de 2028
Indefinido
Abril 1994
Abril 1981
Fevereiro 1988
June 2005
Janeiro 1993
Abril 1968
Abril 1975
Abril 1984
Março 1989
Dezembro 2005 (2)
Rio de Janeiro
Rio de Janeiro
Nuclear
Nuclear
657,00
1.350,00
-
Janeiro 1985
Setembro 2000
Goiás
Goiás
Minas Gerais
Minas Gerais
São Paulo
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
375,00
1.275,00
1.216,00
2.082,00
1.440,00
29 de Novembro de 2014
7 de Maio de 2011
7 de Julho de 2015
26 de Fevereiro de 2020
7 de Março de 2017
Abril 1997
Abril 1998
Março 1963
Fevereiro 1980
Abril 1975
Minas Gerais
Minas Gerais
Mato Grosso
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
476,00
320,00
212,00
31 de Outubro de 2023
16 de Março de 2017
10 9 de Fevereiro de
2035
7 de Julho de 2015
7 de Julho de 2015
27 de Julho de 2007
7 de Julho de 2015
6 de Novembro de 2036
Abril 1956
Março 1973
Outubro 2000
Indefinido
Indefinido
1 de Março de 2027
Fevereiro 1984
Abril 1973
Janeiro 1989
Funil............................... Rio de Janeiro
Hidrelétrica
216,00
Estreito........................... São Paulo
Hidrelétrica
1.050,00
Campos .......................... Rio de Janeiro
Térmica
30,00
Santa Cruz ..................... Rio de Janeiro
Térmica
932,00
Peixe Angical
Tocantis
Hidrelétrica
452,00
Manaus Energia
Aparecida....................... Amazonas
Térmica
192,00
Mauá.............................. Amazonas
Térmica
467,60
Balbina........................... Amazonas
Hidrelétrica
250,00
_____________________
(1) Itaipu não tem concessão. O tratado de Itaipu vence em 2023.
Abril 1969
Janeiro 1969
Abril 1968
Março 1967
Junho 2006
28
(Tradução livre do original em inglês)
(2) Aprovação para a renovação das licenças ambientais para Funil e para Pedra já solicitada, mas ainda não concedidas.
No entanto, isso não afeta as operações de nenhuma das plantas.
(3) Em 18 de julho de 2006, Eletronorte solicitou a renovação da concessão para Samuel, mas ainda não recebeu resposta
da ANEEL. Eletronorte irá continuar a operar a usina até receber a reposta da ANEEL.
(4) Eletronorte ainda não tem, atualmente, a licença de operação para Curuá-Una e opera a usina sob uma autorização
temporária garantida pela CEMA.
(5) Esta usina foi transferida da Celpa para a Eletronorte em dezembro de 2005 como pagamento por dívidas pendentes
da Celpa com a Eletronorte, referentes à venda de energia.
(6) As usinas nucleares estão autorizadas a operar durante 40 anos a contar da data na qual iniciaram as operações. Alguns
anos antes do vencimento desta data, cada empresa de energia nuclear aplicável pode solicitar uma prorrogação de sua
respectiva concessão à CNEN. Para obter uma prorrogação, a CNEN pode solicitar a substituição de certos equipamentos.
Por exemplo, no caso de Angra I, a CNEN solicitou a substituição de um gerador de vapor após nosso pedido de
prorrogação da concessão por 20 anos.
(7) A decisão da ANEEL está pendente em relação à solicitação de Furnas para renovação em 5 maio de 2008.
(8) Essa usina não é operacional.
Fonte: SIESE, ANEEL e fontes internas.
Tipos de Usina
As usinas hidrelétricas foram responsáveis por 92,1% de toda a nossa energia gerada em 2008, comparado com 93,7% em
2007 e 93,2% em 2006.
Geramos, também, eletricidade através de usinas térmicas e nucleares. As usinas térmicas foram responsáveis por 1,8% do
total de energia gerada em 2008, comparado com 1,0% em 2007 e 1,1% em 2006. As usinas nucleares foram responsáveis
por 6,1% do total de energia gerada em 2008, comparado com 5,3% em 2007 e 5,7% em 2006.
A tabela a seguir apresenta o montante total de eletricidade gerada nos períodos indicados, separados por tipo de usina:
Tipo de usina:
Hidrelétrica(1) .......
Térmica ................
Nuclear.................
Ano encerrado em 31 de dezembro de
2007
2006
2008
(MWh)
211.485.963
218.305.510
224.961.642
4.128.403
2.440.890
2.732.974
14.003.775
12.365.398
13.769.410
Total ....................
229.618.141
233.111.798
241.464.026
(1) Inclui a geração da UHE Itaipu.
Usinas Hidrelétricas
As usinas hidrelétricas são nossa fonte de eletricidade com maior eficiência em termos de custo, embora a eficiência
dependa significativamente dos fatores meteorológicos, como o nível pluviométrico. Baseados em nossa experiência com
ambos os tipos de usina, acreditamos que os custos com a construção de usinas hidrelétricas são mais elevados do que
para as usinas térmicas; entretanto, a vida útil média das usinas hidrelétricas é maior. Usamos nossas usinas hidrelétricas
para fornecer o grosso de nossa eletricidade primária e eletricidade back-up gerada durante períodos de pico de alta
demanda. Durante os períodos de mudança rápida na procura e demanda, as usinas hidrelétricas também fornecem maior
flexibilidade na produção do que nossas outras formas de geração de eletricidade, porque temos condição de aumentar
instantaneamente (ou diminuir) a produção destas fontes, em contraste com os empreendimentos térmicas ou nucleares,
onde existe um período de tempo para o ajuste da produção.
Em 31 de dezembro de 2008, possuíamos e operávamos 29 usinas hidrelétricas; além disso, detemos 50% de participação
em Itaipu, cujos outros 50% pertencem a uma entidade governamental paraguaia. O ONS é exclusivamente responsável
por determinar, em qualquer ano, quanta eletricidade cada uma de nossas usinas deve gerar. Em 31 de dezembro de 2008,
a capacidade total instalada de nossas usinas hidrelétricas era de 32.402 MW (excluindo a Itaipu Binacional, que é de
propriedade compartilhada do Brasil e Paraguai). A tabela a seguir ilustra as usinas hidrelétricas de nossa propriedade em
31 de dezembro de 2008:
29
(Tradução livre do original em inglês)
Usinas Hidrelétricas:
Curuá-Una (3) ......................................................................
Peixoto (Mascarenhas de Morais).......................................
Curemas ..............................................................................
Complexo de Paulo Afonso e Moxotó ...............................
Funil....................................................................................
Furnas .................................................................................
Araras .................................................................................
Funil....................................................................................
Estreito................................................................................
Boa Esperança ....................................................................
Porto Colômbia...................................................................
Coaracy Nunes (3) ................................................................
Marimbondo .......................................................................
Pedra ...................................................................................
Sobradinho..........................................................................
Luiz Gonzaga......................................................................
Itumbiara.............................................................................
Complexo de Tucurui .........................................................
Samuel (3) ............................................................................
Balbina (3) ............................................................................
Xingó ..................................................................................
Corumbá I ...........................................................................
Serra da Mesa(4) ..................................................................
Manso(4) ..............................................................................
Peixe Angical
Total ...................................................................................
Capacidade
Instalada
Energia
Garantida(1)
(MW)
(MW)
30
476
3.520
4.279
30
1.216
4
216
1.050
237.3
320
76.95
1.440
20
1.050
1.479
2.082
8,370
216.75
250
3.162
375
1.275
212
452
28.323
24
295
2
2.225
15.50
598
2
121
495
143
185
—
726
7.2
531
959
1.015
4.140
—
—
2.139
209
671
92
271
14.866
Início do
Serviço
—
1956
1957
1957
1962
1963
1967
1969
1969
1970
1973
1975
1975
1978
1979
1979
1980
1984
1989
1989
1994
1997
1998
2000
2006
(1) A capacidade instalada de Itaipu é 14.000MW. Brasil e Paraguai detêm Itaipu igualmente.
(2) A energia garantida é a quantidade máxima que cada usina pode produzir e vender em leilões/fornecer ao sistema elétrico
Interligado, uma quantidade determinada pelo ONS.
(3) As usinas de Balbina, Curuá-Una, Samuel e Coaracy fazem parte do sistema isolado e não possuem uma restrição de
energia garantida.
(4) Detemos 48,46% da usina de Serra Mesa e 70% da usina do Manso. Os números nesta tabela referem-se a toda a
utilização de capacidade de cada usina.
(5) Detemos 40% da usina Peixe Angical. Os números nesta tabela referem-se a toda a utilização de capacidade de cada
usina.
30
(Tradução livre do original em inglês)
Usinas hidrelétricas:
Funil..............................................................................
Pedra .............................................................................
Araras............................................................................
Curemas ........................................................................
Complexo de Paulo Afonso e Moxotó .........................
Sobradinho ....................................................................
Luiz Gonzaga ................................................................
Boa Esperança...............................................................
Xingó ............................................................................
Coaracy Nunes (2) ..........................................................
Complexo de Tucurui....................................................
Samuel (2) ......................................................................
Corumbá I .....................................................................
Curuá-Una (2).................................................................
Serra da Mesa(3).............................................................
Furnas ...........................................................................
Itumbira.........................................................................
Marimbondo..................................................................
Peixoto (Mascarenhas de Morais) .................................
Porto Colômbia .............................................................
Manso(3) ........................................................................
Funil (Furnas)................................................................
Estreito..........................................................................
Peixe Angical
Balbina (2) ......................................................................
Total .............................................................................
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
Energia
Garantida
Energia
Gerada(1)
Utilização
Operacional Real
(MWh)
(MWh)
(%)
135.780
63.072
17.520
17.520
19.491.000
4.651.560
8.400.840
1.256.680
18.737.640
—
36.266.400
—
1.830.840
210.240
2.848.459
5.238.480
8.891.400
6.359.760
2.584.200
1.620.600
564.144
1.059.960
4.336.200
949,584
—
125.531.879
72.874,83
20.328,56
0
8.000,93
13.975.191,02
3.120.304,11
6.428.737
1.332.406,98
15.721.603,83
605.767,00
36.724.033,00
851.923,00
1.921.916
253.890
2.359.814
5.157.418
8.410.304
6.784.942
2.891.079
2.059.262
601.612
932.187
4.068.821
926,773
1.580.993,00
116.810.177
53.7
32.2
0
45.7
71.7
67.1
76.5
106.4
83.9
—
101.3
—
105.0
120.8
82.8
98.5
94.6
106.7
111.9
127.1
106.6
87.9
93.8
97.6
—
93,1 (1)
Exclui Itaipu, que é de propriedade compartilhada do Brasil e Paraguai.
As usinas de Balbina, Curuá-Una, Samuel e Coaracy fazem parte do sistema isolado e não possuem uma restrição de
energia garantida.
Detemos 48,46% da usina de Serra Mesa e 70% da usina do Manso. Essas quantidades referem-se à nossa
participação.
Detemos 40% da usina Peixe Angelical.
Essas quantidades referem-se à nossa participação.
Ver a tabela em “- Concessões” para informações sobre usinas hidrelétricas operadas pela Chesf, Eletronorte e Furnas.
As usinas hidrelétricas no Brasil têm que pagar taxa de royalties aos estados e municípios brasileiros nos quais estiver
localizada uma usina ou na qual possa ter sido inundada terra por um reservatório de usina para o uso de recursos
hidrológicos. As taxas são estabelecidas de forma independente por cada estado e/ou município, conforme for aplicável, e
são baseadas no montante de energia gerada por cada usina e são pagas diretamente aos estados e municípios. As taxas
para os estados e municípios nos quais operamos foram nos montantes de R$1,722 em 2008, comparadas com R$1.678
milhões em 2007 e R$1.795 milhões em 2006. Estas taxas são registradas como custos operacionais em nossos
demonstrativos financeiros.
Nos últimos dois anos, nossas subsidiárias obtiveram concessões para a construção de 17 novas usinas hidrelétricas, cujas
informações estão apresentadas na tabela abaixo:
31
(Tradução livre do original em inglês)
Usinas novas:
Coxilha Rica .....................
Santo Cristo ......................
São Mateus .......................
Antoninha .........................
Malacara ...........................
Gamba ..............................
Barra do Rio Chapéu ........
Pinheiro ............................
João Borges ......................
Itararé................................
Passo São João..................
Mauá.................................
Dardanelos........................
Batalha..............................
Simplício...........................
Baguari .............................
São Domingos ..................
Santo Antônio …………
Jirau …………………...
(1)
Capacidade
Instalada
Investimento
(MW)
(milhões de R$)
18
19,5
19
13
9,2
10,8
15
10
19
9
77,1
361
261,0
52,5
337,7
140,0
48
3.150
3.300
58,8
65,5
73,0
49,1
36,1
40,7
48,8
36,3
51,1
27,8
272,0
950,0
700,0
399,3
1.305,1
487,5
200
12.198
10.000
A construção começa
ou começou em
O serviço inicia em(1)
Abril 2008
Abril 2008
Julho 2008
Julho 2008
Julho 2008
Julho 2008
Abril 2007
Julho 2007
Julho 2007
Julho 2007
Abril 2007
Setembro 2007
Março 2007
Março 2007
Março 2007
Março 2006
Janeiro 2009
Outubro 2008
Aguardando licença.
Novembro 2009
Novembro 2009
Dezembro 2009
Dezembro 2009
Dezembro 2009
Dezembro 2009
Novembro 2008
Novembro 2008
Novembro 2008
Novembro 2008
Junho 2009
Janeiro 2010
Dezembro 2010
Junho 2009
Novembro 2010
Setembro 2009
Janeiro 2012
Maio 2012
Janeiro 2013
As datas estimadas são baseadas no cronograma atual.
A UHE Baguari será operada por Furnas e uma terceira parte. As UHE Simplício e Paulistas (Batalha) serão operadas
somente por Furnas. Dardanelos será operada por nossas subsidiárias Chesf e Eletronorte, em associação com parceiros
(vide “-Atividades de Empréstimo e Financiamento – Participação Direta”).
As outras usinas novas serão operadas exclusivamente por nossa subsidiária Eletrosul, à exceção da nova usina de Mauá,
que será operada conjuntamente por nossa subsidiária Eletrosul e pela Companhia Paranaense de Energia S.A. – Copel,
uma terceira parte. Pretendemos financiar estas usinas com o fluxo de caixa oriundo das operações e, se necessário, com o
financiamento obtido nos mercados de capital internacionais e/ou agências multilaterais.
Usinas Térmicas
Em 31 de dezembro de 2008, tínhamos e operávamos 15 usinas térmicas. As usinas térmicas incluem unidades de geração
de energia por carvão e óleo. A capacidade total instalada de nossas usinas térmicas era de 3,061 MW em 31 de dezembro
de 2008, 2.406 MW em 31 de dezembro de 2007 e 2.7070 MW em 2006.
A tabela a seguir apresenta informações referentes às nossas usinas térmicas em 31 de dezembro de 2008:
32
(Tradução livre do original em inglês)
Capacidade
Instalada
(MW)
Usinas térmicas:
P. Médici (Candiota) ..........................
S. Jerônimo (Candiota).......................
Nutepa (Candiota) ..............................
Santa Cruz ..........................................
Campos ..............................................
Camaçari ............................................
Electron ..............................................
Rio Madeira........................................
Santana...............................................
Rio Branco I .......................................
Rio Branco II......................................
Rio Acre .............................................
Mauá ..................................................
Senador Arnon Farias de Mello..........
Aparecida ...........................................
Total ..................................................
446,00
20,00
24,00
932,00
30,00
350,00
120,00
119,35
178,10
18,60
31,80
45,49
467,60
85,92
192,00
3060.86
Geração
(MWh/ano)
926.079,145
42.713.879
1.330.454 136,845
37,696 562.521,77
0
24.774
446.035
239
1.898
7.599
1.536.061
404.611
973.281.758
Energia
Assegurada
(MW/h)
2,203,140
110,376
53,436
4,344,960
183,960
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
6,895,872
Em dezembro de 2005, nossa subsidiária CGTEE obteve autorização para iniciar a construção de uma ampliação da usina
térmica Candiota. Esta ampliação aumentará a capacidade instalada da usina térmica Candiota em 350 MW e necessitará
de um investimento de aproximadamente R$939 milhões. A construção desta ampliação teve início em julho de 2006 e a
conclusão está prevista para dezembro de 2009.
Cada uma de nossas usinas térmicas opera com carvão e/ou óleo. O combustível para as usinas térmicas é transportado por
rodovia, ferrovia, dutos ou via fluvial, dependendo da localização da usina.
Apesar de não termos alternativas caso nossas fontes destas matérias primas ficarem indisponíveis ou antieconômicas,
temos capacidade de reserva em nossas usinas hidrelétricas e estamos aumentando nosso investimento nas linhas de
transmissão o que nos permitiria compensar qualquer interrupção nos suprimentos até certo ponto. Não estamos sujeitos à
volatilidade dos preços com relação a estas matérias primas porque os preços são regulados pelo Governo Brasileiro e
pelas entidades controladas pelo Governo Brasileiro que estabelecem os preços anualmente.
Procuramos operar nossas usinas térmicas em um nível consistente e ótimo de forma a provermos uma fonte constante de
produção de eletricidade. Nossas usinas térmicas são significativamente menos eficientes e têm vidas úteis
significativamente mais curtas do que nossas usinas hidrelétricas. Tivemos dispêndios volumosos com a compra de
combustível para a produção de energia no montante de R$3,437 milhões em 2008, comparando com R$2.272 milhões em
2007 e R$2.500 milhões em 2006. Registramos estes valores líquidos nos reembolsos da Conta CCC.
Recuperamos uma parte substancial do excedente dos custos operacionais das usinas térmicas, que corresponde à
diferença entre o custo de uma usina térmica e o custo de uma usina hidrelétrica, por meio de reembolsos em
conformidade com a Conta CCC. O Governo Brasileiro criou a Conta CCC em 1973 com a finalidade de formar reservas
financeiras para cobrir os custos da utilização de combustível fóssil nas usinas térmicas, cuja operação é mais dispendiosa
do que as usinas hidrelétricas, na Rede Básica e no sistema elétrico interligado caso uma escassez de energia crie uma
necessidade de aumentar a produção de usinas térmicas. Os consumidores, através dos distribuidores de eletricidade no
Brasil têm que contribuir anualmente para a Conta CCC, que na realidade serve de fundo de garantia contra uma situação
extraordinária, como uma escassez de chuvas, o que exigiria uma maior utilização das usinas térmicas. O valor global da
contribuição anual é calculado com base no custo no ano corrente das estimativas de combustível para todas as usinas
térmicas. A cada usina é, então, atribuída uma contribuição proporcional com relação ao valor global baseado nas vendas
totais de eletricidade dessa usina durante o ano anterior. Em 1993, a abrangência da Conta CCC foi ampliada para incluir
uma parte dos custos da geração de eletricidade térmica em redes isoladas, não-integradas em áreas remotas da região
norte do Brasil.
Furnas, Chesf, CGTEE e Eletronorte recebem reembolso da Conta CCC por seus custos de combustível em sua usina
térmica, reduzindo, assim, os custos operacionais de cada uma de suas usinas. Administramos a Conta CCC. Os
33
(Tradução livre do original em inglês)
reembolsos da Conta CCC para os custos com combustível de usinas térmicas conectadas à Rede Básica estão sendo
desativados em conjunto com o desenvolvimento de um mercado atacadista competitivo.
Os reembolsos variaram entre 45% - 55% dos custos com combustível em 2008, comparados com uma variação entre
72% - 91% em 2007 e 76% - 92% em 2006. As usinas térmicas nas redes isoladas, não-integradas, estão programadas
para receberem reembolsos pelos custos com combustíveis até 2022, inclusive.
As tabelas a seguir apresentam informações referentes ao preço pago e a quantidade de combustível comprado para uso
em nossas usinas térmicas nos períodos indicados:
Tipo de combustível
Carvão...........................................
Óleo leve .......................................
Óleo pesado...................................
Gás ................................................
Urânio ...........................................
Total .............................................
Tipo de combustível
Carvão (toneladas) ................................
Óleo leve (litros) ...................................
Óleo pesado (toneladas) .......................
Gás (m3) ................................................
Urânio (quantidade de elementos).........
Ano Encerrado em 31 de dezembro de
2008
2007
2006
(milhares de R$)
58,335
101.627
111.481
3,082,049
2.393.694
2.206.731
57,898
518.331
4.421
68
40
6,0
185.980
177.739
239,142
3,437,492
3.199.672
2.500.378
Ano Encerrado em 31 de dezembro de
2008
2007
2006
1,221,677
1.844.381
2.078.000
778,940,810
584.871.244
542.502.159
35,785
23,425
3.086
82,943
58.815
10.051
56
88
84
Usinas Nucleares
As usinas nucleares representam uma fonte relativamente dispendiosa de eletricidade para nós. O Governo Brasileiro,
entretanto, tem um interesse especial na continuação da existência de usinas de energia nuclear no Brasil e tem por lei que
manter a posse e controle destas usinas. Dessa forma, esperamos continuar possuindo 99,8% da Eletronuclear.
Através da Eletronuclear, operamos duas usinas de energia nuclear, Angra I, com uma capacidade instalada de 657MW,
representando aproximadamente 1,7% de nossa capacidade instalada total, e Angra II, com 1.350MW, representando
aproximadamente 3,5% de nossa capacidade instalada total. Além disso, Eletronuclear está planejando iniciar a
construção de uma nova usina nuclear, que seria denominada Angra III no segundo semestre de 2009. Em 5 de março de
2009, o IBAMA concedeu uma licença de instalação para a Eletronuclear com a validade de 6 anos e em 9 de março de
2009, CNEN concedeu uma licença de construção parcial para a Eletronuclear. Uma vez construída, nós estimamos que
Angra III terá uma capacidade instalada de 1.350 MW e que os custos de sua construção será de aproximadamente R$8
bilhões.
A tabela a seguir apresenta informações referentes às nossas usinas nucleares em 31 de dezembro de 2008:
Capacidade
Instalada
Energia
Garantida(1)
Energia
Assegurada
Início do
Serviço(2)
(1)
(MW)
(MWh/ano)
Usina Nuclear:
34
(Tradução livre do original em inglês)
Angra I ............................................................................
657
3.515.485,9
1.350
10.488.288,9
2.007
14.003.775
3.224.000
Angra II...........................................................................
Total ...............................................................................
9.733.000
1º de janeiro
de 1985
1o de
Setembro de
2000
12.957.000
(1) Para nossas usinas nucleares, a energia garantida não é limitada pelo ONS ou por qualquer outro órgão regulador.
(2) Operação comercial em: Angra I – janeiro de 1985 e Angra II – setembro de 2000.
A capacidade instalada de Angra II é 657 MW. Nós estimamos que Angra I irá operar em 85% da capacidade em 2009 de
acordo com o padrão da indústria. Isto significa que a energia assegurada de Angra II será 4,64GWh/yr.
Com relação a Angra II, sua capacidade instalada é de 1.350 MW (energia nominal). Nós também estmiamos que Angra II
irá operar com 85% de sua capacidade em 2009 de acordo com o padrão da indústria. Isto significa que a energia
assegurada de Angra II será 9,54GWh/yr.
Tanto Angra I como Angra II utilizam urânio obtido em conformidade com um contrato com Indústrias Nucleares
Brasileiras – INB, uma empresa de propriedade do Governo responsável pelo processamento de urânio utilizado nas
usinas nucleares. Os elementos combustíveis são transportados por caminhão até à usina nuclear e em conformidade com
os termos do contrato; a Eletronuclear é responsável pela entrega segura desse combustível. Até à presente data, a
Eletronuclear ( e o proprietário anterior de Angra I – Furnas) não tiveram qualquer dificuldade material no transporte do
combustível até Angra I e Angra II. Além disso, o lixo nuclear de baixo nível (como filtros e certas resinas) é armazenado
em containeres especialmente projetados em um local provisório de armazenamento na área das usinas. Como ocorre em
outros países, o Brasil ainda não concebeu uma solução permanente para armazenamento do lixo nuclear. Com relação ao
lixo nuclear de alto nível (combustível nuclear gasto), esse lixo é armazenado em células de combustível (racks para
armazenamento compacto na área do combustível) das usinas. A responsabilidade com relação à desativação das usinas
nucleares Angra I e Angra II teve início ao mesmo tempo em que as operações começaram nestas duas unidades, em 1985
e 2000, respectivamente. O valor desta alienação é apoiado por um relatório técnico de um grupo de trabalho criado pela
Eletronuclear em 2001. Com relação à Angra I, o custo estimado é de US$198 milhões, baseado nas estimativas
provisórias de que as operações cessarão em 2024. Com relação a Angra II, o custo estimado é de US$240 milhões, com
base nas estimativas provisórias de que as operações cessarão em 2040. Recentemente, a administração da Eletronuclear
fez uma revisão e atualização dos valores, além de definir os parâmetros e os regulamentos a fim de estabelecer as
reservas financeiras necessárias para cobrir o descomissionamento das usinas. Então, o custo é estimado em US$307.000
mil e US$426.000 mil para Angra I e Angra II, respectivamente. A vida útil econômica das usinas foi reavaliada em 40
anos. A Eletronuclear faz mensalmente provisões pro rata para os custos estimados de Angra I e Angra II.
A eletricidade gerada pela Eletronuclear é vendida para nossa subsidiária Furnas a um preço regulamentado, determinado
pelo MME. Este preço regulamentado reflete os custos de produção da Eletronuclear. Entretanto, ao vender esta
eletricidade para as empresas de distribuição, Furnas tem que participar do processo de leilão público, no qual outras
empresas de geração em um pool apresentam propostas que refletem o custo máximo da eletricidade que cada uma deseja
fornecer e as empresas de distribuição pagam um preço igual a uma média de todas as propostas. Como resultado deste
processo de leilão, o preço que Furnas recebe atualmente é tipicamente mais elevado que o pago à Eletronuclear pela
eletricidade correspondente. Historicamente, entretanto, o inverso tem sido verdadeiro e registramos perdas consolidadas
com respeito a eletricidade gerada pela Eletronuclear. Estamos analisando atualmente as possíveis medidas para reduzir
estas perdas caso esta situação ocorra novamente, inclusive a substituição de Furnas na cadeia de suprimento acima
descrita pela própria Eletrobrás, que não tem que vender eletricidade apenas em conformidade com o processo de leilão.
Vendas de Eletricidade Gerada
Vendemos aproximadamente R$18,750 milhões de eletricidade gerada (líquido de eletricidade comprada para revenda e
VAT e outros impostos) em 2008, comparado com R$14,864 milhões em 2007 e R$13,915 milhões em 2006. Estas
vendas são feitas somente às empresas de distribuição (que constituem as principais fontes de vendas de eletricidade
gerada) ou consumidores livres. Nós possuímos certas empresas de distribuição que operam nas regiões norte e nordeste
do Brasil e vendemos uma parte relativamente pequena da eletricidade que geramos para essass empresas de distribuição,
o que não origina receitas em nosso segmento de geração discutido em “-Distribuição”.
35
(Tradução livre do original em inglês)
Vendemos a eletricidade gerada em conformidade tanto com os contratos de fornecimento com usuários finais industriais,
como com um processo de leilão para vendas à empresas de distribuição. A tabela a seguir apresenta, por tipo de venda, as
vendas de eletricidade gerada nas regiões que atendemos nos períodos apresentados:
2008
Tipo de venda:
(milhares
de R$)
Por meio de leilões e contratos
iniciais (cobrança de energia) ..... 8.393.914
Por meio de contratos no
Mercado livre ou contratos
bilaterais (cobrança de energia) .. 4.799.554
Itaipu .............................................. 10.927.053
Total .............................................. 24.120.521
Ano Encerrado em 31 de dezembro de
2007
2006
(milhares
(milhares
(MWh)
(MWh)
(MWh)
de R$)
de R$)
102.031.134
7.822.678
98.004.823
6.792.152
93.894.340
58.983.373
94.344.524
255.359.032
3.273.962
7.555.634
18.652.274
46.026.916
90.620.003
234.651.742
3.123.405
6.276.247
16.191.804
43.959.451
92.331.000
230.184.791
A tabela abaixo apresenta um resumo do montante de eletricidade que vendemos por meio de vendas em leilões:
2007
Capacidade Média (MW):
1o Leilão............................................
2o Leilão............................................
3o Leilão............................................
4o Leilão............................................
5o Leilão............................................
Total .................................................
Energia (MWh) por ano ....................
Tarifa média (R$/MWh) ...................
Receitas estimadas (milhares de R$).
11.003
—
—
—
180
11.183
97.963.080
58,49
5.729.860
Ano Encerrado em 31 de dezembro de
2008
2009
11.003
644
—
—
180
11.827
103.604.520
63,73
6.602.716
11.003
644
—
396
180
12.223
107.073.480
64,77
6.935.149
2010
11.003
644
—
396
180
12.223
107.073.480
64,77
6.935.149
Com relação aos contratos de fornecimento, a quantidade que recebemos de cada venda é determinada com base em uma
“cobrança de capacidade”, uma “cobrança de energia” (ou, em alguns casos, ambas). Uma cobrança de capacidade é
baseada em um montante de capacidade garantida especificada em MW e é cobrada sem considerar o montante de
eletricidade efetivamente entregue. A cobrança é por um valor fixo (e, por isso, independe do montante de eletricidade
efetivamente fornecida). Em contrapartida, uma cobrança de energia é baseada no montante de eletricidade efetivamente
utilizada pelo receptor (e é expressa em MWh). Nossas compras de eletricidade de Itaipu, e nossas vendas de eletricidade
de Itaipu para os distribuidores, são pagas com base na cobrança de capacidade (inclusive cobrança pela transmissão paga
a Furnas). Nossas vendas de eletricidade (através de nossas subsidiárias Chesf e Eletronorte) para os consumidores finais,
especialmente os clientes de indústrias, são cobradas na base tanto de uma cobrança de capacidade como uma cobrança de
energia. Com relação às vendas em leilão, conforme discutido em “A Indústria Energética Brasileira – Regulamentação
pela Nova Lei de Eletricidade,” os convites para participar de leilões são preparados pela ANEEL e, na hipótese de
sermos os vencedores, celebramos contratos de venda e compra com a empresa de distribuição relevante para um
montante de eletricidade que seja proporcional à demanda estimada dessa empresa pelo período do contrato.
Transmissão
Transmissão de Eletricidade
As receitas em nosso segmento de transmissão são fixadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que
estabelece uma taxa fixa de receita de transmissão para cada ano. As receitas líquidas provenientes da transmissão
representaram aproximadamente 14,8% de nossas receitas totais líquidas em 2008, comparada com 14,4% em 2007 e 15%
em 2006. A eletricidade que geramos é transportada através da rede de transmissão de tensão do Brasil com 56.862 km de
linhas de transmissão acima de 138 kV em 31 de dezembro de 2008, comparada com 55,942 km em 31 de Dezembro de
2007 e 55.658km em 31 de Dezembro de 2006. Considerando nossas parcerias com empresas provadas nos
SPCs/Consórcios, nós tivemos aproximadamente 58.718 Km acima de 138 Kv em operação. (Veja participação acionária
na página 55). No Brasil, a maioria das usinas hidrelétricas localizadas a uma distância considerável dos principais centros
de carga e, por conseguinte, de forma a chegar aos consumidores, foi desenvolvido um sistema de transmissão extenso.
36
(Tradução livre do original em inglês)
Transmissão é a transferência em grande escala de eletricidade, em voltagens muito elevadas (de 230 kV a 750 kV), desde
as instalações de geração até os sistemas de distribuição nos centros de carga por meio de rede de transmissão. Existe um
sistema elétrico interligado no Brasil que liga as regiões do norte e nordeste ao sul e sudeste. A coordenação dos sistemas
de transmissão se faz necessária para otimizar os investimentos e os custos operacionais e para assegurar a confiabilidade
e as condições adequadas de fornecimento de carga através do sistema elétrico interconectado.
Concessões de Transmissão
Nossas operações de transmissão são realizadas em conformidade com as seguintes concessões outorgadas pela ANEEL:
Níveis de Voltagem
(kV)
69 – 750
69 – 500
69 – 500
69 – 500
69 - 230
Distância total
(km)
19.081,5
18.468,42
9.378,8
10.556,04
575,7
Furnas ..................................................
Chesf ....................................................
Eletrosul ...............................................
Eletronorte ...........................................
Amazonas Energia …………………
Tempo
médio de
operação
(anos)
30,13
34,34
25,77
22,5
10,9
Anos médios
restantes das
concessões
(anos)
8,06
6,72
6,52
6,51
Indeterminado
Devido ao desenvolvimento dos recursos hidrelétricos da região amazônica, que requer a transmissão de grandes
montantes de energia, o Brasil desenvolveu o sistema elétrico interligado. Uma malha nacional de transmissão
proporciona geradores com acesso aos clientes em todas as regiões. Furnas e Eletronorte construíram o primeiro sistema
de transmissão norte-sul ligando as regiões norte e sul do Brasil, que consiste de aproximadamente 1.250 km de linhas de
transmissão de 500 kV e que entrou em operação em 1998.Um segundo sistema de transmissão norte-sul, cuja construção
foi custeada pelo setor privado, entrou em operação em 2004. A tabela a seguir apresenta o comprimento das linhas de
transmissão (em km) por subsidiária e por voltagem em 31 de dezembro de 2008:
600 kV
(CC) ¹
500 kV
345 kV
230 kV
138 kV
132/69
kV
Total
—
5.121,5
—
3.236,1
—
2.586,5
1.612,0 4.549,0
—
—
1.612,0 15.493,1
—
—
—
6.069,5
—
6.069,5
12.537,2
5.439,0
4.882,4
1.949,0
364.9
25.172,8
383,9
1.387,1
1.841,2
2.204,0
—
5.816,2
425,5
493,9
68,7
—
210.8
1.198,9
18.468,4
10.556,0
9.378,8
19.081,5
575.7
58.060,5
750 kV
Empresa:
Chesf .........................................
—
Eletronorte ................................
—
—
Eletrosul ....................................
Furnas ....................................... 2.698,0
Amazonas Energia ……….…
—
Total ......................................... 2.698,0
(1) CC significa corrente contínua.
A tabela a seguir apresenta, de forma consolidada, o percentual da malha total de transmissão acima de 230kV no Brasil
pelo qual fomos responsáveis em 31 de dezembro de 2008:
750
kV
Entidade:
Eletrobrás .......................
Outras.............................
Total ..............................
100
0
100
600 kV
(CC) ¹
100
0
100
500 kV
49,49
50,51
100
345 kV
67,09
32,91
100
230 kV
70,23
29,77
100
Total
59,21
40,79
100
(1) CC significa corrente contínua.
37
(Tradução livre do original em inglês)
Exceto com relação à pequena parte da Eletronorte localizada no sistema isolado, as linhas de transmissão no sistema
elétrico interligado estão totalmente integradas.
Detemos, atualmente, cerca de 59,2% de todas as linhas de transmissão no Brasil acima de 230 kV e, como resultado,
recebemos taxas de empresas que transmitem eletricidade nestas linhas. As receitas da transmissão foram no montante de
R$4.639 milhões em 2008, comparadas com R$3.852 milhões em 2007 e R$3.379 milhões em 2006. Na condição de
empresa de geração, devemos também pagar uma tarifa referente à nossa transmissão de eletricidade sobre as
transmissões que não possuímos. Levando-se em consideração todas as linhas de transmissão no Brasil (230 kV e acima),
isto significa que pagamos uma tarifa com relação a 40,8% de todas as linhas de transmissão no Brasil.
Acreditamos que as perdas de eletricidade no sistema de transmissão no Brasil têm sido historicamente, e são atualmente,
aproximadamente 16% de toda a eletricidade transmitida no sistema, comparada com aproximadamente 8% no sistema de
transmissão internacional.
Operamos como parte de um sistema nacional de eletricidade integrado e coordenado para o Brasil. A Lei das Concessões
nos autoriza a começar a cobrar taxas pelo uso de nosso sistema de transmissão por outras empresas de eletricidade;
teremos condições de cobrar essas taxas, tão logo os regulamentos tenham sido promulgados pela ANEEL.
Por meio de Furnas, cobramos uma tarifa (atualmente em torno de R$3.378,86 por MW/mês) para a transmissão de
eletricidade gerada por Itaipu e comprada para revenda. A cobrança da transmissão pela energia gerada pela Itaipu
Binacional é usada para compensar Furnas, que é proprietária da linha de transmissão aplicável, para tornar seu sistema de
transmissão disponível para o uso exclusivo de instalações de conexão de usinas. Este sistema compreende as linhas de
transmissão de 765 kV de Itaipu / Ivaiporã e de 600 kV CC de Itaipu / Ibiúna, que não fazem parte da Rede Básica.
Distribuição
Distribuição de Eletricidade
Nossas atividades de distribuição constituem uma proporção relativamente pequena de nossas operações globais. As
receitas líquidas provenientes da distribuição representaram 7,8% do total de nossas receitas líquidas em 2008,
comparadas com 12,9% em 2007 e 13,3% em 2006.
Empresas de Distribuição
As empresas a seguir relacionadas de nosso grupo realizam atividades de distribuição em conformidade com concessões
para distribuição outorgadas pela ANEEL:
•
Eletronorte, que distribui energia diretamente aos consumidores industriais através de sua subsidiária Boa Vista
Energia S.A. Esta empresa distribui eletricidade para a cidade de Boa Vista. A concessão para distribuição da
Eletronorte encerra em 7 de julho de 2015;
•
Amazonas Energia, que distribui eletricidade na cidade de Manaus, no estado do Amazonas, em conformidade
com uma concessão que termina em 7 de julho de 2015;
•
Ceal, que distribui energia no estado de Alagoas em conformidade com uma concessão que termina em 12 de
julho de 2015;
•
Cepisa, que distribui energia no estado do Piauí em conformidade com uma concessão que termina em 12 de
julho de 2015;
•
Ceron, que distribui energia no estado de Rondônia em conformidade com uma concessão que termina em 12 de
julho de 2015;
•
Eletroacre, que distribui energia no estado do Acre em conformidade com uma concessão que termina em 12 de
julho de 2015;
Ceal, Cepisa, Ceron, Boa Vista and Eletroacre eram anteriormente propriedade do Estado Brasileiro em que cada empresa
respectivamente opera. Nós fizemos os primeiros investimentos nessas companhias em 1996 com o objetivo de melhorar a
38
(Tradução livre do original em inglês)
condição financeira delas e prepará-las para a privatização. Amazonas Energia foi criada em 2008 como um resultado da
fusão entre Ceam e Manaus Energia S.A.; Ceam também era anteriormente propriedade no estado Brasileiro, no qual
operava, e também fizemos um investimento na Ceam em 1996 com o objetivo de melhorar a sua condição financeira e
preparar para a privatização.
Amazonas Energia, Ceal, Cepisa, Ceron and Eletroacre operam em condições de mercado particularmente desafiadoras –
as regiões Norte e Nordeste estão entre as mais pobres do país. Um de nossos maiores desafios em respeito a essas
companhias é reduzir a quantidade de perdas comerciais (principalmente sendo o furto de energia) e a dívida de clientes
que essas companhias sofrem. Nós estamos nos esforçando para atender a esses problemas através do desenvolvimento de
mecanismos que tornam o furto de energia mais difícil e através da renegociação das dívidas dos clientes dessas
companhias.
Estrutura de Gerenciamento para as Atividades de Distribuição
No quarto trimester de 2008, nós inciamos uma nova estrutura de gestão para nossas atividades de distribuição; Até o
quarto trimestre de 2008, nós gerenciamos nosso investmento na Ceal, Ceam, Boa Vista, Cepisa, Ceron e Eletroacre
através de um comitê gestor (Comitê Gestor das Empresas Federais de Distribuição), que se focou, entre outras coisas,
propor estratégias financeiras e metas para melhorar a condição financeira dessas empresas.
De acordo com a nova estrutura, esse comitê gestor não existe mais. A nova estrutura envolve um diretor no nível da
Eletrobrás, atualmente Sr. Decat, atuando como um presidente de cada uma das companhias envovidas na distribuição.
Cada uma das companhias envolvidas na distribuição terá o mesmo diretor financeiro, diretor de engenharia, diretor
comercial e diretor de regulamentação, em cada caso indicado pelo presidente dessas empresas distribuidoras.
Sistema de Transmissão e Distribuição
Nossa rede de transmissão e distribuição consiste de linhas de transmissão aéreas e subestações com faixas de voltagem
variadas. Os clientes que atendemos por meio de nossa rede de distribuição são classificados pelo nível de voltagem. Com
relação à nossa distribuição para as empresas prestadoras de serviço estaduais e para as indústrias, distribuímos
eletricidade em níveis de voltagem mais elevados (até 750 kV), enquanto que a distribuição para as residências e para
certas companhias comerciais é feita em níveis de voltagem mais reduzidos (tanto a 230 kV, 138 kV como 69 kV).
Desempenho do Sistema
A tabela a seguir apresenta informações referentes às nossas perdas de eletricidade para nossas empresas de distribuição, e
a freqüência e duração das interrupções de eletricidade por cliente por ano, para os anos indicados.
Ano Encerrado em 31 de dezembro
de
2008
2007
2006
Eletronorte:
Perdas técnicas........................................................
Perdas comerciais ...................................................
Perdas totais de eletricidade....................................
Interrupções:
Freqüência das interrupções por cliente por ano
(número de interrupções) .....................................
Duração das interrupções por cliente por ano
(em horas)............................................................
Tempo médio de resposta (em minutos) ..............
9.0%
22.9%
31.9%
10.6%
21.9%
32.5%
10.1%
22.5%
32.6%
33.9
40.4
39.8
34.0
36.6
35.5
111.9
111.1
88.8
Perdas de Eletricidade
Passamos por dois tipos de perda de eletricidade: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas técnicas são as que
ocorrem no transcorrer usual de nossa distribuição de eletricidade. As perdas comerciais são aquelas que resultam de
ligações ilegais, fraude ou erros de faturamento. As perdas totais de eletricidade para as Empresas de Distribuição do
Norte e Nordeste foram de 31,9% em 2008, comparadas com 32,5% em 2007 e 32,6% em 2006.
39
(Tradução livre do original em inglês)
Reduzir o nível de perdas comerciais principalmente nas empresas de distribuição apresenta-nos um desafio constante. As
perdas comerciais nestas empresas foram de aproximadamente 23,5% nos períodos recentes. Estamos tentando cuidar
destes problemas com o desenvolvimento de mecanismos que tornem o furto de eletricidade mais difícil e negociando as
dívidas atuais dos clientes destas empresas.
A tabela a seguir apresenta informações relativas às perdas totais em nosso segmento de distribuição registradas por cada
uma das Empresas de Distribuição no Norte e Nordeste:
Ano Encerrado em 31 de dezembro de
2008
2007
2006
(%)
Empresa:
Ceal .....................................
Ceam ...................................
Cepisa .................................
Ceron...................................
Eletroacre ............................
Amazonas Energia ……….
Boa Vista Energia ………..
30,00
36,14
43,54
26,19
38,70
16,52
30,76
41,60
38,46
34,68
26,42
37,20
18,28
31,1
43,5
35,0
34,6
25,8
35,30
22,90
Interrupções de Energia
Com relação ao sistema elétrico interligado, visamos atender aos pedidos de reparos no prazo de uma hora e meia a duas
horas, dependendo da escala e da natureza do problema. Nosso tempo médio de resposta no ano encerrado em 2008 foi de
2,12 horas. A tabela abaixo apresenta nosso tempo médio de resposta, em horas, para pedidos de reparos no sistema
interligado:
Empresa:
Ceal ............................................................................
Cepisa ........................................................................
Média ........................................................................
Ano Encerrado em 31 de
dezembro de
2008
1,88
2,35
2,12
Ano Encerrado em 31 de
dezembro de
2007
1,77
2,65
2,21
Com relação às operações de distribuição no sistema isolado (que não fazem parte do sistema elétrico interligado),
pretendemos atender a pedidos de reparo no prazo de meia hora a duas horas, dependendo da escala e natureza do
problema. Nosso tempo médio de resposta no sistema isolado em 2008 foi 1,74 horas. A tabela a seguir apresenta nosso
tempo médio de resposta, em horas, para pedidos de reparos no sistema isolado:
Empresa:
Eletroacre ...................................................................
Ceron..........................................................................
Ceam ..........................................................................
Amazonas Energia …………………………………..
Boa Vista Energia ……………………………………
TOTAL .....................................................................
Média ........................................................................
Ano Encerrado em 31 de
dezembro de
2008
1,24
1,10
3,94
0,68
6,96
1,74
Ano Encerrado em 31 de
dezembro de
2007
2,21
1,13
1,00
3,32
0,88
8,54
1,71
Clientes
A tabela a seguir apresenta nossa distribuição total de eletricidade, por tipo de usuário, nos períodos indicados:
40
(Tradução livre do original em inglês)
2008
(milhões de
(MWh)
R$)
Distribuição para:
Prestadoras
de
serviços estaduais...........
Indústrias........................
Residências ....................
Comércio........................
Outros ............................
Total ..............................
Ano Encerrado em 31 de dezembro de
2007
2006
(milhões de
(milhões de
R$)
R$)
(MWh)
(MWh)
241.430
1.197.321
344
1.257,567
485
987.027
597.006
1.067.722
658.763
290.866
2.855.787
2.615.189
3.680.389
2.203.290
1.212.918
10.909.107
796
1.382
839
387
3.748
2.480.276
3.507.657
2.092.267
1.339.216
10.676.983
746
1.266
808
150
3.455
2.397.704
3.303.990
1.970.130
1.378.528
10.037.379
Tarifas
Classificamos nossos consumidores em dois grupos distintos: consumidores do Grupo A e consumidores do Grupo B,
com base no nível de voltagem na qual a eletricidade é fornecida a esses consumidores. Cada consumidor é classificado
em um determinado nível tarifário definido por lei e baseado em sua respectiva classificação, embora estejam disponíveis
alguns descontos baseados no volume. Os consumidores do Grupo B pagam tarifas mais elevadas, compensando os custos
globais em todos os sub-sistemas nos quais a eletricidade flui para atendê-los. Existem tarifas diferenciadas no Grupo B
por tipos de consumidor (como residencial, comercial, rural e industrial). Os consumidores do Grupo A pagam tarifas
menores, diminuindo de A4 para A1, porque recebem eletricidade em voltagens maiores, o que requer menor uso do
sistema de distribuição de energia. As tarifas por nós cobradas para vendas de eletricidade para consumidores finais são
determinadas em conformidade com nossos contratos de concessão e regulamentos estabelecidos pela ANEEL. Estes
acordos de concessão e os regulamentos afins estabelecem um teto nas tarifas que proporciona ajustes anuais, periódicos e
extraordinários. Para uma discussão do regime regulatório aplicável a nossas tarifas e seus ajustes, vide “ – A Indústria
Brasileira de Energia.”
Os consumidores do Grupo A recebem eletricidade a 2,3 kV ou mais. As tarifas para os consumidores do Grupo A são
baseadas no nível de voltagem no qual a eletricidade é fornecida, e a época do ano e a hora do dia em que a eletricidade é
fornecida, embora os consumidores possam optar por uma tarifa diferenciada nos períodos de pico. As tarifas para os
consumidores do Grupo A são compostas de dois componentes: uma “cobrança de capacidade” e uma “cobrança de
energia”.
A cobrança de capacidade, expressa em Reais por kW, é baseada no que for maior entre (1) a capacidade contratada da
firma e (2) a capacidade de energia efetivamente utilizada. As tarifas cobradas dos consumidores do Grupo A são menores
do que as cobradas dos consumidores do Grupo B, porque os consumidores do Grupo A consomem eletricidade em faixas
de voltagem mais elevadas e, por conseguinte, evitam os custos associados à redução da voltagem da eletricidade exigida
para consumo por nossos consumidores do Grupo B .
Os consumidores do Grupo B recebem eletricidade a menos de 2,3 kV (220V e 127V). As tarifas para os consumidores do
Grupo B consistem exclusivamente de uma cobrança de consumo de energia e são baseadas na classificação do
consumidor.
Procedimentos de Cobrança
O procedimento que utilizamos para cobrança e pagamento pela eletricidade fornecida a nossos consumidores é
determinado pela categoria do consumidor. As leituras dos relógios e o faturamento ocorrem mensalmente para os
consumidores de baixa voltagem, à exceção dos consumidores rurais cujos relógios são lidos a intervalos que variam de
um a três meses, conforme autorizado pelos regulamentos relevantes. As contas são preparadas a partir das leituras dos
relógios ou com base no uso estimado. Os consumidores de baixa voltagem são cobrados dentro dos cinco dias úteis após
a data da fatura. No caso de não pagamento, é enviada uma notificação sobre o não pagamento acompanhada da fatura do
mês seguinte ao consumidor e é dado um prazo de 15 dias para liquidação da quantia a nós devida. Caso o pagamento não
seja recebido no prazo de três dias úteis após o período de 15 dias, o fornecimento de eletricidade ao consumidor é
suspenso. Os consumidores de alta voltagem são cobrados mensalmente devendo o pagamento ser feito no prazo de 5 dias
úteis após a data da fatura. Na hipótese de não-pagamento, é enviado um aviso ao consumidor dois dias úteis após a data
41
(Tradução livre do original em inglês)
de vencimento, dando um prazo de 15 dias para efetuar o pagamento. Caso o pagamento não seja efetuado no prazo de
três dias úteis após a notificação, o consumidor estará sujeito à interrupção do serviço.
Em 31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006, os consumidores inadimplentes representavam uma média de 20,6% e 21,4% e
17,1% das receitas anuais, respectivamente. Estes índices de inadimplência permaneceram geralmente estáveis nos
últimos anos e não esperamos observar mudanças materiais nestes em um futuro previsível.
Compra de Eletricidade para Distribuição
Compramos 12.789 GWh de eletricidade para distribuição em 2008, comparado com 14.681 GWh em 2007 e 12.644
GWh em 2006. Nossas empresas de distribuição compram eletricidade no processo de leilão público de um grupo de
empresas de geração que apresentam propostas estipulando o preço máximo no qual fornecerão eletricidade. Após todas
as propostas serem recebidas, o preço médio de todas as propostas é calculado e este é o preço que pagamos pela
eletricidade. A compra é efetuada de todas as empresas de geração que apresentam propostas.
Atividades de Empréstimo e Financiamento
Empréstimos por Nós Feitos
Atualmente, a lei brasileira permite que façamos empréstimos somente a nossas subsidiárias. Historicamente, a lei
brasileira permitiu que atuássemos como emprestadores para nossas subsidiárias e para prestadoras de serviço de energia
elétrica sob controle. Antes da privatização da indústria brasileira de eletricidade que teve início em 1996, esta foi uma
parte particularmente disseminada de nossas operações, porquanto a maioria das empresas na indústria eram estatais,
permitindo que nos envolvêssemos em atividades de empréstimo para estas empresas. Entretanto, como o resultado da
privatização, o número de empresas às quais podemos emprestar diminuiu e o empréstimo não é mais um aspecto
significativo de nossas atividades. Ainda temos alguns empréstimos pendentes com as empresas de distribuição que foram
privatizadas. Tínhamos empréstimos pendentes de R$5.818 milhões em 31 de dezembro de 2008, comprado com R$5.985
milhões em 31 de dezembro de 2007 e R$5.858 milhões em 31 de dezembro de 2006. Tínhamos uma receita de juros de
R$700 milhões sobre esses empréstimos em 2008, comparado com R$1.586 milhão e R$1.077 milhão em 2006. Nossos
maiores devedores das atividades de empréstimo eram a Duke Energy Brasil e a AES Tiete S.A.com R$XX milhão e
R$XX milhão, R$1.013 milhão e R$1.293 milhão, R$1.067 milhão e R$1.363 milhão em 31 de dezembro de 2008, 2007 e
2006 respectivamente.
Fontes de Recursos
Obtemos recursos para nossas atividades de empréstimo a partir de empréstimos de instituições financeiras e ofertas nos
mercados de capitais estrangeiros. Em 31 de dezembro de 2008, a dívida de longo prazo de forma não consolidada era de
R$3.966 milhões, comparada com R$1.576,9 milhões em 31 de dezembro de 2007 e R$2.007,5 milhões em 31 de
dezembro de 2006, com a maior parte de nossa dívida em moeda estrangeira (81,0% para os três períodos) em Dólares
americanos. Maiores detalhes de nossos empréstimos estão apresentados em “Discussão da Administração e Análise da
Condição Financeira e Resultados das Operações – Endividamento”.
A despesa média com juros com relação às nossas atividades financeiras em 2008 foi 6,40%, comparada com 7,03% em
2007 e 6,83% em 2006.
Além disso, utilizamos empréstimos do Fundo RGR, por nós administrado, para empréstimo a nossas subsidiárias e a
outras empresas de eletricidade. Vide “Item 5, Revisão Operacional e Financeira e Perspectivas – Certos Fatores que
Afetam nosso Desempenho Financeiro – Nosso papel na administração dos programas do Governo Brasileiro.” Em 31 de
dezembro de 2008 e 31 de dezembro de 2007, contraímos juros a 5%, com relação a empréstimos do Fundo RGR e
cobramos uma taxa administrativa média de 1,0% a 2,0% sobre os fundos que emprestamos a subsidiárias e outras
entidades.
Participação no Capital
Atuamos como participante minoritário nas empresas e joint ventures de geração e transmissão do setor privado. Estamos
também autorizados a emitir garantias para as companhias nas quais participamos como investidor no capital. Estamos
considerando atualmente investimentos em algumas dessas empresas, com enfoque principal naquelas alinhadas com
42
(Tradução livre do original em inglês)
nossa estratégia de formação de nossas atividades centrais de geração e transmissão (vide “Item 7.B, Transações da parte
Relacionada”).
As atuais participações que temos são nas empresas de geração e transmissão no setor privado e em joint ventures. A
participação é determinada principalmente nos critérios de mérito e lucratividade. A tabela abaixo ilustra nossa
participação nestas empresas:
Sociedade de Propósito
Específico/Consórcio
Objeto do Investimento
Participação da Eletrobrás
Valor Investido
(em milões de R$)
Spe Interligação Elétrica do Madeira Linha de Transmissão de
S.A.
600 kV com 2,375 km:
Porto Velho
Chesf (24.5%)
Furnas (24.5%)
3,324
Norte Brasil Transmissora de
Energia S.A.
L.T. Coletora Porto Velho
±600 kV com 2,365 km
Eletronorte (24,5%),
Eletrosul (24,5%)
1.700
Estação Transmissora de Energia
S.A.
500/±600 kV Estação
Conversora e Estação
Inversora 01
Eletronorte (24,5%),
Eletrosul (24,5%)
1.400
Manaus Transmissora de Energia
S.A.
Linha de Transmissão de
Chesf (19,5%), Eletronorte
500Kv com 365 km:
(30%)
Oriximiná/Itacoatiara; Linha
de Transmissão 500Kv com
212 km: Itacoatiara/Cariri
Transmissão Nordeste S.A.
Linha de Transmissão de
500 kV, com 541 km:
Teresina-Sobral-Fortaleza
Intesa - Integração de Energia S/A
Linha de Transmissão de
Chesf (12%), Eletronorte
500 kV com 688 km:
(37%)
Colinas-Miracema-GurupíPeixe Nova-Serra da Mesa 2
Porto Velho Transmissora de
Energia S.A.
500/230 kV SE Coletora
Porto Velho 2 Estações
conversoras
Eletronorte (24,5%),
Eletrosul (24,5%)
500
Sc Energia - Empresa de
Transmissão de Energia de Santa
Catarina S.A.
525 kV Linha de
Transmissão de 375 km:
Campos Novos-Blumenau
Eletrosul (49%)
410
Ártemis - Transmissora de Energia
S.A.
Linha de Transmissão de
525 kV com 376 km : S.
Santiago-Ivaporã-Cascavel
Eletrosul (46.5%)
310
Spe Transenergia Renovável
[•] kV Transmission Line of
[•] Km
Furnas (49%)
Chesf (49%)
1.114
516
500,0
299
43
(Tradução livre do original em inglês)
Brasnorte Transmissora de Energia
S.A.
Linha de Transmissão de
230kVcom 129km de
extensão: Jauru-Juba-C2;
LT Maggi-Nova Mutum
Eletronorte (45%)
238
Rs Energia - Empresa de
Transmissão de Energia do Rio
Grande do Sul S.A.
Linha de Transmissão de
525 kV com 273 km:
Campos Novos-Pólo
Eletrosul (49%)
184
Spe Companhia Transleste de
Transmissão S.A.
Linha de Transmissão de
345 kV com 150 km:
Montes Claros-Irapé
Furnas (24%)
126
Amazônia Eletronorte Transmissora
de Energia S.A. - Aete
Linha de Transmissão de
230 kV com 193 km:
Coxipó-CuiabáRondonópolis SE
Seccionadora Cuiabá
Eletronorte (49%)
116
Etau - Empresa de Transmissão do
Alto Uruguai S.A.
Linha de Transmissão de
230 kV com 174 km:
Campos Novos-Barra
Grande-Lagoa VermelhaSanta Marta
Eletrosul (27.4%)
116
Uirapuru Transmissora de Energia
S.A.
Linha de Transmissão de
525 kV com 122 km:
Ivaiporã-Londrina
Eletrosul (49%)
107
Spe Companhia Transudeste de
Transmissão S.A.
Linha de Transmissão de
345 kV com 140 km:
Itutinga-juiz de Fora
Furnas (25%)
85
Spe Companhia Transirapé de
Transmissão S.A.
Linha de Transmissão de
345 kV com 65 Km: IrapéAraçuaí
Furnas (24,5%)
71
Spe Companhia Centroeste de Minas Linha de Transmissão de
Furnas (49%)
S.A.
345 kV com 66 Km: FurnasPimenta II
54
Geração
Spe Madeira S.A.
UHE Santo Antônio
Furnas (39%)
12.198
Energia Sustentável do Brasil
HPU Jirau com 3300MW
Chesf (20%), Eletrosul (20%)
10.000
Spe Foz do Chapecó S.A.
UHP Foz do Chapecó with
855 MW
Furnas (20%)
Spe Enerpeixe S.A.
UHE Peixe Angical com
452 MW
Furnas (40%)
1.882
Consórcio Energético Cruzeiro do
UHE Mauá com 361 MW
Eletrosul (49%)
1000
2.578
44
(Tradução livre do original em inglês)
Sul S.A.
Spe Serra de Facão Participação S.A. UHE Serra do Facão with
210 MW
Furnas (40%)
859
Energetica Águas da Pedra
(Aripuanã; Água Das Pedras)
HPU Dardanelos com 261
MW
Chesf (24.5%), Eletronorte
(24.5%)
761
Baguari I Geração de Energia
Elétrica S.A.
UHE Baguari com 140 MW
Furnas (15%)
517
Spe. Retiro Baixo Energética S.A.
UHE Retiro Baixo 49%
Furnas (49%)
322
AMAPARI Energia S.A.
UTE Serra do Navio; PCH
Capivara
Eletronorte (49%)
65
Programas do Governo Brasileiro
Além do programa Proinfa, criado pelo Governo Brasileiro em 2002, para criar certos incentivos para o desenvolvimento
de fontes alternativas de energia (discutido mais detalhadamente em “A Indústria Brasileira de Energia – Proinfa”),
também participamos de mais quatro programas do Governo Brasileiro:
•
o Programa Reluz, um programa introduzido para levar iluminação básica a certas áreas públicas de determinados
municípios no Brasil;
•
O Programa Procel, um programa que visa promover a conservação e eficiência da energia;
•
Luz Para Todos, um programa que visa levar eletricidade a mais 12 milhões de pessoas no Brasil; e
•
Programa de Desenvolvimento Tecnológico e Industrial, um programa para coordenar as atividades de pesquisa e
desenvolvimento no setor elétrico brasileiro e promover o desenvolvimento e a fabricação dos equipamentos
necessários para assegurar o desenvolvimento do setor.
Quaisquer recursos por nós utilizados com relação a estes programas provêm do próprio Governo Brasileiro, na forma de
recursos alocados para o setor e, dessa forma, não usamos nossos próprios recursos para estes programas.
Também participamos de outras iniciativas utilizando nossos próprios recursos, um dos quais é o Projeto Ribeirinhas.
Através desta iniciativa, visamos avaliar a aplicabilidade e sustentabilidade das tecnologias baseadas em recursos de
energia renováveis em certas comunidades pequenas que vivem na região amazônica.
Pesquisa e Desenvolvimento
Vide "Item 5.C, Pesquisa, desenvolvimento, patentes e licenças etc”.
Atividades Internacionais
Atualmente, não operamos internacionalmente. Entretanto, conforme discutido mais detalhadamente em “ – Nossas
Estratégias”, uma de nossas principais estratégias é expandir nossas operações para os mercados internacionais. Nosso
objetivo é gerar nova energia para agregar ao sistema interligado nacional e para integrar certos sistemas elétricos nas
Américas. Como parte de nosso plano de internacionalização, nós estabelecemos um escritório representativo em Lima,
no Peru, com o objetivo de cumprir as leis do Peru, que concede concessões somente para quem mantem um escritório
representativo local. Esse escritório irá prover uma conexão permanente entre nós e nossos parceiros no Peru.
45
(Tradução livre do original em inglês)
Participação nos Lucros e Planos de Pensão
Nosso contrato coletivo estabelece um plano de participação nos lucros baseado no alcance de metas. Essas metas são
estabelecidas anualmente, em maio de cada ano após negociação com os sindicatos trabalhistas e a aprovação do Governo
Brasileiro. Em 2008, 2007, e 2006, pagamos R$177 milhões, R$160 milhões, e R$138 milhões, respectivamente, aos
nossos empregados por meio de participação nos lucros (a nível somente de holding, nós pagamos R$23 milhões em 2008,
R$18,0 milhões em 2007, e R$17,0 milhões em 2006, respectivamente, aos nossos empregados por meio de participação
nos lucros.
A Eletrobrás estabeleceu um fundo de pensão, a Fundação Eletrobrás de Seguridade Social – ELETROS, uma entidade
jurídica privada, sem fins lucrativos, com a intenção de prover benefícios de pensão aos empregados para suplementar os
benefícios de aposentadoria do Governo Brasileiro. Atualmente, o ONS e a Cepel também participam da Eletros. Cada
uma das outras empresas do sistema Eletrobrás têm seu próprio fundo de pensão. Em 2008, fizemos contribuições para a
Eletros no valor de R$19,9 milhões, comparada com R$12 milhões em 2007 e R$11,9 milhões em 2006.
Meio Ambiente
Geral
As questões ambientais podem ter um impacto significativo em nossas operações. Por exemplo, grandes usinas
hidrelétricas podem ocasionar a inundação de grandes áreas de terra e a realocação de quantidades grandes de pessoas. A
constituição Brasileira confere, tanto ao Governo Brasileiro como aos governos estaduais e locais, poder para promulgar
leis para proteger o meio ambiente e para emitir regulamentos por essas leis. Apesar de o Governo Brasileiro ter o poder
de promulgar regulamentos ambientais gerais, os governos estaduais e locais têm o poder de promulgar regulamentos
ambientais mais severos. Dessa forma, a maioria dos regulamentos ambientais no Brasil são estaduais e locais, em lugar
de federais.
Qualquer falha em cumprir com as leis e regulamentos ambientais pode resultar em responsabilidade criminal,
independentemente da responsabilidade estrita de realizar remediação ambiental e indenizar terceiras partes pelos danos
ambientais. Estas falhas podem também nos sujeitar a penalidades administrativas como multas, suspensão de subsídios
de agências públicas ou injunções que exijam que suspendamos, temporária ou permanentemente, as atividades proibidas.
Para construir uma usina hidrelétrica, as empresas elétricas brasileiras devem atender a algumas salvaguardas ambientais.
Para projetos para os quais o impacto ambiental for considerado significativo, como projetos de geração com produção
superior a 10 MW, bem como linhas de transmissão superiores a 230 kV, juntamente com certos projetos ambientalmente
sensíveis, primeiramente, deve ser preparado um estudo básico de impacto ambiental por peritos externos que façam
recomendações sobre como minimizar o impacto da usina sobre o meio ambiente. O estudo, juntamente com um relatório
ambiental especial sobre o projeto, preparado pela empresa, é então submetido às autoridades governamentais federais,
estaduais ou locais, dependendo do impacto projetado, para análise e aprovação. Uma vez aprovado, o projeto passa por
um processo de licenciamento de três estágios, que compreende uma licença para atestar a viabilidade do projeto, uma
licença para início da obra, e uma licença para operar o projeto. Além disso, a empresa tem por lei que devotar 0,5% do
custo total de qualquer investimento em novos projetos com um impacto ambiental significativo á preservação ambiental.
Desde o início da década de 80, o setor elétrico brasileiro procurou melhorar seu tratamento dos aspectos sociais e
ambientais do planejamento, implementação e operação do projeto de energia. De forma geral, nossas subsidiárias de
geração atendem aos regulamentos ambientais aplicáveis no Brasil, e às políticas e diretrizes ambientais do setor elétrico.
Nossas instalações de geração e transmissão se beneficiaram de certas isenções para exigências de licenciamento porque
suas operações tiveram início antes da legislação ambiental aplicável. Em função disso algumas autoridades ambientais
emitiram notificações de infração alegando a ausência de licenças ambientais. Vide “– Litígio – Procedimentos
Ambientais”.
Nossa subsidiária, Eletronuclear, opera atualmente duas usinas nucleares no Estado do Rio de Janeiro, Angra I e Angra II.
Pelo fato da Eletronuclear ter iniciado suas atividades antes da promulgação de uma legislação ambiental, Angra I foi
autorizada pela CNEN de acordo com os regulamentos nucleares e ambientais em vigor naquela época. Foi criado um
grupo de estudo formado pela Procuradoria Geral da União, CNEN, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos
Naturais Renováveis (ou IBAMA), a Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente (ou FEEMA), a Eletronuclear
e a Eletrobrás para preparar um Termo de Ajustamento de Conduta – TAC de acordo com o qual deveriam ser
estabelecidas as diretrizes para o procedimento de atualização de licenciamento ambiental. Angra II obteve todas as
licenças ambientais necessárias para sua operação, mas sua renovação foi contestada pela Procuradoria Geral da União e
ficou condicionada ao cumprimento de um TAC e de acordo com o qual a Eletronuclear deveria implementar um
46
(Tradução livre do original em inglês)
programa para melhorar os planos emergenciais, programas para monitoramento ambiental e sistemas para tratamento de
efluentes. Até que essas exigências sejam cumpridas, o IBAMA, ANEEL e CNEN devem se abster de emitir quaisquer
licenças definitivas ou autorizações para a operação de Angra II. Uma avaliação compreendendo os atendimentos ao TAC
foi emitida pelo IBAMA para o Procurador Geral em junho de 2006. A Eletronuclear é estritamente responsável pelos
acidentes nucleares como operadora de usinas nucleares no Brasil. Vide “Item 3.D, Fatores de Risco – Riscos Referentes à
Nossa Companhia – Poderemos ser responsabilizados caso ocorra um acidente nuclear envolvendo nossa subsidiária,
Eletronuclear.”
Conservação da Energia
Nos últimos 20 anos, o Governo Brasileiro implementou algumas ações direcionadas à conservação de energia no setor
elétrico. Essas ações são normalmente financiadas pelo Governo e administradas por nós. O projeto mais importante nesta
área é o Procel.
O Programa de Conservação de Energia Elétrica – Procel foi criado em 1985 para melhorar a eficiência da energia e a
racionalização do uso de recursos naturais em todo o Brasil. O programa é coordenado pelo MME, e somos responsáveis
por sua execução. O principal objetivo do Procel é incentivar a cooperação entre os diversos setores da sociedade
brasileira para melhorar a conservação da energia, tanto nos lados da produção como do consumidor.
Fontes Alternativas de Eletricidade
Em 2002, o Governo Brasileiro criou o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa, com o
objetivo de diversificar a matriz energética brasileira mediante a busca de soluções regionais com o uso de fontes
alternativas de energia.
A Indústria Brasileira de Energia
Geral
De acordo com a ANEEL, a capacidade total de geração de energia instalada no Brasil, em 31 de dezembro de 2008 foi de
102,578 MW. O Ministério das Minas e Energia (MME) aprovou um plano de expansão de 10 anos, a última versão feita
sobre o período 2008-2017, pelo qual a capacidade total de geração de energia instalada do Brasil está projetada para
aumentar para 154,8 GW em 2017, dos quais 117,5 GW (75,9%) estão projetados para ser hidrelétrica e 37,3 GW (24,1%)
para ser termoelétrica e de outras fontes.
Atualmente, detemos aproximadamente 38,4% da capacidade de geração de energia instalada no Brasil, e somos
responsáveis por aproximadamente 59,2% da capacidade de transmissão instalada acima de 230 kV. Além disso, alguns
estados brasileiros controlam entidades envolvidas na geração, transmissão e distribuição de eletricidade. Em 2008 as
demais companhias do setor tinham aproximadamente 62,0% e 2,78% do mercado para as atividades de geração e
distribuição, em termos de capacidade total e demanda, respectivamente, e aproximadamente 40,8% do mercado de
transmissão, em termos de extensão das linhas de transmissão. O restante do mercado é mantido por diversas empresas,
inclusive a Cemig, Copel, Tractbell, CPFL, Duke e Brasil Energia. Algumas destas empresas celebraram acordos de joint
ventures no passado.
Em termos de receita líquida, acreditamos que somos a maior empresa de geração e transmissão no Brasil. Compete-nos
principalmente a geração e transmissão de atividades por meio de um processo de leilão que descrevemos com mais
detalhes no “Item 4.B, Visão Geral das Atividades – A Indústria Brasileira de Energia.”
Em 2008, de acordo com a EPE (Empresa de Pesquisa Energética), o consumo total de eletricidade no Brasil chegou a
392.764 GWh, excedendo o consumo total de 2007 em 3,67% e representando um decréscimo menor do que o índice de
crescimento do PIB no Brasil de 5,1% para o mesmo período. O consumo de eletricidade no Brasil em 2007 foi de
378.362 GWh de acordo com a EPE, que representou um aumento de 5,8% comparado ao consumo total de 357.529 GWh
em 2006.
47
(Tradução livre do original em inglês)
Antecedentes Históricos
A Constituição Brasileira estipula que o desenvolvimento, uso e venda de energia podem ser realizados diretamente pelo
Governo Brasileiro ou indiretamente através de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, a indústria
brasileira de energia tem sido dominada pelas concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo
Governo Brasileiro. Em anos recentes, o Governo Brasileiro tomou algumas medidas para remodelar a indústria de
energia. De forma geral, estas medidas visaram aumentar o papel do investimento privado e eliminar as restrições ao
investimento estrangeiro, aumentando desta forma a competição na indústria de energia.
Particularmente, o Governo Brasileiro tomou as seguintes iniciativas:
•
Constituição Brasileira foi alterada em 1995 para autorizar investimento estrangeiro na geração de energia.
Antes desta alteração, todas as concessões para geração eram mantidas tanto por um indivíduo brasileiro ou uma
entidade controlada por indivíduos brasileiros ou pelo Governo Brasileiro;
•
O Governo Brasileiro promulgou a Lei No 8.987, em 13 de fevereiro de 1995 (ou a Lei das Concessões) e a Lei
No 9.074, em 7 de julho de 1995 (ou a Lei das Concessões de Energia) as quais, juntas, (1) exigiam que todas as
concessões para o fornecimento de serviços relacionados a energia fossem concedidos por meio de processos de
concorrência pública, (2) permitiam gradativamente que certos consumidores de eletricidade com demanda
significativa, designados “consumidores livres” comprassem eletricidade diretamente de fornecedores que
tivessem uma concessão, permissão ou autorização, (3) estipulavam a criação de entidades de geração (ou
Produtores Independentes de Energia) os quais, por meio de uma concessão, permissão ou autorização, podem
gerar e vender, por sua própria conta e risco, toda ou parte de sua eletricidade para consumidores livres,
concessionárias de distribuição e agentes comerciais, entre outros, (4) concediam aos consumidores livres e aos
fornecedores de eletricidade acesso aberto a todos os sistemas de distribuição e transmissão, e (5) eliminavam a
necessidade de uma concessão para construir e operar projetos de energia com capacidade de 1 MW até 30 MW,
ou Pequenas Usinas de Energia Hidrelétrica;
•
A partir de 1995, uma parte dos interesses de controle mantidos por nós e por diversos estados em certas
empresas de geração e distribuição, foram vendidos para investidores privados. Ao mesmo tempo, certos
governos estaduais também venderam suas partes nas principais empresas de distribuição;
•
Em 1998, o Governo Brasileiro promulgou a Lei No 9.648 (ou Lei da Indústria de Energia) para rever a estrutura
básica da indústria de eletricidade. A Lei da Indústria de Energia estipulava o seguinte:
•
-
o estabelecimento de um órgão auto-regulamentado responsável pela operação do mercado de eletricidade
em curto prazo (ou o Mercado de Energia Por Atacado) que substituiu o sistema anterior de preços
regulados da geração e dos contratos de fornecimento;
-
uma exigência de que as empresas de distribuição e geração celebrem contratos iniciais para o
fornecimento de energia, geralmente “take-or-pay” compromissos, a preços e volumes aprovados pela
ANEEL. A finalidade principal dos Contratos de Fornecimento Inicial era assegurar às empresas de
distribuição o acesso a um fornecimento estável de eletricidade que garantisse uma taxa de retorno fixa
para as empresas de geração de eletricidade, durante o período de transição levando ao estabelecimento de
um mercado de eletricidade livre e competitivo;
-
a criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico, ou uma entidade privada, sem fins lucrativos,
responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do sistema elétrico
interconectado; e
-
o estabelecimento de processos de concorrência pública para concessões para a construção e operação das
usinas de energia e as instalações de transmissão.
Em 2001, o Brasil enfrentou uma crise energética séria que durou até o final de fevereiro de 2002. Como
resultado, o Governo Brasileiro implementou medidas que incluíam:
-
um programa para o racionamento do consumo de eletricidade nas regiões mais adversamente afetadas,
nomeadamente as regiões do sudeste, centro oeste e nordeste do Brasil; e
48
(Tradução livre do original em inglês)
-
a criação do CGE, que aprovou uma série de medidas emergenciais que estipulavam metas reduzidas de
consumo de energia para consumidores residenciais, comerciais e industriais nas regiões afetadas, pela
introdução de regimes tarifários especiais que incentivavam a redução do consumo de energia.
•
Em março de 2002, o CGE suspendeu as medidas emergenciais e o racionamento de energia como resultado de
grandes aumentos no fornecimento (devido à elevação significativa dos níveis dos reservatórios) e de uma
redução moderada da demanda, dessa forma, o Governo Brasileiro promulgou novas medidas em abril de 2002
as quais, entre outras coisas, estipulavam um reajuste tarifário extraordinário para compensar as perdas
financeiras incorridas pelos fornecedores de eletricidade como resultado do racionamento obrigatório de
eletricidade; e
•
Em 15 de março de 2004, através da Lei No 10.848, o Governo Brasileiro promulgou a Nova Lei da
Eletricidade, em um esforço para uma maior reestrutura da indústria da energia com a meta final de
proporcionar aos consumidores fornecimentos seguros de eletricidade combinado com tarifas baixas, cuja lei foi
regulamentada por alguns decretos promulgados pelo Governo Brasileiro em julho e agosto de 2004, e ainda
está sujeita a mais regulamentação a ser emitida no futuro. Vide “- A Nova Lei de Eletricidade”.
Concessões
As empresas ou consórcios que desejarem construir ou operar instalações para a geração, transmissão ou distribuição de
eletricidade no Brasil devem pagar ao MME ou à ANEEL, como representante do Governo Brasileiro, por uma concessão,
permissão ou autorização, conforme for o caso. As concessões concedem direitos para gerar, transmitir ou distribuir
eletricidade na área de concessão relevante por um período específico. Este período é geralmente de 35 anos para novas
concessões de geração, e 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Uma concessão existente pode ser
renovada a critério da autoridade concedente.
A Lei de Concessões estabelece, dentre outras coisas, as condições que a concessionária deve cumprir quando fornecer
serviços de eletricidade, os direitos do consumidor, e as obrigações da concessionária e da autoridade concedente. Além
disso, a concessionária deve cumprir com os regulamentos que regem o setor elétrico. As principais disposições da Lei das
Concessões são as seguintes:
•
Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado igualmente com respeito à regularidade,
continuidade, eficiência, segurança e acessibilidade.
•
Uso da terra. A concessionária pode usar terra pública ou solicitar à autoridade concedente que exproprie a terra
privada necessária para o benefício da concessionária. Nesse caso, a concessionária deve compensar os
proprietários da terra afetados.
•
Responsabilidade estrita. A concessionária é estritamente responsável por todos os danos decorrentes do
fornecimento de seus serviços.
•
Mudanças no interesse controlador. O poder concedente deve aprovar qualquer mudança direta ou indireta no
interesse controlador da concessionária.
•
Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente pode intervir na concessão, por meio de um decreto
presidencial, para assegurar a adequação na prestação dos serviços, assim como o fiel cumprimento das normas
contratuais regulamentares e legais pertinentes. No prazo de 30 dias após a data do decreto, o representante do
poder concedente deve iniciar um processo administrativo no qual a concessionária pode contestar a
intervenção. Durante a vigência do processo administrativo, uma pessoa nomeada em conformidade com o
decreto do poder concedente fica responsável pela outorga da concessão. Se o processo administrativo não for
concluído no prazo de 180 dias aos a data do decreto, a intervenção cessa e a concessão é devolvida à
concessionária. A concessão é também devolvida à concessionária se o representante do poder concedente
decidir não cessar a concessão e o prazo da concessão não ter ainda expirado.
•
Extinção da concessão. A extinção do acordo de concessão pode ser acelerada por meio de encampação e/ou
caducidade. Encampação é o término prematuro de uma concessão pelos motivos relacionados ao interesse
público que devem ser expressamente declarados por lei. A caducidade deve ser declarada pelo poder
concedente após a ANEEL ou o MME ter feito uma regulamentação administrativa final de que a
49
(Tradução livre do original em inglês)
concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar serviço adequado ou de cumprir com a lei ou
regulamento aplicável, (2) perder as condições técnicas, financeiras ou econômicas para manter a adequada
prestação do serviço, ou (3) não ter cumprido as multas cobradas pelo poder concedente. A concessionária pode
contestar qualquer encampação ou caducidade nos tribunais. A concessionária tem direito a indenização por
seus investimentos nos ativos expropriados que não tiverem sido plenamente amortizados ou depreciados, após
a dedução de quaisquer quantias relativas a penalidades e danos devidos pela concessionária.
•
Expiração. Quando a concessão expirar, todos os ativos, direitos e privilégios materialmente relacionados à
prestação dos serviços de eletricidade, revertem para o Governo Brasileiro. Após a expiração, a concessionária
tem direito a indenização por seus investimentos em ativos que não tiverem sido plenamente amortizados ou
depreciados por ocasião da expiração.
Penalidades
A Lei No 9.427, de 26 de dezembro de 1996, promulgada pelo Governo Brasileiro e pelo regulamento da ANEEL, rege a
imposição de sanções contra os agentes do setor elétrico e classifica as penalidades apropriadas baseada na natureza e
importância da violação (incluindo advertências, multas, suspensão temporária do direito de participar de processos
licitatórios para novas concessões, licenças ou autorizações e caducidade). Por cada violação, as multas podem ser de até
2% da receita (líquidas de imposto de valor agregado e imposto sobre serviços) da concessionária no período de 12 meses
anterior a qualquer aviso de cobrança. As infrações podem resultar em multas relativas à falha do agente em solicitar a
aprovação da ANEEL, incluindo o seguinte:
•
violação de contratos com terceiros;
•
venda ou cessão dos ativos relacionados aos serviços prestados, assim como a imposição de qualquer ônus
(inclusive qualquer título, apólice, garantia, caução e hipoteca) sobre os mesmos ou quaisquer outros ativos
relacionados à concessão ou às receitas dos serviços de eletricidade; e
•
mudanças no interesse de controle do titular da autorização ou concessão.
No caso de contratos assinados entre as partes relacionadas que forem submetidos à aprovação da ANEEL, esta pode
impor restrições sobre os termos e condições destes contratos e, em circunstâncias extremas, determinar que o contrato
seja rescindido.
Autoridades Principais
Ministério das Minas e Energia
O MME é o principal regulador do Governo Brasileiro da indústria de energia atuando como um poder concedente em
nome do Governo Brasileiro, e com poderes para formular políticas, reguladoras e de supervisão. O governo Brasileiro,
atuando principalmente através do MME, realizará certas atribuições que eram anteriormente da responsabilidade da
ANEEL, incluindo a preparação de diretrizes que regem a emissão de concessões e a emissão de diretrizes que regem o
processo licitatório para concessões referentes aos serviços públicos e aos bens públicos.
ANEEL
A indústria brasileira de energia é regulada pela ANEEL, uma agência reguladora federal independente. A principal
responsabilidade da ANEEL é regulamentar e supervisionar a indústria de energia em consonância com a política ditada
pelo MME e responder a questões que lhe são delegadas pelo Governo Brasileiro e pelo MME. As atuais
responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras, (1) administração das concessões para as atividades de geração,
transmissão e distribuição de eletricidade, incluindo a aprovação das tarifas elétricas, (2) promulgação de regulamentos
para a indústria elétrica, (3) implementação e regulamentação da exploração das fontes de energia, incluindo a energia
hidrelétrica, (4) promoção do processo licitatório público para novas concessões, (5) acerto de disputas administrativas
entre as entidades de geração de eletricidade e os compradores de eletricidade e (6) definição dos critérios e metodologia
para a determinação das tarifas de transmissão.
50
(Tradução livre do original em inglês)
Conselho Nacional de Política Energética
Em 6 de agosto de 1997, em conformidade com o Artigo 2 da Lei No 9.478, foi criado o Conselho Nacional de Política
Energética – CNPE, para orientar o Presidente do Brasil com relação ao desenvolvimento e criação da política nacional de
energia. O CNPE é presidido pelo Ministro das Minas e Energia, e a maioria de seus membros é constituída de ministros
do Governo Brasileiro. O CNPE foi criado para otimizar o uso dos recursos energéticos brasileiros e para assegurar o
fornecimento de eletricidade para o país.
Operador Nacional do Sistema Elétrico
O ONS foi criado em 1998. É uma entidade privada sem fins lucrativos composto pelos consumidores livres e empresas
de energia envolvidas na geração, transmissão e distribuição de eletricidade, além de outros participantes privados como
importadores e exportadores. A Nova Lei de Eletricidade conferiu ao Governo Brasileiro o poder de nomear três diretores
executivos para o conselho de diretores executivos do ONS. O principal papel do ONS é coordenar e controlar as
operações de geração e transmissão no sistema elétrico interconectado, sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL.
Os principais objetivos e responsabilidades do ONS incluem: planejamento operacional para a indústria de geração,
organização do uso do sistema elétrico interconectado nacional e interconexões internacionais, assegurando que todas as
partes na indústria tenham acesso à rede de transmissão de forma não-discriminatória, auxiliando na expansão do sistema
de energia, propondo usinas ao MME para ampliações da Rede Básica (propostas essas que devem ser levadas em conta
no planejamento da expansão do sistema de transmissão) e apresentação de regras para a operação do sistema de
transmissão para aprovação pela ANEEL. Os geradores devem declarar sua disponibilidade ao ONS, que procura então
estabelecer um programa ótimo para entrega da eletricidade.
Câmara de Comércio de Eletricidade
Em 12 de agosto de 2004, o Governo Brasileiro promulgou um decreto estabelecendo os regulamentos aplicáveis à nova
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Em 10 de novembro de 2004, a CCEE substituiu o Mercado
Atacadista de Energia Elétrica, mercado no qual todas as grandes empresas de geração de eletricidade, negociantes de
energia e importadores e exportadores de eletricidade tinham participado e no qual era determinado o preço instantâneo da
eletricidade. A CCEE assumiu todos os ativos e operações do Mercado Atacadista de Energia (que tinha sido
anteriormente regulamentado pela ANEEL).
Um dos papéis principais da CCEE é realizar leilões públicos no Mercado Regulado, vide “ – O mercado Regulado”.
Além disso, a CCEE é responsável, entre outras coisas, pelo (1) registro de todos Contratos de Comercialização de
Energia no Ambiente Regulado - CCEAR, e os contratos resultantes dos ajustes de mercado e o volume de eletricidade
contratado no Mercado Livre, vide “ – O mercado Livre”, e (2) contabilização e compensação de transações de curto
prazo.
Os membros da CCEE incluem empresas de geração, distribuição e comercialização, assim como consumidores livres.
Sua diretoria é composta de quatro diretores nomeados por seus membros e um diretor, que atua como presidente da
diretoria, nomeado pelo MME.
De acordo com o Decreto No. 5.163 de 2004, o cálculo do preço da energia vendida no mercado spot é responsabilidade
da CCEE.
Empresa de Pesquisa Energética
Em 16 de agosto de 2004, o Governo Brasileiro promulgou um decreto criando a Empresa de Pesquisa Energética - EPE,
uma estatal responsável pela realização de pesquisa estratégica na indústria energética, inclusive com relação à energia
elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes de energia renovável. A pesquisa realizada pela EPE é subsidiada pelo MME como
parte de seu papel de formulador de políticas na indústria energética.
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
A Nova Lei de Eletricidade autorizou a criação, pelo Decreto Federal No 5.175, de 9 de agosto de 2004, do Comitê de
Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE, que atua sob a direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento
das condições de fornecimento do sistema e por propor ação preventiva (inclusive ação relacionada à demanda e
contratação para uma reserva do lado do fornecimento) para restaurar as condições de serviço, onde for aplicável.
51
(Tradução livre do original em inglês)
Transmissão de Energia Elétrica no Brasil
O transporte de grandes volumes de eletricidade por longas distâncias é realizado por meio de uma grade de linhas de
transmissão e subestações com voltagens iguais ou superiores a 230 kV, conhecida como a Rede Básica.
As linhas de transmissão no Brasil são geralmente muito longas, uma vez que a maioria das usinas hidrelétricas está
geralmente afastada dos grandes centros de consumo de energia. Atualmente, o sistema do país está quase totalmente
interconectado. Apenas os estados de Amazonas, Roraima, Acre, Amapá, Rondônia e uma parte do Pará ainda não estão.
Nesses estados, o fornecimento é feito por pequenas usinas térmicas localizadas perto de suas respectivas capitais.
O sistema elétrico interconectado fornece a troca de energia entre as diferentes regiões quando qualquer região enfrentar
problemas de geração de energia hidrelétrica devido a uma redução de seus níveis de reservatórios. Como as estações de
chuva são diferentes no sul, sudeste, norte e nordeste do Brasil, as linhas de transmissão de alta voltagem (500 kV ou 750
kV) tornam possível que os locais com produção insuficiente de energia sejam abastecidos pelos centros geradores e um
local mais favorável.
Operamos aproximadamente 59,2% das redes de transmissão de alta voltagem no Brasil. Em 31 de dezembro de 2008.
Qualquer agente do Mercado de energia elétrica que produz ou consome energia tem direito a usar a Rede Básica. Os
consumidores livres também têm este direito, contanto que cumpram com certas exigências técnicas e legais. Isto é
denominado acesso livre e é garantido por lei e pela ANEEL.
A operação e administração da Rede Básica é de responsabilidade do ONS, que é também responsável por administrar a
entrega de energia a partir de usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso dos reservatórios hidrelétricos e
combustível de usinas térmicas do sistema elétrico interconectado.
No ambiente em transição (2002-2005), houve um declínio gradual nos montantes de energia contratada por meio de
Contratos Iniciais de Abastecimento. As empresas geradoras pagaram pelo uso da malha da linha de transmissão,
enquanto que os distribuidores tiveram que pagar dois tipos de tarifas de transmissão: (i) tarifas nodais, associadas com
cada ponto de conexão de onde estes distribuidores demandam voltagem, e (ii) a tarifa de transmissão, associada aos
Contratos Iniciais de Abastecimento, que era aplicada a parte da demanda contratada naquele ambiente. Uma vez que as
quantias pelos contratos Iniciais de Abastecimento caíram para zero, as empresas de geração, distribuição e venda de
energia e os consumidores livres tiveram contratos de acesso livre regendo seu uso das linhas de transmissão em termos
equivalentes aos dos agentes que ingressaram no mercado após o acesso livre se tornar obrigatório. Neste ambiente de
mercado livre, as tarifas de transmissão são determinadas com base no uso efetivo que cada parte que acessa a Rede
Básica faz dele.
A Nova Lei do Setor Elétrico; o Mercado Livre e o Mercado Regulado
A Nova Lei de Eletricidade introduziu mudanças materiais no regulamento da indústria de energia visando (1)
proporcionar incentivos a entidades privadas e públicas para formar e manter a capacidade de geração e (2) para assegurar
o fornecimento de eletricidade no Brasil com tarifas baixas por meio de processos competitivos de concorrência pública
de eletricidade. Os fatores chaves da Nova Lei de Eletricidade incluíam:
•
Criação de um ambiente paralelo para a comercialização de eletricidade, com (1) um mercado mais estável em
termos de fornecimento de eletricidade, de forma a proporcionar segurança adicional no abastecimento a
consumidores cativos, denominado Mercado Regulado; e (2) um mercado especificamente voltado para certos
participantes (como, por exemplo, consumidores livres e empresas de comercialização), que permitirá um certo
grau de competição com respeito ao Mercado Regulado, denominado Ambiente de Contratação Livre;
•
Restrições sobre certas atividades de distribuidores, de forma a assegurar que se concentrem apenas em sua
atividade central para garantir serviços mais eficientes e confiáveis para cativar os consumidores;
•
Eliminação de auto-negociação, para proporcionar um incentivo aos distribuidores para comprarem eletricidade
nos preços mais baixos disponíveis em vez de comprarem eletricidade de partes relacionadas; e
•
Respeito por contratos assinados antes da Nova Lei de Eletricidade, de forma a proporcionar estabilidade às
transações realizadas antes de sua promulgação.
52
(Tradução livre do original em inglês)
A Nova Lei de Eletricidade também nos exclui e exclui nossas subsidiárias do Programa Nacional de Privatização, que é
um programa criado pelo Governo Brasileiro em 1990 visando promover o processo de privatização das empresas estatais.
Contestações à Constitucionalidade da Nova Lei de Eletricidade
A Nova Lei de Eletricidade está sendo atualmente contestada em bases constitucionais perante o Supremo Tribunal
Federal. O Governo Brasileiro procurou anular as ações argumentando que as contestações constitucionais eram
controvertidas porquanto diziam respeito a uma medida provisória que já havia sido convertida em lei. Entretanto, em 4 de
agosto de 2004, o Supremo Tribunal Federal negou a moção do Governo Brasileiro e decidiu acatar as ações e decidir
sobre seus méritos. Uma decisão final sobre esta questão está sujeita à voto majoritário dos 11 juízes, com a presença
mínima de oito. Até a presente data, o Supremo Tribunal Federal Brasileiro não chegou a uma decisão final e não sabemos
quando essa decisão será tomada. O Supremo Tribunal Federal Brasileiro decidiu, por seis votos a quatro, negar a medida
provisória solicitada para suspender os efeitos da Nova Lei de Eletricidade até a decisão final sobre o caso; entretanto,
uma decisão final ainda está pendente. Por conseguinte, a Nova Lei de Eletricidade está atualmente em vigor.
Independentemente da decisão final do Supremo Tribunal Federal, certas partes da Nova Lei de Eletricidade referentes às
restrições sobre os distribuidores realizarem atividades não relacionadas à distribuição de eletricidade, inclusive vendas de
energia pelos distribuidores para consumidores livres e a eliminação da auto-negociação deve permanecer em pleno vigor
e efeito.
Se toda ou uma parte relevante da Nova Lei de Eletricidade for considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal
Federal, o esquema regulador introduzido pela Nova Lei de Eletricidade pode não entrar em vigor, gerando incerteza
sobre como e quando o governo Brasileiro conseguirá introduzir mudanças no setor de energia elétrica. Considerando-se
que já compramos virtualmente todas as nossas necessidades de eletricidade até 2007 e que a passagem para as tarifas
dessa eletricidade deve continuar a ser regulada pelo regime anterior à Nova Lei de Eletricidade, independentemente do
resultado da decisão do Supremo Tribunal Federal, acreditamos que em curto prazo, os efeitos de qualquer decisão sobre
nossas atividades serão um tanto atenuados. Não obstante, o efeito exato de um resultado desfavorável dos processos
legais sobre nós e a indústria de eletricidade como um todo é difícil de ser previsto, e pode ter um impacto adverso sobre
nossas atividades e os resultados das operações mesmo em curto prazo (vide “Item 3.D, Fatores de Risco – Riscos
Relativos à Indústria Brasileira de Energia”).
Ambiente Paralelo para a Comercialização de Eletricidade
Pela Nova Lei de Eletricidade, as transações de compra e venda de eletricidade são realizadas em dois segmentos de
mercado diferentes: (1) o Mercado Regulado, que contempla a compra pelas empresas de distribuição através de
concorrências públicas de toda a eletricidade necessária para abastecer seus clientes cativos e (2) o Mercado Livre, que
abrange a compra de eletricidade por entidades não-regulamentadas (como consumidores livres e negociantes de energia).
A eletricidade gerada por (1) projetos de geração de baixa capacidade localizados perto dos pontos de consumo (como
certas usinas de co-geração e Pequenas Usinas Hidrelétricas de Energia), (2) usinas qualificadas pelo programa Proinfa,
conforme abaixo definido, e (3) Itaipu, não está sujeita ao processo de concorrência pública para o fornecimento de
eletricidade para o Mercado Regulado. A eletricidade gerada por Itaipu é comercializada por nós e os volumes que devem
ser comprados por cada concessionária de distribuição são determinados pelo Governo Brasileiro através da ANEEL. As
taxas às quais a eletricidade gerada por Itaipu é comercializada são estabelecidas em Dólares americanos e estabelecidas
em conformidade com um tratado entre o Brasil e o Paraguai. Como conseqüência, as taxas de Itaipu sobem ou descem de
acordo com a variação da taxa de câmbio Dólar americano/Real. As mudanças nos preços da eletricidade gerada por
Itaipu estão, entretanto, sujeitas a mecanismo de recuperação de custo da Parcela A abaixo discutido em “ – Tarifas de
Distribuição”.
O Mercado Regulado
No Mercado Regulado, as empresas de distribuição compram eletricidade para clientes cativos por meio de leilões
públicos gerenciados pela ANEEL, tanto direta como indiretamente através da CCEE. As compras de eletricidade são
feitas através de dois tipos de contratos bilaterais: (1) Contratos de Quantidade de Energia e (2) Contratos de
Disponibilidade de Energia.
Por um Contrato de Quantidade de Energia, um gerador se compromete a fornecer certo montante de eletricidade e
assume o risco do fornecimento da eletricidade ser adversamente afetado pelas condições hidrológicas e os baixos níveis
dos reservatórios, entre outras condições, que podem interromper o fornecimento de eletricidade, caso em que o gerador
terá que comprar a eletricidade em outra fonte de forma a cumprir com seus compromissos de fornecimento. Por um
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(Tradução livre do original em inglês)
Contrato de Disponibilidade de Energia, um gerador se compromete a disponibilizar uma quantidade específica para o
mercado regulado. Neste caso, a receita do gerador é garantida e os distribuidores enfrentam o risco de uma escassez no
fornecimento. Entretanto, o aumento nos preços da eletricidade devido a uma escassez no fornecimento é repassado pelos
distribuidores aos consumidores. Juntos, estes contratos compreendem Contratos de Comercialização de Energia no
Ambiente Regulado – CCEAR.
A energia elétrica oriunda de (i) projetos de geração de baixa capacidade localizados perto dos centros consumidores
(como as usinas de energia hidrelétrica de co-geração e menores), (ii) usinas que se enquadram no escopo do Proinfa, e
(iii) Itaipu, não está sujeita a qualquer sistema de concorrência pública para fornecimento de energia elétrica no mercado
Regulado. A energia gerada por Itaipu é vendida por nós e o montante que cada distribuidor pode comprar é estabelecido
pelo Governo Brasileiro via ANEEL. A energia elétrica gerada por Itaipu é determinada em Dólares americanos e o
volume vendido estabelecido por meio de um contrato feito entre o Brasil e o Paraguai. Como resultado, as tarifas de
energia elétrica de Itaipu sobem e descem de acordo com a taxa de câmbio do Dólar americano.
Pela Nova Lei de Eletricidade, a estimativa da demanda dos distribuidores é o principal fator na determinação de quanta
eletricidade os sistemas como um todo contratarão. Pelo novo sistema, os distribuidores são obrigados a contratar 100,0%
de suas necessidades de eletricidade projetadas, em oposição a 95,0% pelo regime anterior. Um desvio na demanda real da
demanda projetada poderia resultar em penalidades para os distribuidores.
De acordo com a Nova Lei de Eletricidade, as entidades distribuidoras de eletricidade têm o direito de passar para seus
clientes os custos relacionados à eletricidade que compram através de leilões públicos, assim como quaisquer impostos e
encargos industriais relacionados às concorrências públicas, sujeito a certas limitações relacionadas à incapacidade das
empresas de distribuição preverem com precisão a demanda. Se as empresas de distribuição deixarem de prever
corretamente sua demanda e precisarem de realizar contratos de curto prazo, pode ocorrer uma limitação em sua
capacidade de passar os custos elevados dos contratos de curto prazo para os consumidores.
O Mercado Livre
O Mercado Livre abrange as vendas de eletricidade livremente negociadas entre as concessionárias de geração, Produtores
Independentes de Energia, autogeradores, negociantes de energia, importadores de energia e consumidores livres. O
Mercado Livre inclui também contratos bilaterais existentes entre os geradores e os distribuidores até que expirem. Após a
expiração, devem ser celebrados novos contratos de acordo com as diretrizes da Nova Lei de Eletricidade. A maioria de
nossos contratos existente já expirou, embora a CGTEE possua alguns que prosseguirão até 2012.
Uma vez que o consumidor tenha optado pelo Mercado Livre, só pode retornar ao Mercado Regulado assim que tiver
dado ao distribuidor relevante aviso com antecedência de cinco anos, contanto que o distribuidor possa reduzir esse prazo
a seu critério. Esse período prolongado de aviso procura assegurar que, se for necessário, a construção de nova geração de
custo eficiente possa ser finalizada de forma a proporcionar o reingresso de consumidores livres no Mercado Regulado.
Os geradores estatais podem vender eletricidade para os consumidores livres, mas diferentemente dos geradores privados,
são obrigados a fazê-lo através de um processo público que garanta transparência e acesso igual a todas as partes
interessadas.
Previsão do Mercado Consumidor
O novo modelo institucional também estabelece que as concessionárias de distribuição de energia são responsáveis por
fornecerem uma projeção de cinco anos da demanda, a base para seus contratos de fornecimento a varejo.
Para incentivar as empresas a fazerem estimativas mais próximas da realidade e estabelecerem uma tolerância para os
desvios estimados da carga, o MME fixa multas nos casos em que os distribuidores contratam menos energia do que
realmente vendem.
Entretanto, o novo modelo institucional também estipula que a distribuição no Brasil pode compensar necessidades de
energia contra o superávit de outro distribuidor, devido à projeção obrigatória de cinco anos.
De acordo com o novo modelo, existe uma única tarifa para o fornecimento agrupado que deriva do mix de energia gerada
por fontes diferentes que formam o grupo. Uma empresa distribuidora que estima um mercado consumidor maior do que
realmente possui estaria estimulando uma sobrecarga e, conseqüentemente, uma única tarifa de grupo mais alta, impondo
uma carga extra aos distribuidores com projeções mais eficientes. Por outro lado, se suas necessidades de energia
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(Tradução livre do original em inglês)
estimadas são inferiores às que efetivamente necessita, isto poderia sujeitar o sistema ao risco de racionamento de energia,
que poderia necessitar de medidas corretivas dispendiosas, especialmente para os distribuidores.
Consumidores Livres
De acordo com o novo modelo, um consumidor livre pode decidir: (i) continuar comprando energia de um distribuidor
local, (ii) comprar energia elétrica diretamente de um produtor independente ou de auto-produtores com superávit de
energia, ou (iii) comprar energia elétrica de um agente negociador de energia.
A Nova Lei de Eletricidade não permite que as concessionárias de distribuição vendam energia elétrica a consumidores
livres diretamente (exceto sob certas condições reguladoras).
A Nova Lei de Eletricidade estabelece ainda que a opção de se tornar um consumidor livre tem que ser feita com a
antecipação de cinco anos. Este prazo foi estabelecido em vista da regulamentação que os distribuidores devem contratar
volume de energia elétrica com base em suas próprias estimativas feitas com a antecedência de cinco anos. Se um
consumidor desejar tornar-se um consumidor livre, todos os contratos em vigor devem ser cumpridos. No caso de
contratos feitos por prazos indeterminados, o aviso de prazo no qual o aviso deve ser dado ainda está para ser
estabelecido, mas não deverá ser superior a três anos. A Nova Lei de Eletricidade permite, mas não obriga os
distribuidores a conferirem maior flexibilidade a estes prazos. De acordo com o Artigo 8 da Nova Lei de Eletricidade, os
consumidores livres podem retornar ao Mercado Regulado ao notificarem o distribuidor local com a antecedência mínima
de cinco anos.
A Nova Lei de Eletricidade estabeleceu, em princípio, algumas condições e limites de energia e consumo que definem que
consumidores podem se qualificar como “consumidores livres”. Estes limites foram gradativamente reduzidos no decorrer
dos anos de forma a permitir um número cada vez maior de consumidores a fazerem a escolha, até o momento em que
todos os consumidores de todas as diferentes classes possam escolher de qual fornecedor querem comprar energia.
A lei assegura aos fornecedores e a seus respectivos consumidores livres acesso livre aos sistemas públicos de distribuição
e transmissão operados por concessionárias e titulares de permissão em encargos de reembolso pagos pelo uso das malhas
de energia elétrica e os custos de conexão.
Com estas medidas, as autoridades estão procurando proteger tanto os consumidores cativos como os distribuidores
evitando a saída de consumidores livres, aumentando assim as tarifas pagas por consumidores cativos, por fornecedores
tirando vantagem do “pacote de limiar”. As autoridades opõem-se aos movimentos oportunistas nos quais os
distribuidores tiram vantagem de um superávit de fornecimento para inundar o mercado regulado e comprar energia
elétrica a preços mais baixos e então retornar ao mercado regulado tão logo haja uma escassez de energia no mercado que
aumente as taxas de mercado da energia.
Atividades Restritas dos Distribuidores
Os distribuidores no sistema elétrico interconectado não têm permissão de: (1) desenvolver atividades relacionadas à
geração e transmissão de eletricidade, (2) vender eletricidade a consumidores livres, exceto aos que estão na área de
concessão e nas mesmas condições e tarifas mantidas com relação aos clientes cativos no Mercado Regulado, (3) possuir,
direta o indiretamente, qualquer interesse em qualquer outra companhia, corporação ou parceria ou (4) desenvolver
atividades que não estiverem relacionadas às suas respectivas concessões, à exceção daquelas permitidas por lei ou no
contrato de concessão relevante. Os geradores não estão autorizados a manter interesses diretos superiores a 10% nos
distribuidores. A Nova Lei de Eletricidade conferiu um período de transição de dezoito meses para que as companhias se
ajustem a estas regras, e a ANEEL pode prolongar esse prazo por mais dezoito meses na hipótese das companhias não
serem capazes de cumprir com essas exigências dentro do prazo estipulado. De forma extraordinária, as companhias de
distribuição que estiverem no processo de cumprimento das regras acima mencionadas foram autorizadas a assinar novos
contratos, em violação às atividades restritas acima mencionadas, até dezembro de 2004.
Eliminação da Autonegociação
Uma vez que a compra de eletricidade para consumidores cativos será realizada através do Mercado Regulado,
denominada autonegociação, em conformidade com a qual os distribuidores foram autorizados a atender até 30,0% de
suas necessidades de eletricidade através de eletricidade adquirida de companhias afiliadas, não é mais permitida, exceto
no contexto de contratos que tiverem sido devidamente aprovados pela ANEEL antes da promulgação da Nova Lei de
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(Tradução livre do original em inglês)
Eletricidade. Os distribuidores podem, entretanto, efetuar compras de companhias afiliadas se o distribuidor participar do
processo de concorrência pública através do mercado Regulado, e o gerador que oferecer o preço mais baixo for uma parte
afiliada.
Contratos firmados antes da Nova Lei de Eletricidade
A Nova Lei de Eletricidade estipula que os contratos firmados por empresas de distribuição e aprovados pela ANEEL
antes da promulgação da Nova Lei de Eletricidade não serão alterados para refletirem qualquer prorrogação em seus
termos ou modificação nos preços ou volumes da eletricidade já contratada, à exceção dos contratos Iniciais de
Fornecimento, conforme abaixo descrito.
Durante o período de transição para um Mercado de energia livre e competitiva (1998-2005) que foi estabelecido pela Lei
da Indústria de Energia, as compras e vendas de eletricidade entre as concessionárias de geração e distribuição ocorreram
em conformidade com Contratos Iniciais de Fornecimento. A finalidade do período de transição foi permitir a introdução
gradual da competição na indústria e proteger os participantes no mercado contra a exposição a preços de mercado spot
potencialmente voláteis.
Pela Lei da Indústria de Energia, a eletricidade comprometida pelos Contratos Iniciais de Fornecimento foi reduzida em
25% a cada ano de 2003 a 2005. As empresas de geração foram autorizadas a negociar seu excesso, eletricidade não
contratada no Mercado Regulado ou no Mercado Livre e podem realizar leilões públicos para negociar quaisquer volumes
não contratados com consumidores livres ou negociantes de energia. Após os Contratos Inicias de Fornecimento terem
expirado no final de 2005, toda a eletricidade teve que ser comprada no Mercado Regulado ou no Mercado Livre.
Entretanto, a Nova Lei de Energia permite que as empresas de geração alterem os Contratos Iniciais de fornecimento que
estavam em vigor e efeito em agosto de 2002, em conformidade como Artigo 25 da Nova Lei de Eletricidade. As
empresas públicas de geração que alteraram seus contratos Iniciais de fornecimento não precisam reduzir 25% do
montante de eletricidade comprometida nesses contratos.
Regulamentação pela Nova Lei de Eletricidade
Em 30 de julho de 2004, o Governo Brasileiro promulgou regulamentos que regem a compra e venda de eletricidade no
Mercado Regulado e no Mercado Livre, bem como a outorga de autorizações e concessões para os projetos de geração de
eletricidade. Estes incluem regras referentes a procedimentos de leilões, a forma de contratos para a compra de energia e o
método de repasse dos custos para os consumidores finais, entre outras coisas.
Os regulamentos estipulam que os agentes consumidores devem contratar toda sua demanda de eletricidade de acordo
com as diretrizes do novo modelo. Os agentes vendedores devem fornecer provas relacionando a energia distribuída a ser
vendida para as instalações de geração de energia existentes ou planejadas. Os agentes que não atenderem a essas
exigências estão sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL.
Os novos regulamentos estipulam que as empresas de distribuição de eletricidade cumpram com suas obrigações de
fornecimento de eletricidade principalmente por meio de leilões públicos. Além destes leilões, as empresas de distribuição
poderão comprar eletricidade de: (1) companhias geradoras conectadas diretamente a essa empresa de distribuição, à
exceção de empresas de hidro geração com capacidade superior a 30MW e certas empresas de geração térmica, (2)
projetos de geração de eletricidade que participam da fase inicial do programa Proinfa, um programa projetado para
diversificar as fontes de energia no Brasil, (3) contratos para a compra de energia firmados antes da promulgação da Nova
Lei de Eletricidade e (4) a usina de energia de Itaipu.
O MME estabelece o montante total de energia a ser contratada no Mercado Regulado e a lista de projetos de geração que
serão autorizados a participar dos leilões em cada ano.
Desde 2005, todas as companhias de geração, distribuição e comercialização, produtores independentes de energia e
consumidores livres têm que comunicar à ANEEL, até 1o de agosto de cada ano, sua demanda estimada de eletricidade ou
geração estimada de eletricidade, conforme for o caso, para cada um dos cinco anos subseqüentes. Cada empresa de
distribuição tem que comunicar à ANEEL, no prazo de 60 dias antes de cada leilão de eletricidade, os montantes de
eletricidade que pretende contratar no leilão. Além disso, as empresas de distribuição têm que especificar a parte do
montante contratado que pretendem usar para fornecer a prováveis clientes livres.
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(Tradução livre do original em inglês)
Os leilões de eletricidade para novos projetos de geração em processo são realizados (1) cinco anos antes da data inicial de
entrega (denominados leilões “A-5”), e (2) três anos antes da data inicial de entrega (denominados leilões “A-3”). Existem
leilões de eletricidade das instalações existentes de geração de energia (1) realizados um ano antes da data inicial de
entrega (denominados leilões “A-1) e (2) realizados aproximadamente quatro meses antes da data de entrega
(denominados “ajustes de mercado”). Os convites para apresentação de propostas nos leilões são preparados pela ANEEL,
de acordo com as diretrizes estabelecidas pelo MME, incluindo as exigências para uso da proposta mais baixa como o
critério para determinar o vencedor do leilão.
Cada companhia geradora que participar do leilão assina um contrato para a compra e venda de eletricidade com cada
empresa de distribuição, em proporção à respectiva demanda de eletricidade das empresas de distribuição. A única
exceção à estas regras diz respeito a leilão para ajuste do mercado, no qual os contratos são entre empresas específicas de
venda e distribuição. O CCEAR tanto para leilões “A-5” como “A-3” tem o prazo entre 15 e 30 anos, e os CCEARs para
leilões “A-1” têm um prazo entre cinco e 15 anos. Os contratos decorrentes de leilões de ajuste do mercado estão
limitados ao prazo de dois anos.
Com relação aos CCEARs para a eletricidade gerada pelas instalações de geração existentes, há três opções para a redução
da eletricidade contratada: (1) compensação pela saída de consumidores potencialmente livres do Mercado Regulado, (2)
redução, a critério das companhias de distribuição, de até 4% por ano do montante anual contratado devido aos desvios de
mercado das projeções estimadas de mercado, começando dois anos após a demanda inicial de eletricidade ter sido
declarada e (3) ajustes no montante de eletricidade estabelecidas nos contratos para aquisição de energia firmados até e
incluindo 16 de março de 2004, em conformidade com o Artigo 29 do Decreto No 5.163/04 de 30 de julho.
Os novos regulamentos também estabelecem um mecanismo, o Valor Anual de Referência, que limita os montantes de
custos que podem ser passados aos consumidores finais. Esse Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada
dos preços da eletricidade nos leilões “A-5” e “A-3”, calculados para todas as empresas de distribuição.
O Valor Anual de Referência cria um incentivo para as empresas de distribuição contratarem suas demandas de
eletricidade previstas nos leilões “A-5”, onde se prevê que os preços sejam menores do que nos leilões “A-3”. O Valor
Anual de Referência será aplicado nos primeiros três anos dos contratos para compra de energia dos novos projetos de
geração de energia. Após o quarto ano, os custos com a aquisição de eletricidade destes projetos poderão ser integralmente
repassados. O decreto estabelece as seguintes limitações sobre a capacidade das companhias distribuidoras de repassarem
os custos aos consumidores.
•
Nenhum repasse dos custos pelas compras de eletricidade superior a 103,0% da demanda real;
•
Repasse limitado dos custos com a aquisição de eletricidade feitas em leilão “A-3”, se o volume da eletricidade
adquirida for superior a 2,0% da demanda pela eletricidade comprada nos leilões “A-5”;
•
Repasse limitado dos custos com a aquisição de eletricidade de novos projetos de geração de eletricidade se o
volume contratado pelos novos contratos relacionados a empreendimentos de geração existentes for inferior a
96,0% do volume de eletricidade estipulado no contrato que estiver expirando;
•
O MME estabelecerá o preço máximo de aquisição para a eletricidade gerada pelos projetos existentes; e
•
Na hipótese de o agente de distribuição não atender à obrigação de contratar a totalidade de sua carga, o repasse
dos custos da energia adquirida no mercado de curto prazo será o que for menor entre o Preço de Liquidação das
Diferenças (PLD) e o Valor Anual de Referência.
Além disso, a Nova Lei de Eletricidade e os correspondentes regulamentos permitem um argumento que os consumidores
com uma carga igual ou superior a 3 MW fornecidos em qualquer voltagem possam escolher seu fornecedor de energia.
A partir de outubro de 2004, na data de seu reajuste tarifário subseqüente ou revisão da tarifa, o que ocorrer primeiro, as
empresas de distribuição devem firmar contratos separados para a conexão e uso do sistema de distribuição e para a venda
de eletricidade para seus consumidores potencialmente livres.
Com relação à outorga de novas concessões, os regulamentos recém-promulgados exigem que as propostas para os novos
empreendimentos de geração hidrelétrica incluam, entre outras coisas, o percentual mínimo de eletricidade a ser fornecido
ao Mercado Regulado.
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(Tradução livre do original em inglês)
Convenção de Comercialização de Energia Elétrica
As Resoluções No. 109, de 26 de outubro de 2004 e No. 210, de 13 de fevereiro de 2006, da ANEEL, regem a Convenção
de Comercialização de Energia Elétrica. Esta regula a organização e funcionamento do CCEE e as condições de
comercialização de energia elétrica e define, entre outros, (1) os direitos e as obrigações dos agentes do CCEE, (2) as
penalidades a serem impostas aos agentes inadimplentes, (3) os meios para a solução de disputas, (4) regras de
comercialização nos Mercados Regulados e Livres e (5) o processo contábil e de compensação para as transações de curto
prazo.
Operador Nacional do Sistema Elétrico
A Resolução No 173, de 28 de novembro de 2005, estabelece uma provisão para Encargo de Serviço do Sistema ("ESS"),
que teve início em janeiro de 2006 e inclui reajustes no preço e taxa para as concessionárias de distribuição que fazem
parte do Sistema Interligado Nacional. Esta cobrança é baseada nas estimativas feitas pelo ONS até 31 de outubro de cada
ano.
Limitações de Titularidade
Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites sobre a concentração de certos serviços e atividades na indústria de
energia. De acordo com estes limites, à exceção das empresas que participam do Programa Nacional de Privatização (que
precisam apenas cumprir com esses limites quando sua reestruturação corporativa for realizada) nenhuma empresa de
energia (inclusive tanto suas empresas controladoras e controladas) pode (1) possuir mais de 20% da capacidade instalada
no Brasil, 25% da capacidade instalada da região sul/sudeste/centro-oeste do Brasil ou 35% da capacidade instalada na
região norte/nordeste, exceto se esse percentual corresponder à capacidade instalada de uma única usina geradora, (2)
possuir mais de 20% do mercado de distribuição do Brasil, 25% do mercado de distribuição do sul/sudeste/centro-oeste ou
35% do mercado de distribuição do norte/nordeste, exceto na hipótese de um aumento na distribuição de eletricidade
superior aos índices de crescimento nacionais ou regionais ou (3) possuir mais de 20% do mercado de comercialização do
Brasil com os consumidores finais, 20% do mercado de comercialização do Brasil com consumidores não-finais ou 25%
da soma dos percentuais acima.
De acordo com o parágrafo 1º do Artigo 31 da Nova Lei de Eletricidade, nós e nossas subsidiárias Furnas, Chesf,
Eletronorte, Eletrosul e CGTEE fomos excluídos do Programa Nacional de Privatização. Dessa forma, estamos sujeitos
aos limites e condições impostos sobre a participação de agentes nas atividades do setor elétrico, de acordo com a
Resolução da ANEEL No 278/2000, que visa alcançar competição efetiva entre os agentes e impedir uma concentração
nos serviços e atividades realizadas por agentes no setor elétrico.
Esta resolução estabelece que um agente que descumprir com estes limites não poderá adquirir participações acionárias ou
adquirir ativos de qualquer companhia no setor elétrico que aumentar sua parcela de capacidade instalada, distribuição de
energia ou atividades finais ou intermediárias de comercialização. Dessa forma, qualquer participação futura em novos
projetos na indústria de energia (como aquisições de novas concessões para operar ativos de geração, transmissão e
distribuição) ficaria sujeita à aprovação final da ANEEL.
Todas as empresas no setor elétrico devem enviar à ANEEL informações atualizadas referentes à sua participação
acionária, revelando seu(s) acionista(s) controlador(es) ou grupo(s) controlador(es) e qualquer participação direta ou
indireta desses acionistas e grupos, além de quaisquer outras informações exigidas pela ANEEL. A Resolução No
278/2000 estabelece ainda limites sobre a comercialização de eletricidade entre as empresas relacionadas no sistema
elétrico interconectado.
Tarifas para o Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão
A ANEEL supervisiona os regulamentos tarifários que regem o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e
estabelece as tarifas para o uso e acesso a esses sistemas. As tarifas são (i) taxas pelo uso da rede, que são taxas pelo uso
da malha local proprietária das empresas de distribuição ou (TUSD) e (ii) uma tarifa pelo uso do sistema de transmissão,
que compreende a Rede Básica e suas instalações auxiliares ou (TUST). Adicionalmente, as empresas de distribuição no
sistema elétrico interconectado do sul/sudeste pagam encargos específicos para a transmissão de eletricidade gerada em
Itaipu e pelo acesso ao sistema de transmissão.
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(Tradução livre do original em inglês)
TUSD
A TUSD é paga pelos geradores e consumidores livres pelo uso do sistema de distribuição da empresa distribuidora à qual
o gerador ou consumidor livre está conectado e é revista anualmente, de acordo com o índice de inflação. A quantia a ser
paga é calculada multiplicando-se o montante de eletricidade contratada com a empresa distribuidora para cada ponto de
conexão, em kW, pela tarifa em R$/kW estipulada pela ANEEL. Nossas empresas de distribuição recebem a TUSD paga
pelos consumidores livres em suas áreas de concessão e por algumas empresas de distribuição que estão conectadas ao
nosso sistema de distribuição.
TUST
A TUST é paga pelas empresas de distribuição, geradores e consumidores livres pelo uso da Rede Básica e é revista
anualmente, de acordo com (i) um índice de inflação e (ii) a receita anual das empresas de transmissão. De acordo com os
critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários das diferentes partes da malha de transmissão transferiram a
coordenação de seus empreendimentos para o ONS em troca do recebimento de pagamentos regulados de usuários do
sistema de transmissão. Os usuários da rede, inclusive as empresas de geração, as empresas de distribuição e os
consumidores livres, assinaram contratos com o ONS dando-lhe o direito de usar a malha de transmissão em troca do
pagamento das tarifas publicadas. Outras partes da malha de propriedade das empresas de transmissão, mas que não são
consideradas parte da malha de transmissão são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma
taxa específica à empresa de transmissão relevante.
Contrato para Acesso ao Sistema Intermediário de Conexão – Encargo de Acesso
Algumas empresas de distribuição, especialmente no Estado de São Paulo, acessam a Rede Básica através de um sistema
intermediário de conexão localizado entre suas respectivas linhas de distribuição e a Rede Básica. Esta conexão é
formalizada por meio de um Contrato para o Acesso ao Sistema Intermediário de Conexão firmado com as
concessionárias de transmissão que possuem esses empreendimentos. A compensação pelas empresas de transmissão é
regulamentada pela ANEEL e é definida de acordo com o custo dos ativos usados, quer sejam propriedade exclusiva ou
compartilhada entre os agentes da indústria de eletricidade. A compensação correspondente referente ao uso do sistema
intermediário de conexão é revisada anualmente pela ANEEL, de acordo com o índice de inflação e o custo referente aos
ativos.
Encargo pelo Transporte de Itaipu
A usina de Itaipu possui uma malha de transmissão exclusiva operada em corrente alternada e contínua, que não é
considerada como sendo parte da Rede Básica ou do sistema intermediário de conexão. O uso desse sistema é
compensado por um encargo específico, denominado encargo de transporte de Itaipu, pago pelas empresas com direito a
cotas da eletricidade de Itaipu, proporcionalmente às suas cotas.
Tarifas de Distribuição
As tarifas de distribuição estão sujeitas a revisão pela ANEEL, que tem autoridade para ajustar e rever as tarifas em
resposta a mudanças nos custos com a compra de eletricidade e as condições do mercado. Quando ajusta as tarifas de
distribuição, a ANEEL divide o custo das empresas de distribuição entre (1) custos que estão fora do controle do
distribuidor (ou custos da Parcela A) e (2) custos que estão sob o controle dos distribuidores (ou custos da Parcela B). O
reajuste das tarifas é baseado em uma fórmula que leva em conta a divisão de custos entre as duas categorias.
Os custos da Parcela A incluem, entre outros, o que se segue:
•
custos com a compra de eletricidade para revenda, em conformidade com os Contratos Iniciais de fornecimento;
•
custos da eletricidade comprada de Itaipu;
•
custos da eletricidade comprada em conformidade com acordos bilaterais que são livremente negociados entre
as partes; e
•
outros encargos de conexão e uso para os sistemas de transmissão e distribuição.
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(Tradução livre do original em inglês)
Os custos da Parcela B são determinados pela subcontratação de todos os custos da Parcela A das receitas da empresa de
distribuição.
Cada contrato de concessão de empresa de distribuição estipula um reajuste anual. De forma geral, os custos da Parcela A
são integralmente repassados aos consumidores. Os custos da Parcela B, entretanto, são corrigidos pela inflação, de
acordo com o IGP-M.
As empresas de distribuição têm ainda direito a revisão periódica a cada quatro ou cinco anos. Estas revisões visam (1)
assegurar que as receitas sejam suficientes para cobrir os custos operacionais da Parcela B e que a compensação adequada
por investimentos essenciais para os serviços dentro do escopo de cada concessão da companhia e (2) determinar o “fator
X”, que é baseado em três componentes: (a) ganhos esperados de produtividade do aumento na escala, (b) avaliações
pelos consumidores (aferidas pela ANEEL) e (c) custos trabalhistas.
O Fator X é utilizado para ajustar a proporção da mudança no IGP-M que é usado nos ajustes anuais. Dessa forma, após a
conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do Fator X requer que as empresas de distribuição compartilhem seus
ganhos de produtividade com os consumidores finais.
O repasse dos custos com a compra de eletricidade pelos acordos de fornecimento negociados antes da promulgação da
Nova Lei de Eletricidade está sujeito a um teto baseado em um valor estabelecido pela ANEEL para cada fonte diferente
de energia (como hidrelétrica, termelétrica e fontes de energia alternativas). Este teto é reajustado anualmente para refletir
aumentos nos custos incorridos pelos geradores. Esse reajuste leva em conta (1) a inflação, (2) os custos incorridos em
“hard currency”, e (3) custos relacionados a combustível (como o fornecimento de gás natural). Os custos incorridos
correspondem a no mínimo 25% de todos os custos incorridos pelos geradores.
Além disso, as concessionárias de distribuição de eletricidade têm direito a revisão extraordinária das tarifas, caso a caso,
para assegurar seu equilíbrio financeiro e compensá-las por custos imprevistos, inclusive impostos, que mudam
significativamente sua estrutura de custos.
Programas de Incentivo para Fontes de Energia Alternativas
Programa Prioritário de Termeletricidade
Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT, com a finalidade de diversificar a
matriz energética brasileira e reduzir sua forte dependência das usinas hidrelétricas. Os benefícios concedidos às usinas
termelétricas pelo PPT incluem (1) fornecimento garantido de gás durante 20 anos, (2) garantia de que os custos
relacionados à aquisição da eletricidade produzida pelas usinas termelétricas serão transferidos às tarifas até um valor
normativo determinado pela ANEEL, e (3) acesso garantido a um programa especial de financiamento do BNDES para a
indústria de eletricidade.
Proinfa
Em 2002, foi criado o programa Proinfa pelo Governo Brasileiro para criar certos incentivos ao desenvolvimento de
fontes alternativas de energia, como projetos de energia eólica, pequenas Usinas de Energia Hidrelétrica e projetos de
biomassa. Como ocorre com outros programas sociais, estamos envolvidos na administração do programa Proinfa.
Pelo programa Proinfa, compramos eletricidade gerada por estas fontes alternativas por um período de até 20 anos e a
transferimos para consumidores livres e certas empresas distribuidoras de energia (que são responsáveis pela inclusão dos
custos do programa nas tarifas para todos os consumidores finais em sua respectiva área de concessão, exceto os
consumidores de baixa renda). Em sua fase inicial, o programa Proinfa está limitado a uma capacidade total contratada de
3.300 MW (1.100 MW por cada uma das três fontes alternativas de energia). Os projetos que buscam se qualificar para os
benefícios do programa Proinfa devem estar integralmente operacionais até 31 de dezembro de 2008.
Em sua segunda fase, que terá início após o limite de 3.300 MW ser atingido, o programa Proinfa pretende, em um
período de até 20 anos, ter contratado capacidade equivalente a 10% do consumo nacional anual de eletricidade. A
produção de energia para comercialização pelo programa Proinfa não será fornecida pelas concessionárias de geração nem
por Produtores de Energia Independentes. Essa produção só pode ser fornecida por um produtor independente autônomo,
que não pode ser controlado por, nem ser afiliado a concessionária de geração ou a um Produtor de Energia Independente,
nem controlada por, ou afiliada a suas entidades controladoras.
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(Tradução livre do original em inglês)
Pesquisa e Desenvolvimento – P & D
As concessionárias e as companhias autorizadas a se envolverem nas atividades públicas de distribuição, geração e
transmissão de energia têm que investir anualmente no mínimo 1,0% de sua renda operacional líquida em pesquisa e
desenvolvimento em energia. As empresas que somente geram energia a partir do vento, biomassa e Pequenas Usinas de
Energia Hidrelétrica não estão sujeitas a esta exigência.
Encargos Reguladores
Fundo Global de Reserva
Em determinadas circunstâncias, as empresas de energia são compensadas pelos ativos utilizados com relação a uma
concessão caso a concessão seja eventualmente revogada ou não for renovada. Em 1971, o Congresso Brasileiro criou
uma Reserva Global de Reversão, ou Fundo RGR, objetivando prover recursos para essa compensação. Em fevereiro de
1999, a ANEEL reviu a cobrança de uma taxa exigindo que todos os distribuidores e certos geradores operando sob
regimes de serviço público façam contribuições mensais para o Fundo RGR em uma taxa anual igual a 2,5% dos ativos
fixos da empresa em serviço, mas não excedendo 3,0% do total das receitas operacionais em qualquer ano. Em anos
recentes, nenhuma concessão foi revogada ou deixou de ser renovada, e em anos recentes o Fundo RGR tem sido usado
principalmente para financiar projetos de geração e distribuição. O fundo RGR está programado para ser extinto até 2010,
e a ANEEL tem que rever a tarifa para que o consumidor receba algum benefício do término do Fundo RGR.
Fundo de Uso Público
O governo Brasileiro impôs uma taxa aos Produtores Independentes de Energia sobre recursos hidrológicos, à exceção das
Pequenas Usinas de Energia Hidrelétrica, similar à taxa cobrada sobre as empresas públicas da indústria relacionada ao
Fundo RGR. Os Produtores Independentes de Energia têm que fazer contribuições para o Fundo de Uso de Bem Púbico,
ou Fundo UBP, de acordo com as regras do processo de concorrência pública correspondente para a outorga de
concessões. Recebemos pagamentos do Fundo UBP até 31 de dezembro de 2002. Todos os pagamentos para o Fundo
UBP desde 31 de dezembro de 2002 são pagos diretamente ao Governo Brasileiro.
Conta de Consumo de Combustível
As empresas de distribuição, e as empresas de geração que vendem diretamente aos consumidores finais, devem contribuir
para a Conta de Consumo de Combustível, ou Conta CCC. A contribuição da Conta CCC está incluída na tarifa da
concessionária. A Conta CCC foi criada em 1973 para gerar reservas financeiras para cobrir custos elevados associados ao
uso crescente de usinas de energia termelétrica, na hipótese de uma escassez de chuvas, dado os custos operacionais
marginais mais elevados das usinas de energia termelétrica, comparados com as usinas de energia hidrelétrica. Cada
empresa de energia tem que contribuir anualmente para a Conta CCC. As contribuições anuais são calculadas com base
nas estimativas do custo de combustível necessário para as usinas de energia termelétrica no ano seguinte. A Conta CCC,
por sua vez, reembolsa às empresas de energia uma parte substancial dos custos com combustível de suas usinas de
energia termelétricas. Administramos a Conta CCC. Em fevereiro de 1998, o Governo Brasileiro decidiu pela suspensão
da Conta CCC. As subsidiárias da Conta CCC foram suspensas por um período de três anos, começando em 2003 para
usinas de energia termelétricas construídas antes de fevereiro de 1998 e pertencentes atualmente ao sistema elétrico
interconectado. As usinas termelétricas construídas após aquela data não terão direito a subsídios da conta CCC. Em abril
de 2002, o Governo Brasileiro estabeleceu que os subsídios da Conta CCC continuariam sendo pagos às usinas
termelétricas localizadas em regiões isoladas por um período de 20 anos, para promover a geração de eletricidade
naquelas regiões.
Compensação Financeira pelo uso de Recursos Hidrológicos
Os titulares de concessões e autorizações para a exploração de recursos hidrelétricos no Brasil devem pagar taxas aos
estados e municípios brasileiros pelo uso de recursos hidrológicos. Essas quantias são baseadas no montante de
eletricidade gerada por cada empresa e são pagas aos estados e municípios nos quais o reservatório da usina ou usinas
estiver localizado, em conformidade com a Resolução No 67, de 22 de fevereiro de 2001.
61
(Tradução livre do original em inglês)
Taxa de Inspeção da ANEEL
A Taxa de Inspeção da ANEEL é uma taxa anual pagável pelos titulares de concessões, permissões ou autorizações na
proporção da dimensão de suas atividades. A Taxa de Inspeção da ANEEL é de até 0,5% do benefício econômico
realizado pelos titulares de concessões, permissões ou autorizações e é cobrada pela ANEEL em doze prestações mensais.
Conta de Desenvolvimento Energético
Em 2002, o Governo Brasileiro instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético, ou Conta CDE, custeada por meio de
pagamentos anuais feitos pelas concessionárias pelo uso de bens públicos, penalidades e multas impostas pela ANEEL e,
desde 2003, as taxas anuais a serem pagas pelos agentes que oferecem eletricidade aos consumidores finais, por meio de
um encargo a ser acrescentado às tarifas pelo uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Estas taxas são ajustadas
anualmente. A Conta CDE foi criada para apoiar (1) o desenvolvimento da produção de eletricidade em todo o país, (2) a
produção de eletricidade por fontes alternativas de energia e (3) a universalização dos serviços de energia em todo o
Brasil. A Conta CDE estará em vigor durante 25 anos e é regulamentada pela ANEEL e gerenciada por nós.
A Nova Lei de Eletricidade estabelece que a falha no pagamento da contribuição para o Fundo RGR, o programa Proinfa,
a Conta CDE, a Conta CCC, ou os pagamentos devidos em virtude da compra de eletricidade no Mercado Regulado ou da
Itaipu, impede que a parte não pagadora receba um reajuste tarifário (exceto por uma revisão extraordinária) ou receba
recursos decorrentes do Fundo RGR, Conta CDE ou Contas CCC.
Mecanismo de Realocação de Energia
O Mecanismo de Realocação de Energia estabelece proteção financeira contra os riscos hidrológicos pra os hidrogeradores, de acordo com as regras de comercialização de energia em vigor, para minimizar os riscos hidrológicos
compartilhados que afetam os geradores e asseguram o uso ótimo dos recursos hidrelétricos do sistema elétrico
interconectado.
O mecanismo assegura que todos os geradores que dele participam terão condições de vender o montante de eletricidade
que contrataram para vender por meio de contratos de longo prazo, conforme determinado pela ANEEL, que denominados
“eletricidade assegurada”, independentemente de sua atual produção de eletricidade, contanto que as usinas de energia que
participam do mecanismo, como um todo, tenham gerado eletricidade suficiente. Em outras palavras, o mecanismo
realoca eletricidade, transferindo o superávit de eletricidade dos geradores cuja geração foi além de sua eletricidade
assegurada, para aqueles cuja geração foi inferior à eletricidade assegurada. O despacho efetivo de geração é determinado
pelo Operador do Sistema Nacional de Eletricidade, que leva em conta a demanda nacional de eletricidade, as condições
hidrológicas do sistema elétrico interconectado e as limitações de transmissão.
O reembolso dos custos com a geração da eletricidade realocada é realizado para compensar os geradores que realocam
eletricidade para o sistema além de sua eletricidade assegurada. Os geradores são reembolsados por seus custos
operacionais variáveis (à exceção de combustível) e os custos pelo uso de água. Os custos totais da eletricidade realocada
(de todos os geradores que fornecem eletricidade para os mecanismos de realocação de energia) são então combinados e
pagos pelos geradores que recebem eletricidade dos mecanismos.
O mecanismo inclui todas as usinas de energia hidrelétrica sujeitas ao despacho centralizado do Operador Nacional do
Sistema Elétrico, pequenas usinas hidrelétricas que optam por participar no mecanismo e usinas de energia térmica com
despacho centralizado, incluídas nos Contratos Iniciais de fornecimento e cujos custos com combustíveis são subsidiados
pela Conta de Consumo de Combustível. Desde 2003, as usinas de energia da Conta de Consumo de Combustível só
participaram parcialmente do mecanismo, devido à redução gradual do subsídio.
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE
A ANEEL ainda cobra uma taxa de fiscalização dos agentes e concessionárias dos serviços de energia elétrica. Esta taxa é
denominada Taxa de Fiscalização de Serviço de Energia Elétrica – TFSEE. Foi criada pela Lei No 9.427, de 26 de
dezembro de 1996, e é cobrada no percentual de 0,5% do benefício econômico anual publicado pelo agente ou
concessionária. O benefício econômico é determinado com base na capacidade instalada das concessionárias geradoras e
transmissoras autorizadas ou sobre a renda das vendas anuais anunciada pelas concessionárias de distribuição.
62
(Tradução livre do original em inglês)
Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (CFURH)
Os estados, o Distrito Federal e os municípios, assim como os órgãos diretos da administração federal pública recebem
compensação financeira das empresas geradoras pelo uso de recursos hídricos para gerar energia. A CFURH é baseada na
produção de energia e paga aos estados e municípios nos quais a usina ou reservatório estiver localizado. Este encargo não
é cobrado de PCH, porquanto as mesmas estão isentas desta exigência.
Encargo de Capacidade Emergencial (ECE)
O ECE foi criado pelo Artigo 1º da Lei Nº 10.438, de 26 de abril de 2002. É cobrado proporcionalmente do consumo total
individual final de todos os consumidores atendidos pelo sistema elétrico interconectado e classificado como um encargo
de tarifa específica. A ANEEL regulamentou que sua base seria o custo da contratação de capacidade geradora ou
voltagem estimada pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, em determinado ano.
Racionamento
A Nova Lei de Eletricidade estabelece que, em uma situação na qual o Governo Brasileiro decretar uma redução
obrigatória no consumo de eletricidade em uma determinada região, todos os contratos de montante de energia no
Mercado Regulado, registrados no CCEE no qual o comprador estiver localizado, devem ter seus volumes ajustados na
mesma proporção da redução de consumo.
Os Efeitos da Nova Lei de Falência
Em 9 Fevereiro de 2005, o Governo Brasileiro promulgou a Lei No. 11.101, ou a Nova Lei de Falência. A nova lei de
falência, que passou a vigorar em 9 de junho de 2005, rege a recuperação judicial, liquidação extrajudicial e reorganização
da dívida e substitui o processo judicial conhecido como concordata (reorganização) de recuperação judicial e
extrajudicial. A nova lei de falência prevê que essas condições não se aplicam às empresas do governo e às empresas de
economia mista. No entanto, a Constituição Federal Brasileira estabelece que as empresas de economia mista, como a
Eletrobrás, que trabalham com negócios comerciais, estarão sujeitas ao regime legal aplicado às empresas privadas em
matéria civil, comercial, trabalhista e fiscal. Portanto, não está claro se o disposto no âmbito judicial e extrajudicial de
recuperação e liquidação da Nova Lei de Falência seria aplicável a nós.
Recuperação Judicial
Para solicitar a recuperação judicial, o devedor deve cumprir os seguintes requisitos: (i) realizar a sua atividade de forma
regular há mais de dois anos, (ii) não ser falido (ou, no caso em que o devedor estava na falência no passado e, em
seguida, todas as obrigações daí decorrentes terem sido declaradas extinta por sentença insusceptível de recurso), (iii) não
ter sido emitido uma cobrança judicial ou de recuperação judicial especial em cinco ou oito anos anteriores ao seu pedido,
respectivamente, e ( iv) não ter sido condenado por (ou não ter um sócio controlador ou gerente que tenha sido condenado
por) um crime de falência. Todos os créditos existentes no momento do pedido de recuperação judicial estão sujeitos a
esse processo (incluindo os créditos potenciais), exceto para os créditos fiscais, agindo como credor fiduciário donos de
propriedades comercial ou pessoais, locadores, proprietários ou vendedores comprometido de imóveis, inclusive para
desenvolvimento imobiliário, proprietários ou com cláusula de compromisso de venda (parágrafo 3 do artigo 49 da Nova
Lei Falência). A cobrança judicial pode ser implementada por meio de uma ou mais das seguintes operações, entre outras
(i) a concessão de condições especiais para o pagamento das obrigações do devedor, (ii) cisão, fusão, transformação da
sociedade, incorporação de uma subsidiária integral ou a cessão de quotas ou ações, (iii) transferência de controle
corporativo, (iv) a substituição parcial ou total do devedor da gestão, bem como a concessão aos seus credores do direito
de nomear gestão independente e o poder de veto, (iv) aumento de capital; (v) a locação de suas instalações; (vi) a redução
dos salários, a compensação de horas e redução do trabalho, por meio de negociação coletiva; (vi) o pagamento em
espécie ou a renovação das dívidas do devedor; (vii) a criação de uma empresa composta de credores; (viii) venda parcial
de bens; (ix) equalização dos encargos financeiros do devedor, (x) constituição de um usufruto sobre a empresa, (xi)
gestão compartilhado da empresa; (xii) emissão de valores mobiliários, e (xiii) a criação de uma empresa para fins
especiais, para fins de recebimento de bens do devedor.
Recuperação Extrajudicial
A Nova Lei de Falência também criou o mecanismo de recuperação extrajudicial, por meio do qual um devedor que
cumpre os requisitos para a cobrança judicial (como descrito acima) poderá propor e negociar com os seus credores um
plano de recuperação extrajudicial, que deve ser apresentado ao tribunal para aprovação. Uma vez aprovado, esse plano
63
(Tradução livre do original em inglês)
constituirá um meio válido de execução. A recuperação extrajudicial não é aplicável, contudo, para os créditos relativos à
mão-de-obra ou acidentes relacionados com trabalho, bem como de quaisquer créditos excluídos da recuperação judicial.
Além disso, o pedido de aprovação do tribunal de um plano de recuperação extrajudicial não irá impor uma moratória
sobre os direitos, ações e processos judiciais de credores não sujeitos a esse plano, e os credores continuarão a poder
solicitar a falência do devedor.
Liquidação
A Nova Lei de Falências altera a ordem em que os créditos são classificados no âmbito de procedimentos de liquidação,
que é definida pelas seguintes prioridades: (i) créditos trabalhistas em geral (limitado a um montante máximo de 150
vezes o salário mínimo mensal Brasileiro por credor) e trabalhista relacionado com reivindicações de indenização de
acidentes trabalho, (ii) alegações dos credores garantidos (limitado ao montante da garantia), (iii) créditos fiscais (com
exceção das multas fiscais), (iv) créditos pessoais com privilégios especiais (como definido em outros estatutos); (v)
créditos pessoais com privilégios geral (entre outros, credores que tenham fornecido bens ou serviços para o devedor
durante a sua cobrança judicial e os credores, que são assim definidas em outros estatutos); ( vi) créditos quirografários
(credores não previstas nos itens anteriores, credores trabalhistas cujos créditos ultrapasse a limitação dos 150 saláriosmínimos mensais, e os credores cujos créditos são superiores ao montante das respectivas garantias); (vii) multas
contratuais e correção monetária decorrentes da desobediência de estatutos; e (viii) dívidas subordinadas (tal como
previsto por lei ou em contrato, e os credores, que são sócios ou gerentes da empresa devedora, mas não no contexto de
uma relação de trabalho). A Nova Lei de Falência estabelece que apenas credor com uma quantia que excede 40 vezes o
salário mínimo mensal brasileiro pode iniciar procedimentos de liquidação. No entanto, é permitido para os credores
iniciar uma ação coletiva, a fim de respeitar o valor mínimo acima mencionado. A Nova Lei de Falência também observa
(i) o período de tempo em que o devedor deverá apresentar a sua defesa em relação a um pedido de sua falência de 24
horas até dez dias, e (ii) o período de suspensão durante os quais os ativos não podem ser vendidos ou liquidados de 60 até
90 dias (a partir da data de depósito ou da petição de falência, o pedido de recuperação judicial ou a partir da data do
primeiro protesto de uma nota, devido à sua falta de pagamento por parte da empresa).
C. Estrutura Organizacional
Operamos nossas atividades de distribuição, geração e transmissão no Brasil através das seguintes doze subsidiárias
regionais:
•
Itaipu, na qual temos 50% de participação, juntamente com uma entidade governamental paraguaia
(Administración Nacional de Eletricidad). Itaipu é a maior usina de energia hidrelétrica do mundo. Nossos
resultados financeiros líquidos não são afetados pela nossa titularidade de Itapu, porquanto temos que vender
energia de Itaipu sem visar fins lucrativos;
•
Eletrosul, envolvida nas atividades de transmissão por um sistema de aproximadamente 9.079 km de linhas de
transmissão, com 34 subestações localizadas nos estados de Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do
Sul e Paraná.
•
Cepisa, envolvida nas atividades de distribuição no estado do Piauí;
•
Ceal, envolvida nas atividades de distribuição no estado de Alagoas
•
Ceron, envolvida nas atividades de distribuição no estado de Rondônia;
•
Eletronorte, envolvida em atividades de geração, transmissão e distribuição limitada, na região norte e em parte
do centro-oeste do Brasil;
•
Chesf, envolvida em atividades de geração, transmissão e distribuição limitada na região nordeste do Brasil;
•
Furnas, envolvida nas atividades de geração e transmissão nas regiões sudeste e parte do centro-oeste do Brasil;
•
Eletronuclear, que possui e opera duas usinas nucleares, Angra I e Angra II. Compramos equipamentos que
podem ser usados na construção de uma terceira usina nuclear, que será denominada Angra III e com respeito à
64
(Tradução livre do original em inglês)
qual recebemos a licença ambiental aplicável, mas que ainda não determinamos se prosseguiremos com a
construção dessa usina devido a discussões políticas sobre a construção da usina;
•
CGTEE, que possui e opera usinas termelétricas na Região sul do Brasil;
•
Eletroacre, envolvida em atividades de distribuição no estado do Acre; e
•
Amazonas Energia, envolvida na atividade de geração e distribuição no estado do Amazonas. Anteriormente a
31 de maio de 2008 a Amazonas Energia era uma subsidiária da Eletronorte mas agora pertence diretamente á
Eletrobrás. Amazonas energia também opera no interior do estado do Amazonas que antes de 31 de março de
2008 era operado pela CEAM, a qual era diretamente controlada pela Eletrobrás, mas não existe mais.
Nós também somos o maior patrocinador do Cepel, o maior centro tecnológico na América Latina.
Temos, ainda, um interesse majoritário na Eletropar. A Eletropar é uma companhia holding que possui interesses
minoritários nas cinco seguintes empresas de distribuição brasileiras: (i) AES Eletropaulo Metropolitana de Electricidade
de São Paulo S.A. - AES Eletropaulo, (ii) Energias do Brasil S.A. – Energias do Brasil, (iii) Companhia de Transmissão
de Energia Elétrica Paulista – CTEEP, (iv) Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. – EMAE, e (v) Companhia
Piratininga de Força e Luz – CPFL.
O organograma a seguir ilustra, de forma resumida, nossa estrutura como acionista e subsidiárias em 28 de maio de 2008
(temos também participação acionária minoritária em 20 empresas de serviços estaduais em todo o Brasil, não indicadas
neste organograma):
Eletrobrás
Atividade de Financiamento
Participação em Equity
Comercialização de Energia
Pesquisa e Desenvolvimento - Cepel
Itaipu
50%
Geração
Lightpar
81,61%
Participations
Eletronorte
98,66%
Geração
Transmissão
Distribuição
Chesf
99,45%
Geração
Transmissão
Furnas
99,54%
Geração
Transmissão
Eletrosul
99,71%
Transmissão
Geração
Eletronuclear
99,80%
Geração
CGTEE
99,94%
Geração
Boa Vista Energia
100%
Distribuição
Ceron
99.96%
Distribuição
Eletroacre
93.29%
Distribuição
Ceal
75.16%
Distribuição
Cepisa
98.56%
Distribuição
Manaus
100%
Distribuição
Em 22 de fevereiro de 2008, anunciamos que o conselho de administração de nossa subsidiária Eletrosul decidiu comprar
a maioria das ações da Empresa de Transmissão de Energia de Santa Catarina S.A. – SC Energia e a Empresa de
Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. – RS Energia, cada uma delas sendo direcionada para a transmissão
65
(Tradução livre do original em inglês)
de eletricidade. As aquisições foram aprovadas pelas ANEEL e, como resultado desta aquisição nós aumentamos nossa
capacidade de transmissão na região Sul do Brasil.
D. Ativo Imobilizado
Nossos principais bens consistem de usinas de geração hidrelétrica e redes de transmissão localizadas em todo o Brasil. O
valor contábil do total de nosso ativo imobilizado em 31 de dezembro de 2008, 31 de dezembro de 2007 e 31 de dezembro
de 2006 foi de R$78.636 milhões, R$75.379 milhões e R$78.539 milhões, respectivamente. A geração de energia por
nossas usinas de geração é responsável por aproximadamente 50,5% da energia gerada no Brasil e a operação de nossa
rede de transmissão representa aproximadamente 59,2% da capacidade de transmissão do Brasil. Como resultado da
grande capacidade de energia hidrelétrica existente ainda disponível no Brasil, acreditamos que a energia hidrelétrica
continuará desempenhando um papel de destaque na provisão do crescimento no consumo de energia elétrica.
ITEM 4A. Comentários dos Auxiliares sobre Questões não Resolvidas
Não aplicável.
ITEM 5. Revisão Financeira e Operacional e Perspectivas
A discussão a seguir deve ser lida em conjunto com nossos demonstrativos financeiros consolidados auditados
incluídos em outro lugar neste relatório.
Visão Geral
Diretamente e através de nossas subsidiárias, estamos envolvidos na geração, transmissão e distribuição de eletricidade no
Brasil. Nossas receitas são oriundas principalmente de:
•
a geração de eletricidade por intermédio de nossas subsidiárias e sua venda para as empresas de distribuição de
energia e consumidores livres, que em 2008, em 2007 e em 2006 responderam por R$24,1 bilhões ou 76,3%,
R$19,2 bilhões ou 71,6% e R$16,2 bilhões ou 70,3% do total de nossa receita líquida, respectivamente.
•
a transmissão de eletricidade, que em 2008 e 2007 e em 2006 responderam por R$ 4,6 bilhões ou 14,7% e R$3,9
bilhões ou 14,3% e R$3,4 bilhões ou 14,7% do total de nossa receita líquida, respectivamente; e
•
a distribuição de eletricidade para os consumidores finais, que em 2008 e 2007 e em 2006 responderam por R$
2,8 bilhões ou 9,0% e R$3,7 bilhões ou 13,9% e R$3,5 bilhões ou 15,0% do total de nossa receita líquida,
respectivamente.
Os principais impulsionadores de nosso desempenho financeiro são a demanda de eletricidade (que é, por sua vez,
impactada pelas condições macroeconômicas e eventos externos como o racionamento de eletricidade, que ocorreu em
2001 e 2002) e os preços da eletricidade (que são determinados conforme estipulado em “A Indústria Brasileira de
Energia”). Apesar dos níveis de consumo de eletricidade ultrapassarem atualmente os que existiam antes da crise
energética ocorrida em 2001 e 2002, essa crise de energia continua tendo impacto em nosso reconhecimento de receitas e,
dessa forma, os resultados de nossas operações.
Principais Fatores que Afetam nosso Desempenho Financeiro
Condições Macroeconômicas Brasileiras
Somos afetados pelas condições da economia brasileira.
Em 2005, o Banco Central começou a reduzir gradativamente as taxas de juros na medida em que as estimativas de
inflação para 2005 e os doze meses seguintes se aproximaram das metas estabelecidas. A taxa Selic ao final de 2005 era
66
(Tradução livre do original em inglês)
de 18,0%. A inflação, medida pelo IPCA, foi de 5,7%. O Real teve uma valorização de 11,8% em relação ao Dólar
americano, chegando a R$2,3407 por US$1,00, em 31 de dezembro de 2005.
Em 2006, o Banco Central continuou a reduzir as taxas de juros. A taxa Selic foi de 13,25% em 31 de dezembro de 2006,
comparada com os 18,0% em 31 de dezembro de 2005. A taxa média de inflação em 2006, medida pelo IPCA, foi de
3,1%. O Real teve uma valorização de 8,66% em relação ao Dólar americano, chegando a R$2,1380 por US$ 1,00, em 31
de dezembro de 2006.
Em 2007, o Real teve uma valorização de 17,15% em relação ao Dólar americano. O superávit comercial do país totalizou
US$40,093 bilhões e a inflação, medida pelo IPCA, foi de 4,46%. Em 31 de dezembro de 2007, a taxa de juros foi de
11,25% por ano em comparação com 13,25% em 31 de dezembro de 2006.
Em 2008, o PIB cresceu 5,1%. No entanto, o PIB declinou 3,6% no quatro trimestre de 2008 comparado com o terceiro
trimestre de 2008. O real depreciou para R$2,337 por dólar em 31 de dezembro de 2008, comparado com R$1,7713 em 31
de dezembro de 2007. Para o ano que termina em 31 de dezembro de 2008, o Banco Central aumentou a taxa básica de
juros de 11,25% para 13,75%. A inflação, medida pelo IGP-DI, foi 9,10% para o ano que terminou em 31 de Dezembro
de 2008. Em 26 de junho de 2009, a taxa de câmbio real/dólar foi de R$1,9396.
A projeção do PIB, feita pelo Banco Central, para 2009 de crescimento nulo ou, se houver crescimento, será a uma taxa
significativamente menor que os anos anteriores.
Os nossos contratos de derivativos embutidos estão relacionados unicamente aos contratos entre a Eletronorte e a
ALBRAS para o suprimento de energia para a ALBRAS. No entanto, em Julho de 2007, nossa Diretoria Executiva
aprovar ou a implantação de uma política de hedging de moeda estrangeira com uso de contratos de derivativos para
reduzir a exposição às variações de moedas estrangeiras. De acordo com essa política, o montante a ser usado no hedging
por ano é decidido pelo critério de materialidade, e não existem montantes estipulados. Para 2009, utilizamos para o
hedging o montante de mais de U.S.$1,2 bilhões, que é a estimativa dos recebíveis de Itaipu em US dólares no período.
Nós decidimos usar essa estimativa porque os recebíveis de Itaipu são indexados ao dólar americano e representam nosso
maior risco significativo às variações do dólar. A política prevê que diferentes tipos de instrumentos de derivativos podem
ser usados se eles proverem resultados mais eficientes. Para 2009, nós decidimos usar a venda de “non-deliverable
forwards (or NDFs)” como o instrumento de hedging apropriado porque ele parece ser o melhor custo/benefício de todos
os instrumentos de derivativos que a nossa gestão considerou, mas até agora nós não utilizamos nenhum contrato de
hedging para esse ano.A tabela a seguir apresenta dados referentes ao crescimento do PIB brasileiro e à taxa de câmbio
Real/US$ para os períodos indicados:
Taxa de crescimento do PIB ......................................
Inflação (IGP-M) .......................................................
Inflação (IPCA)..........................................................
Valorização do Real em relação ao US$ .................
Taxa de câmbio no final do período– U.S.$1,00 .....
Taxa de câmbio media – U.S.$1,00.........................
Ano Encerrado Em 31 de Dezembro de,
2008
2007
2006
5,1%
5,40%
3,75%
9,81%
7,75%
3,85%
5,90%
4,46%
3,14%
(31,93)%
17,15%
8,66%
R$ 2,3370
R$1,7713
R$2,1380
R$ 1,8374
R$1,9483
R$2,1771
Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e Banco Central.
Itaipu
Itaipu, a maior usina hidrelétrica do mundo, é de propriedade conjunta do Brasil e Paraguai, foi criada e é operada de
acordo com um tratado entre esses países. O tratado também estabelece como os resultados da operação de Itaipu serão
registrados, tanto pela Itaipu Binacional, a companhia que opera Itaipu, como por nós, quando consolidamos os resultados
das operações da Itaipu Binacional. De acordo com as exigências do US GAAP, consolidamos os resultados de Itaipu.
De acordo com o tratado de Itaipu, temos que vender não apenas 50,0% da eletricidade produzida por Itaipu que, através
de nós, o Brasil detém, como também a parte da parcela de eletricidade do Paraguai não usada pelo Paraguai. Como
resultado, nós vendemos aproximadamente 95,0% da eletricidade produzida por Itaipu. Os Artigos 7º e 8º da Lei No 5.899
de 5 de julho de 1973, estabelece a estrutura contra a qual as empresas de distribuição calculam o montante total de
energia comprada de Itaipu.
67
(Tradução livre do original em inglês)
Apesar de Itaipu produzir um grande montante de eletricidade (respondendo por 37,08% do montante de eletricidade que
vendemos em 2008, comparado com 38,6% em 2007 e 40,1% em 2006), o tratado de Itaipu exige que as vendas da
eletricidade de Itaipu sejam feitas sem fins lucrativos, sem efeito líquido sobre os resultados de nossas operações.
Para efetivar a exigência de “sem fins lucrativos”, os lucros provenientes da venda de eletricidade de Itaipu são creditados
em períodos subseqüentes aos consumidores residenciais e rurais de eletricidade através do sistema elétrico
interconectado, através de suas contas de eletricidade (reduzindo assim nossas receitas provenientes das vendas de
eletricidade) e as perdas são levadas em consideração pela ANEEL no cálculo das tarifas para eletricidade nos períodos
subseqüentes (aumentando, assim, nossas receitas provenientes das vendas de eletricidade). Os lucros a serem
subseqüentemente creditados aos consumidores são registrados em nosso balanço patrimonial como passivo circulante sob
“direitos de compensação” e as perdas a serem subseqüentemente cobradas são registradas como ativos circulantes em
“direitos de compensação”. Em 31 de dezembro de 2008, nós registramos R$ 389 milhões relativo às vendas de
eletricidade de Itaipu. Em 31 de dezembro de 2007, registramos um ativo de R$179 milhões em “direito de
compensação”, refletindo as perdas que tivemos com relação à venda de eletricidade de Itaipu no ano encerrado em 2007.
Em 2006, registramos ganhos com relação à venda de eletricidade de Itaipu. Isto teve o efeito de reduzir o montante que
registramos em “direito de compensação” em nosso balanço patrimonial de 31 de dezembro de 2006 para um ativo de
R$82 milhões.
Embora nosso resultado operacional líquido não seja afetado pelas operações de Itaipu, diversos itens são
significativamente impactados por elas. Em particular, os efeitos de Itaipu são visto no item da linha “eletricidade
comprada para revenda”. A maior parte dos montantes em “eletricidade comprada para revenda” representa energia
produzida por Itaipu. Este montante, que após a consolidação representa apenas a parte do Paraguai da energia de Itaipu,
seria muito mais elevado se não estivéssemos consolidando a parte brasileira da energia de Itaipu. Adicionalmente, pelo
fato dos demonstrativos financeiros da Itaipu Binacional serem preparados em dólares americanos e traduzidos para Reais
à taxa de câmbio publicada pelo Banco Central ao final do período, qualquer movimento na taxa de câmbio entre o Real e
o dólar americano pode ter um grande impacto no componente “câmbio estrangeiro e ganho monetário” o item da linha
“renda (despesa) financeira, líquida”. Além disso, a depreciação e os custos de amortização podem ser significativos como
resultado das variações da taxa de câmbio. Os royalties pagos por Itaipu respondem por uma grande proporção do item da
linha “renda (despesa) financeira, líquida”, e dívida relativa à Itaipu responde por uma parte significativa do componente
“despesa financeira” de “renda (despesa) financeira, líquida”. O efeito acumulado de Itaipu sobre estes e outros itens é
líquido e registrado no item da linha “perda diferida de Itaipu” da declaração de renda. Os Artigos 7º e 8º da Lei No 5.899,
datada de 5 de julho de 1973 atribuem às empresas de distribuição brasileiras a contratação do montante total da energia
comprada de Itaipu.
De acordo com a Lei No 11.480, nós podemos aplicar um “fator de ajuste” para os contratos financeiros entre nós e Itaipu
e para qualquer cessão de crédito celebrada entre nós e o Tesouro Federal Brasileiro antes de 31 de Dezembro de 2007. O
objetivo desse “fator de ajuste” era compensar os efeitos da taxa de inflação nos Estados Unidos. Essa lei revogada pelo
Decreto No. 6.265 de 22 de novembro de 2007 ganhou força, pois determinou que a taxa equivalente anterior ao “fator de
ajuste” é para ser repassada para os consumidores numa base anual. Para o ano financeiro de 2008, nós começamos a
registrar os ganhos ou perdas baseado na taxa de inflação dos Estados Unidos como parte do que alinhamos no item
“Receitas Operacionais”.
Variações na Taxa de Câmbio
As flutuações no valor do Real em relação ao dólar americano, particularmente as desvalorizações e/ou depreciações do
Real, tiveram e continuam tendo um efeito sobre os resultados de nossas operações. Particularmente, em conformidade
com o tratado de Itaipu, todas as receitas de Itaipu são determinadas em dólares americanos. Pelo fato dos demonstrativos
financeiros de Itaipu Binacional serem preparados em dólares americanos e traduzidos para Reais à taxa de câmbio
publicada pelo Banco Central ao final do período, qualquer movimentação na taxa de câmbio entre o Real e o dólar
americano pode ter um impacto importante sobre os resultados de nossas operações, em particular o componente “câmbio
estrangeiro e ganho monetário” do item da linha “renda (despesa) financeira, líquida”. Os royalties pagos pela Itaipu
respondem por uma proporção muito grande do item “renda (despesa) financeira, líquida” e a dívida relacionada a Itaipu
responde por uma parte significativa do componente “despesas financeiras” do item “renda (despesa) financeira, líquida”.
Entretanto, pelo fato de em conformidade com o tratado de Itaipu a operação de Itaipu não ter permissão para ter qualquer
efeito sobre nossos resultados operacionais, quaisquer perdas ou ganho incorridos como resultado de qualquer valorização
ou depreciação do dólar americano em relação ao Real, entre outras coisas, serão compensadas subseqüentemente pelas
tarifas que cobramos de nossos consumidores residenciais e rurais. Em nossa declaração de renda, os efeitos de Itaipu
sobre os itens descritos acima são calculados em valores líquidos e registrados no item “perda diferida de Itaipu”. Até que
68
(Tradução livre do original em inglês)
essa compensação ocorra, os resultados acumulados dos lucros ou perdas das operações de Itaipu, líquidas de
compensação por meio de reajustes tarifários, é realizada em nosso balancete como ativo não-circulante em “direitos de
compensação”.
Eletronorte
Durante muitos anos, nossa subsidiária Eletronorte foi usada como veículo para o desenvolvimento da região norte do
Brasil, funcionando de certa forma como uma agência de desenvolvimento. Em particular, forneceu eletricidade em
conformidade com contratos de fornecimento a preços que não cobriam seus custos. Começamos a renegociar estes
contratos de fornecimento, firmados principalmente com empresas na indústria de fundição de alumínio, em 2004 com o
objetivo de rever as tarifas de forma a cobrir os custos operacionais da Eletronorte e liquidar gradativamente suas dívidas.
A Eletronorte firmou um contrato em 11 de maio de 2004 para vender eletricidade à ALBRAS – Alumínio Brasileiro S.A.
(um produtor de alumínio no norte do Brasil) para fornecer energia elétrica para as operações industriais da ALBRAS,
precificados com base no preço internacional do alumínio. Este contrato entrou em vigor em 1o de junho de 2004. A
ALBRAS pode terminar o contrato mediante aviso com dois anos de antecedência se decidir interromper a produção ou
começar a usar seus próprios recursos para a geração de energia. A ALBRAS não tem que pagar quaisquer quantias
referentes ao término. O prazo total deste contrato é de 20 anos e o contrato inclui um pagamento antecipado por energia
de R$1.200.000. Vide nota 27 nos Demonstrativos Financeiros.
Para 2008, as perdas líquidas atribuídas à Eletronorte chegaram a R$ 2.425 milhões, comparadas com R$542 milhões em
2007 e R$349 milhões em 2006.
O aumento significativo nas perdas da Eletronorte em 2008 foi fortemente influenciado pela mudança de nossas políticas
contábeis com respeito aos impairments. Como parte dessa mudança, nós reavaliamos nossos impairments resultando em
uma perda de R$770 milhões em conformidade com a Decisão 527/2007 da CVM. Além disso, os pagamentos de serviços
da dívida da Eletronorte para nós aumentaram R$553 milhões nos termos dos respectivos empréstimos que prevêem um
aumento dos juros durante o prazo do empréstimo.
Nosso Papel na Administração dos Programas de Governo Brasileiros
Na qualidade de empresa de capital misto, estamos envolvidos na administração de certos programas federais relativos à
indústria de eletricidade. Estes incluem o Fundo RGR, a Conta CCC e a Conta CDE. A administração destes programas
não afeta diretamente nosso demonstrativo de resultados. Os montantes administrados com relação à Conta CCC e ao
Fundo RGR estão refletidos em nosso balancete.
Conforme descrito em “Item 4.B, A Indústria Brasileira de Energia – Encargos Reguladores”, a Conta CCC é cobrada de
todas as empresas como seguro contra o aumento dos custos de geração com relação ao maior uso das usinas térmicas. Os
montantes cobrados por conta da Conta CCC estão refletidos em nosso balancete nos ativos circulantes como “Conta de
consumo de combustível” e os montantes pagos da Conta CCC estão refletidos no passivo circulante como “Conta de
consumo de combustível”.
Conforme discutido em “Item 4.B, A Indústria Brasileira de Energia – Mudanças Reguladoras – Fundo da Reserva Global
de Reversão”, também administramos o Fundo RGR, que foi estabelecido para compensar as concessionárias de
eletricidade pelas despesas não compensadas quando as concessões terminaram. Os montantes mantidos em nome do
Fundo RGR estão refletidos em nosso balancete como um ativo em “Empréstimos e financiamentos a receber” e como um
passivo em longo prazo em “Reserva Global reversa”. Dependendo do uso de recursos para sua finalidade, usamos estes
recursos para emprestar às empresas no setor elétrico brasileiro. Pagamos uma taxa de juros de 5,0% para tomar
emprestado estes fundos para empréstimo. Recebemos uma taxa de administração de até 2,0% para o Fundo RGR que
administramos.
Tarifas Reguladas de Distribuição
Para 2008, 7.8% das nossas receitas líquidas vieram da atividade de distribuição de energia elétrica. As empresas
distribuidores em geral têm perdas que provavelmente continuarão a ocorrer dado que as tarifas que podem ser cobradas
pelas empresas distribuidoras são reguladas pela ANEEL e são ajustada pela ANEEL somente de acordo com o processo
descrito em “Item 4.B Visão Geral das Atividades – A Indústria Brasileira de Energia – Tarifas de Distribuição”.
69
(Tradução livre do original em inglês)
Receitas Fixas de Transmissão
Diferentemente das receitas de nossos segmentos de distribuição e geração, as receitas de nosso segmento de transmissão
são fixadas pelo Governo Brasileiro. Isto aplica-se a todas as empresas de eletricidade com operações de transmissão no
Brasil. Como resultado do fato da taxa de receita com transmissão ser fixa, as receitas de nosso segmento de transmissão
não aumentam nem diminuem com base no montante de eletricidade que transmitimos. O Governo Brasileiro estabelece
uma taxa de receita fixa de transmissão a cada ano que os consumidores finais devem pagar e isto é repassado a nós e
registrado como receitas de nosso segmento de transmissão. Assim, nossa renda líquida pode ser afetada pelo fato de que
nossos custos neste setor não podem ser facilmente repassados para nossos clientes.
Políticas Contábeis Críticas
Na preparação dos demonstrativos financeiros incluídos neste relatório, fizemos estimativas e assunções que
consideramos razoáveis com base em nossa experiência histórica e em outros fatores. A apresentação de nossa condição
financeira e os resultados das operações requerem que nossa administração faça estimativas sobre questões inerentemente
incertas, como o valor contábil de nossos ativos, nosso passivo e, conseqüentemente, os resultados de nossas operações.
Nossa apresentação financeira seria materialmente afetada se usássemos estimativas diferentes ou se mudássemos nossas
estimativas em resposta a eventos futuros. Para fornecer um entendimento de como nossa administração forma seus
julgamentos sobre eventos futuros, incluindo os fatores e assunções que fundamentam essas estimativas, identificamos as
seguintes políticas contábeis críticas.
Impairment
Nós analisamos a recuperação do valor registrado dos nossos ativos anualmente, ou quando solicitado. Se nós
encontrarmos evidência de que um ativo não é recuperável, nós estimamos que a probabilidade de sua recuperação.
Quando o valor das contas residuais de nossos ativos excederem o valor recuperável de tal ativo, nós reavaliamos o ativo
para baixo; esse montante restante é conhecido como impairment. Esse impairment é depois reconhecido como um
rendimento para o período. Se não for possível estimar o montante a recuperar de um ativo individual, nós estimamos a
probabilidade de recuperação da unidade de geração de caixa a que esse ativo pertence. Ao usar essa técnica, nós
descontamos os fluxos de caixa futuros estimados para o valor presente baseado na taxa de desconto antes dos impostos, o
que reflete as condições de mercado, o valor corrente da moeda e os riscos específicos relacionados para esse grupo de
ativo. O valor recuperável de um ativo ou a unidade de geração de caixa é revista periodicamente. Essa inversão terá
impacto na nossa demonstração dos resultados assim como no valor registrado do ativo pertinente ou unidade de geração
de caixa.
Reservas para Contingências
Fazemos parte de certos processos legais. Fora os empréstimos compulsórios, registramos contingências de acordo com o
SFAS No 5 “Contabilidade para Contingências”, que estipula que uma perda contingente estimada deve ser registrada
quando as informações disponíveis antes da publicação de nossos demonstrativos financeiros aplicáveis indicarem uma
probabilidade de que um evento futuro pode dar origem à desvalorização de qualquer ativo ou após a identificação de uma
responsabilidade incorrida. De acordo com o SFAS No 5, não registramos uma provisão se a chance de perda em uma
reclamação for “remota” ou “possível”. Além disso, não registramos provisões para processos administrativos quando
essas provisões tiverem chegado aos tribunais. Contabilizamos os custos que possam surgir da solução de processos
legais, conforme discutido em “Fatores de Risco referentes à Empresa”. Ao calcular essas apropriações, consultamos
consultor externo e interno que nos representa nesses processos, e nossas estimativas são baseadas em uma análise dos
possíveis resultados, levando em conta as estratégias de litígio e acerto aplicáveis. Solicitamos trimestralmente um
inventário dos processos sendo tratados por nosso conselheiro jurídico externo que identifica os casos nos quais temos
potenciais perdas. A contabilização de contingências requer julgamento significativo por parte de nossa administração
com relação às probabilidades estimadas e faixas de exposição a responsabilidade potencial. Isto é particularmente
verdadeiro no contexto do impacto da legislação tributária brasileira sobre nós, porque essa legislação tem provado
historicamente ser incerta no escopo e aplicação.
Benefícios dos Empregados
Patrocinamos um plano de pensão de benefícios definidos que abrange praticamente todos os nossos empregados. As
responsabilidades atuariais relacionadas a este plano são contabilizadas de acordo com o SFAS No 87, “Contabilização de
Planos de Pensão para Empregados”. Além disso, nós e algumas de nossas subsidiárias também estabelecemos planos de
assistência médica pós-aposentadoria e subsidiamos prêmios de seguro toda a vida “Benefícios pós-aposentadoria que não
70
(Tradução livre do original em inglês)
incluem Pensão”. As estimativas da evolução dos custos com atendimento médico, e as hipóteses biométricas e
econômicas, bem como as informações históricas sobre despesas incorridas e contribuições dos empregados são também
levadas em conta.
Ativo Regulamentar Diferido
Registramos ativos regulamentares diferidos de acordo com o SFAS 71, “Contabilização de Efeitos de Determinados Tipo
de Regulamentação”, que estipula que certos tipos de custos podem ser diferidos em um balancete de uma entidade
(mencionados de “ativos regulamentares”) se houver probabilidade de que os custos serão recuperados por meio de
aumentos futuros em índices de receita regulada. Uma entidade que aplicar um SFAS 71 não necessita de segurança
absoluta antes de capitalizar um custo, apenas segurança razoável. Capitalizamos custos permitidos incorridos, incluindo
os custos decorrentes das medidas de racionamento de energia impostas pelo Governo Brasileiro, como ativos
regulamentares diferidos quando instruído pela ANEEL e existe uma expectativa provável que a receita futura igual aos
custos incorridos será faturada e cobrada como resultado direto da inclusão dos custos em um índice maior estipulado pela
ANEEL. O ativo regulamentar diferido é eliminado quando cobramos os custos correlatos por meio de faturas aos clientes
no índice aumentado. Na hipótese da ANEEL excluir todo ou parte de um custo da recuperação como resultado de sua
revisão, essa parte do ativo regulamentar diferido fica prejudicada e é reduzida de acordo até o custo excluído.
Registramos ativos regulamentares diferidos líquidos que esperamos serem faturados de nossos clientes (limitado ao
montante que possa ser concretizado no prazo de 24 meses a contar da data do balancete). Com relação a Itaipu,
consideramos o montante líquido de seus resultados acumulados como custos recuperáveis a serem diferidos pelo SFAS
71 e registramos estes custos como um item separado no demonstrativo de operações.
Derivativos
Nós contabilizamos os derivativos pelo valor justo baseado nas técnicas de avaliação padrão do mercado de marcação a
mercado. Nós calculamos o valor de fechamento de cada derivativo na data de vencimento baseado em: (i) a taxa corrente
de spot; (ii) a taxa de juros interna para os reais cotados para os depósitos inter-bancários futuros; e (iii) a taxa de juros
interna para o dólar, a taxa do cupão. Nós depois comparamos o resultado desse cálculo com o preço negociado para cada
derivativo, nos permitindo estimar o ganho e perda futura, que nós descontamos para o valor presente pela taxa fixa de
juros para os reais cotados pelos depósitos inter-bancários futuros. Qualquer ganho ou perda é registrada como rendimento
financeiro ou despesa, respectivamente, para o período.
Custos de Recuperação por Dano Ambiental
Incorremos em certos custos para reduzir o impacto que nossas atividades operacionais têm sobre o meio ambiente. Estes
custos incluem os custos para descomissionamento, que envolve uma série de medidas para desativar com segurança as
operações de nossas instalações nucleares (Angra I e Angra II) com o objetivo de reduzir os níveis residuais de
radioatividade. Aplicamos o SFAS 143, “Contabilização de Obrigações para a Retirada de Ativos”, na contabilização
destes custos. O SFAS 143 requer que as entidades registrem o valor justo de um passivo legal para uma obrigação de
retirada de ativo no período no qual for incorrido. Quando uma nova responsabilidade for incorrida, a entidade tem que
capitalizar os custos da responsabilidade aumentando o montante registrado dos ativos de longa duração correlatos. A
responsabilidade é acrescentada ao seu valor presente em cada período, e o custo capitalizado é depreciado na vida útil do
ativo. Após a liquidação da responsabilidade, uma entidade liquida a obrigação por seu valor registrado ou incorre um
ganho ou perda quando da liquidação. Por exemplo, no caso de descomissionamento nuclear, o SAFS 143 exige que
registremos o valor justo integral da responsabilidade de descomissionamento e um ativo correspondente, que será então
depreciado sobre as vidas de serviço restantes esperadas das unidades geradoras de cada usina. Nossa administração deve
exercer julgamento considerável no exercício de sua política e os fatores a seguir são relevantes nessa tomada de decisão:
(i) nossas estimativas devem cobrir os custos que são incorridos por um prazo longo e, assim, nossa administração deve
considerar incertezas inerentes, como as mudanças nas leis e o nível de natureza de nossas operações, e (ii) o SFAS 143
exige que assumamos as probabilidades de fluxos de caixa projetados e posições de longo prazo com relação à inflação e
então determinar o crédito ajustado à taxa de juros sem risco e prêmios sobre os riscos de mercado não aplicáveis às
operações. Além disso, as possíveis mudanças nas estimativas podem dar origem a um impacto significativo sobre a renda
líquida porque estes custos são descontados para valor presente em um prazo longo.
Impostos sobre a renda
Contabilizamos os impostos de renda de acordo com o SFAS No 109 “Contabilização do Imposto de Renda”. O SFAS
Nº109 estabelece que reconhecemos os efeitos das perdas de imposto diferido e as diferenças temporárias em nossos
demonstrativos financeiros consolidados. Reconhecemos uma provisão para perdas quando acreditamos que existe uma
71
(Tradução livre do original em inglês)
probabilidade grande de não recuperarmos integralmente créditos de imposto no futuro. Isto requer que realizemos
estimativas em nossa exposição atual a impostos e avaliemos as diferenças temporárias resultantes do tratamento diferente
dado a certos itens para fins tributários e contábeis. Estas diferenças dão origem a ativo diferido e impostos de passivo,
que estão apresentados em nosso balancete consolidado. Dessa forma, avaliamos a probabilidade de que nossos créditos
tributários diferidos sejam recuperados de renda tributável futura. Na hipótese de acreditarmos que essa recuperação não
será provável, reconhecemos provisão para perdas e também reconhecemos uma despesa tributária em nossa declaração
de renda. Qualquer redução da provisão para perdas leva ao reconhecimento de um benefício tributários em nossa
declaração de renda. A determinação de nossa provisão para imposto de renda ou ativo diferido e impostos de renda de
passivo requer estimativas significativas e julgamentos por parte de nossa administração. Para cada crédito de imposto
futuro, avaliamos a probabilidade do ativo de imposto correlato não ser recuperado total ou parcialmente.
Descrição dos Principais Itens
Receitas Operacionais
Vendas de Energia Elétrica
Nossas receitas derivam da geração, transmissão e distribuição de eletricidade, conforme abaixo estipulado:
•
as receitas em nosso segmento de geração derivam da venda para as empresas de distribuição e consumidores
livres de eletricidade que geramos (incluindo a eletricidade gerada pela nossa parte no projeto Itaipu) e a
revenda de eletricidade da parte do Paraguai do projeto Itaipu não usada no Paraguai. As receitas provenientes
da venda da geração de eletricidade são registradas com base na produção remetida às taxas especificadas pelos
termos contratuais ou os índices reguladores vigentes;
•
as receitas de nosso segmento de transmissão derivam da transmissão de eletricidade por nossa malha para
outras concessionárias de eletricidade. Estas receitas são fixadas a cada ano pelo Governo Brasileiro. As receitas
recebidas de outras concessionárias que utilizam nossa rede básica de transmissão são reconhecidas no mês em
que os serviços são fornecidos às outras concessionárias; e
•
as receitas em nosso segmento de distribuição derivam da venda a consumidores finais de eletricidade que
compramos de companhias geradoras e também alguma eletricidade que geramos nas usinas térmicas em áreas
isoladas no norte do Brasil para distribuição. As vendas de distribuição de eletricidade para consumidores finais
são reconhecidas quando a energia é fornecida. Os faturamentos destas vendas são feitos mensalmente. As
receitas não faturadas desde o ciclo de faturamento até o final de cada mês são estimadas com base no
faturamento do mês anterior e são acumuladas ao final do mês. As diferenças entre as receitas não faturadas
estimadas e reais, se existentes, são reconhecidas no mês seguinte.
Um grande percentual de nossas receitas em qualquer determinado ano deriva da venda ou revenda de eletricidade de
Itaipu. Entretanto, o tratado Brasil-Paraguai em conformidade com o qual Itaipu opera estipula que estas atividades não
devem ter nenhum efeito sobre nossa renda líquida.
Outras Receitas Operacionais
Outras receitas operacionais são derivadas de encargos impostos sobre os consumidores finais pelo pagamento atrasado
relativo a eletricidade vendida em nosso segmento de distribuição e, em menor escala: (i) eletricidade vendida em nosso
segmento de geração por nossas subsidiárias na região norte do Brasil, e (ii) eletricidade vendida em nosso segmento de
transmissão. Existem ainda outras receitas operacionais que não são atribuíveis aos nossos segmentos de distribuição,
geração ou transmissão e que, por isso, registramos em segmento “corporativo”. Estas incluem (i) taxas pela
administração do RGR e de outros fundos do governo, (ii) uma taxa cobrada a Itaipu pelo manuseio de energia de Itaipu, e
(iii) receitas resultantes das variações cambiais na comercialização de energia de Itaipu. Também derivamos outras
receitas operacionais das companhias de telecomunicações que utilizam certas partes de nossa infra-estrutura para montar
as linhas de telecomunicação.
Impostos sobre Receitas
Impostos sobre a receita consiste do Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços — ICMS (ou VAT), um
imposto sobre vendas cobrado sobre receitas brutas. Estamos sujeitos a índices diferentes de VAT nos diferentes estados
72
(Tradução livre do original em inglês)
nos quais operamos, variando de 7% a 27%. Não somos responsáveis por quaisquer impostos ou receitas em nosso
segmento de transmissão, conforme estipulado no regulamento aplicável.
Encargos Regulamentares sobre Receitas
Estas deduções das receitas brutas compreendem pagamentos feitos à Conta CCC, Fundo RGR e encargos similares
cobrados aos participantes do setor elétrico. Os encargos regulamentares são calculados de acordo com fórmulas
estabelecidas pela ANEEL, as quais diferem de acordo com o tipo dos encargos setoriais, e assim não existe correlação
direta entre as receitas e os encargos setoriais.
Custos Operacionais e Despesas
Eletricidade Comprada para Revenda
Nossos segmentos de distribuição e geração compram eletricidade para revenda. A eletricidade comprada no segmento de
distribuição é comprada de outros geradores. A eletricidade comprada no segmento de geração representa a parte
paraguaia da energia de Itaipu que não é usada no Paraguai e que nós revendemos para empresas de distribuição e
consumidores livres.
Combustível para a Produção de Energia Elétrica
O custo do combustível é um componente significativo de nossas despesas operacionais; entretanto, um percentual grande
destes custos (em média, nos períodos em discussão, aproximadamente 90% dos custos com combustível) é
subseqüentemente reembolsado da Conta CCC.
Uso da Rede Básica de Transmissão
Estes custos representam encargos pela transmissão de energia pelas linhas de energia de terceiros.
Encargos de Capacidade Emergencial
Este é um encargo específico imposto às empresas de eletricidade em resposta à crise energética de 2001-2002.
Depreciação e Amortização
Isto representa a depreciação e amortização para nosso ativo imobilizado. Registramos como ativo imobilizado o custo de
construção ou aquisição, conforme for aplicável, menos a depreciação acumulada calculada com base no método de linha
reta, a taxas que levam em consideração as vidas úteis estimadas dos ativos. Os custos com reparo e manutenção que
prolongam a vida útil dos ativos são capitalizados, enquanto que outros custos de rotina são cobrados do nosso resultado
de operações. Os juros referentes a dívida obtida de terceiros incorrida durante o período de construção são capitalizados.
Folha de pagamento e encargos correlatos / serviços de terceiros / material e suprimentos
Reflete principalmente nossas despesas com relação a empregados, equipamento de escritório necessário para as
operações administrativas do dia a dia e quaisquer custos com terceirização. Os serviços de terceiros refletem despesas
com segurança, contratados para manutenção, consultores e outros assessores. Como resultado da natureza de muitas
destas despesas, temos que aplicar julgamentos ao fazermos alocações entre nossos segmentos operacionais porque
algumas destas despesas podem ser alocadas em segmentos diferentes. Outrossim, isto reflete nossas despesas pelos itens
administrativos necessários às nossas operações (mas exclui matérias primas que utilizamos na geração de eletricidade).
Impostos
Refletem nossa obrigação de pagar os impostos do Programa de Integração Social – PIS e a Contribuição para o
Financiamento da Seguridade Social – COFINS.
73
(Tradução livre do original em inglês)
Perdas Diferidas de Itaipu
Conforme discutido acima em “ – Principais fatores que afetam nosso Desempenho Financeiro – Itaipu”, o efeito líquido
dos resultados das operações de Itaipu é registrado neste item e os efeitos acumulados das operações de Itaipu, líquidas de
compensação por meio de reajustes de tarifas, são realizados em nosso balancete como ativo não-circulante em “Ativos
regulamentares diferidos”.
Provisões Operacionais
Refletem as provisões que fazemos com relação a processos legais dos quais fazemos parte. Registramos as provisões
operacionais em nosso segmento “administrativo”, com as provisões operacionais sendo alocadas aos nossos segmentos
de distribuição, geração ou transmissão somente em circunstâncias limitadas.
Juros e Multas
Refletem despesas que incorremos como resultado de todos os pagamentos atrasados por nós efetuados, bem como o
financiamento da Eletrobrás e suas companhias controladas com terceiros.
Doações e Contribuições
Refletem as despesas referentes a investimentos em nova tecnologia da informação e pesquisa e desenvolvimento, assim
como investimentos em programas culturais e patrocínios.
Outros Custos Operacionais
Nossos outros custos operacionais compreendem alguns custos diversos que incorremos como parte de nossas operações
do dia a dia. Os componentes mais significativos são: (i) custos com arrendamento de bens como as unidades geradoras
para o sistema isolado; (ii) custos com telecomunicações, principalmente os custos incorridos com telefone e serviços de
internet; (iii) e custos com seguro, incluindo o seguro de nossas instalações e bens; (iv) custos com descomissionamento,
que são os custos relacionados ao descomissionamento de instalações nucleares (ou seja, remoção segura de instalações
nucleares); e (v) custos com o descarte de ativos, principalmente transformadores. O custo com o descomissionamento de
uma usina nuclear é especificado em dólares americanos e, conseqüentemente, as variações nas taxas de câmbio do
Dólar/Real influenciam este custo.
Renda (Despesa) Financeira, Líquida
Renda Financeira
Reflete renda proveniente de juros e comissões que recebemos de empréstimos que fazemos de acordo com as disposições
da lei brasileira que nos permitiram atuar como emprestador para certas empresas prestadoras de serviço público (vide
“Item 4.B, Visão Geral Empresarial – Atividades de Empréstimo”).
Despesas Financeiras
Reflete principalmente pagamentos de dividendos a nossos acionistas, receita financeira, despesas financeiras, ganho
(perda) cambial e monetária e valor justo e derivados.
Ganho (Perda) Cambial e Monetária
Grande parte do ganho (perda) cambial está geralmente relacionada à Itaipu, porquanto os demonstrativos financeiros da
Itaipu Binacional são mantidos em Dólares americanos, e isto representa nossa maior exposição a risco de moeda
estrangeira. Contrariamente à situação da maioria das empresas brasileiras, uma desvalorização ou depreciação do Real
em relação ao Dólar americano aumenta nossa receita, na medida em que aumenta o valor da contribuição de Itaipu,
embora o efeito desta contribuição seja calculado em valores líquidos, conforme discutido acima. Uma valorização do
Real reduz nossas receitas porquanto reduz o valor da contribuição de Itaipu, embora o efeito desta contribuição seja
similarmente calculado em valor líquido como uma desvalorização do custo de construção de Itaipu.
74
(Tradução livre do original em inglês)
O ganho (perda) monetário está relacionado principalmente aos empréstimos pendentes que fizemos para
aproximadamente 60 companhias ligados ao índice inflacionário medido pelo IGP-M.
A. Resultados Operacionais
A tabela a seguir apresenta nossas receitas e despesas operacionais como um percentual das receitas operacionais líquidas:
Ano Encerrado em 31 de dezembro de
2008
2007
2006
Receitas
Vendas de eletricidade:
Distribuição..........................................................
Geração ................................................................
Transmissão .........................................................
Outras receitas operacionais.................................
Impostos sobre Receitas.......................................
Encargos regulatórios sobre receitas ....................
Receitas operacionais líquidas ............................
Despesas
Despesas operacionais..........................................
Despesas (receitas) financeiras, líquidas ..............
Despesas (receitas) antes de imposto de renda, participações minoritárias
e participação nos rendimentos de companhias coligadas
Equivalência Patrimonial nas companhias
coligadas.........................................................
Imposto de renda..................................................
Participações minoritárias.....................................
Lucro líquido........................................................
9.4%
79.8%
15.3%
2.6%
(3.3)%
(3.9)%
100.0%
14,9%
76,2%
15,3%
2,1%
(3,5%)
(5,0%)
100,0%
15,7%
73,7%
15,4%
3,3%
(3,9%)
(4,2%)
100,0%
79.4%
(16..9)%
82,9%
14,2%
71,0%
23,7%
37.5%
2,9%
5,3%
2.2%
(11.3)%
0.0%
28.3%
2,9%
(3,2%)
0,0%
2,6%
1,6%
(2,6%)
0,3%
4,6%
Resultados Consolidados
Esta seção é uma visão geral de nossos resultados consolidados de operações, discutidos mais detalhadamente com
relação a cada um de nossos segmentos, abaixo relacionados:
Receitas Operacionais Líquidas
As receitas operacionais em 2008 aumentaram R$ 5.071 milhões, ou 20,2%, para R$ 30.231 milhões em 2008 em
comparação com R$25.160 milhões em 2007. Este aumento foi devido a:
•
um aumento de R$ 4.928 milhões, ou 27,4%, nas receitas de nosso segmento de geração resultante de um
aumento no preço médio da eletricidade, e um leve crescimento no volume de eletricidade gerada.Esse aumento
foi compensado por um crescimento ligeiramente maior nos impostos e encargos regulatórios;
•
um aumento de R$ 871 milhões, ou 24%, nas receitas de nosso segmento de transmissão, devido principalmente
a um aumento na taxa fixada pelo governo para transmissão;
•
um aumento de R$ 165 milhões, ou 52,4%, nas receitas de nosso segmento de distribuição, devido
principalmente a um aumento no preço médio e no volume da eletricidade vendida.
Parcialmente compensados por:
•
uma redução de R$ 893 milhões, ou 27,5%, não especificamente atribuídas aos nossos segmentos de
distribuição, geração ou transmissão e, assim, registradas como parte de nosso segmento “corporativo”.
75
(Tradução livre do original em inglês)
As receitas operacionais em 2007 aumentaram R$3.176 milhões, ou 14,0%, para R$25.160 milhões em 2007 em
comparação com R$21.984 milhões em 2006. Este aumento foi devido a:
•
um aumento de R$2.672 milhões, ou 17,0%, nas receitas de nosso segmento de geração resultante de um
aumento no preço médio da eletricidade, e um leve crescimento no volume de eletricidade gerada.Esse aumento
foi compensado por um crescimento ligeiramente maior nos impostos e encargos regulatórios;
•
um aumento de R$328 milhões, ou 10,0%, nas receitas de nosso segmento de transmissão, devido
principalmente a um aumento na taxa fixada pelo governo para transmissão;
•
um aumento de R$310 milhões, ou 10,6%, nas receitas de nosso segmento de distribuição, devido
principalmente a um aumento no preço médio e no volume da eletricidade vendida.
Parcialmente compensados por:
•
uma redução de R$135 milhões, ou 29,9%, não especificamente atribuídas aos nossos segmentos de
distribuição, geração ou transmissão e, assim, registradas como parte de nosso segmento “corporativo”.
Custos e Despesas Operacionais
Os custos e despesas operacionais em 2008 aumentaram R$ 3.143 milhões, ou 15,1%, de R$20.865 milhões em 2007 para
R$ 24.008 milhões em 2008. Como um percentual das receitas operacionais líquidas, os custos e despesas operacionais
aumentaram para 79,47% em 2008 em comparação com 82,9% em. Os principais impulsionadores desse aumento foram:
•
um aumento de R$ 2.053 milhões, ou 52,6%, na energia comprada para revenda, afetando particularmente nosso
segmento de geração devido a um aumento no volume da energia comprada;
•
um aumento de R$ 638 milhões, ou 11,8%, na folha de pagamento e seus encargos, afetando particularmente
nossos segmentos de geração e transmissão devido a, entre outras coisas, um aumento no número de
empregados e nos salários médios;
•
um aumento de R$ 150 milhões, ou 15,7%, nos custos da rede básica de transmissão, com impacto tanto sobre
nossos segmentos de distribuição como de geração;
•
um aumento de R$ 338 milhões, ou 41,2%, no combustível nos custos de produção de energia elétrica, sendo
resultado de uma requisição do ONS de maior produção em nossas usinas térmicas, logo resultando num
aumento nos custos com combustível no nosso segmento de geração; e
•
um aumento de R$ 878 milhões, ou 30,8%, nos custos de depreciação e amortização, particularmente devido ao
aumento do número de ativos em serviço em 2008.
Parcialmente compensados por:
•
uma redução de R$ 22 milhões, ou 2,8% nas provisões operacionais. O montante para 2008 foi consistente com
o de 2007.
•
uma redução de R$ 1.163 milhões, ou 64,9% nos nossos custos e despesas operacionais, de R$ 1.791 milhões
em 2007 para R$ 628 milhões em 2008, principalmente devido ao fato de que a Amazonas Energia foi capaz de
reivindicar um significativo montante de créditos de ICMS; e
•
uma redução de R$ 27 milhões, ou 6% nos gastos com resultados a compensar de Itaipu, de R$ 432 milhões em
2007 para R$ 406 milhões em 2008, principalmente devido ao fato de que os ajustes de tarifa refletiram em
aumento do resultado a compensar para Itaipu nos períodos anteriores.
Os custos e despesas operacionais em 2007 aumentaram R$5.263 milhões, ou 33,7%, de R$15.601 milhões em 2006 para
R$20.865 milhões em 2007. Como um percentual das receitas operacionais líquidas, os custos e despesas operacionais
76
(Tradução livre do original em inglês)
aumentaram para 82,9% em 2007 em comparação com 71,0% em 2006. Os principais impulsionadores desse aumento
foram:
•
uma despesa nos resultados a compensar de Itaipu de R$ 432 milhões em 2007 comparadas a uma receita de R$
1.791 milhões em 2006 devido principalmente ao fato de que os ajustes tarifários refletiram perdas diferidas em
períodos anteriores. A redução foi também impulsionada, em menor extensão, pelas variações na taxa de câmbio
Dólar americano /Real pelo fato da moeda contábil de Itaipu ser o Dólar americano, enquanto que nossas
demonstrações consolidadas são preparadas em Reais;
•
um aumento de R$1.364 milhão, ou 53,7%, na energia comprada para revenda, afetando particularmente nosso
segmento de geração devido a um aumento no volume da energia comprada;
•
um aumento de R$659 milhões, ou 13,9%, na folha de pagamento e seus encargos, afetando particularmente
nossos segmentos de geração e transmissão devido a, entre outras coisas, um aumento no número de
empregados e nos salários médios;
•
um aumento de R$386 milhões, ou 94,0%, nas provisões operacionais, afetando particularmente nosso
segmento de geração principalmente em virtude do registro de novas provisões. Isso porque não recebemos
reembolsos relativos ao racionamento de energia conforme o acordo geral do setor de 2002 estabelecido pelo
governo federal em virtude do racionamento do ano anterior;
•
um aumento de R$ 204 milhões, ou 12,8%, em outros custos e despesas operacionais, de R$1.589 milhão em
2006 para R$1.793 milhão em 2007;
•
um aumento de R$185 milhões, ou 19,6%, nos impostos, em virtude principalmente de um aumento no índice
efetivo do PASEP/COFINS de 3% para 7% e um aumento nas receitas de venda de energia; e
•
um aumento de R$40 milhões, ou 4,4%, nos custos da rede básica de transmissão, com impacto tanto sobre
nossos segmentos de distribuição como de geração.
Parcialmente compensados por:
•
uma redução de R$513 milhões, ou 15,2%, nos custos de depreciação e amortização, afetando particularmente
nossos segmentos de geração e transmissão e, principalmente, como resultado da variação da taxa de câmbio
Dólar americano/Real relacionada a Itaipu; e
•
uma redução de R$68 milhões, ou 7,6%, no combustível para produção de energia elétrica como resultado do
ONS exigir menos eletricidade de nossas usinas térmicas, resultando em redução nos custos de combustível de
nosso segmento de geração.
Receitas (Despesas) Financeiras, líquidas
A receita financeira líquida em 2008 foi de R$5,115 milhões comparado com uma despesa de R$3,582 milhões em
2007. Isso foi devido a variação cambial U.S. dollar/real relacionada a Itaipu, que foi negative em 2007 e positive em
2008.
A receita financeira líquida em 2007 diminuiu em R$1.636 milhão, ou 31,3%, de R$5.218 milhões em 2006 para
R$3.582 milhões em 2007. Esse decréscimo foi devido principalmente ao aumento das receitas financeiras,
particularmente aquela relacionada aos ajustes atuariais em relação ao fundo de Pensão dos funcionários de Furnas –
Fundação Real Grandeza – o qual registrou um superávit em 2007, assim como uma redução das perdas pelas
variações cambiais menos desfavoráveis. Esse decréscimo foi compensado pelo fato de termos registrado uma
despesa relacionada ao contrato de fornecimento de energia entre a Eletronorte e a ALBRAS. Em 2007, esse valor
foi de R$ 714 milhões comparado a uma receita de R$120 milhões em 2006 devido a variações no preço
internacional do alumínio.
77
(Tradução livre do original em inglês)
Equivalência Patrimonial de Companhias Coligadas
O resultado de equivalência patrimonial em empresas coligadas aumentou R$ 75 milhões, ou 10,1%, para R$ 666
milhões em 2008 em comparação com R$740 milhões em 2007. Apresentamos abaixo um desdobramento da variação por
empresa:
•
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista — CTEEP: um aumento na equivalência patrimonial,
de R$218 milhões para R$319 milhões. O lucro líquido da CTEEP em 2008 foi de R$ 827 milhões, uma queda
de 3,3%, comparado a R$856 milhões em 2007. A receita operacional bruta das vendas de energia aumentou
18,9%, de R$1.563 milhão em 2007 para R$ 1.564 milhões em 2008. Custos operacionais do serviço e gastos
gerais do serviço aumentaram 19% para R$ 427,7 milhões em 2008, principalmente causado por uma redução
de R$ 48,1 milhões nas provisões para contingências. Os resultados fincanceiras da CTEEP refletiram uma
perda de R$ 293,4 milhões em 2008, comparados com um ganho de R$ 152 milhões em 2007, principalmente
devido a (i) um aumento de R$45,3 milhões em gastos com juros devido a um aumento no montante de
empréstimos contratado no período; (ii) o registro de R$ 26,4 milhões em gastos relacionados com a
amortização de um prêmio, que será revertido como benefício fiscal para a companhia. Em 2008, a receita
financeira da CTEEP caiu 88,7% com relação a 2007, principalmente devido a variações na taxa de câmbio.
•
Centrais Elétricas Matogrossenses — CEMAT: diminuição na equivalência patrimonial, de R$45 milhões para
R$ 1.4 milhões. A receita operacional bruta aumentou 9,1%, passando de R$1.830 milhões em 2007 para R$
1.997 milhões em 2008. Os custos dos serviços, principalmente a energia elétrica comprada para revenda e
encargos do uso de sistema de transmissão, aumentaram 8,9% de R$ 613 milhões em 2007 para 667,9 milhões
em R$ 2008. Outros Custos de Operação aumentaram 18,5% de R$ 216 milhões em 2007 para R$ 255,5
milhões em 2008, majoritariamente devido a um aumento de 52,1% nos custos associados com tercerização de
operações e custos de manutenção das usinas térmicas no Baixo Araguaia e um aumento de 24,7% no custo com
pessoal do Programa Luz para Todos. Tal aumento foi parcialmente compensado por uma dimnuição de 6,8%
nos custos operacionais de R$ 85,5 milhões em 2007 para R$ 79,7 milhões em 2008, principalmente devido a
uma economia de 24,5% nos custos de venda e uma diminuição de R$ 5,1 milhões, ou 271,9%, em relação a
provisão de contigências. O lucro líquido da CEMAT diminuiu 14% de R$ 98,6 milhões em 2007 para R$ 84,5
milhões em 2008.
•
Companhia Energética do Maranhão — CEMAR: aumento na equivalência patrimonial, de R$ 73,5 milhões
para R$ 75,2 milhões. As Receitas líquidas de Vendas de Energia aumentaram 12,6% em 2008 em comparação
com 2007 devido ao crescimento de 4% no volume das vendas de energia. Em 2008 os custos e despesas
operacionais foram de R$ 583 milhões, um crescimento de 18,7% diante dos R$ 491 milhões de 2007. Em 2007
houve uma redução de 8,5% nas despesas financeiras líquidas como resultado de uma diminuição nas mesmas,
passando de R$39 milhões em 2007 para R$ 35 milhões em 2008. O lucro líquido em 2008 foi de R$ 277,8
milhões, um aumento de 1,2 % em comparação com R$180 milhões de 2007;
•
Centrais Elétricas do Pará – CELPA: aumento na equivalência patrimonial, de R$ 25 milhões para R$ 4,3
milhões. A receita operacional bruta apresentou um crescimento de 8,1%, de R$1.755 milhão em 2007 para R$
1.897 milhões em 2008. Esse aumento foi decorrente do crescimento da venda de energia elétrica em 7,8%, a
qual minimizou os efeitos do reajuste tarifário médio de 2%. O custo do serviço de energia elétrica, composto de
compra de energia e encargos de uso do sistema de transmissão, atingiu R$584,8 milhões, 18,4% acima do
verificado em 2007. Esse aumento deveu-se aos maiores volumes de energia comprados, em virtude da maior
demanda, com custos mais elevados nos leilões de energia. Tais custos compõem a chamada Parcela A, os quais
serão integralmente repassados para a tarifa de fornecimento no próximo ciclo de reajuste tarifário. Os custos de
operação atingiram R$ 335 milhões em 2008, aumento de 22,3% comparado aos R$274 milhões de 2007. Tal
incremento foi influenciado pela intensificação dos serviços de inspeções comerciais (vistorias e fiscalizações),
que visaram o combate as perdas de energia; aquisição de combustível para geração de energia elétrica não
coberta pela Conta de Consumo de Combustíveis (CCC); e aumento da estrutura operacional para atendimento
ao “Programa Luz para Todos”. As despesas financeiras, notadamente as relacionadas a impostos e multas,
decresceram 81%. O lucro líquido aumentou 200% de R$114 milhões em 2007 para R$ 38 milhões em 2008;
•
Empresa Metropolitana de Águas e Energia – EMAE: uma redução na equivalência patrimonial, de uma perda
de R$ 41,9 milhões para uma perda de R$ 15,5 milhões. As receitas operacionais cresceram 160%, totalizando
de R$111 milhões em 2007 para R$ 289 milhões em 2008. O custo na energia elétrica foi reduzido em 90%,
principalmente devido a (i) diminuição nos custos relativos ao uso da rede elétrica, devido ao leasing da UTE
78
(Tradução livre do original em inglês)
Piratininga para a BSE Energia S.A., (ii) o aumento de R$ 32 milhões de outras despesas financeiras da EMAE,
devido a (a) a contabilização do leasing operacional da UTE Piratininga que foi registrado como uma venda
financeira de acordo com a deliberação da CVM nº 554/08 e (b) um aumento da receita de juros sob o acordo
realizado com o Departamento de Águas e Energia – DAEE. Esses montantes foram parcialmente compensados
pelo aumento dos custos relativos ao fundo de pensão da EMAE, energia de curto prazo, e despesas pessoais
relativas ao aumento de salário no período. As despesas financeiras da EMAE aumentaram R$ 4 milhões,
principalmente devido ao aumento de taxas em conexão com o Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios
– FIDC e pagamentos de juros em conexão com as contribuições do Fundo RGR. Como resultado desses fatores
discutidos acima, EMAE teve um lucro de R$ 171 milhões em 2008.
•
Outras: uma diminuição na equivalência patrimonial de R$ 420,4 milhões para R$ 375,8 milhões.
O resultado de equivalência patrimonial em empresas coligadas aumentou R$378 milhões, ou 104,4%, para R$740
milhões em 2007, em comparação com R$362 milhões em 2006. Apresentamos abaixo um desdobramento da variação
por empresa:
•
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista — CTEEP: um aumento na equivalência patrimonial,
de R$11 milhões para R$218 milhões. O lucro líquido da CTEEP em 2007 foi de R$856 milhões, um aumento
de 626,8%, comparado a R$118 milhões registrados em 2006. A receita operacional bruta das vendas de energia
aumentou 11,6%, de R$1.401 milhão em 2006 para R$1.563 milhão em 2007. Encargos e impostos aumentaram
37,4%, de R$ 180 milhões em 2006 para R$248 milhões em 2007 devido a um aumento de 20% nos encargos
regulatórios, combinado com o aumento de 89,9% em PIS e COFINS. A receita operacional líquida, então,
aumentou 7,7%, para R$1.315 milhões em 2007 comparado a R$1.160 milhões em 2006. Em adição a
diminuição dos gastos em virtude da modernização dos sistemas, ocorreu uma redução nas despesas com
pessoal combinada com uma reversão líquida das provisões para contingências. As despesas de pessoal em 2006
contêm provisão de R$397 milhões para gastos com o Programa de Desligamento Voluntário (PDV), o qual
desligou 1.163 empregados em 2007, resultando em uma redução na folha de pagamento desse ano em 45,1%.
O resultado financeiro registrou despesa de R$152 milhões em 2007 comparado a receita de R$1 milhão em
2006 devido ao crescimento de 339,2% na remuneração aos acionistas, assim como a redução de 70,9% no
resultado financeiro. Imposto de Renda e Contribuição Social aumentaram 530,1%, ou R$224 milhões, para
R$266 milhões em 2007 comparado aos R$42 milhões de 2006;
•
Centrais Elétricas Matogrossenses — CEMAT: aumento na equivalência patrimonial, de R$34 milhões para
R$45 milhões. A receita operacional bruta aumentou 10,6%, passando de R$1.655 milhões em 2006 para
R$1.830 milhões em 2007. A receita operacional líquida do exercício de 2007 foi de R$1.129 milhão,
representando um aumento de 13,9% em relação a 2006. Esse incremento foi influenciado principalmente pelo
crescimento da atividade econômica na região atendida pela empresa e pelo reajuste da tarifa em 9,8%. Os
custos dos serviços, principalmente a energia elétrica comprada para revenda e encargos do uso de sistema de
transmissão, totalizaram R$ 540 milhões em 2007, o que representou um acréscimo de 1,0% em relação aos
R$535 milhões de 2006. Os Custos de Operação foram de R$ 216 milhões em 2007 e R$162 milhões em 2006,
um aumento de 33,3%. Esse incremento foi influenciado pelo crescimento do valor da depreciação e
amortização em virtude do maior número de plantas em construção em 2007; locação de unidades geradoras;
terceirização dos custos de operação e manutenção das usinas térmicas no Baixo Araguaia; reestruturação
administrativa/operacional; e atendimento ao “Programa Luz Para Todos”. O lucro líquido aumentou 75,5%, de
R$84 milhões em 2006 para R$147 milhões em 2007;
•
Companhia Energética do Maranhão — CEMAR: aumento na equivalência patrimonial, de R$63,5 milhões para
R$73,5 milhões. A Receita Bruta de Vendas de Energia aumentou 19,8% em 2007 em comparação com 2006
devido ao crescimento de 10,5% no volume das vendas de energia e aos reajustes na tarifa de energia elétrica de
14,6% em agosto de 2006 e 8,1% em agosto de 2007. Em 2007 os custos e despesas operacionais foram de
R$491 milhões, um crescimento de 5,3% diante dos R$466 milhões de 2006. Em 2007 houve uma redução de
4,5% nas despesas financeiras líquidas como resultado de uma diminuição nas mesmas, passando de R$41
milhões de 2006 para R$39 milhões em 2007. O lucro líquido em 2007 foi de R$189 milhões, um aumento de
1,5% comparado aos R$178 milhões de 2006;
79
(Tradução livre do original em inglês)
•
Centrais Elétricas do Pará – CELPA: aumento na equivalência patrimonial, de R$20 milhões para R$ 25
milhões. A receita operacional bruta apresentou um crescimento de 3,3%, de R$1.699 milhão em 2006 para
R$1.755 milhão em 2007. Esse aumento foi decorrente do crescimento da venda de energia elétrica em 8,0%, a
qual minimizou os efeitos do reajuste tarifário médio de -9,7%. O custo do serviço de energia elétrica, composto
de compra de energia e encargos de uso do sistema de transmissão, atingiu R$494 milhões, 20,1% acima do
verificado em 2006. Esse aumento deveu-se aos maiores volumes de energia comprados, em virtude da maior
demanda, com custos mais elevados nos leilões de energia. Tais custos compõem a chamada Parcela A, os quais
serão integralmente repassados para a tarifa de fornecimento no próximo ciclo de reajuste tarifário. Os custos de
operação atingiram R$274 milhões, aumento de 18,6% comparado aos R$231 milhões de 2006. Tal incremento
foi influenciado pela intensificação dos serviços de inspeções comerciais (vistorias e fiscalizações), que visaram
o combate as perdas de energia; aquisição de combustível para geração de energia elétrica não coberta pela
Conta de Consumo de Combustíveis (CCC); e aumento da estrutura operacional para atendimento ao “Programa
Luz para Todos”. As despesas financeiras, notadamente as relacionadas a impostos e multas, decresceram
45,2%.O lucro líquido aumentou 43,8%, de R$79 milhões em 2006 para R$114 milhões em 2007;
•
Empresa Metropolitana de Águas e Energia – EMAE: uma redução na equivalência patrimonial, de uma perda
de R$31 milhões para uma perda de R$41,9 milhões. As receitas operacionais decresceram 17,6%, totalizando
de R$111 milhões em 2007. A despesa de 13,1% maior nos leilões de energia deveu-se ao maior volume e
melhores preços na comercialização de energia comparada com o ano de 2006. A diminuição da receita obtida
com a energia de curto prazo, contabilizada e liquidada no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica - CCEE, foi decorrente do não despacho, pelo ONS, da energia de origem térmica representada pela
Usina Termoelétrica Piratininga para atendimento as necessidades do Sistema Interligado Nacional, fato
ocorrido também em 2006. A EMAE participou de leilões e chamadas públicas de compra de energia obtendo
em 2007 receita de R$14 milhões. O Custo do Serviço de Energia Elétrica vendida teve redução de 22,1%,
decorrente principalmente do combustível para produção de energia elétrica; pagamentos a entidade de
previdência de empregados; provisão para realização de créditos (energia livre) que foram compensados por
aumentos em itens como energia de curto prazo; e encargos de uso da rede elétrica, pessoal e provisões
operacionais. As receitas não operacionais advieram da prestação de serviços de operação e manutenção na
Usina Termelétrica Nova Piratininga, propriedade da Petrobrás, gerando uma receita de R$ 7 milhões; e da
manutenção na Barragem Móvel Penha, por meio do contrato com o Departamento de Águas e Energia - DAEE,
proporcionando uma receita de R$2 milhões. A EMAE encerrou 2007 com resultado do serviço negativo de
R$66 milhões comparados com os R$90 milhões de 2006. As receitas financeiras foram de R$11 milhões,
principalmente pela atualização e apropriação de juros com relação ao contrato com o DAEE do Estado de São
Paulo. As despesas financeiras alcançaram R$6,6 milhões como resultado dos encargos de dívidas com o
BNDES e FIDC. Como resultado dos fatores discutidos acima, após o Imposto de Renda e Contribuição Social,
a EMAE encerrou o ano com uma perda de R$81 milhões;e
•
Outras: um aumento na equivalência patrimonial de R$264,5 milhões para R$420,4 milhões.
Imposto de Renda
O Imposto de Renda corrente aumentou R$ 729 milhões, ou 35,8%, de R$2.038 milhões em 2007 para R$ 2.767 milhões
em 2008.
O Imposto de Renda diferido diminuiu R$ 566 milhões, ou 46,3%, de R$ 1.233 milhão em 2007 para R$ 657 milhões em
2008. Essas mudanças foram resultado de variação do U.S. dólar/real afetando nossos resultados significativamente.
O Imposto de Renda corrente aumentou R$738 milhões, ou 56,8%, de R$1.300 milhão em 2006 para R$2.038 milhões em
2007. O Imposto de Renda diferido aumentou R$491 milhões, ou 67,1%, de R$732 milhões em 2006 para R$ 1.233
milhão em 2007. Essas mudanças foram particalmente resultado do reconhecimento, para fins fiscais, de receitas de
contratos de derivativos embutidos relativo ao contrato entre Eletronorte e ALBRAS para o suprimento de energia para a
ALBRAS.
Participações minoritárias
As participações minoritárias diminuíram R$ 29 milhões, ou 181,3%, de R$16 milhões em 2007 para R$ 13 milhões em
2008 devido aos ajustes nos juros relacionadas às subsidiárias e coligadas.
80
(Tradução livre do original em inglês)
As participações minoritárias diminuíram R$51 milhões, ou 76,1%, de R$67 milhões em 2006 para R$16 milhões em
2007 devido aos ajustes nas participações relacionadas às companhias de distribuição das regiões norte e nordeste.
Lucro Líquido
Como resultado dos fatores acima discutidos, nosso lucro líquido para 2008 aumentou R$ 7.912 milhões ou 1.207,7% de
R$655 milhões em 2007 para R$ 8.567 milhões em 2008.
Como resultado dos fatores acima discutidos, nosso lucro líquido para 2007 decresceu R$371 milhões ou 36,2%, de
R$1.026 milhão em 2006 para R$655 milhões em 2007
Resultados do Segmento de Distribuição
Receitas Operacionais Líquidas
As receitas operacionais líquidas do segmento de distribuição diminuiram R$ 893 milhões, ou 27,5% de R$3.245 milhões
em 2007 para R$ 2.352 milhões em 2008.
As receitas operacionais líquidas do segmento de distribuição aumentaram R$310 milhões, ou 10,6%, de R$2.935 milhões
em 2006 para R$3.245 milhões em 2007.
Vendas de Eletricidade
As vendas de eletricidade diminuiram R$ 891 milhões, ou 23,8%, de R$3.746 milhões em 2007 para R$ 2.856 milhões em
2008. Essa redução foi devido a um decréscimo de 2,2% no volume de eletricidade vendida, de 10.676.983 MWh em
2007 para 10.909.107 Mwh em 2008, juntamente com uma elevação de 25,4% nas tarifas médias, de 350,9 Reais por
MWh em 2007 para 261,8 Reais por MWh em 2008.
As vendas de eletricidade aumentaram R$291 milhões, ou 8,4%, de R$3.455 milhões em 2006 para R$3.746 milhões em
2007. Esse crescimento foi devido a um aumento de 43,0% no volume de eletricidade vendida, de 10.037.379 MWh em
2006 para 10.676.983 MWh em 2007, juntamente com uma elevação de 2,0% nas tarifas médias, de 344,2 Reais por
MWh em 2006 para 350,9 Reais por MWh em 2007.
Outras Receitas Operacionais
Outras receitas operacionais diminuíram R$ 2 milhões, ou 52,4%, de R$5 milhões em 2007 para R$ 7 milhões em 2008.
Outras receitas operacionais diminuíram R$2 milhões, ou 29,9%, de R$7 milhões em 2006 para R$5 milhões em 2007.
Impostos sobre Receitas
Os impostos sobre receitas aumentaram R$ 15 milhões, ou 4,8%, de R$315 milhões em 2007 para R$ 330 milhões em
2008. Esse aumento, apesar de uma diminuição nas receitas, deveu-se ao fato de termos menos consumidores isentos de
impostos.
Os impostos sobre receitas diminuíram R$71 milhões, ou 18,3%, de R$386 milhões em 2006 para R$315 milhões em
2007. Esse decréscimo, apesar do crescimento nas receitas, deveu-se ao fato de termos mais consumidores isentos de
impostos.
Encargos Regulatórios sobre Receitas
Os encargos regulatórios sobre receitas diminuiram R$ 10 milhões, ou 5,4%, de R$191 milhões em 2007 para R$ 181
milhões em 2008. Isso se deveu a uma diminuição das receitas no segmento de distribuição.
Os encargos regulatórios sobre receitas aumentaram R$50 milhões, ou 35,5%, de R$141 milhões em 2006 para R$191
milhões em 2007. Isso se deveu ao fato da ANEEL ter aumentado as taxas dos encargos regulatórios.
81
(Tradução livre do original em inglês)
Custos e Despesas Operacionais
Os custos e despesas operacionais para distribuição aumentaram R$ 618 milhões, ou 31,6%, de R$1.957 milhão em 2007
para R$ 2.575 milhões em 2008. Principalmente devido a um aumento de:
•
R$ 23 milhões, ou 29,4%, nos impostos de R$ 79 milhões em 2007, para R$ 102 milhões em 2008, como
resultado da redução do suprimento de energia para consumidores de baixa voltagem, os quais são isentos de
ICMS.
•
um aumento de R$ 39 milhões, ou 15,7%, no uso da rede básica de transmissão, R$245 milhões em 2007 para
R$ 283 milhões em 2008. Isso foi devido ao crescimento na tarifa de transmissão;
•
a folha de pagamento e os seus encargos aumentaram R$ 8 milhões, ou 11,8%, de R$68 milhões em 2007 para
R$ 76 milhões em 2008. Isso se deveu ao aumento nos pagamentos a certos empregados como incentivo à
aposentadoria antecipada, juntamente com um aumento nos salários; e
•
a energia comprada para revenda permaneceu relativamente estável, com um crescimento de 50,3% ou R$ 634
milhões de R$1.260 milhão em 2007 para R$ 1.895 milhões em 2008. Isso foi devido, principalmente, a um
aumento da tarifa média de energia comprada para a revenda de 72,6% de R$/MWh 85,85 em 2007 para
R$/MWh 148,14 em 2008, apesar de uma diminuição do volume de eletricidade comprada para a revenda de
12.788.737 MW em 2007 para 1.892.200 MW em 2008.
Os custos e despesas operacionais para distribuição aumentaram R$91 milhões, ou 4,9%, de R$1.866 milhão em 2006
para R$1.957 milhão em 2007. Os principais componentes deste aumento foram:
•
as provisões operacionais aumentaram R$47 milhões, ou 94,0%, de R$50 milhões em 2006 para R$97 milhões
em 2007. Isso foi devido, principalmente, a uma nova provisão registrada com relação à fusão entre a Ceam Companhia Energética do Estado do Amazonas e a Manaus Energia S.A.;
•
os outros custos e despesas operacionais aumentaram R$20 milhões, ou 14,6%, de R$137 milhões em 2006 para
R$157 milhões em 2007 devido a locação de bens e contratação de serviços de terceiros;
•
um aumento de R$13 milhões, ou 19,6%, nos impostos, de R$66 milhões em 2006 para R$79 milhões em 2007,
como resultado de um crescimento no lucro líquido;
•
um aumento de R$10 milhões, ou 4,4%, no uso da rede básica de transmissão, de R$235 milhões em 2006 para
R$245 milhões em 2007. Isso foi devido ao crescimento na tarifa de transmissão;
•
a folha de pagamento e os seus encargos aumentaram R$8 milhões, ou 13,3%, de R$60 milhões em 2006 para
R$68 milhões em 2007. Isso se deveu ao aumento nos pagamentos a certos empregados como incentivo à
aposentadoria antecipada, juntamente com um aumento nos salários; e
•
a energia comprada para revenda permaneceu relativamente estável, com um crescimento de 0,1%, ou R$1
milhão, de R$1.259 milhão em 2006 para R$1.260 milhão em 2007. Isso foi devido, principalmente, a um
crescimento no volume da energia comprada para revenda em 16,1%, de 12.644.121 MWh em 2006 para
14.680.997 MWh em 2007, compensado por uma redução na tarifa média dessa energia em 20,0%, passando de
99,54 R$/MWh em 2006 para 85,84 R$/MWh em 2007.
Resultados do Segmento de Geração
Receitas Operacionais Líquidas
As receitas operacionais líquidas para o segmento de geração aumentaram R$ 4.928 milhões, ou 27,4% de R$17.976
milhões em 2007 para R$ 22.904 milhões em 2008.
As receitas operacionais líquidas para o segmento de geração aumentaram R$2.672 milhão, ou 17,0%, de R$15.305
milhões em 2006 para R$17.976 milhões em 2007.
82
(Tradução livre do original em inglês)
Vendas de Eletricidade
As vendas de eletricidade aumentaram R$ 4.941 milhões, ou 25,8% de R$19.180 milhões em 2007 para R$ 24.121
milhões em 2008. Esse aumento foi devido a uma elevação de 15,6% nas tarifas, de 81,7 R$/MWh em 2007 para 94,5
R$/MWh em 2008, e um aumento de 8,8% no volume da eletricidade vendida, de 234.651.742 MWh em 2007 para
255.359.031 MWh em 2008.
As vendas de eletricidade aumentaram R$2.987 milhões, ou 18,0%, de R$16.192 milhões em 2006 para R$19.180
milhões em 2007. Esse aumento foi devido a um crescimento de R$ 2.460 milhões na venda de energia em virtude de uma
elevação de 13,1% nas tarifas, de 70,3 R$/MWh em 2006 para 79,5 R$/MWh em 2007, e um aumento de 1,9% no volume
da eletricidade vendida, de 230.184.791 MWh em 2006 para 234.651.742 MWh em 2007.
Outras Receitas Operacionais
Outras receitas operacionais de geração aumentaram R$ 39 milhões, ou 51,3%, de R$76 milhões em 2007 para R$ 115
milhões em 2008. Esse aumento foi derivado, principalmente, do fato da Eletronorte ter sido menos contratada por outras
empresas da região nordeste para os serviços de revisão e manutenção das instalações dessas empresas.
Outras receitas operacionais de geração diminuíram R$32 milhões, ou 29,9%, de R$108 milhões em 2006 para R$76
milhões em 2007. Esse decréscimo foi derivado, principalmente, do fato da Eletronorte ter sido menos contratada por
outras empresas da região nordeste para os serviços de revisão e manutenção das instalações dessas empresas.
Impostos sobre Receitas
Os impostos sobre receitas aumentaram R$ 91 milhões, ou 16,2, de R$563 milhões em 2007 para R$ 654 milhões em
2008, pois houce um aumento nas receitas do segmento de geração.
Os impostos sobre receitas aumentaram R$98 milhões, ou 21,0%, de R$466 milhões em 2006 para R$563 milhões em
2007, pois o aumento da tributação foi maior do que o aumento das receitas devido à redução dos reembolsos recebidos da
CCC.
Encargos Regulatórioss sobre receitas
Os encargos regulatórios sobre receitas diminuiram R$ 39 milhões, ou 5,4%, de R$716 milhões em 2007 para R$ 677
milhões em 2008. Essa diminuição deveu-se ao fato de uma diminução no recebimento de reembolsos da conta CCC.
Os encargos regulatórios sobre receitas aumentaram R$188 milhões, ou 35,3%, de R$529 milhões em 2006 para R$716
milhões em 2007. Esse aumento deveu-se principalmente pelas mudanças realizadas pela ANEEL no tratamento da conta
CCC.
Custos e Despesas Operacionais
Os custos e despesas operacionais do segmento de geração aumentaram R$ 2.428 milhões, ou 17%, de R$14.288 milhões
em 2007 para R$ 16.716 milhões em 2008. Os principais componentes desse aumento foram:
•
uma queda de R$ 26 milhões, ou 6% no resultado a compensar de Itaipu que apresentou uma despesa de R$ 406
milhões em 2008 comparadas a uma receita de R$432 milhões em 2007, principalmente em virtude do fato de
que os ajustes tarifários refletiram perdas a compensar de Itaipu nos períodos anteriores.
•
a energia comprada para revenda aumentou R$ 1.418 milhões, ou 53,6% de R$2.644 milhões em 2007 para R$
4.062 milhões em 2008. Isso foi devido principalmente a um aumento de 418,6% no preço médio, de 106,4
R$/MWh em 2007 para 551,6 R$/MWh em 2008.
•
a folha de pagamento e os seus encargos aumentaram R$ 393 milhões, ou 11,8%, de R$3.329 milhões em 2007
para R$ 3.722 milhões em 2008. Isso foi devido a um aumento nos pagamentos a certos empregados como um
incentivo à aposentadoria antecipada, juntamente com um aumento nos salários;
83
(Tradução livre do original em inglês)
•
os impostos aumentaram R$ 242 milhões, ou 29,4%, de R$821 milhões em 2007 para R$ 1.063 milhões em
2008, resultante principalmente de um aumento na receita de venda de energia e outras receitas;
•
os custos da rede básica de transmissão aumentaram R$ 111 milhões, ou 15,7%, R$707 milhões em 2007 para
R$ 818 milhões em 2008. Isso foi devido a um aumento na tarifa de transmissão.
•
um aumento de R$ 338 milhões ou 41,2% nos custos de combustível para produção de energia elétrica de R$
821 milhões em 2007 para R$ 1.159 milhões em 2008, devido a um aumento no uso de nossas usinas térmicas; e
•
um aumento de R$ 515 milhões ou 30,8% na depreciação e amortização de R$ 1.674 milhões em 2007 para R$
2.189 milhões em 2008, como resultado de aumento de serviço de ativo em 2008.
Parcialmente compensados por:
•
uma redução de R$ 12 milhões, ou 2,8%, das provisões operacionais, de R$ 423 milhões em 2007, para 411
milhões em 2008. O número de 2008 está alinhado com o de 2007.
•
uma redução de R$ 733 milhões, ou 63%, nos outros custos e despesas operacionais de R$ 1.160 milhões em
2007 para R$ 427 milhões em 2008. Esse aumento é devido a Amazonas Energia reinvidicar um significante
montante de créditos do ICMS.
Os custos e despesas operacionais do segmento de geração aumentaram R$4.607 milhões, ou 47,6%, de R$9.681 milhões
em 2006 para R$14.288 milhões em 2007. Os principais componentes desse aumento foram:
•
o resultado a compensar de Itaipu apresentou uma despesa de R$432 milhões em 2007 comparadas a uma
receita de R$1.791 milhão em 2006, principalmente em virtude do fato de que os ajustes tarifários refletiram
perdas a compensar de Itaipu nos períodos anteriores. A despesa também foi, em menor extensão, causada pela
variação na taxa de câmbio Real/Dólar americano pelo fato de registrarmos as demonstrações contábeis de
Itaipu em Dólares, enquanto que as nossas, em Reais;
•
a energia comprada para revenda aumentou R$1.362 milhão, ou 106,3%, de R$1.282 milhão em 2006 para
R$2.644 milhões em 2007. Isso foi devido principalmente a um aumento de 22,3% no preço médio, de 87,0
R$/MWh em 2006 para 106,4 R$/MWh em 2007. O volume da eletricidade comprada para revenda também
aumentou em 68,7%, de 14.733.550 MWh em 2006 para 24.858.429 MWh em 2007;
•
a folha de pagamento e os seus encargos aumentaram R$406 milhões, ou 13,9%, de R$2.924 milhões em 2006
para R$3.329 milhões em 2007. Isso foi devido a um aumento nos pagamentos a certos empregados como um
incentivo à aposentadoria antecipada, juntamente com um aumento nos salários;
•
as provisões operacionais aumentaram R$205 milhões, ou 94,0%, de R$218 milhões em 2006 para R$423
milhões em 2007. Isso se deveu principalmente ao fato de registrarmos uma nova provisão pelo não
recebimento de reembolsos relacionados ao racionamento de energia, prosseguindo com o acordo geral firmado
pelo Governo Brasileiro em 2002, dando continuidade a estratégia de racionamento do ano anterior;
•
os impostos aumentaram R$134 milhões, ou 19,6%, de R$687 milhões em 2006 para R$821 milhões em 2007,
resultante principalmente de um aumento na receita de venda de energia e outras receitas;
•
os outros custos e despesas operacionais aumentaram R$133 milhões, ou 13,3%, de R$ 1.027 milhão em 2006
para R$1.160 milhão em 2007. Esse aumento deveu-se principalmente ao provisionamento de perdas com
relação ao programa de demissão antecipada; e
•
os custos da rede básica de transmissão aumentaram R$30 milhões, ou 4,4%, de R$677 milhões em 2006 para
R$707 milhões em 2007. Isso foi devido a um aumento na tarifa de transmissão.
Parcialmente compensados por:
84
(Tradução livre do original em inglês)
•
uma redução de R$301 milhões, ou 15,2%, na depreciação e amortização, de R$1.975 milhão em 2006 para
R$1.674 milhão em 2007 como resultado da variação cambial, influenciando o balanço de Itaipu ;e
•
uma diminuição no combustível para produção de energia elétrica em R$68 milhões, ou 7,6%, de R$889
milhões em 2006 para R$821 milhões em 2007. Isso foi devido aos recebimentos relativos à conta CCC;
Resultados do Segmento de Transmissão
Receitas Operacionais Líquidas
As receitas operacionais líquidas para o segmento de transmissão aumentaram R$ 871 milhões, ou 24%, de R$3.623
milhões em 2007 para R$ 4.494 milhões em 2008.
As receitas operacionais líquidas para o segmento de transmissão aumentaram R$328 milhões, ou 10,0%, de R$3.295
milhões em 2006 para R$3.623 milhões em 2007.
Vendas de eletricidade
As vendas de eletricidade aumentaram R$ 787 milhões, ou 20,4, de R$3.852 milhões em 2007 para R$ 4.639 milhões em
2008 como resultado de um aumento na taxa fixa de transmissão estabelecida pelo Governo Brasileiro e a introdução de
novas linhas de transmissão.
As vendas de eletricidade aumentaram R$473 milhões, ou 14,0%, de R$3.379 milhões em 2006 para R$3.852 milhões em
2007 como resultado de um aumento na taxa fixa de transmissão estabelecida pelo Governo Brasileiro e a introdução de
novas linhas de transmissão.
Outras Receitas Operacionais
Outras receitas operacionais decresceram $ 65 milhões, ou 52,4%, R$124 milhões em 2007 para R$ 189 milhões em 2008.
Esse aumento foi impulsionado principalmente pelo fato da Eletronorte ter sido menos contratada por empresas do
nordeste para manutenção e inspeção das instalações das referidas empresas.
Outras receitas operacionais decresceram R$53 milhões, ou 29,9%, de R$177 milhões em 2006 para R$124 milhões em
2007. Esse aumento foi impulsionado principalmente pelo fato da Eletronorte ter sido menos contratada por empresas do
nordeste para manutenção e inspeção das instalações das referidas empresas.
Encargos regulatórios sobre receitas
Os encargos regulatórios sobre as receitas aumentaram $ 19 milhões, ou 5,4%, de R$353 milhões em 2007 para R$ 334
milhões em 2008. Apesar do aumento das receitas, os encargos regulatórios sobre as mesmas diminuíram. Como essas
mudanças não são calculadas no nosso total de receitas, mas sim são calculadas com referência a certos itens, como
pesquisa e desenvolvimento, houve uma diminuição em 2008.
Os encargos regulatórios sobre as receitas aumentaram R$92 milhões, ou 35,3%, de R$261 milhões em 2006 para R$353
milhões em 2007, como resultado dos gastos realizados pela Eletrosul, os quais ainda não produziram receitas em suas
atividades de geração.
Custos e Despesas Operacionais
Os custos e despesas operacionais para transmissão aumentaram $ 69 milhões, ou 2%, de R$3.525 milhões em 2007 para
R$ 3.594 milhões em 2008. Os principais componentes dessa mudança foram:
•
um aumento de R$ 344 milhões, ou 30,8% de R$ 1.118 milhões em 2007, para R$ 1.462 milhões em 2008,
resultante das variações de moeda extrangeira relativas a perda de ativos e à Itaipu
85
(Tradução livre do original em inglês)
•
a folha de pagamento e os seusencargos correlatos tiveram um aumento de $ 185 milhões, ou 11,8%, de
R$1.572 milhão em 2007 para R$ 1.757 milhões em 2008, principalmente como resultado de aumentos
salariais, para certos empregados, e incentivos para aposentadoria antecipada, junto com aumento de salários e
número de empregados; e
•
os impostos tiveram um aumento de R$ 28 milhões, ou 29,2%, de R$96 milhões em 2007 para R$ 124 milhões
em 2008 como resultado de um aumento da receita de impostos do segmento de transmissão
Parcialmente compensados por:
•
uma diminuição nos impairments de R$ 267 milhões, ou 89,1%, R$300 milhões em 2007 para R$ 33 milhões
em 2008 devido ao ajuste de impairments registrado em 2007. Único impairment registrado em 2008 foi
relacionado à linha de transmissão da Venezuela para o Brasil.
Os custos e despesas operacionais para transmissão aumentaram R$379 milhões, ou 12,0%, de R$ 3.147 milhões em 2006
para R$3.525 milhões em 2007. Os principais componentes dessa mudança foram:
•
a folha de pagamento e os seusencargos correlatos tiveram um aumento de R$191 milhões, ou 13,9%, de
R$1.381 milhão em 2006 para R$1.572 milhão em 2007, principalmente como resultado de aumentos salariais,
número de empregados e de aposentadorias antecipadas da Eletrosul;
•
as provisões operacionais representaram uma despesa de R$92 milhões em 2007 comparadas a uma receita de
R$47 milhões em 2006 em virtude do registro de novas provisões em relação ao programa de demissões
voluntárias e certos impostos;
•
os outros custos e despesa operacionais aumentaram R$28 milhões, ou 8,9%, de R$320 milhões em 2006 para
R$348 milhões em 2007.Esse acréscimo foi primeiramente causado por um aumento de R$0,8 milhões, ou
20,0%, nos custos de locação de bens causados por um aumento na demanda e um aumento de R$0,8 milhões,
ou 50%, na taxa de fiscalização da ANEEL; e
•
os impostos tiveram um aumento de R$16 milhões, ou 19,6%, de R$80 milhões em 2006 para R$96 milhões em
2007 como resultado de uma redução nas taxas dos impostos sobre vendas durante o período relacionado ao
PASEP e COFINS.
Parcialmente compensados por:
•
uma diminuição na depreciação e amortização em R$201 milhões, ou 15,3%, de R$1.319 milhão em 2006 para
R$1.118 milhão em 2007 principalmente como resultado de variações cambiais relacionadas a Itaipu e à baixa
de ativos.
B. Liquidez e Recursos de Capital
Nossas principais fontes de liquidez derivam de dinheiro gerado por nossas operações e de empréstimos recebidos de
diversas fontes, inclusive o Fundo RGR (estabelecido para compensar as concessionárias de eletricidade por despesas não
compensadas quando as concessões terminaram e descritas com mais detalhes em “ – Principais Fatores que Afetam nosso
Desempenho Financeiro – Nosso Papel na Administração dos Programas do Governo Brasileiro”), empréstimos de
terceiros, inclusive certas agências internacionais, e realizações de diversos investimentos que temos feito com o Banco do
Brasil S.A., no qual temos por lei que depositar quaisquer ativos em dinheiro excedentes.
Necessitamos de custeio principalmente para financiar o aperfeiçoamento e expansão de nossos empreendimentos de
geração e transmissão e para reembolsar nossas obrigações de dívida. Além disso, por meio de nossas subsidiárias,
estamos participando de leilões para novas linhas de transmissão e novos contratos para geração. Caso tenhamos sucesso
em qualquer um dos leilões, necessitaremos de dinheiro adicional para custear os investimentos necessários para expandir
as operações aplicáveis.
De tempos em tempos, consideramos novas oportunidades de investimento potenciais e podemos financiar esses
investimentos com dinheiro gerado por nossas operações, empréstimos, mercados de capital internacionais, aumentos de
86
(Tradução livre do original em inglês)
capital ou outras fontes de custeio que possam estar disponíveis na ocasião relevante. Atualmente, temos a capacidade de
custear até R$4 bilhões de dispêndio de capital com nossos recursos existentes sem recorrer aos mercados de capital.
Esses recursos representam uma parte das receitas que geramos de nossas vendas de eletricidade e os juros que recebemos
de nossas atividades de empréstimo.
Fluxos de Caixa
A tabela a seguir resume nossos fluxos de caixa líquidos para os períodos apresentados:
2008
Ano Findo em 31 de dezembro de
2007
2006
R$ (milhares)
Fluxos de Caixa Líquidos:
Proporcionados por Atividades
Operacionais
Usados em Atividades de Investimento
Usados em Atividades de Financiamento
Total
15.269.453
(5.909.096)
(3.972.983)
5.387.374
15.437.094
8.763.539
(4.129.011)
(8.879.464)
2.428.619
(3.766.573)
(3.683.869)
1.313.097
Fluxo de Caixa das Atividades Operacionais
Nossos fluxos de caixa de atividades operacionais resultam principalmente da venda e transmissão de eletricidade para
uma base estável e diversificada de clientes no varejo e no atacado a preços fixos. Os fluxos de caixa das atividades
operacionais têm sido suficientes para atender às necessidades de despesas operacionais e de capital durante os períodos
em discussão.
Fluxos de Caixa de Atividades de Investimento
Nosso fluxo de caixa da atividade de investimento reflete principalmente:
•
investimentos restritos, que são o caixa excedente que temos que depositar no Banco do Brasil S.A. (ou em outros
investimentos emitidos pelo Governo Brasileiro);
•
aquisições de investimento, que são parcerias que celebramos com terceiros no setor privado com relação à operação
de novas usinas;
•
os tipos a seguir de dívida comercializável e títulos de participação:
•
títulos de dívida "CFT-E1" emitidos pelo Governo Brasileiro: estes títulos são indexados pelo índice de inflação
IGP-M, não produzem juros e vencem em agosto de 2012;
•
títulos de dívida "NTN-P" emitidos pelo Governo Brasileiro: estes títulos são indexados pela Taxa Referencial
(ou TR), um índice de referência mensal publicado pelo banco Central, produz juros de 6,0% por ano e vencem
em datas variadas a partir de fevereiro de 2012;
•
títulos de participação de “Parte beneficiária” emitidos pelas seguintes empresas: (i) Rede Lajeado Energia S.A.,
(ii) EDP Lajeado Energia S.A., (iii) CEB Lajeado S.A., e (iv) Paulista Lajeado Energia S.A. Recebemos renda
de dividendos destas participações acionárias com base nos lucros anuais que cada empresa aufere;
•
aquisições de ativos fixos, consistindo principalmente de investimentos em equipamentos necessários para as
atividades operacionais;
•
depósitos restritos para processos legais, os depósitos que tivemos que pagar em tribunais no Brasil onde éramos réu
em processos legais; e
87
(Tradução livre do original em inglês)
•
ativos regulamentares diferidos, representando principalmente o efeito do dinheiro dos resultados acumulados de
lucros e perdas das operações de Itaipu, líquidos de compensação por meio de reajustes tarifários.
Em 2008, nossos fluxos de caixa da atividade de investimento aumentaram R$ 1.780 milhões, ou 43,1% de um gasto de
R$ 4.129 milhões em 2007 para um gasto de R$ 5.909 milhões em 2008, como resultado de variações da taxa de câmbio
dólar/real relacionado à Itaipu afetando fortemente nossa avaliação da propriedade, usina e equipamentos.
Fluxos de Caixa de Atividades Financeiras
Nossos fluxos de caixa usados em atividades de financiamento refletem principalmente a renda proveniente de juros que
recebemos de empréstimos em curto e longo prazos feitos a empresas não-afiliadas que operam no setor elétrico
brasileiro.
Em 2008, nossos fluxos de caixa usados em atividades de financiamento diminuíram R$ 4.906 milhões, ou sendo 123,5%
de um gasto de R$ 8.879 milhões em 2007 para um gasto de R$ 3.973 milhões em 2008 como resultado da variação da
taxa de câmbio dólar/real relacionado à Itaipu, afetando fortemente nossas obrigações.
Relação entre Lucros não Distribuídos Apropriados e Fluxos de Caixa
Em 31 de dezembro de 2008, nosso balanço refletia reservas não distribuídas de R$19,9 bilhões, que consistem em nossas
reservas legais, mas não incluem a remuneração não paga de acionistas (vide “Item 8.A, Demonstrativos Financeiros
Consolidados e Outras Informações – Política sobre distribuição de dividendos”).
Dispêndio de Capital
Nos últimos cinco anos, investimos uma média de R$3,2 bilhões por ano em projetos de capital. Aproximadamente 45%
foram investidos em nosso segmento de geração, 40% em nosso segmento de transmissão e o saldo em nosso segmento de
distribuição e outros investimentos.
Nossa atividade principal é a geração e transmissão de energia e pretendemos investir pesadamente nestes dois segmentos
nos próximos anos.
As empresas são, agora, escolhidas para construírem novas unidades de geração e linhas de transmissão por meio de um
processo licitatório. É, portanto, difícil prever os montantes precisos que investiremos nestes segmentos. Estamos,
entretanto, trabalhando para assegurar um número significativo de novos contratos, tanto isoladamente quanto fazendo
parte de um consórcio que inclui o setor privado.
Acreditamos que o Brasil precisa aumentar até 36.000 km de linhas de transmissão e até 55.000 MW de capacidade de
geração instalada durante os próximos dez anos. Estes investimentos representarão aproximadamente US$42 bilhões.
Como o maior participante atual no mercado, esperamos participar da maioria destes novos investimentos. Acreditamos
que os investimentos nos próximos dez anos serão superiores a US$3 bilhões por ano, que investimos nos anos anteriores.
Para esses investimentos, esperamos usar fundos oriundos do nosso fluxo de caixa líquido como também do mercado de
capital nacional e internacional e de financiamentos.
C. Pesquisa e Desenvolvimento, Patentes e Licenças
Pesquisa e Desenvolvimento
Nossas atividades de pesquisa e planejamento são realizadas pelo Cepel, uma entidade sem fins lucrativos criada em 1974
com o objetivo de apoiar o desenvolvimento tecnológico do setor elétrico brasileiro. Somos o principal patrocinador do
Cepel e participamos dos programas de coordenação do planejamento ambiental e conservação da energia. Os clientes do
Cepel são nossas subsidiárias operacionais (inclusive Itaipu e Eletronuclear) e outras empresas brasileiras e estrangeiras
prestadoras de serviço de eletricidade. As atividades do Cepel visam atingir padrões de alta qualidade e produtividade no
setor elétrico por meio de pesquisa e desenvolvimento tecnológico. O Cepel possui uma rede de laboratórios para realizar
suas atividades, e mantém contratos de cooperação técnica com diversas instituições internacionais de pesquisa e
88
(Tradução livre do original em inglês)
desenvolvimento em energia. O Cepel prioriza os projetos estratégicos e de estruturação, com suas atividades
concentradas em cinco departamentos:
•
Departamento de Automação de Sistemas: este departamento está concentrado no desenvolvimento de ferramentas
para obter dados, operação em tempo real de sistemas elétricos e análise de distúrbios;
•
Departamento de Sistemas Elétricos: este departamento está concentrado no desenvolvimento de metodologias e
programas de computador que proporcionam condições para a expansão, supervisão e operação de sistemas centrais;
•
Departamento de Tecnologias Especiais: este departamento pesquisa a aplicação de tecnologias referentes ao uso de
materiais para instalações elétricas, eficiência energética e recursos renováveis, inclusive a análise de
sustentabilidade e viabilidade econômica;
•
Departamento de Instalação e Equipamento: este departamento está concentrado no desenvolvimento de tecnologias
para refinar os equipamentos utilizados na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica (modelos de
computadores, técnicas de teste e medição, sistemas de monitoramento e diagnóstico); e
•
Departamento de Otimização Energética e Meio Ambiente: este departamento está concentrado no desenvolvimento
de metodologias e programas de computador para o planejamento da expansão e operação de sistemas hidrotérmicos
interconectados e na avaliação integrada de questões ambientais.
Temos um centro de pesquisa que realiza estudos científicos, medições, análises especializadas e outros testes e análises
relevantes para nossas operações centrais. Este centro possui certificação do Instituto Nacional de Metrologia que lhe
permite atestar o equipamento elétrico. O Cepel está concentrado, ainda, no desenvolvimento de projetos de eficiência
energética, inclusive relacionados à geração de eletricidade a partir de fontes renováveis, como a energia solar e eólica.
Como parte deste enfoque, a estrutura do Cepel inclui os seguintes projetos: (i) o Centro de Referência para Energia Solar
e Eólica Sérgio de Salvo Brito, (ii) a Casa Solar Eficiente, e (iii) o Centro de Aplicação de Tecnologias Eficientes.
Patentes e Licenças
O Cepel possui dezenove patentes registradas no Instituto Nacional de Propriedade Industrial – INPI, relativas a
equipamentos e processos de fabricação.
Seguro
Nós mantemos seguro para incêndio, disastres naturais, acidentes envolvendo terceiros, outros riscos associados com
transporte e montagem de equipamentos, construção de usinas e riscos múltiplos. Nossas subsidiárias e Itaipu possuem
coberturas de seguro similares. Nós não temos cobertura de seguro para riscos de interrupção dos negócios porque nós não
acreditamos que os elevados prêmios de seguro sejam justificados devido aos baixos riscos de uma grave perturbação,
considerando a energia disponível no sistema interconectado nacional. Nós acreditamos o seguro que nós mantemos é
tanto habitual no Brasil quanto adequado para os negócios que fazemos.
D. Informações sobre Tendências
Nossa administração identificou as seguintes tendências chaves, que contêm certas informações prospectivas e devem ser
lidas em conjunto com “Declaração de Advertência Relativa a Informações Prospectivas” e o “Item 3.A, Fatores de
Risco”. Fundamentalmente, acreditamos que estas tendências nos possibilitarão continuar crescendo em nossas atividades
e melhorar nossa imagem corporativa:
•
eletricidade é uma demanda constante: diferentemente de certas indústria que são particularmente vulneráveis às
condições cíclicas no mercado e/ou sazonabilidade, a demanda de eletricidade é constante. Acreditamos que
continuaremos tendo a capacidade de fixar tarifas de acordo com as condições, particularmente no segmento de
geração. Embora as tarifas no segmento de transmissão sejam fixadas pelo Governo Brasileiro todos os anos,
acreditamos que estas tarifas continuarão aumentando na medida em que o PIB cresce;
•
a participação em futuros leilões possibilitará nosso crescimento: esperamos participar de um grande número de
leilões de energia no futuro, assim como de novos leilões de transmissão e, conseqüentemente, precisaremos investir
89
(Tradução livre do original em inglês)
em novas usinas de geração de energia (tanto hidrelétricas como térmicas) e novas linhas de transmissão, para
podermos expandir a malha existente e manter nossa cota atual no mercado. Acreditamos, também, que ao nos
concentrarmos na geração e transmissão, teremos condições de maximizar os lucros ao melhorarmos a eficiência em
nossa infra-estrutura existente e capitalizarmos oportunidades decorrentes da nova estrutura;
•
uma redução nos encargos regulatórios tão logo os investimentos em infra-estrutura tenham sido concluídos: em
períodos recentes, nossos resultados financeiros têm sido impactados pelos encargos regulatórios pela ANEEL. Os
resultados destes encargos têm sido usados pelo Governo Brasileiro para investir em infra-estrutura, como o CCC e o
RGR. Na medida em que esta infra-estrutura estiver concluída, acreditamos que a ANEEL reduzirá os níveis de
encargos regulatórios, o que terá um efeito positivo em nossos resultados financeiros. Acreditamos, outrossim, que a
conclusão destes projetos de infra-estrutura terão um efeito benéfico sobre nossa capacidade de crescimento em
nossas atividades;
•
receitas de terceiros para a manutenção das instalações: apesar do centro de nossas atividades continuar sendo os
segmentos de geração e transmissão, aumentamos com sucesso nossas receitas em períodos recentes utilizando nossa
experiência para prestar serviços de manutenção para outras companhias em nossa indústria. Nossa subsidiária
Eletronorte tem sido o conduite chave para isto. Esperamos que esta tendência continue, melhorando assim nossa
condição financeira; e
•
um enfoque maior nos problemas ambientais, de saúde e segurança: existe uma tendência no Brasil e global para o
aumento das preocupações para a proteção do meio ambiente. Isto causa-nos um impacto de diversas formas,
incluindo na negociação com questões sociais e políticas que possam surgir quando buscamos construir novos
empreendimentos (particularmente em áreas remotas do Brasil) e metas para emissão reduzida de carbono pelas
instalações que se baseiam em combustível fóssil. Um dos desafios chaves para nós será equilibrar estes problemas
ambientais frente ao crescimento de nossas atividades, porquanto estes problemas podem naturalmente aumentar as
pressões de custo. Existe também uma tendência crescente no Brasil para exigências na área de saúde e segurança
mais severas com relação às permissões para operação de nossos empreendimentos, o que impõe similarmente
desafios de pressão de custo aos mesmos.
E. Arranjos não incluídos no Balanço
Nenhum de nossos acertos não registrados em balanço são do tipo com relação ao qual temos que revelar em
conformidade com o item 5.E do Formulário 20-F.
F. Obrigações Contratuais
Apresentamos abaixo, de forma segmentada, nossas obrigações de dívida de longo prazo e obrigações de compra de longo
prazo para os períodos apresentados:
Pagamentos devidos por período em 31 de dezembro de 2008
(milhares de R$)
Obrigações de dívida
de longo prazo:
Geração ...........................
Transmissão ....................
Distribuição.....................
Total................................
2009
1,430,023
606,023
78,834
2,114,879
2010
1,229,454
521,024
67,777
1,818,255
2011
1,468,478
622,319
80,954
2,171,751
2012
1,494,573
633,378
82,393
2,210,343
2013
14,589,962
6,183,011
804,313
21,577,286
2014
e após
1,430,023
606,023
78,834
2,114,879
Pagamentos devidos por período em 31 de dezembro de 2008
(milhares de R$)
Obrigações de compra de Longo
prazo:
Geração ................................................
Transmissão .........................................
2009
622,096
—
2010
2011
2012
552,501
—
555,499
—
558,335
—
2013 e após
1,422,686
—
90
(Tradução livre do original em inglês)
Distribuição..........................................
Total.....................................................
1,873,891
2,495,987
1,968,491
2,520,992
2,089,877
2,645,376
2,281,732
2,840,067
11,877,266
13,299,952
ITEM 6. Conselheiros, Administração Sênior e Empregados
A. Conselho de Administração e Diretoria Executiva
Somos administrados por nosso Conselho de Administração, composto de até dez membros, e por nossa Diretoria,
consistindo atualmente de cinco membros. Existe atualmente uma vaga em nosso Conselho de Administração. Nossos
estatutos também prevêem um Conselho Fiscal permanente, composto de até cinco membros. Em conformidade com
nossos estatutos, todos os membros de nossa Diretoria, Conselho de Administração e Conselho Fiscal devem ser cidadãos
brasileiros.
Conselho de Administração
Os membros do Conselho de Administração são eleitos na assembléia geral de acionistas por um período renovável de três
anos. Entretanto, em 28 de abril de 2005, nossos acionistas aprovaram uma alteração de nossos estatutos, em
conformidade com a qual o mandato de cada membro de nosso Conselho de Administração será reduzido de três anos
para um ano. De acordo com a Lei No 3.890 – A, de 25 de abril de 1961, esta alteração está sujeita à aprovação na forma
de decreto presidencial, que se encontra pendente na data deste relatório. Em conformidade com a Lei das S.A., os
membros de nosso Conselho de Administração devem ser acionistas da companhia. Na qualidade de nosso acionista
majoritário, o Governo Brasileiro tem o direito de nomear oito membros de nosso Conselho de Administração, dos quais
sete são nomeados pelo MME e um pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Administração. Os acionistas
minoritários têm o direito de eleger um membro, e os titulares de ações preferenciais sem direito a voto que representarem
no mínimo dez por cento de nosso capital total, têm o direito de eleger um membro. Atualmente, nossos acionistas
preferenciais não têm um conselheiro eleito. Um dos membros do Conselho de Administração é nomeado Presidente da
empresa.
Nosso Conselho de Administração se reúne ordinariamente uma vez por mês e quando convocado por uma maioria dos
conselheiros ou pelo Presidente do Conselho. Entre outras atribuições, nosso Conselho de Administração é responsável
por (i) fixar nossas diretrizes fundamentais; (ii) determinar a organização corporativa de nossas subsidiárias ou nossa
participação acionária em outras entidades legais; (iii) determinar nossa política de empréstimos e financiamentos; e (iv)
aprovar qualquer garantia em favor de qualquer uma de nossas subsidiárias em qualquer contrato financeiro.
A tabela abaixo apresenta os atuais membros de nosso Conselho de Administração e seus respectivos cargos. O mandato
de cada membro de nosso Conselho de Administração expira na próxima Assembléia Ordinária de Acionistas. Cada
membro foi eleito pelo Governo Brasileiro, à exceção de Arlindo Magno de Oliveira, que foi eleito por nossos acionistas
minoritários.
Nome
Cargo
Márcio Pereira Zimmermann .......................................................................................................
Carlos Alberto Leite Barbosa.......................................................................................................
Luiz Soares Dulci.........................................................................................................................
Arlindo Magno de Oliveira (Minoritário) ....................................................................................
Miriam Aparecida Belchior..........................................................................................................
Lindemberg de Lima Bezerra.......................................................................................................
Wagner Bittencourt de Oliveira ...................................................................................................
José Antonio Muniz Lopes...........................................................................................................
José Antonio Corrêa Coimbra…………………………………………………………………
Presidente
Conselheiro
Conselheiro
Conselheiro
Conselheiro
Conselheiro
Conselheiro
Conselheiro
Conselheiro
Márcio Pereira Zimmermann – Presidente e Membro do Conselho: O Sr. Zimmermann é formado em engenharia elétrica
pela Universidade Católica do Estado do Rio Grande do Sul e possui mestrado em Engenharia Elétrica pela Pontifícia
Universidade Católica do Rio de Janeiro. O Sr. Zimmermann foi Diretor de Engenharia da Eletrobrás e de Pesquisa e
Desenvolvimento do Cepel. Atualmente é o Secretário Executivo do Ministério de Minas e Energia, tendo sido
anteriormente Secretário de Planejamento e Desenvolvimento de Energia do referido Ministério.
91
(Tradução livre do original em inglês)
Carlos Alberto Leite Barbosa – Membro do Conselho: O Sr. Barbosa é formado em Ciência Social e Direito pela
Faculdade Nacional da universidade do Brasil e formado pelo Instituto Rio Branco, a escola de diplomacia do Brasil. O
Sr. Barbosa já teve cargos diplomáticos em Nova York, Buenos Aires e Madrid, e foi embaixador do Governo Brasileiro
em Bogotá, Roma, Paris e Washington. No Brasil, o Sr. Barbosa já assumiu posições no Ministério de Relações Exteriores
e no Ministério da Indústria e do Comércio.
Luiz Soares Dulci – Membro do Conselho: O Sr. Dulci é professor de Língua e Literatura Portuguesa desde 1974,
especializado em ensino de adultos. Lecionou em escolas públicas e privadas no Estado de Minas Gerais, Pará e Rio de
janeiro, como o Colégio Santo Inácio de Loyola. O Sr. Dulci representa o Governo Brasileiro como participante do
Conselho da Universidade da Paz das Nações Unidas. Atualmente integra a Câmara de Política Econômica, o Conselho de
Política Industrial e o Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social do Governo Federal. No período de 1996 a
março de 2003, foi Presidente da Fundação Perseu Abramo de Estudos Econômicos, Políticos, Sociais e Culturais. De
1997 a 1998 foi Secretário Municipal de Cultura de Belo Horizonte e de 1993 a 1996 foi Secretário de Governo da
Prefeitura Municipal de Belo Horizonte. Participou como membro titular, em 1982, da Comissão Permanente de Educação
e Cultura da Câmara de Deputados.
Arlindo Magno de Oliveira – Membro do Conselho: O Sr. Oliveira é economista formado pela Universidade Federal
Fluminense com diversos cursos de especialização em finanças e mercado de capitais. Começou sua carreira profissional
como empregado do Banco do Brasil, onde exerceu cargo de gerência. Trabalhou, também, como Diretor do Fundo de
Pensão do Banco do Brasil – Previ. O Sr. Oliveira está atualmente aposentado, mas tem vasta experiência como membro
de Conselho de Administração em diversas importantes companhias brasileiras, incluindo a Companhia Vale do Rio Doce
e a Valepar S.A., e empresas do setor elétrico brasileiro, onde foi membro do Conselho da Coelba, Cosern e CPFL.
Miriam Aparecida Belchior – Membro do Conselho: A Sra. Belchior, uma engenheira de alimentos, formada pela
Universidade de Campinas (UNICAMP) e com mestrado em Administração Pública e Governamental pela Escola de
Administração de Negócios da FGV - São Paulo. Foi Secretária de Administração e Modernização Administrativa da
Prefeitura de Santo André de janeiro de 1997 a dezembro de 2000. Coordenou, também, o programa de Modernização
Administrativa, escolhido pela ONU como uma das 100 melhores ações públicas do mundo no ano de 2000. A Sra.
Belchior atuou como Secretária de Inclusão Social e Habitação pela Prefeitura de Santo André de janeiro de 2001 a
novembro de 2002. Coordenou o programa Mais Igual em Santo André, o qual visava promover a inclusão social dos
necessitados. A ONU escolheu esse programa como um das dez melhores ações públicas do mundo no ano de 2002. Mais
recentemente, a Sra. Belchior fez parte da equipe de transição do Governo Lula. De janeiro de 2003 a junho de 2004,
serviu como Agente Especial do Presidente da República. A Sra. Belchior é atualmente a Subchefe de Articulação e
Monitoramento do Gabinete Civil da Presidência. Desde 2001 é professora na Fundação de Pesquisa e Desenvolvimento
de Administração, Contabilidade e Economia e no Departamento de Economia e Contabilidade da USP.
Lindemberg de Lima Bezerra – Membro do Conselho: O Sr. Bezerra é formado em Economia pela Universidade Federal
do Rio Grande do Sul com mestrado em Economia pela Universidade de São Paulo. O Sr. Bezerra já assumiu o cargo de
Chefe do Gabinete da Secretaria do Tesouro Nacional desde julho de 2007. De 1997 a junho de 2007, o Sr. Bezerra era
assistente de tributos e de economia do Tesouro Nacional.
Wagner Bittencourt de Oliveira – Membro do Conselho: O Sr. Oliveira é engenheiro metalúrgico formado na PUC-RJ
onde concluiu um curso de especialização em mercados financeiros e de capitais. Em 1975, participou de um concurso
público e foi admitido no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES. Durante toda a sua carreira
no Banco, atuou em vários cargos: chefe de divisão, chefe de departamento, superintendente e, desde dezembro de 2004, é
Superintendente de Insumos Básicos, que incluem mineração, metalurgia, cimento, papel e celulose, produtos químicos,
petroquímicos e fertilizantes. Acumulou 20 anos de experiência executiva: foi o Secretário do Ministério de Integração
Nacional (2001); Superintendente da SUDENE (2001 a 2002); Diretor Presidente da Companhia Ferroviária do Nordeste
(1998 a 2000) e Superintendente da Área Industrial (1996 a 1998).
José Antônio Muniz Lopes – Membro do Conselho: O Sr. José Antonio Muniz Lopes é engenheiro eletricista, formado
pela Universidade Federal de Pernambuco e especialista no Setor Elétrico brasileiro em que trabalhou por mais de 30
anos. Em 04 de março de 2008, em Assembléias Geral Extraordinária da Eletrobrás foi designado membro do Conselho
de Administração e, em 06 de março, Diretor Presidente. Exerceu diversos cargos executivos em empresas do Sistema
Eletrobrás. Foi Diretor Presidente e Diretor de Engenharia e Planejamento da Eletronorte e Diretor Presidente, Diretor de
Administração e Diretor Financeiro da Chesf. Foi Diretor em Exercício do Departamento Nacional de Pesquisa Energética
do Ministério de Minas e Energia, onde atuou também como Secretário Executivo.
92
(Tradução livre do original em inglês)
José Antônio Corrêa Coimbra – Membro do Conselho: O Sr. José Antônio Corrêa Coimbra é engenheiro civil formado
pela Universidade Federal do Pará com mestrado em Engenharia de Produção na Universidade Federal de Santa Catarina,
possuindo diversos artigos publicados no Brasil e no exterior. Atualmente assessor do Ministério de Minas e Energia. No
Sistema Eletrobrás, foi diretor de engenharia da Eletronorte, onde trabalhou de 1977 até 2005. O Sr. Coimbra também é
membro do Conselho de Administração da Eletronorte e já assumiu a mesma posição no Centro de Pesquisa de Energia
Elétrica – Cepel.
Membros da Diretoria
Nossa Diretoria é composta atualmente de seis membros nomeados pelo Conselho de Administração por prazo
indeterminado. Nossa Diretoria reúne-se ordinariamente todas as semanas, ou extraordinariamente quando convocada pela
maioria dos seus membros ou pelo Diretor Presidente. Nossa Diretoria determina nossa política geral, é responsável por
todos os assuntos relacionados à administração e operações rotineiras, é o órgão controlador superior em relação à
execução de nossas diretrizes, e é nomeada pelo nosso acionista controlador, o Governo Federal. Nosso Diretor
Administrativo é responsável pela coordenação e administração geral de nossa empresa, incluindo a área de fornecedores,
os assuntos relacionados aos empregados e treinamento e bens materiais.
Os membros de nossa atual Diretoria foram nomeados por nosso Conselho de Administração e seus nomes e cargos estão
apresentados abaixo:
Nome
Cargo
Astrogildo Fraguglia Quental .........................
José Antonio Muniz Lopes…………………
Valter Luiz Cardeal de Souza .........................
Miguel Colasuonno.........................................
Ubirajara Rocha Meira ...................................
Flávio Decat de Moura...................................
Diretor Financeiro e de Ralação com Investidores
Diretor Presidente
Diretor de Engenharia
Diretor Administrativo
Diretor de Tecnologia
Diretor de Distribuição
Sr. Astrogildo Fraguglia Quental – Diretor Financeiro e de Relação com Investidores: O Sr. Astrogildo Fraguglia
Quental é formado em Engenharia Civil pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo e possui curso de
especialização em Administração de Empresas pela Fundação Getulio Vargas. Antes de ser designado Diretor Financeiro
e de Relação com Investidores, exercia, desde outubro de 1995, a função de Diretor Financeiro da Eletronorte, subsidiária
da Eletrobrás. De março de 1991 a dezembro de 1994, exerceu o cargo de Secretário de Infra-Estrutura do Estado do
Maranhão, em que foi o responsável pela implementação de políticas e estratégias voltadas ao desenvolvimento do
sistema de infra-estrutura local, abrangendo os seguintes órgãos estaduais: Secretaria de Estado de Infra-Estrtura
(Sinfra); Companhia Energética do Maranhão (Cemar); Companhia de Águas e Esgoto do Maranhão (Caema);
Companhia de Habitação Popular do Maranhão (Coab); Departamento de Estradas de Rodagem do Maranhão (DER) e
Companhia de Desenvolvimento Rodoviário do Maranhão (Coderma).
Sr. José Antônio Muniz Lopes – Diretor Presidente: Ver “Conselho de Adminitração”.
Sr. Valter Luiz Cardeal de Souza - Diretor de Engenharia: Valter Luiz Cardeal de Souza é engenheiro eletricista e
engenheiro eletrônico, formado pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul, com especialização em
Engenharia da Energia e em Engenharia de Produção. O Sr. Cardeal é Diretor de Engenharia da Eletrobrás desde 14 de
Janeiro de 2003. Atua no Setor Elétrico há mais de 32 anos, sendo funcionário da Companhia Estadual de Energia Elétrica
– CEEE – desde 1971, onde desempenhou importantes funções técnicas e gerenciais, tendo sido Diretor das áreas de
Geração, Transmissão e Distribuição. No Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE – foi Assistente
Executivo do Diretor Geral; Coordenador da Área de Construção e Aplicação de Energia Elétrica e Coordenador/Diretor
Econômico-Financeiro Substituto. O Sr. Cardeal também exerce o cargo de Presidente do Conselho de Administração da
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – ELETRONORTE e da Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica CGTEE, empresas controladas da Eletrobrás.
Sr. Miguel Colasuonno – Diretor Administrativo: O Sr. Miguel Colasuonno é PhD em Relações Internacionais pela
Vanderbilt University (EUA) e pós-graduado em Economia, com especialização em Comércio Internacional e Câmbio
pela Universidade de São Paulo. Foi prefeito de São Paulo entre 1973 e 1975, presidente da Embratur (1980-1985) e do
Sindicato dos Economistas do Estado de São Paulo (1986-1995), e vereador na Câmara paulistana de 1992 a 2001, na qual
chegou à Presidência. Lecionou na Universidade de São Paulo nos últimos sete anos e foi nomeado Diretor em 06 de
março.
93
(Tradução livre do original em inglês)
Sr. Ubirajara Rocha Meira – Diretor de Tecnologia: O Sr. Ubirajara Rocha Meira é formado em Engenharia Elétrica pela
Universidade Federal da Paraíba (UFPB), onde também obteve o grau de mestre Foi engenheiro da Companhia
Hidroelétrica do São Francisco (Chesf), de 1976 a 1978. O diretor de Tecnologia da Eletrobrás é professor da
Universidade Federal de Campina Grande onde lecionou no curso de pós-graduação.
Sr. Flávio Decat de Moura – Diretor de Distribuição: O Sr. Flávio Decat de Moura é formado em Engenharia Elétrica e
Eletrônica pela Universidade Federal do Estado de Minas Gerais. Presidiu a Eletronuclear, subsidiária da Eletrobrás, no
período de 2001 a 2003, e a Companhia de Gás de Minas Gerais - Gasmig entre 2004 e 2007. Exerceu, ainda, os cargos de
diretor de Finanças, Participações e de Relações com Investidores da Cemig de 2003 a 2007 e de vice-presidente e diretor
de Distribuição da Empresa Energética do Mato Grosso do Sul - Enersul , entre1996 e 1997.
B. Remuneração
A compensação de nosso Conselho de Administração, Diretoria e Conselho fiscal é determinada por nossos acionistas em
assembléia geral de acionistas realizada nos primeiros quatro meses do exercício financeiro. Essa remuneração pode
também incluir um valor de participação nos lucros a critério de nossos acionistas.
Para 2008, 2007 e 2006, a remuneração global paga a nossos Conselheiros, Diretores e membros do Conselho Fiscal
(inclusive a paga por nossas subsidiárias e Itaipu) foi de R$17.790.523,59, R$22.216.802,54, e R$16.542.772,70,
respectivamente. A participação nos lucros global paga aos nossos Conselheiros (inclusive a paga por nossas subsidiárias
e Itaipu) foi de R$1.693.096,97 em 2008, R$1.762.341,27 em 2007, e R$1.965.252,83 em 2006. O Conselho de
Administração é responsável pela apropriação da remuneração entre seus membros, os membros do Conselho de
Administração e do Conselho Fiscal. Não separamos nem acumulamos quaisquer quantias para prover pensão,
aposentadoria ou benefícios similares.
C. Práticas do Conselho
Contratos para Serviços
Não temos contratos para serviços com qualquer membro de nosso Conselho de Administração, Diretoria ou Conselho
Fiscal.
Conselho Fiscal
Nosso Conselho Fiscal é estabelecido de forma permanente e consiste de cinco membros e cinco suplentes eleitos na
assembléia anual de acionistas para um mandato de um ano, renovável. O Governo Brasileiro tem o direito de nomear três
dos membros de nosso Conselho Fiscal e, tanto os acionistas minoritários como os portadores de nossas ações
preferenciais têm o direito de nomear um membro, cada.
Os atuais membros do Conselho Fiscal, apresentados na tabela abaixo, e os respectivos suplentes, foram eleitos na
assembléia geral de acionistas realizada em 30 de abril de 2007. Seus mandatos vencem na assembléia ordinária de
acionistas programada para abril de 2008.
Membro
Suplente
Hailton Madureira de Almeida.............................................................
Danilo de Jesus Vieira Furtado ............................................................
Edison Freitas de Oliveira....................................................................
Ana Lucia Paiva Lorena Freitas ...........................................................
Ricardo de Paula Monteiro
Luciana de Almeida Toldo
Rodrigo Magela Pereira
Jairez Elói de Souza Paulista
D. Empregados
Em 31 de dezembro de 2008, tínhamos um total de 27.075 empregados (incluindo 50% dos empregados por Itaipu)
comparado com os 21.899 e 20.713 empregados em 31 de dezembro de 2007 e 2006, respectivamente. A Eletrobrás,
excluindo Itaipu e outras subsidiárias, tinha 1.002 empregados em 31 de dezembro de 2008. Nos últimos cinco anos, não
enfrentamos quaisquer greves ou outra forma de interrupção de trabalho que tenha afetado nossas operações ou tenha tido
um impacto significativo em nossos resultados.
94
(Tradução livre do original em inglês)
Na qualidade de empresa de economia mista, não podemos contratar empregados sem concurso púbico. Um concurso
público envolve a publicação de anúncios na imprensa brasileira para cargos em aberto e convidando candidatos para
fazerem as provas. O último concurso público ocorreu em 2005, como resultado do qual contratamos aproximadamente
102 novos empregados. O tempo médio de serviço de nossos empregados é de 16 anos.
A tabela a seguir estabelece o número de empregados por tempo de serviço:
Composição dos Empregados por Tempo de Serviço
Em
31 de dezembro de
2008 .........................
31 de dezembro de
2007 .........................
Até 5
7.573
6 a 10
2.076
11 a 15
1.114
16 a 20
3.466
21 a25
5.089
6.563
1.236
572
4.499
3.221
Mais de 25
7.757
5.808
Total
27.075
21.899
A tabela a seguir apresenta o número de empregados por departamentos:
Departamento
Campo.......................................................................................
Administrativo ..........................................................................
Total .........................................................................................
Número de
Empregados em 31 de
dezembro de 2008
Número de
Empregados em 31 de
dezembro de 2007
16.271
10.804
27.075
13.845
8.054
21.899
Apesar de não podermos contratar empregados terceirizados, nossas subsidiárias Eletronorte, Eletronuclear e Furnas
empregam 3.377 empregados terceirizados para cumprir com as regras estabelecidas pelo Governo Brasileiro durante o
plano nacional de privatização.
A tabela a seguir apresenta o número de empregados terceirizados na Eletronorte, Eletronuclear e Furnas.
Subsidiária
Eletronorte ................................................................................
Eletronuclear.............................................................................
Furnas .......................................................................................
Total .........................................................................................
Número de
Empregados
Terceirizados em 31
de dezembro de 2008
678
1.723
2.401
Número de
Empregados
Terceirizados em 31
de dezembro de 2007
2.451
21
1.857
4.329
A maioria de nossos empregados é filiada a sindicatos. Os principais sindicatos que representam nossos empregados são:
Federação Nacional dos Urbanitários, Federação Nacional dos Engenheiros, Federação Interestadual de Sindicatos de
Engenheiros, Federação Nacional de Secretárias e Secretários, Federação Brasileira dos Administradores, Sindicato dos
Trabalhadores nas Indústrias de Energia Elétrica de São Paulo, Sindicato dos Eletricitários de Furnas e DME e Sindicato
dos Eletricitários do Norte e Noroeste Fluminense. Nossa relação com nossos empregados é regulamentada por acordos
coletivos firmados com estes sindicatos e a Associação dos Empregados da Eletrobrás e renegociados em maio de cada
ano. Este acordo é aplicável somente aos empregados da Eletrobrás. Cada uma de nossas subsidiárias negocia seu próprio
acordo coletivo, anualmente, com seus respectivos sindicatos.
E. Posse de Ações
Nenhum membro de nosso Conselho Fiscal possui qualquer uma de nossas ações. As tabelas a seguir ilustram a
titularidade atual de nossas ações pelos membros de Nosso Conselho de Administração e nossa Diretoria:
95
(Tradução livre do original em inglês)
Conselho de Administração
Quantidade de Ações ordinárias
2
100
150
2
1
2
10
1
1
Nome:
Luiz Soares Dulci..............................................................
Arlindo Magno de Oliveira ...............................................
Carlos Alberto Leite Barbosa............................................
Miriam Aparecida Belchior...............................................
Lindemberg de Lima Bezerra............................................
Wagner Bittencourt de Oliveira ........................................
Marcio Pereira Zimmermann ............................................
José Antonio Muniz Lopes................................................
José Antonio Corrêa Coimbra ...........................................
Diretoria Executiva
Nome:
José Antonio Muniz Lopes.....................................
Astrogildo Fraguglia Quental.................................
Valter Luiz Cardeal de Souza.................................
Miguel Colasuono ..................................................
Ubirajara Rocha Meira...........................................
Quantidade de ações ordinárias
1
—
—
—
—
ITEM 7. Acionistas Majoritários e Transações com Partes Envolvidas
A. Acionistas Majoritários
Em 31 de dezembro de 2008 2007, o montante global de nosso capital social não distribuído era de R$ 26.156.567.211,64,
consistindo de 905.023.527 ações ordinárias, juntamente com 146.920 ações preferenciais de classe “A” e 227.186.643
ações preferenciais de classe “B”. Isso representou 70,92%, 0,01%, e 20,17% de nosso capital social global pendente,
respectivamente. Isso reflete o grupamento de ações 500:1 que efetuamos em 20 de agosto de 2007.
Em 20 de janeiro de 2009, nós tínhamos 7.939 beneficiários e 4 portadores de ADSs registrados representando ações
ordinárias e 2.784 beneficiários e 3 portadores de ADSs representando ações preferenciais.
As tabelas a seguir apresentam informações referentes à posse de nossas ações ordinárias e preferenciais em 31 de
dezembro de 2008 e 31 de dezembro de 2007:
Em 31 de dezembro de 2008
Acionista
Governo Brasileiro
BNDES Participações S.A.
Fundo Nacional de
Desenvolvimento
Fundo Garantidor. de
Parcerias Público-Privadas
Compensadas através de
CBLC:
Depositary Receipt Program
Ações ordinárias
(quantidade)
488.656.241
133.757.950
(%)
53,99
14,78
Ações Preferenciais
Classe “A”
(quantidad
(%)
e)
—
—
—
—
Ações Preferenciais
Classe “B”
(quantidade)
35.191.714
—
Total
(%)
15,49
—
523.847.955
133.757.950
45.621.589
5,04
—
—
—
—
45.621.589
40.000.000
4,42
—
—
—
—
40.000.000
69.298.867
7,66
—
—
14,72
102.736.936
33.438.069
96
(Tradução livre do original em inglês)
Outras ações compensadas
através de CBLC
Outras
Total
127.622.120
66.760
905.023.527
14,10 84.505
0,01 62.415
100,00 146.920
57,52 116.399.928
45,48 42.156.932
100,00 227.186.643
51,23
18,56
100,00
244.106.553
42.286.107
1.132.257.090
Em 31 de dezembro de 2007
Acionista
Governo Brasileiro
BNDES Participações S.A.
Fundo Nacional de
Desenvolvimento
Fundo Garantidor. de
Parcerias Público-Privadas
Compensadas através de
CBLC:
Depositary Receipt Program
Outras ações compensadas
através de CBLC
Outras
Total
Ações ordinárias
(quantidade)
488.656.241
133.757.950
(%)
53,99
14,78
Ações Preferenciais
Classe “A”
(quantidad
e)
(%)
—
—
—
—
Ações Preferenciais
Classe “B”
(quantidade)
35.191.002
—
Total
(%)
15,69
—
523.847.243
133.757.950
45.621.589
5,04
—
—
—
—
45.621.589
40.000.000
4,42
—
—
—
—
40.000.000
89.507.374
9,89
—
—
—
—
12,36
117.247.443
107.357.272
123.101
11,87
0,01
83.371
63.549
56,75 115.636.004
43,25 45.760.980
51,55
20,40
100,00 146.920
100,00 224.328.055
100,00
107.440.643
186.650
1.129.498.50
2
905.023.527
—
27.740.069
B. Transações com Partes Envolvidas
Administramos certos fundos, incluindo o Fundo RGR, Conta CCC e Conta CDE, em nome do Governo Brasileiro, nosso
acionista controlador.
Atuamos por vezes juntamente com outras companhias estatais brasileiras ou entidades governamentais. Estas atividades
são principalmente nas áreas de cooperação técnica e pesquisa e desenvolvimento. Em 2000, nosso Conselho de
Administração aprovou a assinatura de um Contrato de Cooperação Técnica e Financeira entre nós e o MME, para
realizarmos estudos de viabilidade com relação à base hidrográfica brasileira, com a finalidade de identificar locais
prováveis para a futura construção de usinas hidrelétricas. O valor estimado do contrato é de R$25 milhões, a nos serem
pagos pelo MME.
Firmamos um acordo de consórcio com a Petrobrás Energia S.A., a qual é também de propriedade parcial do Governo
Brasileiro, para a construção de uma usina termelétrica em Manaus. Firmamos, também, um contrato estrutural para
estabelecer as bases e as condições para o desenvolvimento de contratos para a comercialização de energia a serem
firmados entre nós e a Petrobrás no futuro.
Além disso, nós fizemos alguns empréstimos para nossas subsidiárias. Para maiores detalhes, por favor veja a descrição
no “Item 4.B, B. Visão Geral do Negócio – Empréstimos Feitos por Nós”.
Existem também certos acordos contratuais ocorrendo entre Eletronuclear e Furnas para a venda e compra de energia
produzida pela Eletronuclear, o que é detalhado no “Item 4.B, Informação da Companhia - Usinas Nucleares”.
Além disso, fizemos diversos empréstimos às nossas subsidiárias. Para maiores detalhes, por favor, veja a descrição que
consta do “Item 4.B, Informações sobre a Empresa – Visão Geral dos Negócios – Atividades de Empréstimo e
Financiamento – Empréstimos feitos por nós”.
Há, também, determinados acordos contratuais ocorrendo entre Eletronuclear e Furnas para a venda e compra de energia
produzida pela Eletronuclear, que estão mais detalhadamente descritos no “Item 4.B, Informações sobre a Empresa –
Visão Geral dos Negócios com Usinas Nucleares”.
97
(Tradução livre do original em inglês)
Acreditamos que nossas transações com partes relacionadas são realizada em termos de mercado.
C. Participações de Especialistas e Conselheiros
Não aplicável.
ITEM 8. Informações Financeiras
A. Demonstrativos Financeiros Consolidados e Outras Informações
Vide "Item 3.A, – Dados Financeiros Selecionados " e "Item 18, Demonstrativos Financeiros."
Litígio
Estamos envolvidos em diversos processos judiciais e administrativos decorrentes do transcorrer normal de nossas
atividades. Estabelecemos provisões para todos os montantes em disputa que representam uma perda provável na visão de
nossos conselheiros jurídicos e com relação às disputas que estão abrangidas por leis, decretos administrativos, decretos
ou regras de tribunais que tenham sido consideradas desfavoráveis.
Procedimentos Ambientais
Estamos envolvidos em procedimentos administrativos com relação à infrações da legislação ambiental. Geralmente,
esses processos consistem de avisos de infração impondo multas pelo descumprimento de diretrizes ambientais, danos à
vida silvestre ou a operação de usinas de energia sem licenças ambientais. Os casos mais relevantes são os procedimentos
envolvendo as usinas de geração de Furnas, de Itumbiara e Corumbá. As penalidades aplicadas totalizam R$12 milhões
sem levar em consideração as multas diárias, reajustes monetários e os termos do embargo. Furnas apresentou uma defesa
contestando essas penalidades e está atualmente aguardando julgamento por parte das autoridades ambientais. Não
estabelecemos provisões com relação à esta questão porque consideramos remota a chance de uma decisão desfavorável.
Estamos também envolvidos em reclamações judiciais de natureza ambiental. Normalmente, estas reclamações constituem
contestações aos procedimentos de licença ambiental de nossos empreendimentos ou pedidos de indenização por danos
decorrentes da instalação ou operação de usinas hidrelétricas.
Em 2001, dez municípios do Estado de Minas Gerais e uma associação comercial local entraram com uma ação popular
referente a danos ambientais causados pela usina hidrelétrica de Furnas, São José da Barra. A reclamação alega que o
nível do reservatório está diminuindo devido ao uso excessivo e irregular de água para fins de produção de energia. A
reclamação alega ainda que os baixos níveis de água no reservatório são prejudiciais ao turismo na área e que, como
resultado, a economia regional tem sido adversamente afetada. A reclamação é por compensação financeira de
aproximadamente R$1 bilhão, embora a maior parte dos municípios originalmente envolvidos já tenha retirado a
reclamação. O processo está atualmente em andamento para ser determinada a corte na qual a reclamação será apreciada.
Não fizemos nenhuma provisão com relação a este litígio, porquanto consideramos remoto o risco de uma decisão
desfavorável nas ações.
Em 2002 e 2003, duas associações da comunidade de Cabeço entraram com ações populares independentes referentes a
danos ambientais causados pela Chesf. A comunidade de cabeço fica localizada na ilha fluvial no estuário do Rio São
Francisco. Ambas alegam que as usinas hidrelétricas perturbam o fluxo normal do rio e resultou em um declínio na
atividade pesqueira e o desaparecimento gradual da ilha fluvial. Ambas as ações populares ainda estão na fase preliminar
e a compensação monetária solicitada é de R$100 milhões em cada caso. Devido ao risco de perda ter sido considerado
apenas como possível, nenhuma provisão foi estabelecida.
Para evitar ou liquidar reclamações judiciais ou procedimentos administrativos, firmamos termos de compromisso com o
procurador público ou as autoridades ambientais assumindo a obrigação de cumprir com legislação ambiental ou de
reparar os danos ambientais. Esses acordos constituem o TAC. O TAC mais importante é datado de agosto de 2004 e
envolve compensação monetária de R$83 milhões para indenizar a Tribos Tuxás pelos danos decorrentes da usina
hidrelétrica Luiz Gonzaga da Chesf, no Estado da Bahia. Devido ao risco de perda ser considerado apenas possível, não
foi estabelecida nenhuma provisão.
98
(Tradução livre do original em inglês)
Processos Trabalhistas
Somos parte de alguns processos trabalhistas instaurados contra nós por nossos empregados. A maior parte destes
processos está relacionada à compensação por hora extra, reajustes de pensão, aumentos salariais estabelecidos por meio
de acordos coletivos de negociação, prêmio de risco, benefícios e impactos inflacionários, conforme abaixo descrito. A
maior parte das reclamações trabalhistas iniciadas contra nós consiste de reclamações pelo descumprimento da política
referente a aumentos salariais estabelecidos por meio de acordos coletivos. Existem, também, reclamações significativas
relacionadas aos pagamentos de prêmio de risco.
Com relação às sucessivas tentativas por parte do Governo Brasileiro para reverter os altos índices inflacionários no
Brasil, as companhias brasileiras tiveram no passado que desconsiderar por lei em cada ano parte da inflação para aquele
ano quando do cálculo de aumentos salariais para seus empregados. Como a maioria das companhias brasileiras, fomos
réu em ações iniciadas perante tribunais do trabalho pelos sindicatos ou empregados individualmente, buscando
compensação por perdas salariais resultantes da implementação dos planos antiinflacionários do Governo Brasileiro.
Temos estado particularmente envolvidos em ações referentes a três desses planos: (i) o plano implementado em 1987
pelo então Ministro da Fazenda, Luiz Carlos Bresser Pereira (o Plano Bresser), (ii) o plano implementado no início de
1989 (o Plano de Verão), e (iii) o plano implementado em 1990 pelo então Presidente, Fernando Collor de Melo (o Plano
Collor). Todas as ações coletivas iniciadas contra nós com relação a esses planos foram definitivamente decididas pelo
Supremo Tribunal Federal em nosso favor. Ainda existem ações individuais em processo aguardando julgamento as quais,
entretanto, não consideramos materiais. Não existem contingências trabalhistas relevantes e a possibilidade de perda de
ações é considerada remota por nossos conselheiros jurídicos.
Empréstimos Compulsórios
De acordo com a Lei No 4.156, de 28 de novembro de 1962, certos usuários finais de eletricidade tiveram que nos fazer
“empréstimos compulsórios” (por meio de cobranças pelos distribuidores) para prover recursos para o desenvolvimento
do setor elétrico. Os clientes industriais que consomem mais de 2.000 kWh de eletricidade por mês tiveram que pagar um
valor equivalente a 32,5% de cada conta de luz para nós na forma de um empréstimo compulsório, que seria reembolsado
por nós no prazo de 20 anos. Os juros sobre os empréstimos compulsórios são baseados no IPCA-E mais 6,0% por ano. A
Lei No 7.181, de 20 de dezembro de 1983, prorrogou o programa de empréstimo compulsório até 31 de dezembro de
1993, e estipulou que esses empréstimos podem, sujeito à aprovação do acionista, ser reembolsados por nós na forma de
uma emissão de ações preferenciais no valor contábil, em lugar de dinheiro.
Disponibilizamos aos clientes elegíveis, após a primeira e segunda conversões de créditos do empréstimo compulsório,
aproximadamente 42,5 bilhões em ações preferenciais da Classe “B” e após a terceira conversão de créditos do
empréstimo compulsório, cerca de 27,2 bilhões em ações preferenciais da classe ”B”. Além disso, foi aprovada pelos
acionistas, em 30 de abril de 2008, a emissão ações preferenciais adicionais aos clientes elegíveis no valor contábil como
reembolso de nossos empréstimos compulsórios restantes. Se forem emitidas ações adicionais no futuro e o valor contábil
dessas ações for inferior ao seu valor de mercado, o valor das ações dos acionistas existentes pode estar sujeito à diluição.
Em 31 de dezembro de 2007, registramos aproximadamente R$202,4 milhões por dívidas do empréstimo compulsório que
ainda não tinham sido convertidas, as quais, a qualquer momento, por decisão de nossos acionistas, podem ser
reembolsadas aos consumidores industriais, por meio da emissão de ações preferenciais da classe “B”, de acordo com os
procedimentos acima descritos.
Os consumidores entraram com 3.561 ações contra nós questionando os reajustes monetários, a inflação declarada e os
cálculos de juros relacionados ao reembolso dos empréstimos compulsórios. Dessas ações, 22 foram decididas contra nós
e estão atualmente na fase de execução. O montante total envolvido nestas ações não é ajustado pela correção monetária e
necessitou de avaliação especializada para ser calculado corretamente. As ações já decididas contra nós totalizam
aproximadamente R$719 milhões. No transcorrer do processo de execução, tivemos que empenhar alguns de nossos
ativos, consistindo principalmente de ações preferenciais por nós mantidas em outras empresas do setor energético. Temos
atualmente provisionado R$1,5 bilhão para cobrir as perdas decorrentes de decisões desfavoráveis sobre estas ações.
Estamos ainda envolvidos em aproximadamente 2.773 ações relacionadas ao reembolso dos empréstimos compulsórios,
nas quais os clientes procuram exercer a opção de converter seus créditos apresentados por títulos pagáveis ao portador.
Estes títulos são denominados “obrigações da Eletrobrás”. Entretanto, acreditamos que não temos nenhuma outra
responsabilidade com relação a estes títulos porquanto eles têm uma data de expiração para apresentação e esta data
expirou.
99
(Tradução livre do original em inglês)
Furnas / COFINS – PASEP – FINSOCIAL
Em 2001, recebemos notificação de infração relacionada a impostos FINSOCIAL, COFINS e PASEP como resultado da
exclusão da base de cálculo de certos repasses de empréstimos e transporte de energia de Itaipu, por um período de dez
anos. O montante da reclamação era R$1.069 milhão (reajustado pela inflação a partir de um valor original de R$792
milhões). Estas notificações de infração de impostos foram acrescentadas a outras emitidas em 1999, referentes a um
período de cinco anos, no valor de R$615 milhões, sujeitas à inclusão no Programa de Recuperação Fiscal – REFIS, em
2000, e transferidas, em 2004, para o Parcelamento Especial – PAES.
Ainda não fizemos nenhuma provisão relacionada a este valor seguindo a recomendação do conselheiro jurídico da
Empresa, uma vez que consideramos o risco de uma decisão desfavorável remoto.
Furnas/ITR
Furnas é ré em alguns processos administrativos iniciados pela SRF com relação à cobrança do Imposto Territorial Rural ITR, um imposto federal cobrado sobre proprietários de bens imóveis rurais.
A SRF cobrou de Furnas e exigiu a cobrança do ITR cobrado sobre os bens imóveis da Usina de Serra da Mesa,
Itumbiara, Marechal Mascarenhas de Morais, Furnas, Luiz Carlos Barreto de Carvalho, Porto Colômbia e Usina de
Marimbondo.
Furnas calculou os valores devidos excluindo as áreas de reservatórios. As autoridades tributárias federais brasileiras
questionaram as exclusões, alegando que Furnas deveria calcular o valor do imposto incluindo essas áreas. Os processos
estão ocorrendo atualmente no nível administrativo e o valor total envolvido em 31 de dezembro de 2008 é de R$921
milhões. Não fizemos nenhuma provisão relacionada a este valor seguindo as recomendações do conselheiro jurídico da
Empresa, uma vez que consideramos o risco de uma decisão desfavorável remoto.
Furnas/VAT
Furnas é ré em 11 execuções fiscais iniciadas pela Receita do Estado do Paraná, para cobrar o VAT devido sobre a
transferência de energia de Itaipu para a Eletrosul. As autoridades tributárias do Estado do Paraná alegam que a
transferência dessa energia é tributável pelo VAT e Furnas não o recolheu.
Furnas já obteve decisões favoráveis (na primeira e segunda instâncias) sobre quinze execuções fiscais. A maioria destas
ações estão ocorrendo atualmente em terceira instância e o valor total envolvido em 31 de dezembro de 2008 era de
R$161,8 milhões. Furnas efetuou depósitos judiciais dos valores dos impostos disputados seguindo recomendações do
conselheiro jurídico da Empresa, uma vez que consideramos o risco de uma decisão desfavorável remoto. Entretanto, nós
consideramos o risco de uma decisão não favorável bem remoto.
Arbitragem – EPE - Empresa Produtora de Energia Ltda.
Em 26 de novembro de 2007, a Empresa Produtora de Energia Ltda. (ou EPE) iniciou um processo de arbitragem contra
Furnas na Câmara de Mediação e Arbitragem de São Paulo como resultado de uma recisão por Furnas de um acordo de
compra de energia, devido a uma incapacidade da EPE de entregar o volume de energia elétrica contratada. O montante
do processo é de R$ 541 milhões e uma decisão final do Tribunal de Arbitragem ainda está pendente. Nós não fizemos
nenhuma provisão com respeito a essa quantia, porque nós consideramos possível uma decisão favorável.
Em 26 de novembro de 2007, a Empresa Produtora de Energia Ltda (ou EPE) começou o processo de arbitragem contra
Furnas na Câmara de Mediação e Arbitragem de São Paulo (o Tribunal de Mediação e Arbitragem de São Paulo), como
resultado do término do acordo de comora de energia por Furnas, devido à inabilidade da EPE em entregar o volume de
energia contratada. O montante da concessão é de R$ 541 milhões e a decisão fical do tribunal de arbitragem ainda está
pendente. Não fizemos qualquer provisão relativa a esse montante já que consideramos o risco da possibilidade de uma
decisão favorável.
100
(Tradução livre do original em inglês)
Desapropriação de Terras
Nossas subsidiárias estão normalmente envolvidas em diversos processos legais relacionados à desapropriação de terras
utilizadas para a construção de usinas hidrelétricas, particularmente nas regiões norte e nordeste. A maioria destes
processos está relacionada à indenização paga à população afetada pela construção dos reservatórios e danos ambientais
ou econômicos infligidos sobre as populações afetadas e as cidades vizinhas. As principais ações relacionadas à
desapropriação envolvendo nossas subsidiárias estão descritas abaixo.
Na região norte, a Eletronorte está envolvida em diversos processos relacionados à desapropriação de terras pra a
construção das usinas hidrelétricas de Balbina, no estado do Amazonas, e Tucuruí, no estado do Pará. As 28 ações
relacionadas à desapropriação de Balbina envolvem o valor a ser pago pela terra desapropriada e a legalidade da posse da
terra afetada reclamada por supostos proprietários. O valor total envolvido, que se encontra totalmente provisionado é de
aproximadamente R$331 milhões. Recentemente, entretanto, o Ministério Público Federal encontrou novas evidências de
que as terras pertenciam à União e não ao estado do Amazonas, o que é o principal argumento destes processos. A
Eletronorte solicitou o ingresso da União nas ações de Balbina.
Das 228 ações originais relacionadas à desapropriação de Tucuruí, apenas 33 ainda estão em curso. A Eletronorte venceu
as outras 195 ações e espera o mesmo resultado dos processos ainda em andamento. Não foi feita nenhuma provisão.
Mendes Jr.
A Chesf está envolvida em processos litigiosos significativos com a Mendes Jr., uma construtora brasileira. A Chesf e a
Mendes Junior entraram em um acordo em 1981 estipulando certa construção a ser realizada pela Mendes Jr. com relação
à usina hidrelétrica de Itaparica, de propriedade da Chesf. O acordo, com as alterações, estabelece ainda que, na hipótese
de atrasos nos pagamentos devidos pela Chesf à Mendes Jr., a Mendes Jr. teria direito a juros por atraso à taxa de 1,0%
por mês, mais a indexação pela inflação. Durante a realização da obra, os pagamentos pela Chesf foram atrasados e a
Chesf pagou subseqüentemente juros de 1,0%, mais a indexação, sobre os pagamentos atrasados. A Mendes Jr. alegou
que, como teve que obter recursos no mercado para não interromper a construção, tinha direito a ser reembolsada com
relação a esses recursos às taxas de juros do mercado, que eram muito mais altas do que a taxa de juros por atraso
estabelecida no contrato.
O tribunal de primeira instância indeferiu as reclamações da Mendes Jr. E a Mendes Jr. apelou ao Tribunal de Recursos do
Estado de Pernambuco. O Tribunal de Recursos reintegrou as reclamações da Mendes Jr. e declarou a Chesf responsável
por reembolsar os custos de financiamento da Mendes Jr. relacionados aos pagamentos atrasados às taxas de mercado,
mais as taxas legais de 20,0% do valor da disputa, sendo o total indexado às taxas de mercado até a data efetiva de
pagamento. A apelação da Chesf da decisão do Tribunal de Recursos ao Supremo Tribunal Federal foi rejeitada com bases
jurisdicionais. A Mendes Jr. iniciou, então, uma segunda ação em um tribunal estadual em Pernambuco para ordenar a
Chesf a pagar as perdas efetivas incorridas pela Mendes Jr., e para determinar o valor a ser pago. No processo de
execução, o tribunal de primeira instância decidiu em favor da Mendes Jr., mas o Tribunal de Recursos decidiu em favor
da Chesf, anulando a sentença do tribunal de primeira instância no processo de execução. A Mendes Jr. apelou desta
decisão do Tribunal de Recursos ao STJ. Ao mesmo tempo, o Governo Brasileiro também solicitou ao STJ que permitisse
que o Governo participasse no processo como assistente da Chesf. Em dezembro de 1997, o STJ decidiu que (i) o segundo
processo deveria ser reiniciado a partir da fase de julgamento, (ii) o Governo Brasileiro deveria participar no processo
como assistente da Chesf, e (iii) o segundo processo deveria ser apreciado pelos Tribunais Federais em vez dos Tribunais
Estaduais aos quais foi originalmente submetido. O segundo processo na corte federal para determinar o montante a ser
pago pela Chesf a Mendes Jr.. A decisão do especialista foi contestada pela Chesf em 08 de Março de 2008, mas nenhuma
decisão foi tomada até então. A reivindicação original da Mendes Jr. era, originalmente, de R$7 bilhões, não corrigidos
pela inflação.
Chesf não fez nenhuma provisão em seu balanço em 31 de dezembro de 2008, porquanto considerou o risco de perda
desta ação como sendo remoto. Dessa forma, uma sentença final contra a Chesf teria um efeito material adverso sobre
nossa posição financeira, os resultados de nossas operações, o fluxo de caixa e a liquidez.
Litígio do Fator “K” da Usina de Xingó
A Chesf está ainda envolvida em litígio com o consórcio responsável pela construção da usina de Xingó (ou o Consórcio
Xingó). Com relação à construção da usina de Xingó, a Chesf e o Consórcio Xingó firmaram um contrato para construção
que foi alterado em 1988 para prever que um reajuste adicional da inflação (denominado “fator K”) fosse acrescentado a
certos pagamentos de correção monetária que teriam que ser feitos pela Chesf ao Consórcio Xingó pelo contrato. Esta
101
(Tradução livre do original em inglês)
alteração resultou em pagamentos pela Chesf ao Consórcio Xingó mais altos do que os pagamentos que o Pedido de
Proposta (ou RFP) original para este projeto indicaram que seriam pagos ao concorrente vencedor.
Em 1994, a Chesf deixou unilateralmente de aplicar o fator K a seus pagamentos ao Consórcio Xingó (e,
conseqüentemente, reduziu seus pagamentos ao Consórcio Xingó ao valor que a Chesf teria tido que pagar caso o fator K
não tivesse sido aplicado a esses pagamentos) e entrou com uma ação contra o Consórcio Xingó buscando reembolso das
quantias adicionais pagas em conformidade com o reajuste do fator K, reivindicando que o uso de um sistema de
indexação mais favorável para o Consórcio Xingó do que o originalmente estipulado pela RFP era ilegal de acordo com as
regras de concorrência pública. A ação da Chesf busca o reembolso da diferença entre as quantias pagas ao Consórcio
Xingo, que incluem o cálculo pelo fator K, e as quantias que seriam devidas em conformidade com o RFP original, um
valor que a Chesf estima ser igual a R$700 milhões. Em 17 de dezembro de 1997, o juízo de primeira instância manteve a
legalidade do ajuste pelo fator K. O tribunal mandou a Chesf pagar R$156 milhões, mais 0,5% dos juros mensais e R$70
milhões de taxas legais, ao Consórcio Xingó. A Chesf apelou ao STJ e está aguardando decisão. A Chesf provisionou
R$330,5 milhões referentes a este processo em 31 de dezembro de 2007.
Além dos processos legais acima discutidos, nós e nossas subsidiárias estamos envolvidos em diversas outras ações
referentes à mão de obra, impostos e outras questões que surgem eventualmente no transcorrer normal de suas atividades.
Em 31 de dezembro de 2008, a administração não tinha conhecimento de qualquer outro litígio que pudesse ter um efeito
material adverso sobre nossa posição financeira, embora não possamos assegurar-lhes de que qualquer litígio não possa
ter efeito no futuro.
Eletronorte/ ICMS
A Eletronorte é ré em diversos processos administrativos fiscais feitos principalmente pela Secretaria de Estado da
Fazenda de Rondônia uma vez que a Eletronorte registrou créditos de ICMS para compra de combustível para operação de
suas usinas térmicas. A Secretaria aplicou uma multa de 200% do valor dos créditos de ICMS registrados pela Eletronorte.
A Eletronorte questiona os processos administrativos nos tribunais, baseado no ponto de vista de seus consultores legais.
A Eletronorte compreende que agiu corretamente com relação à esses créditos de ICMS. A quantia total do processo em
31 de dezembro de 2008 é de aproximadamente R$ 1,3 bilhões. Os processos judiciais estão em estágio inicial e a
Eletronorte até o momento não fez nenhuma provisão com respeito a esse montante já que seus conselheiros legais
consideram uma decisão favorável possível.
Eletronorte/ STIU-DF
A Eletronorte é ré em um processo trabalhista feito pelos sindicatos demandando aumentos de salários para os
empregados da Eletronorte baseado na aprovação da administração da empresas de um estudo recomendando aumentos de
salários. A corte judicial decidiu contra a Eletronorte e obrigou a Eletronorte a aumentar o salário de seus empregados. Os
processos estão atualmente suspensos para permitir às partes uma negociação da quantia a ser aumentada. A Eletronorte
provisionou R$133,3 milhões, uma vez que ela entende que essa é a quantia que provavelmente será obrigada a pagar.
ITAMON
Itaipu está envolvida em três processos legais com a ITAMON - Construções Industriais Ltda., uma parceria criada por
um consórcio de empresas construtoras. Itaipu e ITAMON entraram em um acordo em 1980 para que um trabalho de
construção fosse feito pela ITAMOM para as usinas hidrelétricas de Itaipu. ITAMON entrou com três processos legais
alegando quebra de contrato de Itaipu, o que supostamente causou uma sobrecarga econômica exorbitante para a
ITAMON.
A ITAMON está pedindo por: (i) que Itaipu arque com os custos do aumento do imposto de renda incorrido durante o
período o qual impactou negativamente o montante a ser recebido pela ITAMON sob o contrato; (ii) Ajustes no preço de
contrato para refletir a inflação no período ao qual Itaipu atrasou seus pagamentos; (iii) o pagamento de certas quantias em
adição ao preço de contrato como resultado da performance de serviços extraordinários que estavam foram do escopo do
contrato. A quantia estimada reivindicada do processo é de R$ 60 milhões, R$ 60 milhões e R$128 milhões,
respectivamente. Itaipu provisionou integralmente a quantia relativo aos três processos em 31 de dezembro de 2008, umas
vez que ela considerou provável o risco de uma decisão desfavorável.
102
(Tradução livre do original em inglês)
Política sobre Distribuição de Dividendos
A Lei Brasileira das S.A. e nossos estatutos estipulam que devemos pagar a nossos acionistas uma distribuição obrigatória
igual a no mínimo 25% de nosso lucro líquido ajustado para o ano fiscal anterior. Além disso, nossos estatutos exigem que
demos: (i) às ações preferenciais da classe “A” prioridade na distribuição de dividendos, a 8% cada ano sobre o capital
vinculado a essas ações, e (ii) às ações preferenciais da classe “B” que tenham sido emitidas em ou após 23 de junho de
1969, uma prioridade na distribuição dos dividendos, a 6% cada ano sobre o capital vinculado a essas ações. Além disso,
as ações preferenciais devem receber um dividendo 10% acima do dividendo pago às ações ordinárias.
A tabela a seguir estabelece nossos dividendos para os períodos indicados:
Ano
2008
Ações Ordinárias..........................
1,48
Ações Preferenciais Classe A.......
2,17
Ações Preferenciais Classe B.......
1,63
_____________________
(1) Juros sobre capital próprio.
(2) Ajustado pela proporção do grupamento de ações.
2007)
(R$)
0,40
2,02
1,51
2006 (1) (2)
0,13
2,02
1,51
Em 31 de dezembro de 2008, nosso balanço apresentou lucros não distribuídos apropriados de R$ 28,900 bilhões,
juntamente com R$ 9,3 bilhões representando o montante acumulado de certos dividendos declarados mas não pagos aos
nossos acionistas, conforme permitido pela Lei Brasileira das S.A.. Nosso conselho de Administração mantém discrição
no que se refere a quando esses dividendos podem ser pagos a nossos acionistas. Dessa forma, nossa administração
acredita que qualquer decisão de pagar os dividendos associados seria somente tomada quando nosso Conselho de
Administração acreditar que esse pagamento não causaria um evento de liquidez material.
B. Mudanças Significativas
Nenhuma.
103
(Tradução livre do original em inglês)
ITEM 9. A Proposta e a Listagem em Bolsa
A. Informações sobre a Proposta e Listagem em Bolsa
Detalhes da Proposta e Listagem – Ações ordinárias
Nossas ações ordinárias começaram a ser negociadas nas bolsas de valores brasileiras em 7 de setembro de 1971. A tabela
a seguir apresenta os preços de venda de fechamento mínimos e máximos informados para nossas ações ordinárias na
BM&FBOVESPA e o volume médio diário aproximado de negociação para os períodos anuais indicados.
Reais Nominais por Ação Ordinária
Máximo
Mínimo
Volume Diário
Médio de
Negociação
(milhões de ações)
0,570
0,672
0,980
1,180
1,338
2004 (*)........................................................
25,50
12,00
2005 (*)........................................................
22,35
14,45
2006 (*)........................................................
29,94
19,15
2007 (*)........................................................
29,08
21,00
2008 ............................................................
31,25
19,64
___________________________
(*) Os preços e os volumes negociados foram ajustados para refletir o grupamento de ações de agosto de 2007.
Fonte: BM&FBOVESPA.
A tabela a seguir apresenta os preços de venda de fechamento mínimo e máximo informados para nossas ações ordinárias
na BM&FBOVESPA e o volume de negociação médio diário aproximado para os trimestres indicados
Reais Nominais por Ação Ordinária
Máxima
Minima
Volume
Diário
Médio
de
Negociação
(milhões de ações)
0,860
0,959
0,862
1,254
1,146
1,344
1,173
1,038
1,169
1,355
Primeiro Trimestre 2006(*)... ......................
26,25
19,15
Segundo Trimestre 2006(*)..........................
29,94
20,30
Terceiro Trimestre 2006(*) ... ......................
27,15
21,50
Quarto Trimestre 2006(*) ..... ......................
26,49
22,11
Primeiro Trimestre 2007(*)... ......................
25,84
21,00
Segundo Trimestre 2007(*)... ......................
29,08
22,15
Terceiro Trimestre 2007........ ......................
29,00
21,95
Quarto Trimestre 2007 .......... ......................
27,50
22,58
Primeiro Trimestre 2008 .............................
27,80
20,64
Segundo Trimestre 2008 ............................
30,95
23,95
Terceiro Trimestre
31,25
22,36
1,477
2008……..............................................
Quarto Trimestre 2008 .......... ......................
29,50
19,64
1,340
Primeiro Trimestre 2009 .............................
28,06
24,07
0,949
Segundo Trimestre 2009 (até 26 de junho
29,69
25,25
1,213
de 2009) .......................................................
______________________
(*) Os preços e os volumes negociados foram ajustados para refletir o grupamento de ações de agosto de 2007.
Fonte: BM&FBOVESPA.
A tabela a seguir apresenta os preços de venda de fechamento mínimos e máximos informados para nossas ações
ordinárias na BM&FBOVESPA e o volume de negociação médio diário aproximado para os períodos indicados
Reais Nominais por Ação Ordinária
Máxima
Mínima
Volume Diário
Médio de
Negociação
104
(Tradução livre do original em inglês)
(milhões de ações)
Janeiro 2009………………………………..
28,06
25,9
0,930
Fevereiro 2009 .............................................
27,50
24,40
0,969
Março 2009 ..................................................
25,92
24,07
0,950
Abril 2009 ....................................................
29,69
26,68
0,952
Maio 2009 ....................................................
29,49
25,25
1,186
Junho 2009...................................................
29,32
25,37
1,156
,________________________
(*) Os preços e os volumes negociados foram ajustados para refletir o grupamento de ações de agosto de 2007.
Fonte: BM&FBOVESPA.
Nos Estados Unidos, nossas ações ordinárias são negociadas na forma de ADSs. A seguinte tabela mostra as cotações
máximas e mínimas de fechamento para as nossas ADSs, que representam ações ordinárias na NYSE e o volume diário
médio aproximado para os períodos indicados.
U.S.$ por ADS (ações ordinárias)
Novembro de 2008 ........................................................................
Dezembro de 2008 ........................................................................
Janeiro de 2009 .............................................................................
Fevereiro de 2009..........................................................................
Março de 2009...............................................................................
Abril de 2009 ................................................................................
Maio de 2009 ................................................................................
Junho de 2009 (até 26 de junho de 2009) .....................................
Máxima
Mínima
12.89
11.16
12.30
12.43
11.57
13.78
14.07
15.05
9.40
10.42
10.57
9.21
9.71
10.99
11.84
12.71
Média de
Volume
Negociado
Diário
(shares)
227.152
271.991
213.407
443.981
456.704
405.000
309.410
495.104
Detalhes da Proposta e Listagem – Ações Preferenciais
Nossas ações preferenciais começaram a ser negociadas separadamente nas bolsas de valores brasileiras em 7 de setembro
de 1971. A tabela a seguir apresenta os preços de venda mínimos e máximos no fechamento para nossas ações
preferenciais na BM&FBOVESPA e o volume médio diário negociado aproximado para os períodos anuais indicados.
Reais Nominais por Ação Preferencial
Máximo
Mínimo
Volume Diário
Médio de
Negociação
(milhões de ações)
1,321
1,476
1,200
1,266
1,338
2004(*).................................. ......................
24,20
12,00
2005(*).................................. ......................
21,50
13,50
2006(*).................................. ……………..
28,29
19,25
2007(*).................................. ……………..
28,95
20,60
2008(*).................................. ……………..
27,60
18,61
______________________
(*) Os preços e os volumes negociados foram ajustados para refletir o grupamento de ações de agosto de 2007.
Fonte: BM&FBOVESPA.
A tabela a seguir apresenta os preços de venda mínimos e máximos no fechamento para nossas ações preferenciais na
BM&FBOVESPA e o volume médio diário negociado aproximado para os trimestres indicados.
Reais Nominais por Ação Preferencial
Primeiro Trimestre 2006(*)... ....................
Segundo Trimestre 2006(*)... ....................
Terceiro Trimestre 2006(*) ... ....................
Quarto Trimestre 2006(*) ..... ....................
Máximo
Mínimo
26,25
28,30
24,60
24,60
20,08
19,25
19,65
21,05
Volume Diário
Médio de
Negociação
(milhões de ações)
1,330
1,100
0,972
1,408
105
(Tradução livre do original em inglês)
Reais Nominais por Ação Preferencial
Máximo
Mínimo
Volume Diário
Médio de
Negociação
(milhões de ações)
1,144
1,350
1,299
1,271
1,272
1,300
Primeiro Trimestre 2007(*)... ....................
24,29
20,60
Segundo Trimestre 2007(*)........................
28,95
22,25
Terceiro Trimestre 2007........ ....................
28,80
21,18
Quarto Trimestre 2007 .......... ....................
27,00
22,35
Primeiro Trimestre 2008 ............................
27,45
21,20
Segundo Trimestre 2008 ....... ....................
27,50
23,95
Terceiro Trimestre
2008........................................................
27,60
19,47
1,366
Quarto Trimestre 2008 .......... ....................
27,60
18,61
1,412
Primeiro Trimestre 2009 ............................
26,26
25,75
0,938
Segundo Trimestre 2009(até 26 de junho
28,80
24,29
1,099
de 2009)......................................................
______________________
(*) Os preços e os volumes negociados foram ajustados para refletir o grupamento de ações de agosto de 2007.
Fonte: BM&FBOVESPA.
A tabela a seguir apresenta os preços para venda mínimos e máximos no fechamento para nossas ações preferenciais na
BM&FBOVESPA e o volume médio diário negociado aproximado para os períodos indicados.
Reais Nominais por Ação Preferencial
Mínimo
Máximo
Volume Diário
Médio de
Negociação
(milhões de ações)
Janeiro
2009……………………………………
26,26
24,34
0,964
Fevereiro
2009
………………………………...
25,15
23,51
0,891
Março 2009 ..................................................
25,08
22,75
0,952
Abril 2009 ....................................................
28,60
25,70
0,944
Maio 2009 ....................................................
28,80
24,34
1,192
Junho 2009...................................................
26,00
24,29
1,163
______________________
(*) Os preços e os volumes negociados foram ajustados para refletir o grupamento de ações de agosto de 2007.
Fonte: BM&FBOVESPA.
Nos Estados Unidos, nossas ações preferenciais são negociadas na forma de ADSs. A seguinte tabela mostra as cotações
máximas e mínimas de fechamento para as nossas ADSs, que representam ações preferenciais na NYSE e o volume diário
médio aproximado para os períodos indicados.
U.S.$ por ADS (ações
preferenciais)
Novembro de 2008 ........................................................................
Dezembro de 2008 ........................................................................
Janeiro de 2009 .............................................................................
Fevereiro de 2009..........................................................................
Março de 2009...............................................................................
Abril de 2009 ................................................................................
Maio de 2009 ................................................................................
Junho de 2009 (até 26 de junho de 2009) .....................................
Máxima
Mínima
11.57
11.64
11.74
11.50
11.56
13.32
13.70
13.56
8.60
9.66
10.12
8.01
8.75
10.66
11.60
11.89
Volume Diário
Médio de
Negociação
(shares)
243.595
211.487
152.403
118.052
195.222
162.482
186.668
239.978
106
(Tradução livre do original em inglês)
Em 20 de agosto de 2007, efetuamos um grupamento de 1 para 500. Como resultado, nosso capital acionário compreende
atualmente um total de 1.129.498.502 ações, das quais 905.023.527 são ações ordinárias, 146.920 são ações preferenciais
classe “A” e 224.328.055 são ações preferenciais classe “B”.
Não existem restrições sobre a titularidade de nossas ações preferenciais ou ações ordinárias por indivíduos ou entidades
jurídicas domiciliadas fora do Brasil.
O direito de converter pagamentos de dividendos e recebimentos obtidos da venda de ações para moeda estrangeira e de
remeter esses valores para fora do Brasil está sujeito a restrições contidas em regulamentos de investimento estrangeiro
que geralmente exigem, entre outras coisas, que os investimentos relevantes tenham sido registrados no Banco Central. O
Banco Itaú S.A., como custodiante de nossas ações ordinárias e preferenciais classe “B” representadas pelas ADSs, tem
registradas no Banco Central em nome do Depositário as ações ordinárias e preferências classe “B” que manterá. Isto
permite que os portadores de ADSs convertam dividendos, distribuições ou os recebimentos obtidos de qualquer venda
dessas ações ordinárias ou preferenciais classe “B”, conforme for o caso, para dólares americanos e remetam esses dólares
para o exterior. Entretanto, os portadores de ADSs podem ser adversamente afetados por atrasos em, ou recusa em
conceder qualquer aprovação governamental para conversões de pagamentos em moeda brasileira e remessas para o
exterior das ações ordinárias ou preferenciais classe “B” que embasam nossas ADSs.
No Brasil, existem alguns mecanismos disponíveis para os investidores estrangeiros interessados em negociar diretamente
nas bolsas de valores brasileiras ou em mercados de balcão organizados.
De acordo com os regulamentos emitidos pela Resolução No 2.689 emitida pelo Conselho Monetário Nacional (ou
“Resolução 2.689”), os investidores estrangeiros que procuram negociar diretamente em uma bolsa de valores brasileira
ou em um mercado de balcão organizado devem atender às seguintes exigências:
•
os investimentos devem ser registrados em um sistema de custódia, compensação ou depositário autorizado pela
CVM ou pelo Banco Central;
•
as negociações de títulos estão restritas a transações realizadas nas bolsas de valores ou mercados de balcão
organizados autorizados pela CVM;
•
devem constituir um representante no Brasil;
•
devem preencher um formulário anexadoà Resolução No 2.689; e
•
devem obter registro junto à CVM e registrar o fluxo de recursos no Banco Central.
Se estas exigências forem cumpridas, os investidores estrangeiros poderão negociar diretamente nas bolsas de valores
brasileiras ou em mercados de balcão organizados. Estas regras estendem o tratamento tributário favorável a todos os
investidores estrangeiros que investirem em conformidade com estas regras. Vide “Item 10.E – Tributação”. Estes
regulamentos contêm certas restrições sobre a transferência offshore da titularidade dos títulos, exceto no caso de
reorganizações corporativas efetuadas no exterior por um investidor estrangeiro.
Um certificado de registro de capital estrangeiro foi emitido em nome do Depositário com relação aos ADSs e é mantido
pelo Banco Itaú S.A., como custodiante de nossas ações ordinárias e preferenciais classe “B” representadas por ADSs, em
nome do Depositário. Em conformidade com esse certificado de registro de capital estrangeiro, esperamos que o
Depositário consiga converter dividendos e outras distribuições relacionadas às ações ordinárias e preferenciais classe “B”
representada por ADSs em moeda estrangeira e remeter os lucros obtidos para fora do Brasil.
Na hipótese de um portador de ADSs trocar essas ADSs por ações ordinárias ou preferenciais classe “B”, esse portador
poderá continuar a se basear no certificado de registro de capital estrangeiro do Depositário por cinco dias úteis após a
troca, após esse período, o portador deve procurar obter seu próprio certificado de registro de capital estrangeiro com o
Banco Central. Posteriormente, qualquer portador de ações ordinárias ou preferenciais classe “B” não poderá convertê-las
em moeda estrangeira e remeter para fora do Brasil os produtos da alienação de, ou distribuições relacionadas às ações
ordinárias ou preferenciais classe “B”, a não ser que o portador se qualifique pela Resolução No 2.689 ou obtiver seu
próprio certificado de registro de capital estrangeiro. Um portador que obtiver um certificado de registro de capital
estrangeiro estará sujeito a tratamento tributário brasileiro menos favorável do que um portador de ADSs, Vide “Item 10.E
– Tributação – Considerações Materiais de Imposto Brasileiro”.
107
(Tradução livre do original em inglês)
Pela legislação brasileira, o governo federal brasileiro pode impor restrições temporárias sobre as remessas de capital
estrangeiro para o exterior na hipótese de um desequilíbrio sério ou a antecipação de um desequilíbrio sério da balança de
pagamentos do Brasil. Durante aproximadamente seis meses em 1989 e no início de 1990, o governo federal brasileiro
congelou todos os dividendos e repatriamentos de capital mantidos pelo Banco Central que eram devidos a investidores
estrangeiros de forma a conservar as reservas cambiais do Brasil. Estes montantes foram subseqüentemente liberados de
acordo com diretrizes do governo federal brasileiro. Não pode haver nenhum garantia de que o governo brasileiro não
imporá restrições similares aos repatriamentos estrangeiras no futuro.
B. Plano de Distribuição
Não aplicável.
C. Mercados
Nossas ações ordinárias são negociadas sob o símbolo “ELET3” e nossas ações preferenciais “B” são negociadas sob o
símbolo “ELET6” na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros de São Paulo (BM&FBOVESPA). A Bolsa de Valores do
Rio de Janeiro negocia apenas dívida pública federal, estadual ou municipal brasileira ou realiza leilões de privatização.
As ações e títulos são negociados exclusivamente na BM&FBOVESPA. Em 31 de dezembro de 2008, tínhamos
aproximadamente 21.001 detentores destas ações.
Nossos ADRs estão listados na NYSE. No dia 20 de janeiro de 2009, nós tínhamos quatro detentores de nossas ADSs
representando ações ordinárias e três detentores de nossas ADSs representando ações preferenciais.
Negociação, Fechamento e Compensação
Regulamentação do Mercado de Títulos Brasileiro
Os mercados brasileiros de títulos são regulamentados pela Comissão de Valores Mobiliários (a “CVM”), à qual foi
conferida a autoridade reguladora sobre os mercados de bolsas de valores e títulos pela Lei brasileira No 6.385,
promulgada em 7 de dezembro de 1976, e a Lei brasileira No 6.404, promulgada em 15 de dezembro de 1976. A CVM
possui, entre outros poderes, a autoridade de emitir licenças para corretoras e regular os investimentos estrangeiros e as
transações em moeda estrangeira. Os mercados brasileiros de títulos são regidos pelas leis e regulamentos emitidos pela
CVM e pelo CMN. Estas leis e regulamentos estipulam, entre outras coisas, exigência de divulgação, restrições sobre
negociação por insider (privilegiado) e manipulação de preços e proteção dos acionistas minoritários. Acreditamos que
estamos atualmente de acordo com todos os padrões brasileiros aplicáveis de Governança Corporativa.
Pela Lei Brasileira das S.A., uma companhia é mantida publicamente e registrada, uma companhia aberta, ou privada e
não registrada, uma companhia fechada. Todas as companhias são listadas na CVM e estão sujeitas a exigência da
prestação de informações e exigências regulatórias. Para ser registrada na BM&FBOVESPA, uma companhia deve
solicitar o registro à BM&FBOVESPA e à CVM e ficar sujeita às exigências regulatórias e exigências de prestação de
informações.
Uma companhia registrada na CVM pode negociar seus títulos ou nos mercados cambiais, inclusive na
BM&FBOVESPA, ou no mercado de balcão brasileiro. As ações de companhias listadas na BM&FBOVESPA não podem
negociar no mercado de balcão brasileiro, mas podem ser negociadas particularmente, sujeitas à diversas limitações.
O mercado brasileiro de balcão, quer seja ou não organizado, consiste de transações entre investidores através de uma
instituição financeira registrada na CVM e autorizada a negociar no mercado brasileiro de capitais. Não é necessária
nenhuma outra solicitação, à exceção do registro na CVM, para que os títulos de uma empresa pública sejam negociados
no mercado de balcão não organizado. A CVM deve receber aviso de todas as transações realizadas no mercado brasileiro
de balcão pelos respectivos intermediários.
A negociação de títulos na BM&FBOVESPA pode ser suspensa a pedido de uma companhia antes do anúncio material. A
negociação pode ser suspensa por iniciativa da BM&FBOVESPA ou da CVM, com base em ou devido a, entre outros
motivos, uma suspeita de que uma companhia tenha fornecido informações inadequadas referentes a um evento
significativo ou tenha dado respostas inadequadas a indagações pela CVM ou pela BM&FBOVESPA.
108
(Tradução livre do original em inglês)
Negociação na BM&FBOVESPA
Em 2000, as atividades de negociação de ações no Brasil foram reorganizadas por meio da assinatura de memorandos de
entendimento pelas bolsas de valores brasileiras. De acordo com os memorandos, todas as ações brasileiras são
negociadas publicamente, exclusivamente na BM&FBOVESPA.
A BM&FBOVESPA é uma entidade sem fins lucrativos, de propriedade de suas corretoras membros. A negociação nessa
bolsa é realizada por corretoras membros.
A CVM e a BM&FBOVESPA têm capacidade de avaliação para suspender a negociação de ações de um determinado
emitente sob certas circunstâncias, baseados nas indicações devidas de que uma companhia possa ter prestado
informações inapropriadas referentes a um fato material ou respostas inapropriadas a indagações feitas pela CVM ou pela
BM&FBOVESPA.
A negociação de títulos listados na BM&FBOVESPA, inclusive no “Novo Mercado” e os Segmentos nos Níveis 1 e 2 das
Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa, pode ser realizada fora das bolsas no mercado de balcão não
organizado em certas circunstâncias específicas.
Apesar do Mercado de brasileiro de títulos ser o maior na América Latina em termos de capitalização, é menor e menos
líquido do que os principais mercados de títulos nos EUA e na Europa. Igualmente, a BM&FBOVESPA é
significativamente menos líquida do que a Bolsa de Valores de Nova York, ou a NYSE, ou outras bolsas importantes no
mundo.
Embora todas as ações emitidas, em posse do público, de uma companhia listada possam ser comercializadas na
BM&FBOVESPA, menos da metade das ações listadas estão efetivamente disponíveis para negociação pelo público,
sendo as demais detidas por pequenos grupos de pessoas controladoras, por entidades governamentais ou por um acionista
principal. A volatilidade e iliquidez relativa dos mercados de títulos brasileiros podem limitar substancialmente sua
capacidade de vender as ações preferenciais na data e pelo preço que você deseja e, como resultado, podem ter um
impacto negativo no preço de mercado destes títulos.
Para reduzir a volatilidade, a BM&FBOVESPA adotou um sistema de “circuit breaker” em conformidade com o qual as
sessões de negociação podem ser suspensas por um período de 30 minutos ou uma hora sempre que índices especificados
da BM&FBOVESPA ficarem abaixo dos limites de 10% e 15%, respectivamente, com relação aos níveis de índices para a
sessão de negociação anterior.
Quando os acionistas negociam ações na BM&FBOVESPA, a negociação é acertada em três dias úteis após a data de
negociação. A entrega e pagamento de ações são feitos por meio das instalações da câmara de compensação independente
para a BM&FBOVESPA, a Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia S.A. – CBLC, que cuidam do acerto
multilateral tanto das obrigações financeiras quanto das transações que envolvem títulos. De acordo com os regulamentos
aplicáveis, o acerto financeiro é realizado através de um sistema do Banco Central e as transações que envolvem a venda e
compra de ações são acertadas através do sistema de custódia da CBLC. As entregas contra pagamento final são
irrevogáveis.
A negociação nas bolsas de valores brasileiras por não-residentes do Brasil está sujeita a procedimentos de registro.
Práticas de Governança Corporativa
Em 2000, a BM&FBOVESPA introduziu três segmentos especiais de listagem, conhecidos como Nível 1 e Nível 2 de
Práticas de Governança Corporativa e Novo Mercado, visando incrementar um mercado secundário para títulos emitidos
por companhias brasileiras listadas na BM&FBOVESPA, ao estimularem estas companhias a seguirem práticas corretas
de governança corporativa. Os segmentos de listagem foram projetados para a comercialização de ações emitidas por
companhias que se comprometem voluntariamente a obedecer às práticas de governança corporativa e exigências de
prestar informações, além das já impostas pela lei brasileira. Estas regras aumentam geralmente os direitos dos acionistas
e melhoram a qualidade das informações fornecidas aos mesmos. Recentemente, a BM&FBOVESPA reviu os Níveis 1 e
2 das Práticas de Governança Corporativa e as regas do Novo Mercado. As alterações às regras do Novo Mercado
entraram em vigor em 6 de fevereiro de 2006, e as alterações nos Níveis 1 e 2 das Práticas de Governança Corporativa
entraram em vigor em 10 de fevereiro de 2006.
Para tornar-se uma companhia Nível 1, além das obrigações impostas pela lei aplicável, um emitente deve concordar em
(a) assegurar que as ações que representarem no mínimo 25% de seu capital total estejam efetivamente disponíveis para
109
(Tradução livre do original em inglês)
negociação, (b) adotar os procedimentos de oferta que favorecem a titularidade corrente das ações sempre que se fizer
uma oferta pública, (c) cumprir com as normas mínimas de prestação de informações trimestralmente, (d) seguir
estritamente as políticas de prestação de informações com relação a transações feitas por seus acionistas controladores,
membros de seu conselho de administração e seus dirigentes envolvendo títulos emitidos pelo emitente; (e) submeter
quaisquer acordos de acionistas existentes e programas de opção de ações à BM&FBOVESPA e (f) fazer um cronograma
de eventos corporativos disponível a seus acionistas.
Para se tornar uma companhia Nível 2, além das obrigações impostas pela lei aplicável, um emitente deve concordar,
entre outras coisas, em (a) obedecer a todas as exigências de listagem para as companhias Nível 1, (b) conceder direitos
tag-along para todos os seus acionistas com relação a uma transferência do controle da companhia, oferecendo aos
portadores de ações ordinárias o mesmo preço pago por ação para as ações ordinárias de bloco controlador, (c) conceder
direitos de voto aos portadores de ações ordinárias com relação a certas transações corporativas de reestruturação e de
partes relacionadas, como (1) qualquer mudança da companhia em outra entidade corporativa, (2) qualquer fusão,
consolidação ou spin-off da companhia, (3) aprovação de quaisquer transações entre a companhia e seu acionista
controlador, incluindo as partes relacionadas ao acionista controlador, (4) aprovação de qualquer valorização de ativos a
serem entregues à companhia em pagamento das ações emitidas em um aumento de capital, (5) nomeação de um perito
para determinar o valor justo das ações da companhia com relação a qualquer oferta pública para compra (tender offer) de
cancelamento de registro e saída do Nível 2 e (6) quaisquer mudanças nestes direitos de voto, que prevalecerão enquanto o
acordo para adesão ao segmento de Nível 2 com a BM&FBOVESPA estiver em vigor, (d) ter um conselho de
administração composto de no mínimo cinco membros, dos quais um mínimo de 20% dos conselheiros deve ser
independente, com um mandato limitado de dois anos, (e) preparar demonstrativos financeiros anuais em Inglês, incluindo
demonstrativos de fluxo de caixa, de acordo com normas contábeis internacionais, como as U.S. GAAP ou as Normas
Internacionais Contábeis IFRS, (f) efetuar uma oferta pública (tender offer) pelo acionista controlador da companhia (o
preço mínimo das ações a serem oferecidas será determinado por um processo de avaliação), se decidir cancelar o registro
do segmento do Nível 2 e (g) aderir exclusivamente às regras da Câmara de Arbitragem da BM&FBOVESPA para a
resolução de disputas entre a companhias e seus investidores.
Para ser registrado no segmento do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, o emitente deve satisfazer todas as exigências
acima descritas no Nível 1 e Nível 2, além de (a) emitir somente ações ordinárias (com direito a voto) e (b) conferir
direitos tag-along para todos os acionistas com relação à transferência de controle da companhia, oferecendo o mesmo
preço pago por ação por ações ordinárias do bloco controlador.
Em 26 de setembro de 2006, celebramos um acordo com a BM&FBOVESPA para listar nossas ações preferenciais no
segmento de Nível 1, a partir da data imediatamente após a publicação do anúncio no Brasil do início desta oferta, em
conformidade com o qual concordamos em atender a todas as exigências da listagem Nível 1.
Investimento em nossas Ações Preferenciais por não-residentes no Brasil
Os investidores que residem fora do Brasil, incluindo investidores institucionais, estão autorizados a comprar instrumentos
de capital próprio, incluindo nossas ações preferenciais nas bolsas de valores brasileiras, contanto que atendam às
exigências de registro estipuladas na Resolução No 2.689 do CMN, que denominamos Resolução 2.689, e na Instrução da
CVM No 325, de 27 de janeiro de 2000, com as alterações. Com certas exceções limitadas, pela Resolução No 2.689 os
investidores podem realizar qualquer tipo de transação nos mercados de capital financeiro brasileiros envolvendo um
título negociado em uma bolsa, futura ou no mercado de balcão organizado. Os investimentos e as remessas para fora do
Brasil de ganhos, dividendos, lucros ou outros pagamentos oriundos de nossas ações preferenciais são feitos através do
mercado cambial.
Para se tornar um investidor pela Resolução No 2.689, um investidor que residir fora do Brasil deve:
•
constituir um representante no Brasil com poderes para tomar medidas com relação ao investimento;
•
nomear um administrador autorizado no Brasil para os investimentos, que deve ser uma instituição financeira
devidamente autorizada pelo Banco Central e pela CVM;
•
através de seu representante, registrar-se como investidor estrangeiro na CVM e registrar o investimento no
Banco Central;
•
através de seu representante, registrar-se na Receita Federal em conformidade com sua Instrução Normativa
número 568, de 8 de setembro de 2005; e
110
(Tradução livre do original em inglês)
•
os títulos e outros ativos financeiros mantidos pelos investidores estrangeiros em conformidade com a
Resolução No 2.689 devem ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma
entidade devidamente autorizada pelo Banco Central ou pela CVM. Além disso, a negociação de títulos por
investidores estrangeiros está geralmente restrita a transações que envolvem títulos listados nas bolsas de
valores brasileiras ou negociadas em mercados de balcão organizados autorizados pela CVM.
Lei Sarbanes – Oxley de 2002
Em 2005, começamos os procedimentos internos para avaliar, testar e documentar os controles internos para
adequação à Seção 404 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002, usando a metodologia “COSO”. Em 2006 e 2007, foram
levantados 216 processos e começamos a mapear os controles em nível de entidade. Em 2008, depois da
identificação de novas e importantes contas, planejamos mapear 137 novos processos e implementar o procedimento
de Gerenciamento de Riscos Empresariais para revisar os processos, identificar as falhas e implementar soluções a
fim de termos o mapeamento dos controles no nível de entidade para as subsidiárias.
Diferenças Significativas entre nossas Práticas de Governança Corporativa e as Normas de Governança
Corporativa da NYSE
Após a conclusão deste registro, estaremos sujeitos às normas de listagem de governança corporativa da NYSE. Como
emitente privado estrangeiro, as normas a nós aplicáveis são consideravelmente diferentes das normas aplicadas às
companhias listadas nos EUA. Pelas regras da NYSE, temos apenas que (i) ter um comitê de auditoria ou conselho de
auditoria, em conformidade com uma isenção aplicável disponível aos emitentes privados estrangeiros, que atenda a certas
exigências, conforme discutido abaixo, (ii) fornecer certificação ágil por nosso diretor executivo de qualquer
descumprimento material de quaisquer regras de governança corporativa, e (iii) fornecer uma descrição resumida das
diferenças significativas entre nossas práticas de governança corporativa e as práticas de governança corporativa da NYSE
que têm que ser seguidas pelas companhias americanas listadas. A discussão das diferenças significativas entre nossas
práticas de governança corporativa e aquelas exigidas pelas companhias dos EUA listadas está apresentada abaixo.
Maioria dos Conselheiros Independentes
As regras da NYSE exigem que a maioria dos integrantes do conselho seja constituída de conselheiros independentes. A
independência é definida por diversos critérios, inclusive a ausência de uma relação material entre o conselheiro e a
companhia listada. A lei brasileira não tem uma exigência similar. Pela lei brasileira, nem nosso Conselho de
Administração nem nossa administração tem que provar a independência de diretores antes de sua eleição para o conselho.
Entretanto, tanto a Lei Brasileira das S.A. como a CVM estabeleceram regras que exigem que os conselheiros atendam a
certas exigências de qualificação e que tratem a compensação e atribuições e responsabilidades de, assim como as
restrições aplicáveis a, os diretores executivos e conselheiros da companhia. Apesar de nossos conselheiros atenderem às
exigências de qualificações das Leis brasileiras das S.A. e da CVM, não acreditamos que a maioria de nossos conselheiros
seria considerada independente pelo teste da NYSE para independência de conselheiro. A Lei Brasileira das S.A. e nossos
estatutos exigem que nossos conselheiros sejam eleitos por nossos acionistas em uma assembléia geral de acionistas.
Sessões Executivas
As regras da NYSE exigem que conselheiros não pertencentes à administração devem participar de sessões executivas
programadas regularmente sem a presença da administração. A Lei Brasileira das Sociedades não tem uma cláusula
similar. De acordo com a Lei Brasileira das Sociedades, até um terço dos membros do Conselho de Administração pode
ser eleito pela administração. Os demais conselheiros não executivos não têm o poder de servir como supervisores da
administração e não existe nenhuma exigência para que esses conselheiros se reúnam regularmente sem os demais
conselheiros. Como resultado, os conselheiros não executivos em nosso conselho não se reúnem normalmente em sessões
executivas.
Governança Corporativa
As regras da NYSE exigem que as companhias listadas possuam um comitê nomeador/de governança corporativa
composto inteiramente por conselheiros independentes e regido por um estatuto escrito que trate da finalidade exigida do
comitê e detalhando suas responsabilidades exigidas, as quais incluem, entre outras coisas, a identificação e seleção de
candidatos a membro do conselho qualificados e desenvolvimento de um conjunto de princípios de governança
corporativa aplicável à companhia.
111
(Tradução livre do original em inglês)
Comitê de Remuneração
As regras da NYSE exigem que as companhias listadas possuam um comitê de remuneração composto inteiramente de
conselheiros independentes e regido por um estatuto escrito tratando da finalidade exigida do comitê e detalhando suas
responsabilidades obrigatórias, as quais incluem, entre outras coisas, a revisão de metas corporativas relevantes para a
remuneração do presidente, avaliação do desempenho do presidente, aprovação dos níveis de remuneração do presidente e
recomendando ao conselho a remuneração dos diretores, a remuneração de incentivo e os planos baseados em participação
nos lucros. Não somos obrigados pela lei brasileira aplicável a ter um comitê de remuneração. Pela Lei Brasileira das
S.A., o montante total disponível para remuneração de nossos conselheiros e diretores e pagamentos pela participação nos
lucros aos nossos diretores executivos é estabelecido por nossos acionistas na assembléia geral anual. O Conselho de
Administração é, então, responsável por determinar a remuneração individual e a participação nos lucros de cada diretor
executivo, assim como a remuneração dos membros de nosso conselho e comitê. Ao fazer essas determinações, o
conselho revê o desempenho dos diretores executivos, inclusive o desempenho de nosso presidente, que geralmente não
participa das discussões sobre seu desempenho e remuneração.
Comitê de Auditoria
As regras da NYSE exigem que as companhias listadas tenham um comitê de auditoria que (i) seja composto por no
mínimo três conselheiros independentes com experiência financeira, (ii) atenda às regras da SEC referentes aos comitês
de auditoria para as companhias listadas, (iii) tenha no mínimo um membro com experiência contábil ou administração
financeira, e (iv) seja regido por um estatuto escrito que trate da finalidade exigida do comitê e detalhando suas
responsabilidades exigidas. Entretanto, como emitente privado estrangeiro, apenas necessitamos cumprir com a exigência
de que o comitê de auditoria atenda às regras da SEC referentes aos comitês de auditoria para as companhias listadas. A
Lei Brasileira das S.A. exige que as companhias tenham um Conselho Fiscal não permanente composto de três a cinco
membros eleitos na assembléia geral de acionistas.
Aprovação pelo Acionista de Remuneração via Ações
As regras da NYSE exigem que os acionistas tenham uma oportunidade de votar em todos os planos de compensação de
capital próprio e em suas revisões materiais, com exceções limitadas. Pela Lei Brasileira das S.A., os acionistas devem
aprovar todos os programas de opção de compra de ações. Além disso, qualquer emissão de novas ações que ultrapassem
o capital acionário autorizado está sujeita à aprovação dos acionistas.
As regras da NYSE exigem que as companhias listadas adotem e informem as diretrizes de governança corporativa. Não
adotamos quaisquer diretrizes formais de governança corporativa além daquelas exigidas pela lei brasileira aplicável.
Adotamos e observamos uma política de informação que exige a divulgação pública de todas as informações relevantes
em conformidade com as diretrizes estipuladas pela CVM, bem como uma política de comercialização de insider a qual,
entre outras coisas, estabelece períodos de Black-out e exige que os insiders informem à administração todas as transações
que envolverem seus títulos.
Código de Conduta e Ética Empresarial
As regras da NYSE exigem que as companhias listadas adotem e divulguem um código de conduta e ética empresarial
para os diretores, conselheiros e empregados, e divulgue prontamente quaisquer dispensas do código para os membros do
conselho ou diretores ou dirigentes. A lei brasileira aplicável não tem uma exigência similar.
Função da Auditoria Interna
As regras da NYSE exigem que as companhias listadas mantenham uma função de auditoria interna para fornecer à
administração e ao comitê de auditoria avaliações permanentes dos processos de administração de risco da companhia e
sistema de controle interno.
D. Acionistas Vendedores
Não aplicável.
E. Diluição
Não aplicável.
112
(Tradução livre do original em inglês)
F. Despesas da Emissão
Não aplicável.
ITEM 10. Informações Adicionais
A. Capital Social
Não aplicável.
B. Contrato e Estatuto Social
Objeto Social da Empresa
Nossos estatutos estabelecem que nossos objetos sociais são:
(1) construir e operar usinas de energia e linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica e celebração de
atos de comércio, como a comercialização de energia elétrica;
(2) cooperar com o governo para estabelecer a política de energia pública;
(3) dar suporte financeiro a nossas subsidiárias;
(4) promover e apoiar pesquisa de interesse do setor energético, ligada à geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica, assim como estudos relativos à utilização de reservatórios para diversas finalidades;
(5) contribuir para o treinamento do pessoal técnico necessário para o setor elétrico brasileiro por meio de cursos
especializados; podemos dar também assistência às entidades educacionais no Brasil e no exterior; e
(6) cooperar técnica e administrativamente com nossas subsidiárias e o governo.
Nosso Conselho de Administração não tem o poder de votar a compensação de seus membros ou exercer poderes de
empréstimo. Somente nossos acionistas podem aprovar essas matérias. Não existe nenhum limite de idade prescrito para
saída de membros do Conselho de Administração.
Descrição de nosso Capital Acionário
Geral
Somos uma sociedade de economia mista, autorizada e constituída de acordo com a Lei brasileira No 3.890-A, de 25 de
abril de 1961. Somos registrados nas autoridades tributárias brasileiras com CNPJ número 00.001.180/0001-26.
Nosso capital acionário está dividido em três tipos de ações: ações ordinárias, ações preferenciais classe “A” (que foram
emitidas antes de 23 de junho de 1969) e ações preferenciais classe “B” (que foram emitidas desde 23 de junho de 1969).
Em setembro de 2006, firmamos um acordo com a BM&BOVESPA para listar nossas ações no segmento Nível 1 da
governança corporativa da BM&BOVESPA, cuja efetividade teve início em 29 de setembro de 2006. A negociação de
nossas ações no Nível 1 começou em 29 de setembro de 2006.
História de Nosso Capital Acionário
Em 2008, nosso capital acionário aumentou de R$24.236 milhões para R$26.157 milhões devido à conversão dos
empréstimos compulsórios em ações preferenciais classe “B”. O montante das ações preferenciais Classe “B” aumentou
de 224.328.055 para 227.186.643.
113
(Tradução livre do original em inglês)
Ações do tesouro
Não possuímos ações do tesouro e não temos um programa para recompra de nossas ações.
Direitos anexados às nossas ações
Ações Ordinárias
Cada uma de nossas ações dá direito ao seu portador a um voto em todas as matérias submetidas a votação dos acionistas
em uma assembléia geral anual ou especial dos acionistas. Além disso, no caso de nossa liquidação, os portadores de
nossas ações têm direito a compartilhar de todos os nossos ativos remanescentes, após o pagamento de todos os nossos
compromissos, proporcionalmente de acordo com sua respectiva participação no montante total das ações ordinárias
emitidas e em mãos do púbico. Os portadores de nossas ações ordinárias podem participar de todos os aumentos de capital
futuro por nós realizado.
Ações Preferenciais
Os portadores de nossas ações preferenciais não têm direito de votar em assembléias de acionistas anuais ou especiais,
mas têm direito preferencial ao reembolso de capital e à distribuição de dividendos. Nossas ações preferenciais não podem
ser convertidas em ações ordinárias.
As ações preferenciais classe “A”, e as ações bonificadas relacionadas a essas ações têm direito a um dividendo de 8% por
ano, em prioridade para a distribuição de outros dividendos, a serem divididos igualmente entre elas. As ações
preferenciais classe “B”, e as ações bonificadas relacionadas a essas ações, têm direito a um dividendo de 6% por ano, em
prioridade para a distribuição de outros dividendos, a serem divididos igualmente entre elas. Um dividendo não pago não
é pagável em anos futuros. As ações preferenciais classe “A” e as ações preferenciais classe “B” equiparam-se igualmente
em uma liquidação.
Além disso, as ações preferenciais têm direito a receber um dividendo no mínimo dez por cento acima do dividendo pago
a cada ação ordinária.
Transferência de nossas ações
Nossas ações não estão sujeitas a quaisquer restrições sobre transferência de ações. Sempre que uma transferência de
titularidade de ações ocorrer, a companhia financeira na qual essas ações estão depositadas pode coletar do acionista que
as estiver transferindo, o custo de quaisquer serviços relacionados à sua transferência brasileira, sujeito às taxas máximas
estabelecidas pela CVM.
Direitos de preferência
Nenhum direito de preferência se aplica à emissão ou transferência de nossas ações.
Resgate
Não podemos resgatar nossas ações.
Registro
Nossas ações são mantidas na forma escritural com o J.P. Morgan Chase Bank N.A., que atuará como agente de custódia
de nossas ações. As transferências de nossas ações serão realizadas por meio escritural pelo J.P. Morgan Chase Bank N.A
em seu sistema contábil, debitando a conta das ações do vendedor e creditando a conta de ações do comprador, mediante
um pedido escrito de quem estiver transferindo ou uma autorização ou ordem judicial para afetar essas transferências.
Notificação de interesse em nossas ações
Qualquer acionista que adquirir 5% ou mais de nosso capital acionário de qualquer classe está obrigado a comunicar à
CVM, através de nós, este fato até o início do mês seguinte. Esse acionista deve apresentar outras notificações para outras
ações de nosso capital acionário que possa adquirir. Somos obrigados a comunicar à CVM no prazo de 10 dias do início
do mês.
114
(Tradução livre do original em inglês)
Assembléias gerais de acionistas
A lei brasileira das sociedades não permite que os acionistas aprovem matérias por meio de consentimento escrito obtido
como resposta a um procedimento de solicitação de consentimento. Todas as matérias sujeitas a aprovação pelos
acionistas devem ser aprovadas em uma assembléia geral devidamente convocada. Existem dois tipos de assembléias de
acionistas: ordinárias e extraordinárias. As assembléias ordinárias ocorrem uma vez por ano dentro dos 120 dias de nosso
exercício fiscal e as assembléias extraordinárias podem ser convocadas sempre que necessário for.
As assembléias de acionistas são convocadas por nosso conselho de administração. O aviso dessas assembléias é enviado
aos acionistas e, além disso, os avisos são publicados em um jornal de circulação geral em nosso local principal de
atividades e em nosso sítio na web, no mínimo 15 dias antes da assembléia.
As assembléias de acionistas ocorrem em nossa sede em Brasília. Os acionistas podem ser representados em uma
assembléia de acionistas por procuradores que sejam (i) acionistas da companhia; (ii) um advogado brasileiro, (iii) um
membro de nossa administração, ou (iv) uma instituição financeira.
Em assembléias devidamente convocadas, nossos acionistas podem tomar qualquer ação com relação a nossas atividades.
As ações a seguir podem ser tomadas por nossos acionistas em assembléias gerais:
•
aprovação de nossas contas anuais;
•
eleição e dispensa dos membros de nosso conselho de administração e nosso conselho fiscal;
•
alteração de nossos estatutos;
•
aprovação de nossa fusão, consolidação ou cisão;
•
aprovação de nossa dissolução ou liquidação, bem como a eleição e dispensa de liquidantes e a aprovação de
suas contas;
•
bonificações e aprovação de desdobramentos ou grupamentos de ações
•
aprovação de programas de opções de ações para nossa administração e empregados;
•
aprovação do pagamento de dividendos.
Conselho de Administração, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal
Nossos estatutos estabelecem um Conselho de Administração, composto de até dez membros, uma Diretoria, com número
ilimitado de membros e um Conselho Fiscal Permanente, composto de cinco membros.
Qualificações
Todos os membros do Conselho de Administração, da Diretoria Executiva e do Conselho Fiscal devem ser brasileiros.
Nossos estatutos estipulam que apenas acionistas da empresa podem ser nomeados para o Conselho de Administração;
não existe exigência sobre posse de ações para nomeação para nosso Conselho de Administração ou para o Conselho
Fiscal. Nossos estatutos também estipulam que certas pessoas não podem ser nomeadas para a administração da
companhia, inclusive aquelas que: forem desqualificadas pela CVM, forem declarados falidos ou foram condenados por
certos crimes como suborno e crimes contra a economia.
As atas da reunião dos acionistas ou conselheiros que nomeiam um membro do Conselho de Administração ou da
Diretoria Executiva, respectivamente, devem detalhar as qualificações dessa pessoa e especificar o período de seu
mandato.
Nomeação
Os membros de nosso Conselho de Administração são eleitos em assembléia geral para um mandato renovável de três
anos. Entretanto, em 28 de abril de 2005, nossos acionistas aprovaram uma alteração em nossos estatutos em
conformidade com a qual o mandato de cada membro de nosso Conselho de Administração será reduzido de três anos
115
(Tradução livre do original em inglês)
para um ano. De acordo com a Lei No 3.890-A, de 25 de abril de 1961, esta alteração está sujeita à aprovação por meio de
um decreto presidencial, o qual se encontra pendente à data deste relatório.
Na qualidade de acionista majoritário, o Governo Brasileiro tem o direito de nomear oito membros de nosso Conselho de
Administração, dos quais sete são nomeados pelo MME e um pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e
Administração. Os outros acionistas ordinários têm o direito de eleger um membro, e os portadores de ações preferenciais
sem direito a voto que representarem no mínimo dez por cento de todo nosso capital, têm o direito de eleger um membro.
Um dos membros do Conselho de Administração é nomeado Presidente da empresa.
Os membros de Nossa Diretoria Executiva são nomeados por nosso Conselho de Administração por um período
indefinido.
O Governo Brasileiro tem o direito de nomear três membros de nosso Conselho Fiscal e, tanto os acionistas minoritários
como os portadores de nossas ações preferenciais, têm o direito de nomear um membro cada um.
Reuniões
Nosso Conselho de Administração reúne-se ordinariamente uma vez por mês e quando convocado por uma maioria dos
conselheiros ou o pelo Presidente. Entre outras atribuições, nosso Conselho de Administração é responsável por (i) fixar
as diretrizes de nossas atividades, (ii) determinar a organização corporativa de nossas subsidiárias ou qualquer
participação societária por nós em outras entidades jurídicas, (iii) determinar nossa política de empréstimos e
financiamentos e (iv) aprovar qualquer garantia em favor de qualquer uma de nossas subsidiárias em qualquer acordo
financeiro. Os conselheiros não podem participar de discussões ou votar com relação a matérias nas quais eles estejam de
alguma forma interessados.
Nossa Diretoria Executiva reúne-se ordinariamente todas as semanas, ou quando for convocada por uma maioria de seus
diretores ou pelo Presidente. Nossa Diretoria Executiva determina a política geral de nossas atividades, é responsável por
todas as questões relacionadas à administração e às operações diárias e é o órgão máximo controlador no que se refere à
execução das diretrizes. Os membros de nossa Diretoria Executiva não podem participar de discussões ou votar com
relação a matérias nas quais eles estejam de alguma forma interessados.
O conselho Fiscal reúne-se uma vez por mês.
Obrigações de prestar informações
Nossas obrigações de prestar informações são determinadas pelo "Manual de Divulgação e Uso de Informações
Relevantes e Política de Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Eletrobrás", cuja cópia está disponível em
nosso sítio na web. As informações encontradas neste sítio da web não são incorporadas por referência a este relatório.
C. Contratos Materiais
Nossas operações em Itaipu são feitas em conformidade com um tratado celebrado em 26 de abril de 1973, entre o
Governo Brasileiro e o Governo do Paraguai. Uma tradução deste tratado está incluída como anexo a este Relatório. Os
termos materiais deste tratado estão descritos no “Item 5. Revisão Operacional e Financeira e Perspectivas”.
D. Controles Cambiais
O direito de converter dividendos ou pagamentos de juros e lucros obtidos da venda de ações para moeda estrangeira e
remeter esses montantes para fora do Brasil está sujeito a restrições impostas pela legislação de investimentos estrangeiros
que requer geralmente, entre outras coisas, que os investimentos tenham sido registrados no Banco Central e na CVM.
Essas restrições sobre a remessa de capital estrangeiro para o exterior podem obstruir ou impedir que o custodiante de
nossas ações preferenciais representadas por nossas ADSs ou os portadores de nossas ações preferenciais convertam
dividendos, distribuições ou os produtos de qualquer venda das ações preferenciais para dólares americanos e a remessa
de dólares americanos para o exterior. Os portadores de nossas ADSs podem ser adversamente afetados por atrasos ou
recusas na concessão de qualquer aprovação governamental necessária para converter os pagamentos em moeda brasileira
nas ações preferenciais que derivam nossas ADSs e remeter os produtos para o exterior.
A Resolução No 1.927 do Conselho Monetário Nacional determina a emissão de recibos de depósito em mercados
estrangeiros referentes a ações de emitentes brasileiros. Reafirma e altera o Anexo V da Resolução No 1.289 do Conselho
Monetário Nacional, conhecido como Regulamentos do Anexo V. O programa ADS foi aprovado com base nos
116
(Tradução livre do original em inglês)
Regulamentos do Anexo V pelo Banco Central e a CVM antes da emissão das ADSs. Dessa forma, os lucros obtidos da
venda de ADSs por portadores de ADR fora do Brasil estão isentos de controles brasileiros sobre investimento estrangeiro
e os portadores de ADSs têm direito a tratamento tributário favorável. Vide “Item 10.E, Tributação - Considerações
Tributárias Brasileiras Materiais”.
Pela Resolução No 2.689 do CMN, os investidores estrangeiros registrados na CVM podem comprar e vender títulos
brasileiros, inclusive nossas ações preferenciais, em bolsas de valores brasileiras, sem obterem certificados separados de
registro para cada transação. O registro está disponível para investidores estrangeiros qualificados, que inclui
principalmente instituições financeiras estrangeiras, companhias de seguro, fundos de pensão e investimento, instituições
beneficentes estrangeiras e outras instituições que atendam a certas exigências mínimas de capital e outras. A Resolução
No 2.689 também concede tratamento tributável favorável aos investidores registrados. Vide “Item 10.E, Tributação –
Considerações Tributárias Brasileiras Materiais”.
Em conformidade com a Resolução Nº 2.689, os investidores estrangeiros devem: (i) constituir um representante no Brasil
com capacidade para realizar ações referentes ao investimento estrangeiro; (ii) preencher o formulário apropriado para
registro de investidor estrangeiro; (iii) obter o registro como investidor estrangeiro junto à CVM; e (iv) registrar o
investimento estrangeiro no Banco Central.
Os títulos e outros ativos financeiros mantidos por um investidor estrangeiro em conformidade com a Resolução No 2.689
devem ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente autorizada pelo
Banco Central ou pela CVM. Além disso, a negociação de títulos está restrita a transações realizadas nas bolsas de valores
ou nos mercados de balcão autorizados pela CVM.
Capital Registrado
Quaisquer quantias investidas em nossas ações por um portador não-brasileiro qualificado pela Resolução Nº 2.689 e que
obtiver um registro com a CVM, ou pelo depositário que representar um portador de ADS, têm direito a registro no Banco
Central. Este registro (o montante registrado é denominado capital registrado) permite a remessa para fora do Brasil de
moeda estrangeira, convertida à taxa de mercado comercial, adquirida com os recursos obtidos de distribuição em, e
quantias realizadas através de, a alienação de nossas ações. O capital registrado por ação comprada na forma de uma ADS,
ou comprada no Brasil e depositada com o depositário em troca de ADS, será igual ao seu preço de compra (declarado em
dólares americanos). O capital registrado por ação sacado após o cancelamento de uma ADS será o equivalente em
dólares americanos de (i) o preço médio de uma ação na bolsa de valores brasileira na qual a maioria das ações foi
negociada no dia de saque ou (ii) se nenhuma ação tiver sido negociada naquele dia, o preço médio na bolsa de valores
brasileira no qual a maioria das ações tiverem sido negociadas nas quinze sessões de negociação imediatamente anteriores
ao saque. O equivalente em dólares americanos será determinado com base na taxa de câmbio comercial média pelo
Banco Central nestas datas.
Um portador não brasileiro de ações pode enfrentar atrasos na realização do registro no Banco Central, o que pode atrasar
as remessas para o exterior. Esta demora pode afetar adversamente o montante em dólares americanos recebido pelo
portador não brasileiro.
Um certificado de registro foi emitido em nome do depositário com relação às ADSs e é mantido pelo administrador em
nome do depositário. Em conformidade com o certificado de registro, o custodiante e o depositário podem converter
dividendos e outras distribuições referentes às ações representadas por nossas ADSs em moeda estrangeira e remeter os
resultados para fora do Brasil. Na hipótese de um portador de ADSs trocar essas ADSs por ações, esse portador poderá
continuar se baseando no certificado de registro do depositário por cinco dias úteis após a troca, após o que o portador
deve procurar obter seu próprio certificado de registro no Banco Central. Posteriormente, qualquer portador de ações
poderá não conseguir converter para a moeda estrangeira e remeter para fora do Brasil os resultados de qualquer alienação
de, ou distribuição com respeito a, essas ações, a não ser que o portador seja um investidor devidamente qualificado de
acordo com a Resolução No 2.689 ou obtenha seu próprio certificado de registro. Um portador que obtiver um certificado
de registro estará sujeito a tratamento tributário brasileiro menos favorável do que um portador de ADSs. Vide “Item
10.E, Tributação – Considerações Tributárias Brasileiras Materiais”.
Se o portador não estiver qualificado de acordo com a Resolução No 2.689 ao se registrar na CVM e no Banco Central e
nomear um representante no Brasil, estará sujeito a tratamento tributável brasileiro menos favorável do que um portador
de ADSs. Independentemente da qualificação pela Resolução No 2.689, os residentes em paraísos fiscais estão sujeitos a
tratamento tributável menos favorável do que outros investidores estrangeiros. Vide “Item 10.E, Tributação –
Considerações Tributárias Brasileiras Materiais”.
117
(Tradução livre do original em inglês)
Pela atual legislação brasileira, o governo federal pode impor restrições temporárias sobre as remessas de capital
estrangeiro para o exterior, na hipótese de um desequilíbrio sério ou uma previsão de desequilíbrio sério na balança de
pagamentos do Brasil. Durante aproximadamente seis meses em 1989 e no início de 1990, o governo federal brasileiro
congelou todos os dividendos e repatriamentos de capital mantidos pelo Banco Central que eram devidos a investidores
estrangeiros de forma a conservar as reservas cambiais do Brasil. Estes montantes foram subseqüentemente liberados de
acordo com as diretrizes do governo federal brasileiro. Não pode haver nenhuma garantia de que o governo brasileiro não
imporá restrições similares aos repatriamentos estrangeiras no futuro. Vide “Item 3.D, Fatores de Risco – Riscos
Referentes ao Brasil”.
E. Tributação
A discussão a seguir trata das conseqüências materiais do imposto de renda federal brasileiro e dos Estados Unidos pela
aquisição, manutenção e alienação de nossas ações ou ADSs.
Esta discussão não é uma discussão abrangente de todas as condições tributárias que possam ser relevantes para uma
decisão sobre comprar nossas ações ou ADSs e não se aplica a todas as categorias de investidores, alguns dos quais
podem estar sujeitos a regras especiais, e não trata especificamente de todas as considerações sobre imposto de renda
federal brasileiro e dos Estados Unidos aplicáveis a um determinado portador. É baseada nas leis tributárias do Brasil e
dos Estados Unidos em vigor na data deste relatório, as quais estão sujeitas a alteração, possivelmente com efeito
retroativo, e a diferentes interpretações. Cada provável comprador deve consultar seu próprio conselheiro fiscal sobre
certas conseqüências do imposto de renda federal brasileiro e dos Estados Unidos de um investimento em nossas ações ou
ADSs. Esta discussão é também baseada nas representações do depositário sobre a assunção de que cada obrigação
constante do acordo de depósito entre nós, J.P. Morgan Chase Bank, N.A., como depositário, e os portadores registrados e
beneficiários de nossas ADSs, e quaisquer documentos correlatos, será realizada de acordo com seus termos.
Apesar de não existir atualmente nenhum tratado sobre imposto de renda entre o Brasil e os Estados Unidos, as
autoridades tributárias dos dois países mantiveram discussões que podem culminar nesse tratado. Não podemos assegurar,
entretanto, se e quando um tratado entrará em vigor ou como afetará os portadores de nossas ações ou ADSs.
Considerações Tributárias Materiais Brasileiras
As discussões a seguir tratam das conseqüências tributárias materiais brasileiras da aquisição, posse e alienação de nossas
ações ou ADSs por um portador que não seja domiciliado no Brasil para fins de tributação brasileira e que tenha
registrado seu investimento nesses títulos no Banco Central como um investimento em dólares americanos (em cada caso,
um Portador Não Brasileiro). De acordo com a lei brasileira, os investidores podem investir nas ações de acordo com a
Resolução No 2.689.
A Resolução No 2.689 permite que os investidores estrangeiros invistam em quase todos os ativos e se envolvam em quase
todas as transações disponíveis nos mercados financeiros e de capital brasileiros, contanto que algumas exigências sejam
cumpridas. De acordo com a Resolução No 2.689, a definição de investidor estrangeiro inclui indivíduos, entidades
jurídicas, fundos mútuos e outras entidades de investimento coletivo, domiciliadas ou sediadas no exterior.
Em conformidade com a Resolução No 2.689, os investidores estrangeiros devem: (a) constituir um representante no
Brasil com capacidade para realizar ações referentes ao investimento estrangeiro; (b) preencher o formulário apropriado
para registro de investidor estrangeiro; (c) obter o registro como investidor estrangeiro junto à CVM; e (d) registrar o
investimento estrangeiro no Banco Central.
Os títulos e outros ativos financeiros mantidos por investidores estrangeiros em conformidade com a Resolução No 2.689
devem ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente autorizada pelo
Banco Central ou pela CVM. Além disso, a negociação de títulos está restrita a transações realizadas em bolsas de valores
ou organizadas em mercados de balcão autorizados pela CVM, à exceção de transferências resultantes de uma
reorganização corporativa, ocorrendo após o falecimento de um investidor pela operação da lei ou testamento ou como
conseqüência da retirada da lista das ações relevantes de uma bolsa de valores e o cancelamento do registro na CVM.
Tributação de Dividendos. Os dividendos, inclusive dividendos em espécie, por nós pagos ao depositário com relação às
ações que servem de base a ADSs ou a um Portador Não Brasileiro com relação a nossas ações, geralmente não estão
sujeitos a imposto de renda brasileiro retido na fonte. Os dividendos relativos a lucros gerados antes de 31 de dezembro de
1995, estão sujeitos a um imposto brasileiro retido na fonte de 15,0% a 25,0% de acordo com a legislação tributária
aplicável a cada ano correspondente. Desde 1o de janeiro de 1996, os dividendos de ações referentes a lucros também não
estão sujeitos a imposto retido na fonte no Brasil.
118
(Tradução livre do original em inglês)
Tributação de Ganhos. Os ganhos obtidos fora do Brasil por um portador não brasileiro sobre a alienação de ADSs para
outro portador não brasileiro não estão sujeitos a imposto brasileiro. De acordo com a Lei No 10.833, promulgada em 29
de dezembro de 2003, ou Lei No 10.833, a alienação de ativos localizados no Brasil por um portador não brasileiro, quer
para outros portadores não brasileiros como para portadores brasileiros, pode tornar-se sujeita a tributação no Brasil.
Embora acreditemos que as ADSs não se enquadrem na definição de ativos localizados no Brasil para fins da Lei No
10.833, considerando o escopo geral e não claro dessas disposições e a falta de uma regulamentação de tribunal judicial
com respeito às mesmas, não temos condições de prever se esse entendimento prevalecerá nos tribunais do Brasil.
Para fins da tributação brasileira, existem dois tipos de Portadores Não Brasileiros de nossas ações ou ADSs: (a)
Portadores Não Brasileiros que não sejam residentes ou domiciliados em uma jurisdição de paraíso fiscal (ou seja, um país
ou local que não imponha imposto de renda ou no qual o índice máximo de imposto de renda é inferior a 20,0% ou no
qual a legislação interna imponha restrições à informação da composição acionária ou a propriedade do investimento) e
que, no caso dos portadores de nossas ações, sejam registradas no Banco Central e na CVM para investir no Brasil, de
acordo com a Resolução No 2.689; e (b) outros Portadores Não Brasileiros, que incluam qualquer um e todos os não
residentes no Brasil que invistam em títulos de participação acionária de companhias brasileiras através de quaisquer
outros meios e todos os tipos de investidor que estiverem localizados em jurisdição de paraíso fiscal. Os investidores
mencionados no item (a) acima estão sujeitos a um regime tributário favorável no Brasil, conforme descrito abaixo.
O depósito de nossas ações em troca de ADSs pode estar sujeito a imposto brasileiro sobre ganhos de capital à taxa de
15,0%, ou 25,0% no caso de investidores domiciliados em uma jurisdição de paraíso fiscal, se o montante anteriormente
registrado no Banco Central como investimento estrangeiro nas ações preferenciais ou ordinárias for inferior a (a) o preço
médio por ação preferencial ou ordinária em uma bolsa de valores brasileira na qual o maior número dessas ações tenha
sido vendido no dia do depósito; ou (b) se nenhuma ação preferencial ou ordinária tiver sido vendida naquele dia, o preço
médio na bolsa de valores brasileira na qual o maior número de ações preferenciais ou ordinárias tenha sido vendido nas
15 sessões de negociação imediatamente anteriores ao depósito. Nesse caso, a diferença entre o montante anteriormente
registrado e o preço médio das ações calculado conforme descrito acima será considerada como sendo um ganho de
capital. Essa tributação não se aplica no caso de investidores registrados pela Resolução No 2.689, que não estiverem
localizados em uma jurisdição de paraíso fiscal, que estejam atualmente isentos de impostos de renda nessa transação.
A retirada de ADSs em troca de ações preferenciais ou ordinárias não está sujeita a imposto brasileiro. Após o
recebimento das ações preferenciais ou ordinárias básicas, um Portador Não Brasileiro registrado de acordo com a
Resolução No 2.689 poderá registrar o valor em dólares americanos dessas ações no Banco Central, conforme descrito
abaixo.
Regra geral, os Portadores Não Brasileiros registrados de acordo com a Resolução No 2.689, que não estiverem
localizados em uma jurisdição de paraíso fiscal, estão sujeitos a imposto de renda à taxa de 15,0% sobre os ganhos obtidos
em vendas ou trocas de nossas ações fora da bolsa de valores brasileira. Com referência a recursos obtidos de um resgate
ou de uma distribuição de liquidação com relação às ações preferenciais ou ordinárias, a diferença entre o montante
efetivamente recebido pelos acionistas e o montante do custo de aquisição correspondente das ações preferenciais ou
ordinárias resgatado ou liquidado, também estará sujeito a importo de renda à taxa de 15,0%, uma vez que essas
transações sejam tratadas como uma venda ou troca não realizada em uma bolsa de valores brasileira. Os ganhos obtidos
de transações na bolsa de valores brasileira por um investidor registrado de acordo com a Resolução No 2.689 que não
estiver localizado em uma jurisdição de paraíso fiscal, estão isentos de imposto de renda brasileiro. Este tratamento
preferencial de acordo com a Resolução No 2.689 não se aplica a Portadores Não Brasileiros de nossas ações ou ADSs que
sejam residentes em uma jurisdição de paraíso fiscal, de acordo com a Lei No 9.959, de 27 de janeiro de 2000, caso em
que os ganhos obtidos em transações realizada por esse portador na bolsa de valores brasileira estão sujeitos à taxa de
imposto aplicável a um residente brasileiro. De acordo com a Lei No 11.033, de 21 de dezembro de 2004, a taxa aplicável
aos residentes brasileiros em transações celebradas em 1o de janeiro de 2005 foi fixada em 15,0%, estando também sujeita
a um imposto retido na fonte de 0,005% (a ser compensado pelo imposto devido sobre eventuais ganhos de capital).
Por conseguinte, os Portadores Não Brasileiros estão sujeitos à imposto de renda à taxa de 15,0% sobre ganhos obtidos de
vendas ou trocas no Brasil de nossas ações que ocorrerem na bolsa de valores brasileira, a não ser que essa venda seja
feita por um Portador Não Brasileiro que não seja residente em uma jurisdição de paraíso fiscal, e (a) essa venda seja feita
no prazo de cinco dias úteis da retirada dessas ações em troca de ADSs e os recursos obtidos dessa venda sejam remetidos
para o exterior nesse prazo de cinco dias, ou (b) essa venda seja feita de acordo com a Resolução No 2.689 por Portadores
Não Residentes registrados na CVM. Nestes dois casos, a transação será isenta de imposto.
O “ganho obtido” como resultado de uma transação na bolsa de valores brasileira é a diferença entre o montante de moeda
brasileira obtido da venda ou troca das ações e seu custo de aquisição, sem qualquer correção devida à inflação. Não pode
haver nenhuma garantia de que o tratamento preferencial atual aos portadores de ADSs e aos Portadores Não Brasileiros
de ações preferenciais ou ordinárias de acordo com a Resolução No 2.689 continuará ou não será alterado futuramente.
119
(Tradução livre do original em inglês)
Qualquer exercício de direitos de preferência referentes às ações preferenciais ou ordinárias ou ADSs não estará sujeito a
tributação brasileira. Qualquer ganho proveniente da venda ou cessão de direitos de preferência referentes a ações pelo
depositário em nome de portadores de ADSs estará sujeito a imposto de renda brasileiro de acordo com quaisquer mesmas
regras aplicáveis à venda ou alienação de ações.
Distribuições de Juros Sobre Capital Próprio. De acordo com a Lei No 9.249, de 26 de dezembro de 1995, com as
alterações, as empresas brasileiras podem efetuar pagamentos a acionistas caracterizados como distribuições de juros
sobre capital próprio. Esses juros são calculados por referência à TJLP, determinada pelo Banco Central e não podem
exceder o maior entre:
•
50% da renda líquida (após a contribuição social sobre lucros e antes de levar em conta essa distribuição e
quaisquer deduções por imposto de renda corporativo) para o período com relação ao qual o pagamento for
efetuado; ou
•
50% da soma dos lucros retidos e das reservas de lucros.
As distribuições de juros sobre capital próprio com relação às ações preferenciais e ordinárias pagas aos acionistas que
sejam tanto residentes brasileiros como Residentes não brasileiros, incluindo os portadores de ADSs, estão sujeitas a
imposto de renda brasileiro retido na fonte à taxa de 15,0% ou 25,0% no caso de acionistas domiciliados em uma
jurisdição de paraíso fiscal, e deverão ser deduzidos por nós desde que o pagamento de uma distribuição de juros seja
aprovada por nossos acionistas. A distribuição de juros sobre capital próprio pode ser determinada por nosso conselho de
administração. Não podemos garantir-lhes de que nosso conselho de administração não determinará que as futuras
distribuições de lucros possam ser feitas por meio de juros sobre o capital próprio em lugar de por meio de dividendos.
As quantias pagas como distribuição de juros sobre capital próprio são dedutíveis de imposto de renda corporativo e
contribuição social sobre os lucros, os quais são ambos impostos cobrados sobre nossos lucros, na medida em que os
limites e regras acima descritas sejam por nós cumpridas.
Outros Impostos Brasileiros Relevantes
Não existem impostos brasileiros sobre heranças, doação ou de transmissão aplicáveis à posse, transferência ou alienação
de ações preferenciais ou ordinárias ou ADSs por um Portador Não Brasileiro, à exceção de impostos sobre doação e
sobre heranças, os quais são cobrados por alguns estados do Brasil sobre transmissões gratuitas feitas ou heranças
transferidas por indivíduos ou entidades não residentes ou domiciliadas no Brasil ou domiciliadas no estado para
indivíduos ou entidades residentes ou domiciliadas nesse estado no Brasil. Não existem impostos de selo, emissão,
registro ou impostos similares brasileiros ou tributos pagáveis por portadores de nossas ações ou ADSs.
Em conformidade com o Decreto No 4.494, de dezembro de 2000, a conversão para moeda estrangeira ou a conversão
para moeda brasileira dos produtos recebidos por uma entidade brasileira de um investimento estrangeiro no mercado de
títulos brasileiro, incluindo aqueles relacionados ao investimento nas ações preferenciais ou ordinárias e ADSs e aqueles
feitos de acordo com a Resolução No 2.689, está potencialmente sujeita a um Imposto Sobre Operações Financeiras –
IOF/Câmbio, embora atualmente a taxa desse imposto seja geralmente zero por cento. De acordo com a Lei No 8.894,de
21 de junho de 1994, ou Lei No 8.894, essa taxa de IOF pode ser aumentada a qualquer momento até o máximo de 25,0%,
mas qualquer aumento somente será aplicável a transações que ocorrerem após esse aumento entrar em vigor.
A Lei No 8.894 cria o Imposto sobre Operações com Títulos e Valores Mobiliários (IOF/Títulos), que pode ser cobrado
sobre quaisquer transações envolvendo valores mobiliários e títulos efetuadas no Brasil, mesmo se as operações forem
realizadas na bolsa de valores brasileira. Regra geral, a taxa deste imposto é atualmente zero, mas o poder executivo pode
aumentar esse percentual para até 1,5% por dia, mas somente com relação a operações futuras.
Até 31 de dezembro de 2007, as transferências de recursos relacionadas a transações financeiras no Brasil estavam
sujeitas a Contribuição Provisória sobre Movimentação Financeira, ou CPMF, que era cobrada a uma taxa de 0,38% sobre
qualquer retirada bancária.
Entretanto, como desde de 2008 a CPMF não está mais em vigor, não deve ser cobrada sobre qualquer transação
financeira realizada depois dessa data. O governo brasileiro pretende restabelecer a CPMF depois de fevereiro de 2008 via
submissão de uma nova proposta ao congresso brasileiro. No caso da CPMF ser ser restabelecida, ela será aplicada
somente após um período de 90 dias após a promulgação da respectiva legislação. (vacatio legis) e apenas em relação a
eventos que possam vir a acontecer
120
(Tradução livre do original em inglês)
Capital Registrado. O montante de um investimento em ações mantidas por um Portador Não Brasileiro que se qualificar
de acordo com a Resolução No 2.689 e obtiver registro na CVM, ou pelo depositário, representante desse portador, é
elegível para registro no Banco Central. Esse registro permite a remessa para fora do Brasil de quaisquer recursos obtidos
de distribuições nas ações, e os montantes obtidos com relação à alienação dessas ações. Os montantes recebidos em
moeda brasileira são convertidos para moeda estrangeira utilizando a taxa de mercado comercial. O capital registrado para
ações preferenciais ou ordinárias compradas na forma de ADSs ou compradas no Brasil, e depositado com o depositário
em troca de ADSs, será igual ao seu preço de compra (em dólares americanos) para o comprador. O capital registrado para
ações retiradas mediante a entrega de ADSs, conforme for aplicável será o equivalente em dólares americanos do preço
médio das ações preferenciais ou ordinárias, conforme for aplicável, em uma bolsa de valores brasileira utilizando-se a
taxa de mercado comercial. O capital registrado para as ações preferenciais ou ordinárias comprada na forma aplicável,
em uma bolsa de valores brasileira na qual o maior número dessas ações, conforme for aplicável, tiver sido vendido no dia
de retirada. Se nenhuma ação preferencial ou ordinária, conforme for aplicável, tiver sido vendida nesse dia, o capital
registrado será referente ao preço médio na bolsa de valores brasileira no qual o maior número dessas ações, conforme for
aplicável, tiver sido vendido nas 15 sessões de negociação imediatamente anteriores à retirada. O valor em dólares
americanos das ações preferenciais ou ordinárias, conforme for aplicável é determinado com base na taxa de mercado
comercial média cotada pelo Banco Central nessa data ou, se o preço médio dessas ações for determinado de acordo com
a frase anterior, a média dessas taxas médias cotadas nos mesmos 15 dias usados para determinar o preço médio das
ações.
Um Portador Não Brasileiro de nossas ações pode enfrentar atrasos na realização dessa ação, o que pode atrasar as
remessas para o exterior. Esse atraso pode afetar adversamente o montante em Dólares americanos recebido pelo Portador
Não Brasileiro.
Conseqüências Materiais do Imposto de Renda Federal dos Estados Unidos
A discussão a seguir descreve as conseqüências materiais do imposto de renda federal dos Estados Unidos da compra,
retenção e alienação de nossas ações ou ADSs. Esta discussão aplica-se somente aos beneficiários de nossas ADSs ou
ações que sejam “Portadores americanos”, conforme definidos abaixo. Esta discussão é baseada no Código da Receita
Interna dos EUA, de 1986, com as alterações, ou o Código, sua história legislativa, Regulamentos do Tesouro finais,
temporários e propostos existentes, pronunciamentos administrativos pela Receita Federal dos EUA, ou IRS, e decisões
judiciais, todas como se encontram atualmente em vigor e todas as quais estão sujeitas a alteração (possivelmente de
forma retroativa) e a interpretações diferentes. A discussão é também baseada nas afirmações do depositário e na assunção
de que cada obrigação no acordo de depósito entre nós, J.P. Morgan Chase Bank, N.A., como depositário, e os portadores
registrados e beneficiários de nossas ADSs, e quaisquer documentos correlatos, será realizada de acordo com seus termos.
Esta discussão não pretende tratar de todas as conseqüências do imposto de renda federal dos Estados Unidos que possam
ser relevantes para um determinado portador e você deve consultar seu próprio conselheiro fiscal com relação à sua
situação tributária específica. A discussão aplica-se apenas aos Portadores americanos que são portadores de nossas ações
ou ADSs como “bens de capital” (geralmente, bens mantidos para investimento) pelo Código e não trata das
conseqüências tributárias que possam ser relevantes para os Portadores americanos em situações tributárias especiais que
incluam, por exemplo:
•
instituições financeiras ou companhias de seguro;
•
organizações isentas de impostos;
•
intermediários;
•
negociantes de títulos que decidirem ajustar diariamente as perdas e ganhos;
•
detentores de bens imóveis, fideicomissos para investimento, companhias de investimento regulamentado,
sociedades ou interventor;
•
investidores cuja moeda funcional não seja o dólar americano;
•
exilados nos Estados Unidos;
•
acionistas que detêm nossas ações ou ADS como parte de uma operação de hedge , straddle ou de conversão; ou
121
(Tradução livre do original em inglês)
•
portadores que possuam , direta ou indireta ou construtivamente, 10% ou mais do poder total de voto
combinado, se existente, de nossas ações ou ADSs.
Exceto onde estiver especificamente descrito abaixo, esta discussão assume que não somos uma empresa de investimento
estrangeiro passivo, ou PFIC, para fins de imposto federal norte-americano. Por favor, vide a discussão no “Item 10.E,
Tributação – Conseqüências do Imposto de Renda Federal dos EUA – Regras de Companhia de Investimento Estrangeiro
Passivo” abaixo. Esta discussão não trata das conseqüências de imposto mínimo alternativas de manter nossas ações ou
ADSs ou as conseqüências indiretas para os portadores de participações acionárias em sociedades ou em outras entidades
que possuam nossas ações ou ADSs. Além disso, esta discussão não trata das conseqüências de impostos estaduais, locais
e que não sejam dos EUA de possuir nossas ações ou ADSs.
Você deve consultar seu próprio conselheiro fiscal com relação às conseqüências de impostos federal, estaduais, locais
dos EUA e de renda que não seja dos EUA, e outros impostos, da compra, posse e alienação de nossas ações ou ADSs em
sua situação em particular.
Você é um “Portador norte-americano” se for um beneficiário de ações ou ADSs e for, para fins de imposto de renda
federal norte-americano:
•
um indivíduo que seja cidadão ou residente dos Estados Unidos;
•
uma corporação, ou qualquer outra entidade tributável como uma corporação, criada e organizada de acordo
com as leis dos Estados Unidos, de qualquer um de seus estados, ou do Distrito de Columbia;
•
um estado cuja renda está sujeita a imposto de renda federal dos EUA, independentemente de sua fonte; ou
•
um trust caso um tribunal nos Estados Unidos seja capaz de exercer a principal supervisão sobre sua
administração e uma ou mais pessoas norte-americanas tenham a autoridade para controlar todas as decisões
substanciais do trust.
Se uma sociedade possuir ações ou ADSs, o tratamento tributário de um sócio dependerá geralmente da situação do sócio
e das atividades da sociedade. Um provável investidor que seja sócio de uma sociedade que possuir nossas ações ou ADSs
deve consultar seu próprio conselheiro fiscal.
Propriedade de ADSs em Geral
Para fins de imposto de renda federal dos EUA, se você for um portador de ADSs, será geralmente tratado como o
proprietário das ações representadas pelas ADSs. Os depósitos e saques de ações por um Portador americano em troca de
ADSs geralmente não resultarão na obtenção de ganho ou perda para fins de imposto de renda federal dos EUA.
O Tesouro dos EUA expressou preocupação pelo fato das partes às quais recibos similares às ADSs são liberados,
poderem estar tomando medidas inconsistentes com a reivindicação de créditos de imposto estrangeiro por Portadores
americanos de ADSs e que estariam inconsistentes com a reivindicação da taxa de imposto reduzido abaixo descrito,
aplicável a dividendos recebidos por certos Portadores americanos não corporativos. Dessa forma, a análise da
credibilidade dos impostos brasileiros e a disponibilidade da taxa reduzida para dividendos recebidos por certos
portadores não corporativos pode ser afetada por medidas tomadas pelas partes às quais as ADSs são liberadas.
Distribuições em ações ou ADSs
A quantidade bruta de distribuições feitas a você de dinheiro ou bens com respeito às suas ações ou ADSs, antes da
redução de quaisquer impostos brasileiros delas retidos, será incluída em sua renda como renda de dividendos na medida
em que essas distribuições são pagas de nossos rendimentos e lucros correntes ou acumulados, conforme determinado
pelos princípios do imposto de renda federal dos EUA. Esses dividendos não serão elegíveis para a dedução dos
dividendos recebidos geralmente permitidos para os Portadores corporativos dos EUA. Sujeito a limitações aplicáveis,
inclusive limitações do período de detenção, e a discussão acima com relação a preocupações expressas pelo Tesouro dos
EUA, os dividendos pagos a Portadores americanos não corporativos de ADSs em anos tributáveis começando antes de 1o
de janeiro de 2011 serão tributáveis a uma taxa mínima de 15,0%. Os Portadores americanos, em particular os Portadores
de ações dos EUA, devem consultar seus próprios conselheiros fiscais com relação às implicações desta legislação em
suas circunstâncias particulares.
122
(Tradução livre do original em inglês)
Se você for um Portador americano, e pagarmos um dividendo em Reais brasileiros, esse dividendo será incluído em sua
renda bruta em um montante igual ao valor em dólares americanos dos Reais brasileiros, na data de recebimento por você
ou, no caso de ADSs, o depositário, independentemente de se e quando o pagamento for de fato convertido para dólares
americanos. Se o dividendo for convertido para dólares americanos na data de recebimento, um Portador americano
geralmente não tem que reconhecer o ganho ou perda em moeda estrangeira referente à renda dos dividendos.
Se você for um Portador americano, os dividendos pagos a você referentes às suas ações ou ADSs, serão tratados como
renda de fonte estrangeira, o que pode ser relevante no cálculo de sua limitação de crédito de imposto estrangeiro. Sujeito
a certas condições e limitações, o imposto brasileiro retido na fonte sobre dividendos pode ser creditado em relação à sua
responsabilidade de imposto de renda federal dos EUA. Em vez de reivindicar um crédito, você pode, a seu critério,
deduzir os impostos brasileiros creditáveis ao calcular sua renda tributável, sujeito às limitações aplicáveis de forma geral,
de acordo com a lei norte-americana. As regras que regem os créditos de imposto estrangeiro e as deduções de impostos
não americanos são complexas e, por conseguinte, você deve consultar seu próprio conselheiro fiscal com relação à
aplicabilidade destas regras em seu caso particular.
Venda ou troca ou outra alienação tributável de ações ou ADSs
Um Portador americano geralmente reconhecerá o ganho ou perda de capital quando da venda, troca ou outra alienação
tributável de nossas ações ou ADSs, medido pela diferença entre o valor do montante obtido em Dólar americano e a base
tributária ajustada do Portador americano nas ações ou ADSs. Qualquer ganho ou perda será ganho ou perda de capital de
longo prazo se as ações ou ADSs tiverem sido mantidas por mais de um ano. Os ganhos de capital de longo prazo de
certos Portadores americanos (inclusive indivíduos) são elegíveis para taxas reduzidas de tributação sobre a renda federal
dos EUA. A dedutibilidade das perdas de capital está sujeita a certas limitações de acordo com o Código.
Se um imposto brasileiro for retido na fonte sobre a venda ou outra alienação de ações ou ADSs, o montante obtido por
um Portador americano incluirá o montante bruto dos produtos daquela venda ou outra alienação antes da dedução do
imposto brasileiro. O ganho ou perda de capital, se existente, obtido por um Portador americano sobre a venda, troca ou
outra alienação tributável de uma ação ou ADS, será geralmente tratado como renda ou perda de fonte nos Estados Unidos
para fins de crédito de imposto estrangeiro nos Estados Unidos. Conseqüentemente, no caso de uma alienação de uma
ação sujeita ao imposto brasileiro cobrado sobre o ganho (ou, no caso de um depósito, em troca de uma ADS ou ação,
conforme for o caso, que não for registrada em conformidade com a Resolução No 2.689, na qual um imposto sobre ganho
de capital brasileiro seja imposto), o Portador americano pode não conseguir se beneficiar do crédito de imposto
estrangeiro para aquele imposto brasileiro, a não ser que o Portador americano possa aplicar o crédito ao imposto de renda
federal dos EUA aplicável sobre outra renda de fontes fora dos EUA na categoria de renda apropriada. Alternativamente,
o Portador americano pode fazer uma dedução para o imposto brasileiro se não escolher reivindicar um crédito de imposto
estrangeiro para quaisquer impostos que não sejam dos EUA pagos durante o ano tributável.
Regra sobre investimento estrangeiro passivo da empresa
De forma geral, uma empresa não-americana é uma PFIC com relação a um Portador americano se, para qualquer ano
tributável no qual o Portador americano tiver ações da empresa que não for norte-americana, pelo menos 75% de sua
renda bruta é renda passiva ou pelo menos 50% do valor de seus ativos (determinado com base na média trimestral)
produzam renda passiva ou sejam mantidos para a produção de renda passiva. Para tanto, a renda passiva inclui
geralmente, entre outras coisas, dividendos, juros, aluguéis, royalties e ganhos da alienação de ativos de investimento
(sujeito às diversas exceções). Com base na natureza de nossa renda, ativos e atividades correntes e projetadas, não
acreditamos que as ações ou ADSs foram tributáveis para o ano anterior nem esperamos que venham a ser ações de uma
PFIC para fins de imposto de renda federal dos EUA. Entretanto, a determinação de se as ações ou ADSs constituem
ações de uma PFIC é uma determinação factual feita anualmente e, portanto, pode estar sujeita a alteração. Pelo fato
destas determinações serem baseadas eventualmente na natureza de nossa renda e ativos, e envolverem a aplicação de
regras tributárias complexas, não podem ser dadas quaisquer garantias de que não seremos considerados uma PFIC para o
ano corrente ou para qualquer ano passado ou futuro.
Se formos tratados como uma PFIC para qualquer ano tributável durante o qual você for um Portador americano, diversas
conseqüências adversas podem aplicar-se a você. Nem os ganhos nem os dividendos estariam sujeitos às taxas de imposto
reduzidas acima discutidas aplicáveis em certas situações. Em vez disso, o ganho reconhecido por você da venda ou de
outra alienação das ações ordinárias ou ADSs, seria alocado proporcionalmente por seu período para as ações ordinárias
ou ADSs. Os montantes alocados ao ano tributável da venda ou alienação e a qualquer ano antes de nos tornarmos uma
PFIC, seriam tributáveis como renda normal. O montante alocado a cada um dos outros anos tributáveis estaria sujeito a
imposto à taxa mais alta em vigor para indivíduos ou empresas, conforme for apropriado, e uma taxa de juros seria
imposta sobre esse imposto como se não tivesse sido paga desde a data original de vencimento para sua declaração de
imposto pra esse ano. Outrossim, qualquer distribuição referente a ações ordinárias ou ADSs superior a 125 por cento da
123
(Tradução livre do original em inglês)
média das distribuições anuais nas ações ordinárias ou ADSs recebidas por você durante os três anos anteriores ou, se for
menor, seu período de detenção estaria sujeito a tributação conforme descrito acima. Certas escolhas podem estar
disponíveis (inclusive uma nota para a escolha do mercado) às pessoas dos EUA que possam reduzir as conseqüências
adversas resultantes da situação da PFIC. Em qualquer caso, você estaria sujeito a exigências de preenchimento de
formulário de imposto adicional dos EUA.
Retenção de informações fundamentais e fornecimento de informações
De forma geral, os dividendos de nossas ações ou ADSs, e pagamentos dos produtos de uma venda, troca ou outra
alienação de ações ou ADSs, pagos nos Estados Unidos ou através de certos intermediários financeiros relacionados aos
Estados Unidos a um Portador Americano estão sujeitos ao fornecimento de informações e podem estar sujeitos a
Retenção de informações fundamentais a uma taxa atual máxima de 28%, a não ser que o portador (i) seja uma empresa
ou outro recebedor isento, ou (ii) no caso de retenção de informações fundamentais, fornecer um número de identificação
de contribuinte correto e ateste que é uma pessoa americana e não perdeu sua isenção de retenção de informações
fundamentais.
Você pode creditar quantias retidas por estas regras contra sua responsabilidade de imposto de renda federal dos EUA, ou
obter um reembolso das quantias que excederem sua responsabilidade por imposto de renda federal dos EUA, contanto
que as informações exigidas sejam fornecidas à Receita Federal.
F. Dividendos e Agentes Pagadores
Não aplicável.
G. Declaração de Especialistas
Não aplicável.
H. Documentos à Disposição
As declarações contidas neste relatório com relação ao conteúdo de qualquer contrato ou outro documento estão
completas em todos os aspectos materiais; entretanto, quando o contrato ou outro documento for um anexo deste relatório,
cada uma destas declarações está qualificada em todos os aspectos pelas disposições do contrato atual ou outros
documentos.
Após o preenchimento deste registro, ficaremos sujeitos às exigências de informações do Exchange Act aplicáveis ao
emitente privado estrangeiro. Dessa forma, teremos que preencher relatórios e outras informações na SEC, incluindo
relatórios anuais no Formulário 20-F e relatórios no Formulário 6-K. Você pode inspecionar os relatórios e a cópia de
relatórios e outras informações arquivados ou fornecidos na SEC, na Sala de Referência Pública da SEC localizada em
100 F Street, N.E., Washington, D.C. 20549. Para mais informações, ligue para a SEC no telefone 1-800-SEC-0330. Além
disso, a SEC mantém um sítio na web da internet que contém os arquivos, relatórios e outras informações referentes aos
emitentes que, como nós, arquivam eletronicamente na SEC. O endereço do sítio na web é http//www.sec.gov.
Como emitente privado estrangeiro, estamos isentos pelo Exchange Act de, entre outras coisas, as regras que estabelecem
o fornecimento e conteúdo de declarações de procurador, e membros de Nosso Conselho de Administração e Diretoria
Executiva e nossos principais acionistas estão isentos de informar e manipular as disposições para recuperação de lucros
contidas na Seção 16 do Exchange Act. Além disso, como emitente privado estrangeiro, não teremos , pelo Exchange Act,
que preencher relatórios periódicos e demonstrativos financeiros na SEC, com a freqüência ou com a rapidez que as
companhias americanas cujos títulos estão registrados de acordo com o Exchange Act.
Apresentamos, ainda, relatórios periódicos e demonstrativos financeiros à CVM, localizada na Rua Sete de Setembro,
111, Rio de Janeiro 20159-900, Brasil.
I Informações das Subsidiárias
Não aplicável.
124
(Tradução livre do original em inglês)
ITEM 11. Divulgações Quantitativas e Qualitativas sobre Riscos de Mercado
Os riscos inerentes em nossos instrumentos sensíveis de mercado são perdas potenciais que podem surgir de mudanças
adversas na taxas de juros e/ou taxas de câmbio. Estamos sujeitos a risco de mercado resultante de alterações nas taxas de
juros porquanto essas alterações podem afetar o custo ao qual obtemos financiamento. Estamos sujeitos a risco na taxa de
câmbio com relação à nossa dívida estipulada em moedas estrangeiras.
Riscos Relativos à taxa de Juros
Embora até a data deste relatório não tenhamos qualquer dívida diretamente vinculada a taxas de juros variáveis, além de
um empréstimo de U$ 300 milhões de dólares vinculado à taxa LIBOR, em 31 de dezembro de 2008 tínhamos R$32.642
milhões de dívida indexada à inflação (IGP-M). As variações nas taxas de juros podem ter um impacto sobre a inflação e,
dessa forma, estamos indiretamente sujeitos às alterações nas taxas de juros que podem aumentar o custo do
financiamento.
Em 31 de dezembro de 2008, 100,0% de nossa dívida total de R$3.273 milhões, estipulada em Reais, estava indexada ao
IGP-M ou a outro índice inflacionário. Como resultado, nossa exposição ao risco de inflação brasileira era de R$3.273
milhões em 31 de dezembro de 2008. Cada variação de 1,0% na taxa IGP-M ou em qualquer outro índice inflacionário
teria um impacto de R$28 milhões sobre nossa renda líquida.
Riscos Cambiais
Em 31 de dezembro de 2008, aproximadamente 90% da dívida total de R$29.283 milhões foram estipulados em moedas
estrangeiras. Desta dívida expressa em moeda estrangeira, R$27.234 milhões, ou aproximadamente 93% foram
estipulados em Dólares americanos (e dos quais R$25.148 milhões, ou aproximadamente 92%, eram dívida de Itaipu).
Nós temos uma exposição em moeda extrangeira afetando nossos passivos e ativos devido a empréstimos que fizemos a
Itaipu, na qual a demonstração financeira é feita em dólares americanos. Com o objetivo de nos protegermos da flutuação
da taxa de câmbio dólar/real, nossa Diretoria Executiva aprovou a implementação de uma política de hedge em julho de
2007, com objetivo de reduzir a exposição à variação dessas moedas extrangeiras através do uso de contratos derivativos.
Em 2008, nós fizemos contratos de derivativos de curto prazo, que venceram em dezembro de 2008. Atualmente, nós não
temos nenhum contrato de derivativo pendente, e nós não temos a intenção de fazer nenhum contrato de derivativos com
objetivo de fazer alavancagem ou proteção de crédito. Nossa estratégia geral é focar na proteção contra flutuações
cambiais. Entretanto, nós consideramos ampliar nossa política de hedge para cobrir outros riscos de mercado, como taxas
de juros e índices, assim como derivativos embutidos.
Como resultado, nossa atual exposição ao risco cambial do Dólar americano era de R$27.234 milhões em 31 de dezembro
de 2008. Cada variação de 1,0% na taxa de câmbio Dólar americano/Real teria um impacto de R$27 milhões sobre nossa
receita líquida.
ITEM 12. Descrição dos Valores Mobiliários, com exceção das Ações em Carteira
Não aplicável.
125
(Tradução livre do original em inglês)
PARTE II
ITEM 13. Inadimplência, Dividendos a Pagar e Atrasados no Pagamento
Não aplicável.
ITEM 14. Modificações Materais nos Direitos dos Portadores de Títulos e Uso dos Recursos
Não aplicável.
ITEM 15. Controles e Procedimentos
Política de Divulgação de Controles e Procedimentos
Sob a supervisão e com a participação de nossa administração, incluindo nosso Presidente e nosso Diretor Financeiro e de
Relação com os Investidores, nós avaliamos a eficácia do desenho e operação da nossa divulgação de controle e
procedimentos (como definido no regulamento da Bolsa de Valores de Nova York artigos 13a-15(e) e 15d-15(e)) em 31
de dezembro de 2008, no fim do período o qual esse relatório anual abrange. Baseado nessa avaliação, nosso Presidente e
nosso Diretor Financeiro e de Relação com os Investidores concluíram que esses controles e procedimentos são adequados
e efetivos para assegurar que toda informação relevante relacionada que necessita ser apresentada nesse relatório anual
fez-se saber para eles no tempo certo.
Mudanças no Controle Interno dos Relatórios Financeiros
Não houve nenhuma mudança no nosso controle interno dos relatórios financeiros ocorrida durante o ano findo em 31 de
dezembro de 2008 que tenham afetado substancialmente ou que razoavelmente possam afetar nosso controle de relatórios
financeiros.
ITEM 15T. Controles e Procedimentos
Não aplicável.
126
(Tradução livre do original em inglês)
ITEM 16A. Perito Financeiro do Comitê de Auditoria
Nosso Conselho de Administração determinou que Hailton Madureira de Almeida, um membro do Conselho Fiscal, é um
“expert financeiro dos comitês de auditoria” como definido pelos atuais regulamentos da SEC e enquadram às exigências
de indpendência dos padrões de listagem da SEC e da NYSE. Para mais informações sobre o papel do Conselho Fiscal,
veja “Item 6. Conselheiros, Administração Sênior e Empregados C. Práticas do Conselho – Conselho Fiscal”.
ITEM 16B. Código de Ética
Nós adotamos o código de ética que é aplicável a todos os funcionários, incluindo nosso Presidente e nosso Diretor
Financeiro e de Relação com os Investidores, Chefe da Tesouraria e pessoas que atuam com funções similares assim como
diretores e outros empregados. Nós disponibilizamos o Código de Ética no nosso site em:
http://www.eletrobras.com/elb/data/Pages/ LUMISB877EC49ENIE.htm. Cópias do nosso Código de Ética podem ser
obtidas através de carta enviada ao endereço disponibilizado na capa desse formulário 20-F. Nós não concedemos
nenhuma renúncia implícita ou explícita de qualquer disposição do nosso Código de Ética desde que ele foi adotado.
ITEM 16C. Honorários e Serviços do Contador Principal
As tabelas a seguir apresentam por categoria de serviço as remunerações totais por serviços prestados pela BDO Trevisan
Auditores Independentes durante os anos fiscais de 31 de dezembro de 2007 e 2008.
Remuneração de Auditoria.................................................................................................
Remuneração Relacionada a Auditoria .............................................................................
Remuneração de Assessoria Fiscal ....................................................................................
Outras Remunerações .......................................................................................................
Total ..................................................................................................................................
2008
2007
(R$ )
705,483.61
—
—
—
705,483.61
508,227.60
—
—
—
508,227.60
Remuneração de Auditoria
A Remuneração de auditoria consiste no conjunto de remuneração cobrada pela BDO Trevisan Auditores Independentes
em conjunto com a auditoria de nossas demonstrações financeiras e controles internos anuais, revisões intercalar das
informações financeiras trimestrais, carta de conforto, procedimentos relacionados com auditoria das receitas fiscais
aplicáveis no âmbito da auditoria e revisão de nossas demonstrações financeiras.
Remuneração Relacionada a Auditoria
Nenhuma remuneração relacionada a auditoria foi paga à BDO Trevisan Auditores Independentes para os anos fiscais de
2007 e 2008.
Remuneração de Assessoria Fiscal
Nenhuma remuneração de Assessoria Fiscal foi paga à BDO Trevisan Auditores Independentes para os anos fiscais de
2007 e 2008.
Outras remunerações
Nenhuma outra remuneração foi paga à BDO Trevisan Auditores Independentes para os anos fiscais de 2007 e 2008.
Políticas de Pré-Aprovação e Procedimentos
Em 27 de abril de 2005, nós adotamos o código de ética que é aplicável a todos os funcionários, incluindo nosso
Presidente e nosso Diretor Financeiro e de Relação com os Investidores, Chefe da Tesouraria e pessoas que atuam com
funções similares assim como diretores e outros empregados. Os objetivos desse Código são: (i) reduzir a possibilidade de
má interpretação dos princípios éticos, como resultado de uma interpretação subjetiva e pessoal; (ii) ser um benchmarking
institucional formal para a conduta profissional de nossos empregados, incluindo a forma ética de lidar com os conflitos
de interesses atuais ou aparentes; (iii) prover um padrão para nossos relacionamentos internos e externos, com nossos
127
(Tradução livre do original em inglês)
acionistas, investidores, clientes, empregados, parceiros, fornecedores, prestadores de serviço, sindicatos trabalhistas,
competidores e a sociedade, o governo e comunidades nas quais nós atuamos; e (iv) assegurar as preocupações diárias
com eficiência, competitividade e lucratividade para que não excedam o comportamento ético. Nosso Código de Ética está
disponível de graça, basta requerer uma cópia com nosso Departamento de Relações com os Investidores no seguinte
endereço: Avenida Presidente Vargas, 409, 13º andar, Edifício Herm. Stolz, CEP 20071-003 Rio de Janeiro, RJ, Brasil;
telefone: +55 21 2514 6331 ou +55 21 2514 6333; fax: +55 21 2514 5964; e e-mail: [email protected].
Nós também criamos, em 2008, uma Ouvidoria para receber reclamações de qualquer pessoa (providenciando para que a
reclamação seja primeiramente reportada ao Conselho Fiscal), com respeito a qualquer “conduta desonesta ou anti-ética”,
“contabilidade, controles internos da contabilidade ou questões de auditoria” e qualquer reclamação igualmente
confidencial e anônima de “preocupações” do mesmo tipo por nossos empregados e afiliados. A Ouvidoria pode ser
acessada através de nosso website ou por carta enviada para nossos escritórios direcionada ao Conselho Fiscal. Desde a
sua criação, oito reclamações foram reportadas para nossa Ouvidoria, todas elas relacionadas à conduta pessoal e portanto,
não tiveram impacto financeiro em nosso resultado operacional.
ITEM 16D. Isenção das Normas de Listagem para Comitês de Auditoria
Nós designamos nosso Conselho Fiscal com poderes para atuar com o papel de Comitê de Auditoria de acordo com o
artigo 10A-3 da regulamentação da Bolsa de Valores de Nova York. Nós somos exigidos tanto pela SEC quanto pelas
regras do Comitê de Auditoria das empresas listadas na NYSE para nos adequarmos à Regra 10A-3 da regulamentação
daquela Bolsa de Valores, que requer que nós ou estabeleçamos um Comitê de Auditoria, compostos por membros do
Conselho de Administração, que possuam requerimentos específicos ou damos poder ao nosso Conselho Fiscal para atuar
no papel de Comitê de Auditoria de acordo com a exceção estabelecida no artigo 10A-3(c)(3) da regulamentação da
NYSE. Nós acreditamos que nosso Conselho Fiscal satisfaça a independência ou outras exigencias do artigo 10A-3 da
regulamentação da NYSE que seriam aplicáveis na ausência de nossa dependência em relação à isenção.
ITEM 16E. Compras de Participação Acionária pelo Emitente e Compradores Afiliados
Não aplicável.
ITEM 16G. Governança Corporativa
Veja “Item 9C, Mercados - Diferenças Significativas entre nossas Práticas de Governança Corporativa e as Normas de
Governança Corporativa da NYSE”.
128
(Tradução livre do original em inglês)
PART III
ITEM 17. Demonstrativos Financeiros
Vide "ITEM 18, Demonstrativos Financeiros."
ITEM 18. Demonstrativos Financeiros
Por favor, consulte nossos demonstrativos financeiros consolidados a partir da página F-1.
129
(Tradução livre do original em inglês)
ITEM 19. Anexos
1.1
Estatuto das Centrais Elétricas Brasileira S.A. – Eletrobrás.
2.1
Acordo de depósito declarado, e com aditivos, datado de 13 de agosto de 2007 entre Centrais elétricas
Brasileiras S.A. – Eletrobrás e J.P. Morgan Chase Bank, N.A.
4.1
Tratado de Itaipu assinado entre Brasil e Paraguai – Lei Nº 5.899 de 5 de julho de 1973.
8.1
Lista de subsidiárias.
12.1
Lei 13a-14(a)/15d-14(a) Certificação do Presidente das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás.
12.2
Lei 13a-14(a)/15d-14(a) Certificação do Presidente das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás.
13.1
Seção 1350 Certificação do Presidente das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás.
13.2
Seção 1350 Certificação do Presidente das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás.
130
(Tradução livre do original em inglês)
Assinaturas
O registrador certifica pelo presente que atende a todas as exigências para o preenchimento do Formulário 20-F e
autorizou o abaixo a assinar esta declaração de registro em seu nome.
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. —
ELETROBRÁS
Por: /s/ José Antonio Muniz Lopes
Nome: José Antonio Muniz Lopes
Cargo: Chief Executive Officer
Por: /s/ Astrogildo Fraguglia Quental
Nome: Astrogildo Fraguglia Quental
Cargo: Chief Financial Officer
131
(Tradução livre do original em inglês)
Demonstrações Financeiras Consolidadas
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. ELETROBRÁS e Subsidiárias
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
Com Parecer dos Auditores Independentes
132
(Tradução livre do origianl em inglês)
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRÁS
E SUBSIDIÁRIAS
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
Sumário
Parecer de Auditor Independente .......................................................................................................................................F-1
Demonstrações Financeiras Auditadas
Balancetes Consolidados....................................................................................................................................................F-2
Demonstrações de Resultado Consolidadas .......................................................................................................................F-4
Demonstrações Consolidadas de Mutações do Patrimônio Líquido...................................................................................F-5
Demonstrações Consolidadas de Fluxo de Caixa...............................................................................................................F-6
Notas às Demonstrações Financeiras Consolidadas ...........................................................................................................F-7
(Tradução livre do original em inglês)
BDO Trevisan Auditores Independentes
Rua 7 de Setembro, 71
15º e 21º andares - Centro
Rio de Janeiro - RJ – Brasil - 20050-005
Tel.: +55 (21) 2509-9627
Fax.: +55 (21) 2221-1395
www.bdotrevisan.com.
PARECER DE AUDITORIA INDEPENDENTE
Aos Administradores e Acionistas
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás
1
Examinamos o balanço patrimonial consolidado da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. –
Eletrobrás e suas controladas levantado em 31 de Dezembro de 2008 e 2007 e as respectivas
demonstrações do resultado, patrimônio líquido e fluxo de caixa de cada um dos três anos
compreendidos dentro do período que termina em 31 de Dezembro de 2008. Essas
Demonstrações Financeiras são elaboradas sob a responsabilidade da Administração da
Companhia. Nossa responsabilidade é emitir um parecer sobre essas demonstrações financeiras
levando em consideração a nossa auditoria.
2
Conduzimos nossa auditoria de acordo com o padrão da Public Company Accounting Oversight
Board (Estados Unidos). Esses padrões requerem que planejemos e realizemos a auditoria no
sentido de obter confirmação quanto à clareza das demonstrações financeiras, se estão claramente
explicitadas, sem qualquer matéria que suscite dúvida. Não é solicitado da empresa que tenha,
nem estamos engajados em realizar, uma auditoria sobre seus controles internos relativos a
relatórios financeiros. Uma auditoria inclui considerações sobre controles internos relativos a
relatórios financeiros como uma base para determinar os procedimentos que sejam apropriados
nas atuais circunstâncias, mas não com o propósito de expressar um parecer sobre a eficácia dos
controles internos da empresa relativos aos seus relatórios financeiros. Desta forma, não
expressamos tal parecer. Uma auditoria inclui, também, examinar, como base de prova,
evidências que confirmem os valores disponibilizados nas demonstrações financeiras, através do
acesso a princípios contábeis e estimativas feitas pela administração, assim como da avaliação da
apresentação das demonstrações financeiras como um todo. Acreditamos que nossas auditorias
apresentaram uma base adequada ao nosso parecer.
3
Em nosso parecer, as demonstrações financeiras citadas acima apresentam, de forma adequada, a
posição consolidada da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás e subsidiárias datada de
31 de Dezembro de 2008 e 2007, e os resultados de suas operações e seus fluxos de caixa para
cada um dos três anos no período finalizado em 31 de dezembro de 2008, em conformidade com
os princípios contábeis normalmente aceitos nos Estados Unidos da América.
/s/ BDO Trevisan Auditores Independentes
BDO Trevisan Auditores Independentes
Rio de Janeiro, Brasil
30 de Junho de 2009
F-1
(Tradução livre do original em inglês)
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRÁS
E SUBSIDIÁRIAS
BALANÇO PATRIMONIAL CONSOLIDADO
31 de dezembro de 2008 e 2007
(Em milhares de Reais)
Nota
Ativos
Ativo Circulante:
Caixa e equivalentes a caixa
Caixa Restrito
Contas a receber, líquido
Ativo Regulatório
Empréstimos e financiamentos a receber
Impostos a Recuperar
Renda diferida e impostos de contribuição social
Materiais e Fornecedores
Devedores diversos
Conta de consumo de combustível
Direito de Ressarcimento
Encargos pagos antecipadamente
Valor justo dos derivativos
Outros
5
6
7
11
12
13
10
9
27a
2008
2007
13.033.078
734.386
4.991.458
25.124
1.463.667
1.741.195
514.813
767.283
388.920
554.748
516.766
76.874
52.640
1.194.709
26.055.661
7.645.704
830.065
4.488.721
240.154
1.268.583
1.966.532
545.525
647.776
439.869
365.366
179.460
70.395
295.886
710.222
19.694.257
Ativo imobilizado líquido
15
78.635.566
75.379.549
Investimentos
14
5.648.132
4.822.629
11
7
12
23.609.493
2.293.343
4.354.362
170.563
1.001.908
778.491
725.142
1.345.725
572.279
40.050
4.312.809
828.559
40.032.724
18.199.826
2.201.203
4.716.675
400.986
976.717
1.443.903
657.188
949.962
500.511
296.134
590.025
1.408.248
31.751.353
150.372.083
131.647.788
Ativos não correntes:
Ativos Regulatório
Contas a receber líquido
Empréstimos e financiamentos a receber
Depósitos judiciais
Títulos e Valores Mobiliários
Imposto de Rendae contribuição social Diferido
Estoque de combustível nuclear
Impostos a recuperar
Conta de consumo de combustível
Valor justo de derivativos
Direito de Ressarcimento
Outros
8
10
9
13
27a
Total dos ativos
F-2
(Tradução livre do original em inglês)
Nota
Passivo e patrimônio
Passivo circulante:
Fornecedores
Impostos a pagar
Empréstimos e financiamento
Empréstimo compulsório
Créditos do tesouro Nacional
Conta de consumo de combustível
Benefícios pós-aposentadoria dos empregados
Provisão para contingências
Remuneração aos acionistas
Obrigação de Ressarcimento
Pesquisa e desenvolvimento
Taxas Regulamentares
Obrigações estimadas
Receita diferida de derivativo embutido
Outros
17
16
22
18
20
21
24
Não Circulante
Impostos a pagar
Empréstimos e financiamento
Empréstimo compulsório
Créditos do tesouro Nacional
Conta de consumo de combustível
Benefícios pós-aposentadoria dos empregados
Vendas antecipadas de energia
Reserva global de reversão
Descomissionamento de usinas de energia nuclear
Receita diferida de derivativo embutido
17
16
22
18
20
30
19
27a
23
Adiantamentos para aumento futuro Aumento de Capital
Outros
Provisão contingências
21
Participação Minoritária
Patrimônio Liquido
Capital Social
Reserva de Capital
Reserva de Lucros
Prejuizos Acumulados
Outra receita (perda) abrangente
2008
2007
1.925.416
2.075.726
2.664.233
85.205
72.236
670.482
44.980
1.481.709
11.053.474
923.344
269.062
1.174.963
693.444
296.134
731.705
24.162.113
1.903.243
1.955.794
2.186.783
96.709
58.150
515.418
37.972
1.086.773
8.886.499
444.225
343.010
820.311
527.120
480.588
1.202.378
20.544.974
1.616.694
29.892.516
129.866
2.854.201
1.432.982
4.132.733
1.018.488
7.193.770
266.168
40.050
4.287.353
1.312.444
22.327.043
202.375
726.989
1.373.638
2.304.711
1.056.761
6.769.011
191.327
296.134
3.811.625
746.626
53.611.447
753.878
41.125.935
2.050.245
2.347.287
349.518
388.553
24
26.156.567
29.587.464
19.719.486
(3.637.429)
(1.627.328)
70.198.760
150.372.083
Total do imobilizado e patrimônio
As notas anexas são parte integrante das demonstrações financeiras consolidadas.
F-3
24.235.829
29.446.426
17.499.537
(3.444.621)
(496.132)
67.241.039
131.647.788
(Tradução livre do original em inglês)
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRÁS
E SUBSIDIÁRIAS
DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008 e 2007
(Em milhares de Reais brasileiros)
Nota
Receitas operacionais líquidas:
Vendas de eletricidade
Outras receitas operacionais
Impostos sobre vendas
Encargos Setoriais
Total das receitas operacionais líquidas
Custos e Despesas Operacionais:
Energia Comprada da Revenda
Combustível para a produçao de energia elétrica
Uso da rede básica de transmissão
Encargos com capacidade emergencial
Depreciação e amortização
Pessoal/serviços
de
terceiros/material
e
suprimentos
Impostos – PASEP/COFINS
Resultado a Compensar de ITAIPU
Provisões operacionais
Doações e contribuições
Remuneração e ressarcimento
Impairment
Outros custos e despesas operacionais
Total de custos e despesas operacionais
25a
25d
15
25b
25c
Despesas Financeiras líquidas
Resultado antes do imposto de renda, participação
dos minoritários e equivalência patrimonial
26
Equivalência Patrimonial
Impostos de renda e contribuição social
Corrente
Diferido
14
2007
Lucro Liquido do Exercício
24f
26.778.542
519.772
(878.222)
(1.260.043)
25.160.049
23.025.800
741.347
(851.440)
(931.463)
21.984.244
(5.956.745)
(1.158.856)
(1.101.220)
(3.729.214)
(3.904.204)
(820.780)
(951.599)
(2.851.031)
(2.540.296)
(888.564)
(911.241)
(3.364.032)
(6.047.795)
(1.464.809)
(405.793)
(773.860)
(217.913)
(1.722.240)
(770.231)
(659.632)
(24.008.308)
(5.409.535)
(1.131.591)
(432.318)
(796.273)
(198.990)
(1.677.902)
(899.508)
(1.791.089)
(20.864.820)
(4.750.611)
(946.518)
1.790.799
(410.475)
(196.904)
(1.794.992)
(1.588.554)
(15.601.388)
5.115.466
(3.581.591)
(5.217.541)
11.338.487
713.638
1.165.315
665.533
740.153
361.667
(2.037.796)
1.223.349
(814.447)
(1.299.509)
731.969
(567.540)
(12.833)
15.786
66.833
8.567.447
655.130
1.026.275
9.18
1.85
1.39
0.40
1.72
1.29
0.81
1.72
1.29
905.023.527
227.186.643
1.132.210.170
905.023.527
224.474.975
1.129.498.502
905.023.527
224.474.975
1.129.498.502
As notas anexas são parte integrante das demonstrações financeiras consolidadas.
F-4
2006
31.615.696
791.914
(984.608)
(1.191.673)
30.231.329
(2.766.506)
(657.233)
(3.423.739)
Participação Minoritária
Lucro por lote de mil ações:
Ordinárias (R$)
Preferenciais A (R$)
Preferenciais B
Número de Ações:
Ordinárias
Preferenciais
2008
(Tradução livre do original em inglês)
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRÁS
E SUBSIDIÁRIAS
DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DE MUTAÇÕES NO PATRIMONIO LÍQUIDO 31 DE DEZEMBRO de 2008
e 2007
(Em milhares de Reais brasileiros)
2008
2007
2006
6.737.222
6.737.222
6.737.222
6.737.222
6.737.222
6.737.222
17.498.607
1.920.738
19.419.345
26.156.567
17.498.607
17.498.607
24.235.829
17.498.607
17.498.607
24.235.829
Reserva de Capital
Saldo no início do ano
Aumentos de Capital
Saldo no final do ano
29.446.426
141.038
29.587.464
29.446.426
29.446.426
29.446.426
29.446.426
Lucros retidos apropriados
Reservas de lucros:
Saldo no início do ano
Transferência para capital acionário preferencial
Transferência de lucros retidos não apropriados
Saldo no final do ano
17.499.537
2.361.937
19.861.474
16.632.738
866.799
17.499.537
15.913.652
719.086
16.632.738
Perdas acumuladas retidas não apropriadas
Saldo no início do ano
Renda líquida
Transferência para capital social
Transferência para rendimentos retidos apropriados
Dividendos e juros sobre capital
Ajuste de reclassificação para (ganhos) perdas incluídas no OCI
Saldo no final do ano
(3.444.621)
8.567.447
(2.361.937)
(1.793.288)
(4.605.030)
(3.637.429)
(3.452.476)
655.130
(866.799)
(538.104)
757.628
(3.444.621)
(3.447.554)
1.026.275
(719.086)
(442.117)
130.006
(3.452.476)
(496.132)
(5.736.227)
(1.046.818)
1.308.314
(732.803)
(184.010)
4.605.030
(1.627.328)
(757.628)
(496.132)
(130.005)
(1.046.818)
(1.563.852)
(435.570)
(980.192)
(63.476)
(1.627.328)
(60.562)
(496.132)
(66.626)
(1.046.818)
Capital
Preferenciais
Saldo no início do ano
Aumentos de Capital
Transferência de lucros retidos não apropriados
Saldo no final do ano
Ordinárias:
Saldo no início do ano
Aumentos de Capital
Transferência de lucros retidos não apropriados
Saldo no final do ano
Outra renda (perda) abrangente acumulada
Saldo no início do ano
Ganhos (perdas) de valores a realizar durante o ano
Ajuste de reclassificação para(ganhos (perdas) incluíds no no
renda
Saldo no final do ano
Outra renda abrangente acumulada – Benefícios de pensão
(líquida de impostos)
Adiantamentos para aumento de capital futuro
Outra renda abrangente acumulada – Títulos negociáveis
(líquida de impostos)
Outra renda abrangente acumulada
Patrimônio Liquido no final do ano
70.340.747
As notas anexas são parte integrante das demonstrações financeiras consolidadas.
F-5
67.241.039
65.815.699
(Tradução livre do original em inglês)
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRÁS
E SUBSIDIÁRIAS
DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DE FLUXO DE CAIXA
(Em milhares de Reais brasileiros)
2008
8.567.447
2007
655.130
2006
1.026.275
3.729.214
5.115.466
-
2.851.031
3.543.313
-
3.364.032
2.068.615
(119.306)
(657.233)
(230.423)
(4.879.065)
(1.223.349)
63.388
5.132.195
(612.663)
(154.672)
350.506
Redução (aumento ) dos ativos
Contas a receber
Material e suprimentos
Impostos recuperáveis
Derivativos de ativos
Outros ativos circulante
Outrosw ativos não circulante
594.877
(119.508)
225.337
499.330
(1.161.789)
(3.906.292)
2.667.349
(77.844)
(227.132)
416.280
(221.055)
(419.731)
(52.845)
(78.996)
(298.473)
(350.900)
(420.839)
164.644
Aumento (redução) no passivo
Contas a pagar
Impostos e contribuições pagáveis
Compromissos e contingências
Compromissos por plano de benefícios
Compromissos derivativos
Outro passivo corrente
Outro passivo não-corrente
Caixa líquido das atividades operacionais
2.355.705
424.182
97.894
1.519.458
(440.538)
2.644.622
890.769
15.269.453
657.930
319.716
(93.566)
(1.583.494)
(231.578)
2.305.475
903.035
15.437.093
934.732
(685.048)
94.723
311.284
350.900
1.422.420
1.449.150
8.763.539
Fluxos de caixa de atividades de investimento
Investimentos restritos
Aquisição de invstimento
Títulos negociáveis
Aquisição de imobilizado
Caixa líquido em atividades de
95.679
(825.503)
(25.191)
(5.154.081)
(5.909.096)
(184.180)
(670.632)
(39.456)
(3.234.743)
(4.129.011)
(578.588)
(67.239)
(47.060)
(3.073.686)
(3.766.573)
Fluxo de caixa de atividades de financiamento
Pagamentos de obrigações de financiamento
Dividendos e juros sobre capital próprio pago
Pagamentos da Reserva Global de Reversão (RGR)
Empréstimo compulsório pago
Caixa líquido no financiamento de atividades
Aumento (redução) no caixa e equivalentes a caixa
Caixa e equivalentes a caixa no início do ano
Caixa e equivalentes a caixa no final do ano
(2.369.498)
(741.651)
(777.821)
(84.013)
(3.972.983)
5.387.374
7.645.704
13.033.078
(7.888.593)
(458.899)
(517.575)
(14.397)
(8.879.464)
2.428.619
5.217.085
7.645.704
(2.568.702)
(409.099)
(649.830)
(56.238)
(3.683.869)
1.313.097
3.903.988
5.217.085
1.865.067
1.282.137
1.031.923
1.299.218
Lucro Líquido do ano
Ajustes para reconciliar lucro liquido ao caixa líquido
fornecido por:
Atividades operacionais:
Depreciação e amortização
Variações cambiais nos empréstimos, líquidas
Perda (renda) financeira na marca para o mercado de
derivativos
Impostos diferidos
Depósitos restritos para processos legais
Ativos reguladores diferidos
Pagamento
Juros
Impostos
729.702
742.210
As notas anexas são parte integrante das demonstrações financeiras consolidadas.
F-6
(Tradução livre do original em inglês)
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. - ELETROBRÁS
E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRASCONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros, salvo se estiver indicado de outra forma)
1.
A Companhia e suas Operações
A ELETROBRÁS é uma empresa de economia mista e de capital aberto, com sede no Setor Comercial Norte,
Quadra 4, Bloco B – 100, sala 203 – Asa Norte, Brasília (DF), com ações negociadas nas Bolsas de Valores de São
Paulo e de Madri, na Espanha. O objetivo da ELETROBRÁS é realizar estudos, projetos, construção e operação de
usinas de energia elétrica, linhas de transmissão e distribuição, assim como as operações de comercialização
inerente das operações deles decorrentes. As atividades da ELETROBRÁS consistem ainda da assistência ao
Ministério das Minas e Energia na elaboração da política do país para o setor de energia elétrica, concedendo
empréstimos e financiamentos, oferecendo garantias, localmente ou no exterior, bem como adquirindo debêntures
de companhias e detentores de serviços públicos de energia elétrica sob o controle da ELETROBRÁS; concessão de
empréstimos e garantias, localmente ou no exterior, para instituições de pesquisa técnica e científica sob o controle
da ELETROBRÁS; promoção e apoio à pesquisa no setor energético relacionado à geração, transmissão e
distribuição de energia elétrica, bem como estudos envolvendo a exploração de bacias hidrográficas para diversas
finalidades; contribuição para a educação de pessoal técnico e trabalhadores qualificados necessários ao setor
brasileiro de energia elétrica através de programas de treinamento especializados ou assistência às instituições
nacionais de ensino ou fornecendo bolsas de estudo ou assinando acordos com instituições estrangeiras que
promovam o desenvolvimento do pessoal técnico especializado; e cooperando técnica e administrativamente com
companhias nas quais detiver interesses e com a agência do Ministério das Minas e Energia.
A Companhia é responsável por gerenciar os recursos setoriais representados pela RGR (Reserva Global de
Reversão), CDE (Conta de Desenvolvimento de Energia), UBP (Uso de Bens Públicos) e CCC (Conta de Consumo
de Combustível), que financiam os programas governamentais LUZ PARA TODOS (Universalização do Acesso à
Energia Elétrica), RELUZ (Programa Nacional para Iluminação Pública Eficiente) e PROCEL (Programa Nacional
de Conservação de Energia Elétrica) e os combustíveis fósseis utilizados nos sistemas isolados de geração de
energia.
A ELETROBRÁS também gerencia o PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica), um programa do Governo Federal que visa incrementar a diversificação do modelo energético brasileiro e
a busca por soluções regionais baseadas nas fontes renováveis de energia elétrica, input disponível e tecnologia
aplicável. A ELETROBRÁS em direito a comprar a energia assim produzida até 2026.
A ELETROBRÁS é a acionista majoritária da Furnas Centrais Elétricas S.A. – FURNAS; Centrais Elétricas do
Norte do Brasil S.A. – ELETRONORTE; Companhia Hidroelétrica do São Francisco – CHESF; ELETROSUL
Centrais Elétricas S.A., Eletrobrás Termonuclear S.A. – ELETRONUCLEAR; e Companhia de Geração Térmica de
Energia Elétrica – CGTEE, Amazonas Energia S.A.(anteriormente denominada Manaus Energia S.A.),
ELETROACRE, CEPISA e CERON. A função básica destas companhias é a geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica.
A ELETROBRÁS é ainda a acionista controladora da Eletrobrás Participações S.A. – ELETROPAR (anteriormente
denominada Light Participações S.A. – LIGHTPAR), e participante na gestão compartilhada e é o agente
responsável pela comercialização da energia elétrica gerada pela ITAIPU BINACIONAL, sob o Acordo
Internacional entre os Governos do Brasil e do Paraguai.
A Companhia detém indiretamente o controle das companhias Boa Vista Energia S.A., companhia controlada da
ELETRONORTE, que operam na distribuição de energia elétrica no Estado de Roraima.
A capacidade total instalada das usinas do sistema ELETROBRÁS, considerando-se a ITAIPU Binacional e a
ELETRONUCLEAR, corresponde a aproximadamente 39.402 MW e a geração de energia é baseada nas seguintes
assunções:
a)
Existência de períodos, tanto durante o dia como em um intervalo de um ano, no qual a demanda de energia é
maior ou menos em comparação com a capacidade da usina ou do sistema de geração;
F-7
(Tradução livre do original em inglês)
b)
Existência de períodos nos quais a operação de maquinário é interrompida para manutenção preventiva ou
corretiva; e
c)
Disponibilidade de água no rio na qual estiver localizada.
A produção de energia elétrica nas usinas é responsabilidade do Planejamento e Programação da Operação de
Energia Elétrica, que proporciona intervalos de tempo annual-to-hourly-through-daily time e detalhes, conforme
determinado pelo ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico. O ONS determina os volumes e as fontes de
geração necessárias para atender à demanda do país de forma otimizada, baseadas na disponibilidade de bacias
hidrográficas e no maquinário em operação. considerando também o custo com a geração de energia e a viabilidade
da transmissão através do sistema interligado.
Em operação
UHE Furnas
UHE Estreito
UHE Marimbondo
UHE Itumbiara
UHE Serra da Mesa
UHE Luiz Gonzaga
UHE Xingó
UHE Sobradinho
UHE Tucuruí
UHE Complexo Paulo Afonso
UTE Santa Cruz
Rio
Capacidade em
MW
Término da
concessão
Grande
Grande
Grande
Paranaíba
Tocantins
São Francisco
São Francisco
São Francisco
Tocantins
São Francisco
-
1.216
1.050
1.440
2.082
1.275
1.479
3.162
1.050
8.370
3.880
766
07/2015
07/2015
03/2017
02/2020
05/2011
10/2015
10?2015
02/2022
07/2024
10/2015
07/2015
-
2.552
Até 2035
334
140
53
08/2041
08/2041
08/2041
Outras concessões de geração
Em construção
Simplício
Baguari
Batalha
Paraíba do Sul
Doce
São Marcos
A capacidade de transmissão do sistema ELETROBRÁS é a seguinte:
Linhas (km)
Furnas
Eletronorte
CHESF
Eletrosul
Manaus
16.999
9.027
18.010
8.165
365
52.566
Subestações
47
59
83
36
22
247
Término da
concessão
07/2015
07/2015
06/2037
07/2015
07/2015
As subsidiárias consolidadas da Companhia incluem o seguinte:
Percentual de participação
2008
Subsidiárias
Geração, transmissão e distribuição de eletricidade
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – ELETRONORTE
Companhia Hidroelétrica do São Francisco – CHESF
Furnas Centrais Elétricas S.A. – FURNAS
Manaus Energia
Boavista Energia
F-8
98,68%
99,45%
99,54%
100%
100%
(c)
(b)
(Tradução livre do original em inglês)
Geração de eletricidade
Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica – CGTEE
Eletrobrás Termonuclear S.A. – ELETRONUCLEAR
Itaipu Binacional – ITAIPU
99,94%
99,81%
50%
Transmissão de eletricidade
ELETROSUL Centrais Elétricas S.A.
99,71%
Distribuição de eletricidade
Companhia Energética do Piauí – CEPISA
Companhia Energética de Alagoas – CEAL
Centrais Elétricas de Rondônia S.A. – CERON
Companhia de Eletricidade do Acre – ELETROACRE
98,56%
75,16%
99,96%
93,29%
Investmento
Eletrobrás Participações S.A. - ELETROPAR
81,61%
(d)
(a)
(a)
(a)
(a)
Nota (a):
A participação da ELETROBRÁS no capital votante das companhias de distribuição de energia elétrica
é: CEPISA (99,98%), CEAL (74,84%), CERON (99,96%), CEAM (97,96%), ELETROACRE
(95,34%).
Nota (b):
Interesse indireto através da ELETRONORTE.
Nota (c) Investimento indireto através da ELETRONORTE at´[e mio de 2008.
Nota (d):
•
Joint venture de propriedade igual pela ELETROBRÁS e ANDE.
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (“ELETRONORTE”) – Suas principais atividades são a geração,
transmissão e comercialização de energia elétrica, com operação na área geográfica abrangida pelos estados
brasileiros do Acre, Amapá, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia, Roraima e Tocantins. A partir de 2003,
com a eliminação gradativa de seus contratos de fornecimento – conhecidos como contratos iniciais – à taxa de
25% por ano, a ELETRONORTE começou a atender também a outras áreas geográficas no Brasil.
A ELETRONORTE possui uma subsidiária de propriedade integral –Boa Vista Energia S.A. – que opera na
atividade de distribuição de energia no estado brasileiro de Roraima.
•
Companhia Hidroelétrica do São Francisco (“CHESF”) – Suas principais atividades são a geração e transmissão
de energia elétrica. O maior mercado da companhia está localizado no nordeste do Brasil, especialmente nos
estados da Bahia, Sergipe, Alagoas, Pernambuco, Paraíba, Rio Grande do Norte, Ceará e Piauí. A partir de
2003, com a eliminação gradativa de seus contratos de fornecimento – contratos iniciais - à taxa de 25% por
ano, a CHESF começou a atender também outras áreas geográfics do Brasil.
•
Furnas Centrais Elétricas S.A. (“FURNAS”) – Suas principais atividades são a geração, transmissão e
comercialização de energia elétrica, com operações na área geográfica abrangida pelo Distrito Federal e os
Estados brasileiros de São Paulo, Minas Gerais, Rio de Janeiro, Paraná, Espírito Santo, Goiás, Mato Grosso e
Tocantins.
•
Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica (“CGTEE”) – O objetivo central exclusivo da CGTEE é a
geração de energia elétrica através de outros meios diferentes da energia hidrelétrica, com operações na região
sul do Brasil.
•
Manaus Energia S.A. (MESA) – É uma subsidiária de propriedade integral da ELETROBRÁS, e opera na
geração e distribuição de energia elétrica no Estado do Amazonas. Tinha uma participação indireta através da
ELETRONORTE até maio de 2008.
•
Eletrobrás Termonuclear S.A. (“ELETRONUCLEAR”) – Suas principais atividades são a construção e operação
de usinas de energia nuclear, a geração de energia elétrica por elas produzida e a prestação de serviços de
engenharia correlatos. A ELETRONUCLEAR desenvolveu atividades relacionadas à operação das usinas Angra
F-9
(Tradução livre do original em inglês)
I e Angra II, bem como à construção de Angra III. A energia gerada pela ELETRONUCLEAR é vendida através
de FURNAS.
•
Itaipu Binacional (“ITAIPU”) – ITAIPU é uma joint venture de propriedade em partes iguais pela
ELETROBRAS e pela ANDE – Administración Nacional de Electricidad (uma companhia de propriedade do
governo do Paraguai). Foi criada por um Tratado Internacional assinado pelo Brasil e pelo Paraguai, que
estabelece os termos e condiçoes gerais aplicáveis a ITAIPU. A ELETROBRÁS é responsável pela negociação
de suas ações (50%) da energia elétrica gerada pela ITAIPU, adquirindo e revendendo essa energia elétrica.
ITAIPU tem direito à isenção plena de impostos em ambos os países, em função do Tratado celebrado pelos
países.
O ativo patrimonial líquido de ITAIPU (“equity investment at risk”) não é suficiente para permitir que custeie
suas atividades. Conseqüentemente, necessita de suporte financeiro da ELETROBRÁS e do Governo Federal
Brasileiro (acionista majoritário da ELETROBRÁS). Da dívida de ITAIPU, 42% são financiados pela
ELETROBRÁS (que obtém esses recursos do Tesouro Nacional do Brasil e/ou de bancos internacionais, com a
garantia do Tesouro Nacional), 56% pelo Tesouro Nacional. Os avalistas da dívida da ELETROBRÁS são o
Tesouro Nacional Brasileiro e o Governo Brasileiro e 1% por outros credores. Os avalistas da dívida da
ELETROBRÁS. São o Tesouro Brasileiro e o Governo Brasileiro.
Além disso, apesar da ELETROBRÁS ser responsável pela comercialização de sua parte (50%) da energia
elétrica gerada pela ITAIPU, historicamente a Companhia tem sido responsável pelo consumo de cerca de 96%
de toda a energia elétrica gerada por Itaipu.
Pelos motivos acima discutidos, ITAIPU tem sido incluída nas demonstrações financeiras consolidadas da
ELETROBRÁS, de acordo com a orientação fornecida pelo FIN 46-R.
•
2.
A ELETROSUL Centrais Elétricas S.A. (“ELETROSUL”) – Sua principal atividade é a transmissão de energia
elétrica por um sistema de transmissão que se estende por 8.165 km de inhas, com 36 subestações localizadas
nos estados brasileiros de Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do Sul e Paraná.
•
A Companhia Energética do Piauí (“CEPISA”) – CEPISA tem uma concessão para fornecer distribuição de
energia elétrica no estado do Piauí, e faz parte do Plano Nacional de Privatização do Brasil.
•
A Companhia Energética de Alagoas (“CEAL”) – CEAL tem uma concessão para fornecer distribuição de
energia elétrica no estado de Alagoas, e faz parte do Plano Nacional de Privatização do Brasil.
•
A Centrais Elétricas de Rondônia S.A. (“CERON”) – tem uma concessão para fornecer distribuição de energia
elétrica no estado de Rondônia, e faz parte do Plano Nacional de Privatização do Brasil.
•
A Companhia de Eletricidade do Acre (“ELETROACRE”) – ELETROACRE tem uma concessão para fornecer
distribuição de energia elétrica no estado do Acre, e faz parte do Plano Nacional de Privatização do Brasil.
•
A Eletrobrás Participações S.A. (“ELETROPAR”) – Eletropar detém um interesse minoritário nas seguintes
concessionárias de distribuição de energia elétrica: AES Eletropaulo Metropolitana de Eletricidade de São Paulo
S.A. – AES ELETROPAULO, Energias do Brasil S.A. – ENERGIAS DO BRASIL, Companhia de Transmissão
de Energia Elétrica Paulista S.A. – CTEEP, Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. – EMAE e CPFL
Energia S.A. – CPFL Energia.
Governança Corporativa
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Em setembro de 2006, a Companhia adotou as práticas diferenciadas estabelecidas pela Bolsa de Valores de São
Paulo (BOVESPA) para atingir o Nível I de Governança Corporativa. Como resultado, a Companhia, que faz parte
do índice de ações da IBOVESPA, foi incluída no Índice de Governança Corporativa (IGC).
As companhias que se comprometem a obedecer às práticas de governança corporativa asseguram mais
transparência de suas relações com os mercados de capital, os investidores e os acionistas, tornando mais fácil
acompanhar as decisões da administração e dos acionistas controladores. Dessa forma, as companhias do Nível I
têm melhora seus sistemas administrativos para adotar as melhores práticas de governança corporativa, buscando
F-10
(Tradução livre do original em inglês)
estabelecer relações transparentes e respeitosas com seus acionistas e investidores e criar sinergia entre as atividades
econômicas, financeiras, sociais e ambientais.
A Companhia está também incluída no Índice de Sustentabilidade Empresarial – ISE.
Em setembro de 2008, ELETROBRÁS obteve um registro na Comissão de Valores Mobiliários (SEC) dos EUA. A
inclusão de ações da Companhia na Bolsa de Valores de Nova York (NYSE) ocorreu em 31 de outubro de 2008.
Atualmente, a ELETROBRÁS tem dois programas de Recibos de Depósito Americanos (American Depositary
Receipts) relacionados a ações ordinárias e ações preferenciais classe “B”.
O registro da Companhia no SEC e a conseqüente inclusão de os programas ADR na NYSE fazem parte do
planejamento estratégico da Companhia. Vem trabalhando com a finalidade de melhorar sua visibilidade com os
acionistas, analistas e investidores, tanto nas áreas de eqüidade como de dívida e visa melhorar a liquidez e os
preços das ações, bem como obter condições favoráveis quando do levantamento de recursos no futuro para s
programas de investimento da Companhia.
3.
Relação com Auditores Independentes
Em conformidade com as disposições estabelecidas na Instrução No 381, de 14 de janeiro de 2003 da CVM, a
ELETROBRÁS contratou serviços de auditoria independentes da firma de auditoria BDO Trevisan Auditores
Independentes, mediante um acordo de serviço em vigor por um período de três anos a partir de 1o de agosto de
2005, para realizar auditorias das demonstrações financeiras (companhia controladora e consolidado) do Sistema
ELETROBRÁS. Deve ser salientado que a Companhia não assinou nenhum acordo de serviço que não seja o
relacionado à auditoria das demonstrações financeiras.
4.
Resumo das Principais Práticas Contábeis
Na preparação destas demonstrações financeiras consolidadas de acordo com os princípios contábeis usualmente
aceitos nos Estados Unidos da América (“U.S. GAAP”), a administração tem que fazer certas estimativas e
assunções que afetam as quantias informadas de ativos e passivos e divulgações de ativos e passivos contingentes na
data das demonstrações financeiras, bem como as quantias informadas de receitas e despesas durante o período
informado. Os resultados efetivos podem ser diferentes destas estimativas. As demonstrações financeiras da
Companhia incluem diversas estimativas para a (i) capacidade de recuperação de ativos reguladores diferidos, (ii)
provisões para perdas para contas a receber e ativos de imposto diferido , (iii) as vidas úteis do imobilizado, (iv)
provisões necessárias para perdas contingentes, (v) estimativas de obrigações de benefício de pós-aposentadoria de
empregados, (vi) o valor justo das derivadas e outras estimativas similares.
a) Base para a preparação das demonstrações financeiras
As demonstrações financeiras foram preparadas de acordo com as U.S. GAAP, que diferem em alguns aspectos
das práticas contábeis adotadas no Brasil e aplicadas pela ELETROBRÁS em suas demonstrações financeiras
que são preparadas e registradas de acordo com regras específicas da Comissão de Valores Mobiliários
(“CVM”).
Além disso, a ELETROBRÁS mantém suas contas conforme determinado pela Agência Nacional de Energia
Elétrica – ANEEL, responsável por definir as práticas contábeis específicas e os procedimentos para o setor de
energia elétrica. Os procedimentos são adotados pelas concessionárias de serviço público de eletricidade no
registro de suas operações, para permitir que a agência reguladora execute suas prerrogativas reguladoras e de
inspeção estabelecidas pela legislação aplicável aos serviços públicos de eletricidade.
A preparação destas demonstrações financeiras requer o uso de estimativas e assunções que reflitam os ativos,
passivos, receitas e despesas informadas nas demonstrações financeiras, bem como as quantias incluídas nas
notas.
b) Base da consolidação
As demonstrações financeiras consolidadas incluem as contas da Companhia e de todas as subsidiárias nas quais
ela tem posse majoritária, nas quais (i) a companhia tem, direta ou indiretamente, tanto uma maioria do patrimônio
da subsidiária como tem o controle administrativo, ou (ii) a Companhia tenha se determinado como sendo o
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(Tradução livre do original em inglês)
principal beneficiário de uma entidade de interesse variável, de acordo com o FIN 46-R. As contas e as transações
intercompanhias estão eliminadas; As companhias incluídas nas demonstrações financeiras consolidadas constam
da Nota 1.
c) Ativos e passivos designados em moeda estrangeira ou sujeitos a indexação
Os ativos e passivos designados em moedas estrangeiras dizem respeito principalmente a financiamento e são
traduzidos em reais brasileiros às taxas de câmbio oficiais informadas pelo Banco Central do Brasil na data de
cada balancete. Aqueles designados em reais e sujeitos, contratual ou legalmente, a indexação estão atualizados
até à data do balancete que se aplicar ao índice correspondente. Os ganhos e perdas resultantes são reconhecidos
atualmente e incluídos na desmontração de renda correspondente àquele período.
d) Caixa e Equivalente de Caixa
A Companhia considera todos os investimentos altamente líquidos com vencimentos originais de três meses ou
menos por ocasião da compra, como sendo equivalentes a moeda corrente.
e) Caixa Restrito
Caixa Restrito consiste principalmente de investimentos limitados legalmente a dispêndios de capital e subsídios
a operações termoelétricas.
f) Contas a receber
As contas a receber são declaradas nos valores realizáveis e incluem (i) quantias faturadas de clientes, inclusive,
quando aplicável, taxas por atraso, e (ii) receitas acumuladas referentes a energia não faturada fornecida a
clientes à data do balancete, bem como aquelas negociadas na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –
CCEE.
A provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa é estabelecida pela administração em um valor considerado
suficiente para cobrir provável perda futura relacionada a contas não cobradas, e de acordo com uma análise
abrangente que leva em conta os seguintes fatores:
i.
ii.
iii.
iv.
Consumidores residenciais atrasados há mais de 90 dias;
Clientes comerciais atrasados há mais de 180 dias;
Agências industriais, rurais, governamentais, iluminação pública e consumidores de serviços atrasados há
mais de 360 dias;
Análise individual para cada consumidor, considerando:
- a experiência da administração das perdas reais nos consumidores;
- existência de garantias colaterais;
- análise de dívids renegociadas (quantias correntes e vencidas) e;
- análise de clientes insolventes ou falidos..
g) Títulos e Valores Mobiliários
Os títulos negociáveis foram classificados pela Companhia como disponíveis para venda, negociação ou
mantidos até o vencimento, baseado em estratégias pretendidas com relação a esses títulos.
Os títulos negociáveis classificados como disponíveis para venda têm vencimento a longo prazo porquanto os
investimentos não têm previsão para serem vendidos ou liquidados até à data de vencimento. Estes títulos são
registrados ao custo amortizado.
h) Ativos Regulatório
Ativos regulatórios diferidos de acordo com os critérios estabelecidos no SFAS No 71, Contabilização de
Efeitos de Certos Tipos de Regulamentação, e interpretado pelo EIFT Emissão No 92-7, compreendem o
seguinte:
Aumento nas taxas de PIS/PASEP e COFINS
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(Tradução livre do original em inglês)
Refere-se aos efeitos das mudanças nas taxas das contruibuições para o PIS/PASES e COFINS, de 0,65% para
1,65% e 3% para 7,6%, respectivamente,que serão cobradas aos licentes da Companhia.
Acordo geral do setor elétrico
A Companhia capitaliza custos permitidos incorridos, incluindo custos decorrentes de medidas de racionamento de
energia emitidas pelo Governo Federal, como ativos reguladores diferidos quando instruído pela ANEEL e existe
uma expectativa provável que a receita futura igual aos custos incorridos será faturada e cobrada como resultado
direto da inclusão dos custos em um índice aumentado estipulado pelo regulador. O ativo regulador diferido é
eliminado quando a Companhia cobra os custos correlatos por meio de faturamentos a clientes ao índice
aumentado. No caso da ANEEL excluir todo ou parte de um custo de recuperação como resultado de sua revisão,
essa parte do ativo regulador diferido está prejudicada e é reduzida de acordo com a extensão do custo excluído. A
Companhia tem ativos regulatórios diferidos registrados com expectativa a serem faturados de seus clientes,
limitados à quantia realizável dentro de 24 meses a contar da data do balancete.
De acordo com as disposições da Decisão 72, de 7 de fevereiro de 2002 da ANEEL, as quantias referentes a
Reajustes Tarifários Extraordinários (RTE) estão apresentadas na conta “Consumidores e revendedores”, conforme
está definido na Decisão 91 da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE), de 21 de dezembro de 2001,
e Lei No 10.438, de 26 de abril de 2002.
Custos recuperáveis de ITAIPU
Para fins de demonstrações financeiras locais, ITAIPU registra os resultados acumulados como um ativo ou
passivo regulador, uma vez que a quantia será recuperada por meio de tarifas futuras. Para fins de U.S. GAAP, a
quantia líquida é também considerada como custos recuperáveis a serem diferidos pelo SFAS 71 e é registrada
como um item separado no balancete consolidade.
i) Impostos a Recuperar
Impostos sobre receitas consiste de Impostos Sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS (ou VAT),
um imposto sobre vendas cobrado sobre a receita bruta. Estamos sujeitos a índices diferentes de VAT nos
diferentes estados nos quais operamos, com o índice de VAT variando desde 7% a 27%. Não somos
responsáveis por quaisquer impostos ou receitas em nosso segmento de transmissão, conforme estipulado pelo
regulamento aplicável.
O ICMS não é cumulativo e os valores pagos relacionados a estes impostos na aquisição de produtos e/ou
serviços podem ser compensados quando estes produtos e serviços forem vendidos, o que significa que um
crédito de imposto é gerado quando a compra é efetuada e esse crédito é então compensado quando da venda ao
cliente final.
Os valores referentes ao VAT (ICMS) estão representados nos Ativos Circulante e Passivos Circulante.
j) Materiais e Suprimentos
Exceto conforme observado no parágrafo a seguir, os materiais e suprimentos são declarados ao custo médio de
aquisição e não excedem o custo de reposição ou os valores realizáveis.
O concentrado de urânio, serviços correlatos em andamento e outros elementos de combustível nuclear
disponíveis no núcleo do reator e no pool de combustível utilizado são registrados com base nos custos de
aquisição. Estes valores são debitados a despesas quando são utilizados no processo de geração de energia. O
custo não excede o custo de reposição ou os valores realizáveis.
A amortização mensal das despesas operacionais é feita proporcionalmente, levando em conta a energia
efetivamente gerada mensalmente em compaação com a energia total calculada para cada elemento de
combustível.
k) Investimentos
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(Tradução livre do original em inglês)
De acordo com a APB No 18, a Companhia utiliza o método de equivalência patrimonial de contabilização para
todos os investimentos a longo prazo para os quais possua entre 20% e 50% do capital com direito a voto da
investido. O método de equivalência patrimonial requer ajustes periódicos na conta de investimentos para
reconhecer a parcela proporcional da Companhia nos resultados do investido, reduzida pelo recebimento de
dividendos do investido e juros sobre capital próprio .
l) Imobilizado
O imobilizado é avaliado ao custo de aquisição e/ou construção, restabelecido de forma a refletir as mudanças
em nível de preço até 31 de dezembro de 1997, menos a depreciação acumulada calculada com base no método
de linha reta aos índices que levem em consideração as vídas úteis dos ativos. Os custos com reparos e
manutenção que prolongam as vidas úteis dos ativos correlatos são capitalizados, enquanto que outros custos de
rotina são cobrados dos resultados das operações. Os juros referentes à dívida obtidos de terceiros incorridos
durante o período de construção são capitalizados.
A administração da Companhia revê o imobilizado por possíveis deficiências anualmente ou sempre que eventos
ou mudanças nas circunstâncias indicarem que o valor líquido (pelos livros) de um ativo ou grupo de ativos
podem não ser recuperáveis com base nos fluxos de caixa futuros não descontados. As revisões são realizadas ao
menor nível de grupos de ativos no qual a administração consegue atribuir fluxos de caixa futuros identificáveis.
A Companhia analisa o valor líquido contábil dos ativos básicos e ajusta-o ao seu valor justo se a soma dos
fluxos de caixa futuros for inferior ao valor líquido contábil
A subsidiária ELETRONUCLEAR está contratualmente obrigada a desativar suas usinas de energia nuclear ao
final de suas vidas úteis. A Companhia adotou o SFAS No 143, Contabilização de Obrigações para a Retirada
de Ativos, em 2003. Pela SFAS 143, o valor justo de retirada de ativos é registrado como passivo de forma
descontínua quando for incorrido, que ocorre tipicamente por ocasião da instalação dos ativos. Os valores
registrados para os ativos correlatos serão acrescidos do valor destas obrigações e depreciados ao longo das
vidas úteis dos ativos, em média 40 anos. No decorrer do tempo, os valores reconhecidos como passivo serão
acrescidos pela mudança em seu valor atual e até que os ativos correlatos sejam removidos ou vendidos. Sempre
que forem identificadas mudanças no valor do custo de descomissionamento estimado, o valor acumulado é
ajustado.
A Companhia tem a responsabilidade de operar equipamentos do governo federal brasileiro e dos consumidores
de energia elétrica relacionados às operações da companhia incorporada como ativos fixos a serem usados
exclusivamente para investimentos de capital na rede de energia elétrica. Estes ativos fixos são registrados como
uma redução do imobilizado correlato. A contabilização desta operação não tem impacto nem nos resultados de
ganhos e perdas nem no patrimônio;
m) Imposto de renda e contribuições sociais
A Companhia é responsável por imposto de renda de acordo com o SFAS No 109, Contabilização do Imposto de
Renda, que demanda uma abordagem de ativo e passivo para registro dos impostos correntes e difereidos. Os
efeitos do imposto sobre o prejuízo fiscal e as diferenças entre a base do imposto dos ativos e passivos e os
valores reconhecidos nas demonstrações financeiras consolidadas foram calculadas com base nos índices
vigentes para fins de registro do imposto de renda diferido. O prejuízo fiscal pode ser usado para compensar
apenas 30% da renda tributável em qualquer determinado ano.
A possibilidade de recuperação de ativos de impostos diferidos é revista anualmente e é estabelecida uma
provisão para perdas utilizando-se um critério “mais provável do que improvável”, baseado na renda tributável
histórica e futura projetada, e a época esperada das reversões das diferenças temporárias existentes.
n) Empréstimo compulsório
O Empréstimo Compulsório foi criado pela Lei No 4.156/62 para custear a expansão do sistema nacional de
energia elétrica e foi suspenso pela Lei NO 7.181, de 20 de dezembro de 1983, que estabeleceu o prazo final para
cobrança até 31 de dezembro de 1993. O empréstimo foi inicialmente cobrado de todos os consumidores através
de suas respectivas contas de energia elétrica. Anos mais tarde, o empréstimo foi cobrado apenas de
consumidores industriais.
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(Tradução livre do original em inglês)
O saldo do passivo correlato compreende os recursos cobrados, líquidos de reembolsos, e aumentados pela
indexação (6% p.a., mais a indexação baseada na variação do IPCA-E). Estes passivos vencem de 2009 a 2015.
o) Planos de benefícios dos empregados
A Companhia e algumas subsidiárias patrocinam planos de pensão com benefícios definidos ou híbridos
cobrindo substancialmente todos os seus empregados. Os ativos e obrigações do plano de pensão e seus
impactos líquidos sobre os balancetes são contabilizados de acordo com a SFAS No 87, Contabilização das
Pensões pelo Empregador”. Além disso, a Companhia e algumas de suas subsidiárias também criaram planos de
assistência médica pós-aposentadoria e subsidiam prêmios de seguro de vida para seus aposentados. Ambos os
benefícios são contabilizados de acordo com a SFAS No 106, "Contabilização dos benefícios pós-aposentadoria
exceto”.
As divulgações relacionadas aos planos de benefícios são feitas de acordo com a SFAS No 132-R, Divulgação
sobre planos de pensões e outros benefícios pós-aposentadoria.
Pela lei brasileira, os empregados têm direito a um mês de férias após cada ano de serviço. Esta disposição é
calculada com base na compensação de cada empregado e no período a que tem direito até à data do balancete,
mais os impostos correlatos da folha de pagamento.
p) Contingências
A Companhia registra provisões para contingências quando existe a probabilidade de perda, com base no
parecer de consultor jurídico interno e externo, e é razoavelmente estimável.
q) Receitas, custos e despesas
As receitas, custos e despesas são reconhecidos em regime de competência quando existir evidência persuasiva
de um acerto, tiver ocorrido entrega de mercadorias ou tiverem sido prestados serviços, tiverem sido fixados ou
determinados índices e a cobrança seja razoavelmente assegurada independentemente de quando o numerário
for recebido.
As receitas provenientes da venda de geração de eletricidade são registradas com base no produto entregue às
taxas especificadas nos termos contratuais ou às taxas legais vigentes. As vendas de distribuição de energia para
clientes finais são reconhecidas quando a energia é fornecida. As cobranças destas vendas são feitas
mensalmente. As receitas não faturadas do ciclo de cobrança até o final de cada mês são estimadas com base na
cobrança do mês anterior e acumulam no final do mês. As diferenças entre as receitas não cobradas estimadas e
reais, que não tiverem sido significativas, são reconhecidas no mês seguinte.
As vendas de eletricidade para o sistema de energia interligado são registradas quando forem auferidas e
faturadas mensalmente. As receitas recebidas pela Companhia de outras concessionárias que utilizam sua rede
básica de transmissão são reconhecidas no mês em que os serviços da rede forem fornecidos às outras
concessionárias. Os serviços prestados incluem taxas de conexão e outros serviços correlatos e as receitas são
reconhecidas quando os serviços são fornecidos.
Os impostos sobre a receita consistem do seguinte; (i) imposto de valor agregado (“VAT”), que consiste em um
imposto estadual devido sobre as vendas aos consumidores finais, é cobrado dos consumidores e registrado
como parte da receita bruta; (ii) imposto sobre receita COFINS; (iii) imposto de contribuição social PIS-PASEP
sobre a receita; e (iv) uma taxa de capacidade emergencial. A Companhia deduz estes impostos da receita bruta.
r) Outra renda (perda) abrangente
Outra renda (perda) abrangente é representada por ganhos e perdas não realizadas de títulos comercializáveis
classificados como disponíveis para venda e ajustes às responsabilidades do plano de pensão.
s) Rendimentos por ações
Pelo fato dos acionistas portadores de ações preferenciais e ordinárias terem dividendos, direitos a voto e
liquidação diferentes, os rendimentos básicos e diluídos por ação têm sido calculados utilizando-se o método de
“duas classes”. O método de “duas classes” é uma fórmula de alocação de rendimentos que determina os
rendimentos por ação preferencial ou ordinária de acordo com os dividendos declarados, conforme exigidos
F-15
(Tradução livre do original em inglês)
pelos estatutos da Companhia e os direitos de participação nos rendimentos não distribuídos calculados de
acordo com os direitos a dividendos de cada classe de ações, conforme discutido na Nota 24.f.
Da mesma forma que as companhias brasileiras, a ELETROBRÁS divulga os rendimentos por uma ação, e este
é o número mínimo que pode ser tratado na Bolsa de Valores de São Paulo – BOVESPA.
t) Informações sobre o segmento
A Companhia opera nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, bem como um
segmento corporativo. O respectivo desdobramento de informações está incluído na Nota 28.
u) Contabilização de instrumentos financeiros
Os instrumentos financeiros derivativos são registrados com base em seus valores justos como ativos e passivos
nos balancetes que acompanham, e as mudanças correspondentes no valor justo são reconhecidas nas
demonstrações de resultado consolidadas para o período. A contabiliddade de operações hedge foi aplicada a
qualquer um dos instrumentos financeiros derivativos da Companhia. Ver nota 27 a e b, Instrumentos
Financeiros e Derivativos.
v) Pronunciamentos contábeis recentes
Em 28 de março de 2008, o Financial Accounting Standards Board (FASB) emitiu a SFAS No 161, Divulgações
sobre Instrumentos Derivativos e Atividades Hedge - uma emenda da Declaração FASB N 133 (SFAS 161). A
SFAS altera as exigências de divulgação para instrumentos derivativos e atividades hedge ao exigir que as
entidades forneçam divulgações melhoradas sobre (i) como e por que uma entidade usa instrumentos
derivativos, (ii) como os instrumentos derivativos e os itens de hedge correlatos são justificados pelo SFAS 133,
Justificativa dos Instrumentos Derivativos e Atividades Hedging e suas respectivas interpretações , e (iii) como
os instrumentos derivativos e os itens hedge correlatos afetam a situação financeira, o desempenho financeiro e
os fluxos de caixa da entidade. O SFAS 161 entrou em vigor para a Companhia em 1o de janeiro de 2009 e
somente terá impacto sobre revelações futuras sobre os instrumentos derivativos da Companhia e as atividades
hedge.
Em maio de 2008, o FASB emitiu o SFAS No 162 A Hierarquia dos Princípios Contábeis Usualmente Aceitos
(SFAS 162). O SFAS 162 identifica as fontes dos princípios contábeis e a estrutura para seleção dos princípios a
serem usados na preparação das demonstrações financeiras apresentadas em conformidade com os GAAP. O
SFAS 162 entrou em vigor para a Companhia em 15 de novembro de 2008. A adoção do SFAS 162 não teve um
impacto significativo nas demonstrações financeiras da Companhia.
Em dezembro de 2008, o FASB liberou o FSP FAS 132R-1, em vigor para os anos findos em 15 de dezembro
de 2009 e muda as exigências de revelação para ativos do plano em uma pensão de benefícios definida ou outro
plano de benefícios pós-aposentadoria. As entidades têm que fornecer revelações melhoradas sobre (a) como são
tomadas as decisões de alocação de investimento, incluindo os fatores que são pertinentes ao entendimento das
políticas e estratégicas de investimento, (b) as principais categorias dos ativos do plano, (c) os inputs e técnicas
de valorização utilizadas para medir o valor justo dos ativos do plano, (d) o nível das medições de valor justo
utilizando inputs significativos não-observáveis e (e) concentrações significativas de risco nos ativos do plano.
A companhia está atualmente revendo as exigências do FSP FAS 132R-1 e implementar as revelações exigidas
em 31 de dezembro de 2009.
Em setembro de 2006, o FASB emitiu o SFAS No 157, medições d Valor Justo (SFAS 157). O SFAS 157 define
o valor justo,estabelece uma estrutura para medição do valor justo e acentua as revelações sobre as medições do
valor justo exigido por outros pronunciamento contábeis, mas não muda a orientação existente quanto a se um
instrumento é ou não executado no valor justo. Durante fevereiro de 2008, o FASB emitiu a Staff Position FASB
No 157-2 (FSP FAZ 157-2). O FSP FAZ 1572 retardou a data efetiva do SFAS 157 para ativos não-financeiros e
compromissos não-financeiros que os exercícios fiscais começando em 15 de novembro de 2008, à exceção dos
itens que são reconhecidos ou revelados ao valor justo nas demonstrações financeiras de forma repetida mas não
menos do que anualmente. Em 1o de janeiro de 2008, a Companhia adotou as disposições do SFAS 157 para
ativos financeiros e compromissos. A adoção das disposições do SFAS 157 que foram retardadas pelo FSP FAS
157-2 não deve ter um efeito material sobre a situação financeira ou os resultados das operações da Companhia.
F-16
(Tradução livre do original em inglês)
A estrutura de avaliação do SFAS 157 é baseada nos inputs que os participantes do mercado utilizando na
atribuição de preços a um ativo ou compromisso, que estejam classificados em duas categorias: inputs
observáveis e inputs não-observáveis. Os inputs observáveis representam os dados de mercado obtidos de fontes
independentes, enquanto que os inputs não-observáveis refletem as assunções de mercado da própria
companhia, que são usadas se os inputs observáveis não forem razoavelmente disponibilizados sem custo e
esforço indevidos. Estes dois tipos de inputs são ainda priorizados na seguinte hierarquia de input de valor justo:
•
•
•
Nível 1 - os preços cotados para ativos ou compromissos idênticos nos mercados ativos.
Nível 2 – preços cotados para ativos ou compromissos similares em mercados ativos, preços cotados
por ativos ou compromissos idênticos ou similares nos mercados não ativos; os inputs que não sejam
preços cotados que forem observáveis para os ativos ou compromisso (por exemplo, taxas de juros);e
inputs oriundos principalmente de, ou corroborados por, dados de mercado observáveis pela
correlação ou outro meio.
Nível 3 – inputs não-observáveis para o ativo ou compromisso.
A Companhia registrou seus derivativos embutidos como nível 2, de acordo com a classificação acima. Em 31
de dezembro de 2008, a Companhia registrou um ativo derivado baseado no cálculo do valor justo no valor de
R$92.690. O ganho derivado está diferido no balancete. Ver abaixo o valor registrado por contrato:
Cliente
2008
Albrás
Alcoa
BHP
Total
39.250
30.630
22.810
92.690
2007
2006
308.540
162.480
121.000
592.020
533.800
267.700
206.800
1.008.300
Vide mais detalhes na nota explicativa 27ª.
Em dezembro de 2007, o FASB emitiu o SFAS No 160. O objetivo do SFAS 160 é melhorar a relevância,
compatibilidade e transparência nos interesses de posse. O SFAS 160 mudará a forma na qual as companhias
medem e apresentam uma aquisição de uma (minoria) não-controlável e mudanças em um interesse controlador.
A Companhia adotará o SFAS 160 a partir de 1o de janeiro de 2009, o que resultará em interesses minoritários
sendo refletidos no patrimônio em vez de no passivo. Em comparação com a prática corrente pelos U.S. GAAP,
as mudanças mais significativas na contabilização de combinação de negócios de conformidade com a
Declaração 141(R) incluem exigências de:
•
•
•
•
•
•
•
Reconhecer, com certas exceções, 100% dos valores justos de ativos necessários, passivos assumidos e
interesses não-controladores nas aquisições de menos de 100% do interesse controlador quando a
aquisição constituir uma mudança no controle da entidade adquirida.
Medir as ações do adquirente emitidas em consideração a uma combinação de negócios ao valor justo na
data de aquisição.
Reconhecer os arranjos de consideração contingentes nos seus valores justos à data de aquisição, com
mudanças subseqüentes no valor justo geralmente refletidas nos rendimentos. Com certas exceções,
reconhecer as contingências de perda e ganho pré-aquisição em seus valores justos à data de aquisição.
Capitalizar os ativos adquiridos de pesquisa e desenvolvimento “IPR&D” em processo.
Despesa, conforme incorrida, custos da transação relacionados á aquisição.
Capitalizar os custos de reestruturação relacionados à aquisição somente se os critérios na Declaração 146
forem atendidos à data de aquisição.
Reconhecer as mudanças que resultarem de uma transação de combinação de negócios em compensações
existentes de valorização de imposto de renda e acumulações de incerteza de imposto do adquirente como
ajustes à despesa de imposto de renda.
Igualmente, a premissa da Declaração 160 é baseada no conceito de entidade econômica de demonstrações
financeiras consolidadas. Pelo conceito de entidade econômica, todos os detentores de interesse econômico
residual em uma entidade têm um interesse eqüitativo na entidade consolidada, mesmo se o interesse residual
for relativo somente a uma parte da entidade (ou seja, um interesse residual em uma subsidiária).
Pela Declaração 160, os ganhos e perdas devem ser reconhecidos nas vendas de interesses não controladores em
subsidiárias. As diferenças entre os produtos da venda e a base consolidada de interesses não controladores
F-17
(Tradução livre do original em inglês)
pendentes devem ser contabilizadas como encargos ou créditos para capital integralizado consolidado.
Entretanto, em uma venda de ações de uma subsidiária que resultar na desconsolidação da subsidiária, um ganho
ou perda seria reconhecido para uma diferença entre os produtos daquela venda e o valor transportado do
interesse vendido. Da mesma forma, é estabelecida uma nova base de valor justo em qualquer interesse de
propriedade não controlador remanescente em uma entidade desconsolidada, com o reconhecimento de ganho
ou perda para a diferença entre a nova base e a base histórica de custo no interesse de propriedade remanescente.
A Declaração 141(R) e a Declaração 160 têm que ser adotadas simultaneamente e são efetivas no primeiro
período de divulgação anual começando em ou após 15 de dezembro de 2008. Fica proibida a adoção
antecipada.
A administração não espera impacto significativo da adoção da SFAS 141 (R) e da SFAS 160.
5.
Caixa e Equivalente de Caixa
O Caixa e os equivalentes de caixa são como se segue:
31 de dezembro de
2008
2007
Caixa e Bancos
Fundos – sistema de energia elétrica (a)
Investimentos em curto prazo – fundos de mercado monetário
175.089
1.689.716
11.168.273
13.033.078
301.406
989.105
6.355.193
7.645.704
Os investimentos em curto prazo são representados por fundos de mercado monetário mantidos no Banco do Brasil
S.A. (um banco controlado pelo governo brasileiro), de acordo com o Decreto-Lei No 1.290, de 3 de dezembro de
1973 e alterações decorrentes da Resolução No 2.917, de 19 de dezembro de 2001 do Banco Central do Brasil, que
estabelece novos mecanismos de investimento aplicáveis a companhias da Administração Federal Indireta.
Os investimentos líquidos de dinheiro de curto prazo são representados pelos fundos de investimento fora do
mercado, cujos resultados visados são baseados na taxa de juros média referencial SELIC.
a) Fundos – sistema de energia elétrica
A Companhia é responsável por gerenciar os recursos decorrentes do Uso de bens públicos, formados por de
contribuições dos Produtores Independentes de Energia Elétrica, também destinados à expansão e melhoria do
sistema de energia elétrica.
A Companhia também gerencia o fundo federal denominado “Conta de Desenvolvimento Energético – CDE”,
cuja finalidade é desenvolver a indústria de energia elétrica nos estados brasileiros através do uso de fontes
alternativas de energia nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, bem como no financiamento de serviços
universais de energia elétrica por um período de 25 anos. O fundo recebe contribuições oriundas dos
pagamentos para o uso de bens públicos e das multas aplicadas pela ANEEL aos detentores de concessão e
permissão e a outraas entidades autorizadas a explorar o serviço de energia elétrica.
6.
Caixa Restrito
Caixa Restrito são compostos de:
31 de dezembro de
2008
2007
Conta de consumo de combustível (a)
PROINFA (b)
Comercialização da energia de ITAIPU
Outros
Total
156.354
426.897
151.135
734.386
F-18
212.191
615.552
2.322
830.065
(Tradução livre do original em inglês)
a) Conta de consumo de combustível
De acordo com a Resolução No 20, de 3 de fevereiro de 1999, da ANEEL, as concessionárias de distribuição de
energia elétrica têm que pagar as quantias definidas pela ANEEL para apoiar o custo do combustível utilizado
na geração de energia termoelétrica no sistema energétco brasileiro. A ELETROBRÁS é responsável por
gerenciar estes recursos, cuja aplicação é também definida pela ANEEL. Como conseqüência, a Companhia
registra como ativos, em contrapartida ao passivo, todos os fundos disponíveis (conta bancária compromissada)
e despesas pendentes ainda não acertadas pelos detentores da concessão.
b) PROINFA
A ELETROBRÁS é responsável pelo PROINFA, um programa do governo federal brasileiro que visa
diversificar a matriz energética brasileira buscando soluções regionais através do uso de fontes renováveis de
energia elétrica, utilizando economicamente os recursos disponíveis e as tecnologias aplicáveis. A
ELETROBRÁS tem garantido o direito de comprar a energia a ser produzida até 2026. Estes valores referem-se
principalmente à antecipação de fluxo de caixa operacional:
7.
Contas a Receber Líquido
31 de dezembro de
2008
2007
Clientes e distribuidores de energia
Contas receber negociadas
Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa
Total
5.954.823
2.876.945
8.831.768
(1.546.967)
7.284.801
5.770.312
2.669.009
8.439.321
(1.749.397)
6.689.924
(-) Circulante
Não-circulante
(4.991.458)
2.293.343
(4.488.721)
2.201.203
Nenhum cliente contabilizou mais de 10% das receitas totais em qualquer ano.
Os recebíveis referentes aos consumidores e revendedores estão apresentados por seu provável valor realizável.
Contas a receber negociadas
Refere-se a quantias vencidas, que são renegociadas com clientes, estabelecendo a aplicação de juros e correção,
bem como o número de parcelas para pagamento. Os saldos contábeis são registrados nos valores históricos.
Transações com a CCEE (Câmara de Comércio de Energia Elétrica)
Os valores referentes às transações na CCEE são registrados com base nas informações fornecidas pela Câmara.
As transações realizadas em 2008 geraram um crédito de R$2.585 para a Eletrobrás e suas subsidiárias.
A subsidiária FURNAS registrou R$ 293.560 como contas a receber, relacionadas à comercialização de energia
elétrica, da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (sucessora do Mercado Atacadista de
Energia – MAE), referente ao período de setembro de 2000 a setembro de 2002, cuja liquidação está suspensa
como resultado de medidas cautelares temporárias iniciadas contra a ANEEL e a CCEE por concessionárias e
revendedores. Considerando-se a realização incerta de ativos, a Administração registrou uma provisão para
crédito de liquidação duvidosa de R$ 293.560.
De acordo com a determinação do Acordo de Mercado da CCEE, para liquidar estes itens pendentes seria
necessário fazer novos registros, que seriam objeto de um acerto entre as partes sem a intervenção da CCEE.
F-19
(Tradução livre do original em inglês)
Neste contexto, a administração pretende chegar a um acordo com a ANEEL e a CCEE, visando equilibrar estes
créditos com a finalidade de permitir uma solução negociada para seu acerto.
Venda de Energia Elétrica gerada por ITAIPU Binacional
Desde 26 de abril de 2002, pela Lei No 10.438, a ELETROBRÁS é responsável pela venda no Brasil da
eletricidade produzida pela ITAIPU BINACIONAL.
Em 2008, o equivalente a 86.568 GWh foi distribuído com a tarifa pela eletricidade fornecida (compra) pela
ITAIPU a US$21,99/kW e a tarifa para transferência de energia (venda) a US$ 23,03/kW.
Os resultados das vendas de eletricidade da ITAIPU Binacional, pelos termos do Decreto 4.550, de 27 de
dezembro de 2002, emenda pelo Decreto 6.265, de 22 de novembro de 2007, serão apropriados como se segue
(vide item II da nota 13):
a)
b)
Se for positivo, aos consumidores Residenciais e Rurais do Sistema de Energia Interconectado Nacional
utilizando até 350 kWh, através de divisão proporcional rateável ao consumo individual e crédito de bônus
nas contas de eletricidade.
Se for negativo, é incluído pela ANEEL no cálculo da tarifa de energia contratada no ano subseqüente à
formação do resultado.
Em 2008, a atividade positiva de R$ 389.862 e as respectivas obrigações é registrada em “Obrigações de
Reembolso”.
8.
Títulos e Valores Mobiliários
31 de dezembro de
2008
2007
Notas emitidas pelo Governo Brasileiro:
CFT-E1 (a)
NTN-P (b)
Partes beneficiárias ©
Outros
Total (non-circulante)
208.761
139.696
652.575
876
1.001.908
194.405
129.737
652.575
976.717
a) CFT-E1 (Certificado do Tesouro Nacional) – Estes títulos do governo estão sujeitos à variação do IGP-M
(Índice Geral de Preços de Mercado), não têm juros incidindo sobre eles, e vencem em agosto de 2012. A
controladora tem uma provisão para ajuste ao valor de mercao em 31 de dezembro de 2008 no valor de
R$105.464 (31 de dezembro de 2007 – R$91.761), calculados com base nos descontos observáveis nos
mercados de capital e apresentados como uma dedução do respectivo item de ativos. Estes títulos estão
classificados como mantidos até o vencimento.
b) NTN-P (Notas do Tesouro Nacional) – Os títulos do governo recebidos em consideração à venda de
investimentos corporativos com o Programa Nacional de Desestatização (PND). Estes títulos do governo são
indexados pela variação da Taxa Referencial (TR) anunciada pelo Banco Central do Brasil, incidindo juros de
6% p.a. sobre as quantias indexadas e com vencimento a partir de fevereiro de 2012. Estes títulos são
classificados como mantidos até o vencimento.
c) Partes Beneficiárias – Refere-se a títulos obtidos como conseqüência de acordos de reorganização corporativa
referentes ao interesse acionário da ELETROBRÁS na INVESTCO, emitidos pelas companhias mencionadas
abaixo, com rendimentos equivalentes a 10% do lucro determinado anualmente por cada companhia, e serão
pagos juntametne com seus dividendos. Os títulos podem ser convertidos em ações preferenciais, sem direito a
voto, em outubro de 2032. Estes títulos são classificados como mantidos até o vencimento.
F-20
(Tradução livre do original em inglês)
31 de dezembro
2008
31 de dezembro
2007
266.798
184.577
151.225
49.975
652.575
266.798
184.577
151.225
49.975
652.575
Rede Lajeado
EDP Lajeado
CEB Lajeado
Paulista Lajeado
Present value
9.
Estoque de Combustível Nuclear
O combustível nuclear utilizado nas usinas de Angra I e Angra II compreendem elementos produzidos com ligas
metálicas e urânio.
Neste estágio inicial, o concentrado de urânio e os serviços necessários para a sua produção são classificados em
ativos não-circulantes, e registrados como Inventários de Combustível Nuclear. Após o processo de produção
terminar, a parte a ser consumida durante os 12 meses seguintes é classificada como ativos circulantes.
A amortização mensal nas despesas operacionais é feita proporcionalmente, levando em conta a energia
efetivamente gerada mensalmente, em comparação com a energia total calculada para cada elemento de
combustível.
Periodicamente, são realizados inventários e avaliações dos elementos de combustível nuclear, que foram através do
processo de geração de energia elétrica e são armazenados em piscinas de combustível usado.
Os inventários de combustível nuclear, em 31 de dezembro de 2007 e 31 de dezembro de 2006, compreendem:
R$
Ativos circulantes
Material armazenado
Inventários de combustível nuclear
Ativos não-circulantes
Inventários de combustível nuclear
Concentrado de urânio
Elementos prontos
Material estocado
Serviços – combustível nuclear
2008
2007
36.161
286.903
323.064
42.990
243.325
286.315
104.442
146.736
259.213
214.751
725.142
1.048.206
71.301
194.633
242.615
148.639
657.188
943.503
O valor de R$ 323.064 (31 de dezembro de 2007 – R$ 286.315) também está registrado como Consolidado
Circulante em materiais e suprimentos, referindo-se a inventários de combustível nuclear.
10.
Impostos de Renda
Os impostos de renda no Brasil compreendem imposto de renda federal e contribuição social, que constitui um
imposto federal adicional. O imposto composto legal decretado aplicável nos períodos apresentados é de 34%,
representados por um imposto de renda federal de 25%, mais taxa de contribuição social de 9%.
A renda tributável da Companhia é substancialmente gerada no Brasil e está, por conseguinte, sujeita à taxa legal
brasileira.
F-21
(Tradução livre do original em inglês)
Em julho de 2006, o Financial Accounting Standards Board (FASB) emitiu a Interpretação No 48 da FASB,
Contabilização de Contingências Fiscais Impostos de Renda, uma interpretação da Declaração No 109 (FIN 48) da
FASB. Esta Interpretação fornece orientação sobre o reconhecimento, classificação e divulgação referente a
responsabilidades tributárias incertas. A avaliação de uma posição tributária requer o reconhecimento de um
benefício tributário se for mais provável do que improvável que serpa mantido após exame. A Companhia adotou
esta Interpretação a partir de 1o de janeiro de 2007. A adoção não teve um impacto material sobre as demonstrações
financeiras consolidadas da Companhia.
A Companhia e suas subsidiárias apresentam declarações de renda no Brasil. A validade legal é geralmente de cinco
anos. Por conseguinte, estão concluídas as inspeções tributárias até 2002. A Companhia classifica juros sobre saldos
relacionados a imposto de renda como despesas de juros ou renda de juros e classifica as multas relacionadas a
imposto como despesas operacionais. Em 1o de janeiro de 2007, a Companhia não tinha juros materiais acumulados
nem multas pagáveis.
a) Reconciliação de imposto de renda
Os valores informados como despesas co imposto de renda nas demonstrações financeiras são reconciliados às
taxas legais como se segue:
Exercício findo em 31 de dezembro de
2008
2007
2006
Renda antes dos impostos de renda e juros minoritários
Despesa com impostos às taxas legais– 34%
Ajustes para produzir imposto efetivo:
Equivalência patrimonial
Benefício tributário nos juros sobre capital próprio
Provisões para perda em investimento
Outras diferenças permanentes
Despesa com imposto no Resultado do Exercício
12.004.020
(4.081.367)
1.453.791
(494.289)
1.526.982
(519.174)
107.697
(583.187)
1.133.118
(3.423.739)
251.652
(239.185)
(332.625)
(814.447)
122.967
(156.246)
9.447
(24.534)
(567.540)
As companhias brasileiras podem pagar juros sobre seu capital próprio em lugar de dividendos. O cálculo é
baseado nos valores do patrimônio líquido preparado de acordo com princípios contábeis adotados no Brasil. A
taxa de juros aplicada não pode exceder a taxa de juros de longo prazo determinada pelo Banco Central do
Brasil e os juros pagos não podem exceder o que for maior entre 50% da renda líuida para o ano e 50% dos
lucros retidos mais as reservas de renda. O montante de juros sobre capital próprio é dedutível para fins de
imposto de renda. Dessa forma, diferentemente de um pagamento de dividendos, o benefício para a Companhia
é uma redução em seu imposto a pagar equivalente ao imposto aplicado a esse valor. O imposto de renda é
retido do pagamento do valor aos acionistas à taxa de 15%.
A Companhia recebe incentivos tributários relacionados à aplicação de parte do imposto de renda a pagar cada
ano sobre projetos localizados em certas áreas do Brasil. Uma montante igual à redução de imposto deve ser
apropriada em uma conta reserva no patrimônio líquido e não pode ser distribuída na forma de dividendos.
b) Análise de saldos de imposto diferidos
Em 31 de dezembro de 2008 e 2007, os saldos de impostos diferidos foram calculados utilizando-se uma taxa de
34%, que é a taxa que se espera estar em vigor quando da realização. Os principais componentes da conta de
impostos de renda diferidos no balancete são os seguintes:
31 de dezembro de
2008
2007
Ativo circulante
Base negativa de Imposto de Renda e Contribuição social
Empréstimos e financiamentos
Provisão para contingencies
Provisão para dívidas duvidosas
Remuneração e reembolso
F-22
28.880
322.937
-
19.423
257.579
97.867
200.706
103.841
(Tradução livre do original em inglês)
Ativos reguladores
Empréstimos e financiamentos a receber
Passivo circulante
Contas a receber
Ativos regulatórios
Fornecedores
Benefícios pós aposentadoria dos empregados
Outros ativos (passivos) de diferenças temporárias não significativos
individualmente
Total de ativo circulante
Ativo não-circulante
Base negativa de Imposto de Renda e Contribuição social
Empréstimos e financiamentos
Provisão para contingencies
Benefícios pós aposentadoria dos empregados
Interesse em seu capital próprio
Provisão para dívidas duvidosas
Baixa parcial ao valor do Mercado
Empréstimos e financiamentos a receber
Passivo não-circulante
Ativo regulador diferido
Ativo fixo
Variação da moeda estrangeira
Outros ativos (passivos) de diferenças temporárias– não significativos
individualmente
Total de ativo não-circulante
158.670
510.487
72.283
751.699
(18.785)
(227.511)
(155.625)
(401.921)
(178.088)
(10.847)
(132.153)
(49.484)
(370.572)
396.247
164.398
504.813
545.525
3.942.284
602.312
879.407
583.187
40.874
132.312
3.098.516
9.278.892
50.895
3.177.544
572.645
512.070
239.185
69.527
130.049
2.962.769
7.714.684
(8.034.286)
386.394
(943.882)
(8.591.774)
(6.184.976)
(326.624)
(6.511.600)
91.373
240.819
778.491
1.443.903
As baixas parciais de perda de imposto não têm data de expiração. Entretanto, a compensação anual está
limitada a 30% do valor da perda total.
A partir de 1o de janeiro de 2007, a Companhia adotou a Interpretação No 48 da FASB, Contabilização de
Contingências Fiscais de Imposto de Renda (FIN 48), que esclarece a contabilização para incerteza em impostos
de renda reconhecida nas demonstrações financeiras de uma empresa, de acordo com as Demonstrações das
Normas Contábeis Financeiras No 109, “Contabilização de Impostos de Renda”. A interpretação prescreve um
limiar para o reconhecimento de demonstração financeira e a medição de uma posição tributária assummida ou
esperada para ser assumida em uma declaração de imposto de renda. Para cada posição tributária, a empresa
deve determinar se é mais provável do que improvável que a posição seja sustentada após exame baseado nos
méritos técnicos da posição, inclusive a resolução de quaisquer apelas ou litígios correlatos. Uma posição
tributária que atenda o limiar de reconhecimento mais provável do que improvável é então medido para
determinar o montante de benefício a ser reconhecido nas demonstrações financeiras. Não podem ser
reconhecidos nenhuns benefícios para posições tributárias que não atendam mais provável do que
improvavelmente ao limiar. O benefício a ser reconhecido é a maior quantia que deve, mais provável do que
improvavelmente, ser realizada quando do acerto final.
Como resultado da implementação da Interpretação 48, a Companhia não tem nenhuma posição tributária
incerta para a qual tenha registrado benefícios não reconhecidos de imposto de renda; dessa forma, não houve
impacto nos resultados das operações da Companhia desde a adoção desta interpretação. Além disso, à data da
adoção da FIN 48, a Companhia não tinha nenhuns juros nem multas acumuladas elacionadas aos benefícios
tributários não reconhecidos nas despesas financeiras e em outras despesas operacionais, respectivamente.
11.
Ativos Regulatórios
31 de dezembro de
F-23
(Tradução livre do original em inglês)
2008
Custos recuperáveis de ITAIPU
Acordo geral do setor elétrico
Total
(-) Circulantes
Não-circulantes
23.603.738
30.879
23.634.617
(25.124)
23.609.493
2007
18.191.107
248.873
18.439.980
(240.154)
18.199.826
I) Refere-se a resultados acumulados de ITAIPU que são considerados custos recuperáveis a serem diferidos pelo
SFAS 71, uma vez que este valor será recuperado por meio de tarifas futuras.
Conforme discutido acima, a recuperação do ativo regulador é garantida com base nos termos do tratado.
Considerando-se o fato de que o período do tratado é até 2023, a recuperação é baseada nos custos que serão
incorridos até essa data na forma de dinheiro. Uma parte importante dos custos é o serviço da dívida, a
recuperação correlata seguirá o período dos termos de pagamento da dívida correlata. Da mesma forma, a
realização deste ativo depende das realizações no futuro das assunções definidas no tratado de Itaipú, datado de
26 de abril de 1973 e a estimativa do fluxo de caixa futuro.
A Compania acredita que, para fins contábeis, este tratamento de ITAIPU atende às exigências do SFAS 71,
devido ao seguinte:
i.
ITAIPU tem seu próprio órgão de direção empossado por estatuto (tratado) para estabelecer taxas para os
consumidores;
ii.
O tratado que regula a operação de ITAIPU e os anexos do tratado estabelecem que a tarifa cobrada deve
cobrir o custo do serviço de eletricidade, e assim a operação é projetada para recuperar os custos do
fornecimento de serviços ou produtos regulamentados;
iii.
No Brasil, o governo e as agências reguladoras são responsáveis pelo planejamento do sistema energético
brasileiro. Este planejamento estratégico considera a capacidade de geração de ITAIPU assim como a
necessidade de recuperar seus investimentos e custos no período em que o tratado de ITAIPU Binacional
estiver em vigor (até 2023). Atualmente, não há mudanças previstas nos níveis de demanda e,
considerando-se o atual cenário, é improvável que a demanda de energia gerada por ITAIPU diminua.
Com relação a competição, não há outras companhias que seriam capazes de produzir nos mesmos níveis
de capacidade que ITAIPU. O planejamento tarifário é estabelecido nos níveis que possibilitam a
recuperação de seus custos, que serão cobrados e recebidos de consumidores. Historicamente, as tarifas
cobradas têm sido cobradas;
iv.
É provável que a renda futura, em um valor no mínimo igual aos custos capitalizados, que são a base das
tarifas de ITAIPU, serão recuperadas.
II. Acordo Geral para o Setor Elétrico
Em 2001, o setor elétrico brasileiro esgtava sujeito a um Programa Emergencial de Redução do Consumo de
Energia Elétrica, com o Governo Federal criando a Câmara de Gestão da Crise em Energia Elétrica para
gerenciar os programas de ajuste da demanda, coordenar ações para aumentar o fornecimento de energia e
implementr medidas emergenciais durante o período de racionamento que durou de 1o de janeiro de 2001 a 2 de
fevereiro de 2002.
Pela Lei 10438/2002, que colocou em prática os instrumentos legais para a implementação do Acordo Geral do
Setor Elétrico devido ao Programa de Redução, a ANEEL foi autorizada a implementar o Reajuste Tarifário
Extraordinário – RTE, com o objetivo de erguer o impacto financeiro no Sistema Brasileiro de Energia Elétrica
Interconextada, na época sob o efeito do referido programa.
Neste cenário, as companhias geradoras de energia elétrica reconheceram os créditos relacionados a ‘energia
livre, perda de receita e ‘Parte A’, realizável pelos termos do Acordo Geral para o Setor Elétrico, através de
Reajuste Tariufário Extraordinário (RTE) e cobrado dos consumidores finais, com vencimentos variáveis
definidos pela ANEEL para os diferentes distribuidores.
F-24
(Tradução livre do original em inglês)
Em obediência à Circular 2.409 da ANEEL, de 14 de dezembro de 2007, a Companhia reconheceu as perdas
provenientes da “energia livre” não cobrada pelos distribuidores no período estabelecido nos regulamentos,
correspondendo a R$ 268.612 (31 de dezembro de 2007 – R$ 299.686). Isso está registrado na conta “prejuízo”
no grupo de custo e despesas operacionais que acumulou até o quarto trimestre de 2007.
31 de dezembro
2008
RTE – Parte A, Energia Livre e Reembolso de Companhia
Geradora
Saldo Inicial
(-) Perdas
(-) Realizado
Saldo Final
Provisão para Créditos Liquidação Duvidosa
Saldo no início do ano
(+) Reversão
(-) Constituição
Saldo Final
2007
526.702
(268.612)
(160.213)
97.877
1.113.667
(299.686)
(287.279)
526.702
(309.732)
257.309
(14.575)
(66.998)
30.879
(351.988)
299.686
(257.430)
(309.732)
216.970
Pelos termos da referida Carta Circular No 2409/2007 da ANEEL, o saldo realizável correspondente a ‘energia
livre’, líquido de perdas já reconhecidas, é de R$ 97.877 (31 de dezembro de 2007 – R$ 526.702) e receberá o
mesmo tratamento no caso de não ser realizado dentro dos períodos estabelecidos. A maioria das quantias
vencerão em 2009.
De acordo com os termos da mesma Carta Circular No 2409/2007 da ANEEL, e apoiado por estudos preparados
pela administração,a Companhia estabeleceu uma provisão para Devedores Duvidosos de R$ 66.998 em 31 de
dezembro de 2008 (31 de dezembro de 2007 – R$309.732), considerada suficiente para cobrir possíveis perdas
que possam ser sofridas até o final do período de realização.
III – Resultante da venda de energia elétrica gerada na ITAIPU Binacional
De conformidade com a Lei No 11480/2007, o índice de reajuste aplicado aos contratos de financiamento
celebrados com a ITAIPU e os acordos de cessão de crédito celebrados com o Tesouro Federal a partir de 2007
foi retirado. Dessa forma, a ELETROBRÁS tem direito a manter integralmente seu fluxo de recebimentos.
Além disso, o Decreto 6265 de 22 de novembro de 2007 foi também emitido com a finalidade de regulamentar a
venda da eletricidade gerada pela ITAIPU Binacional, definindo o índice diferente a ser aplicado ao índice de
transferência de energia, criando um ativo regulador para a diferença anual calculada, correspondendo a um
fator de ajuste anual retirado dos contratos a serem incluídos anualmente no índice de transferência de energia a
partir de 2008.
Conseqüentemente, a partir 2008, a taxa cobrada pela transferência de energia da ITAIPU Binacional inclui da
diferença ocasionada pela eliminação do fator de ajuste anual, cujos valores devem ser anualmente definidos
através de uma Portaria Interministerial emitida pelo Ministério da Fazenda e o Ministério das Minas e Energia.
O índice de transferência de energia em vigor em 2008 inclui um valor de R$ 502.429(ou US$ 214.989 mil em
31 de dezembro de 2007), aprovado pela Portaria Interministerial No 398/2008 do Ministério da Fazenda e o
Ministério das Minas e Energia.
O saldo dos ativos reguladores representados pelo título “Direitos a reembolso” em ativo não-circulante desde a
venda de eletricidade da ITAIPU Binacional no período de janeiro a dezembro de 2008. Nos totais R$4.312.809,
correspondendo a US$ 1.845.447.
O Acordo Geral também trataram dos custos e perdas de energia da Parcela A.
F-25
(Tradução livre do original em inglês)
Por conseguinte, a perda de receita financeira da ELETROBRÁS ocasionada pela eliminação do fator de
reajuste dos contratos de financiamento assinados com a ITAIPU Binacional foi compensada por seu acréscimo
à tarifa de transferência de energia, não gerando perdas para a Companhia.
O método para determinação do ativo regulador foi definido pela Portaria Interministerial MME/MF 313/2007,
de 11 de dezembro de 2007.
12.
Empréstimos e Financiamentos a Receber
A Companhia mantém uma política de investimentos para prover recursos para a expansão do setor energético
brasileiro. Esses recursos foram concedidos a diversas companhias na indústria de energia, como se segue:
31 de dezembro de
2008
Índice
médio
anual
CEMIG
COPEL
CEEE
DUKE
AES Tietê
AES Eletropaulo
Tractebel
CELPE
CEMAR
CESP
ITAIPU
Outras
Provisão para
Devedores
Duvidosos
6,76%
10,21%
9,33%
10%
10%
10,01%
12%
6,0%
5,09%
9,33%
7,07%
Total
2007
NãoCirculante circulante
65.479
4.977
66.865
171.066
229.478
392.337
30.318
18.040
27.506
29.286
868
545.122
(117.675)
1.463.667
403.565
67.142
30.085
439.233
982.694
41.114
77.957
317.532
235.273
64.510
1.695.257
4.354.362
Total
469.044
72.119
96.950
610.299
1.212.172
392.337
71.432
95.997
345.038
264.559
65.378
2.240.379
(117.675)
5.818.029
Índice
médio
anual
6,76%
8,39%
9,33%
10%
10%
9,85%
12%
6,02%
6,07%
9,32%
7,07%
NãoCirculante circulante
60.373
188.828
91.557
147.992
188.828
382.952
32.914
16.974
9.081
25.291
244
204.179
(80.630)
1.268.583
284.790
1.104.299
54.436
865.083
1.104.299
8.917
68.559
82.851
284.790
245.098
61.771
551.781
4.716.675
Total
345.164
1.293.127
145.993
1.013.075
1.293.127
391.869
101.473
99.825
293.871
270.389
62.015
755.960
(80.630)
5.985.258
A maior parte das montantes que estão previstas para serem recebidos em pagamentos mensais durante um período
médio de 10 anos, sujeitos a juros entre 4,44% e 12%.
No último trimestre de 2006, a Companhia reverteu o valor total da provisão para crédito de liquidação duvidosa, no
montante de R$ 350.847, estabeleceu créditos associados com um financiamento concedido à ELETROPAULO
Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. e longo em atraso. Dessa forma, a ELETROBRÁS moveu e ganhou
uma ação legal, declarada como final e inapelável, estabelecendo assim o direito ao recebível pela ELETROBRÁS.
Em junho de 2006, O Superior Tribunal de Justiça (STJ) proferiu uma decisão unânime de que os procedimentos de
cobrança devem prosseguir conforme resolvido pelo STJ. Mais recentemente, o STJ rejeitou por unanimidade um
recurso por meio de apresentação de caso pela ELETROPAULO. A administração da ELETROBRÁS pode, assim,
prosseguir com a cobrança e, apoiada pelo parecer de seus consultores legais, considerar a realização deste valro a
receber como virtualmente certo.
Em 31 de dezembro de 2008, estes valores a receber totalizavam R$ 385.171, após ajuste de 10% de juros conforme
acordos originais assinados com a ELETROPAULO e refletidos nos registros contábeis, os quais, atualizados pelos
índices utilizados pelo STJ, totalizavam R$ 1.061.329. A administração da Companhia, de forma prudente e
conservadora, não registra a parte atualizada na base de créditos diferentes das formalmente acordadas, e esperará o
resultado dos procedimentos de cobrança.
13.
Impostos a Recuperar
F-26
(Tradução livre do original em inglês)
Os impostos recuperáveis são compostos de:
31 de dezembro de
2008
2007
Impostos de renda corrente e contribuição social
ICMS
Outros
Total
(-) Circulante
Não-circulante
1.594.718
853.510
638.692
3.086.920
(1.741.195)
1.345.725
1.847.382
1.013.146
55.966
2.916.494
(1.966.532)
949.962
Os créditos de VAT recuperáveis estão sendo compensados pela Companhia com o VAT a ser pago em um período
de 48 meses, de acordo com a legislação tributária brasileira.
Dos créditos de imposto recuperáveis acima mencionados, os valores de R$ 928.955 e R$ 343.291, correspondentes
aos compromissos de IRPJ e CSLL, respectivamente, serão compensados quando da apresentação da Declaração de
Imposto de Renda de Pessoa Jurídica do ano base de 2008 – DIPJ/2009.
14.
Investmentos
A ELETROBRÁS conduz parte de suas atividades por meio de investimentos em companhias contabilizados
utilizando o método de eqüidade e custo.Estas companhias não-consolidadas estão envolvidas principalmente na
distribuição de energia.
%
Investimentos em ações
CEEE – Distribuição
CEEE – G & T
EMAE
CEMAT
CTEEP
CEMAR
CELPA
Energia Lajeado
CEB Lajeado
EDP Lajeado
Paulista Lajeado
32.59
32.59
39.02
41.04
35.29
33.92
34.24
40.07
40.07
40.07
40.07
Investimentos em companhias de energia elétrica registrados
ao custo
31 de dezembro de
2008
2007
9.499
127.368
267.765
359.355
1.447.818
197.943
267.575
219.806
78.173
103.771
23.380
3.102.453
18.951
105.234
252.219
352.069
1.393.534
169.790
274.790
218.445
61.233
102.957
23.380
2.972.602
2.545.679
5.648.132
1.850.027
4.822.629
Como parte do acordo, os títulos representando partes beneficiárias (conforme descrito na Nota 8c), no valor de R$
652.575 em dezembro de 2008 (R$652.575 em dezembro de 2007), foram também adquiridos, emitidos pelas
companhias correlatas, com rendimentos equivalentes a 10% do lucro determinado anualmente por cada uma das
companhias Lajeado, que serão pagos juntametne com dividendos das companhias mencionadas. Estes títulos
podem ser convertidos em ações preferenciais, sem direito a voto, em outubro de 2032.
Conforme discutido na Nota 21, a ELETROBRÁS é ré em diversas ações em diversos estágios de julgamento. Os
investimentos a seguir foram dados como garantia destas ações pela ELETROBRÁS, ativos que representam 6,32%
de sua carteira total de investimentos, conforme apresentado abaixo:
Saldo de investimentos
Garantia %
F-27
Valor da garantia
(Tradução livre do original em inglês)
Afiliada
CTEEP
EMAE
CESP
AES TIETE
COELCE
DUKE
CEMAT
CEB
CELPA
CELPE
CELESC
CEEE – G&T
2008
1.447.818
267.765
269.679
23.046
15.328
3.344
456.883
3.528
366.953
4.689
28.241
127.368
3.014.642
2007
1.393.534
252.219
269.680
23.047
15.329
3.344
455.384
3.528
379.584
4.689
28.242
124.185
2.744.656
2008
2007
91.71%
100.00%
95.82%
89.19%
100.00%
62.48%
86.64%
50.00%
96.99%
71.55%
15.24%
87.39%
82.61%
100.00%
95.82%
94.43%
100.00%
62.48%
97.30%
100.00%
5.31%
70.32%
15.24%
87.39%
2008
1.327.794
267.765
258.406
20.555
15.328
2.089
395.843
1.764
355.908
3.355
4.304
111.307
2.764.418
2007
1.151.198
252.219
258.407
21.763
15.329
2.089
342.563
3.528
14.591
3.297
4.304
108.525
2.177.813
As garantias básicas foram fornecidas para apoiar 3.578 ações legais nas quais a ELETROBRÁS é ré, conforme
declarado na Nota 21. Estas ações encontram-se em diversos estágio de julgamento e, com base na orientação dos
consultores legais da ELETROBRÁS, a administração estima um prazo médio para uma decisão final em oito a dez
anos.
A ELETROBRÁS provisionou para contingências referentes às ações legais mencionadas acima o valor de R$
1.328.244 em 31 de dezembro de 2008 (R$ 1.328.244 em 31 de dezembro de 2007) e estimou que o máximo dos
prováveis pagamentos futuros seja de aproximadamente R$3.350.000, conforme discutido na Nota 21.
15.
Imobilizado
Imobilizado consiste do seguinte:
31 de dezembro de 2008
Taxa
Anual de
Geração
Hidroelétrica
Nuclear
Termoelétrica
Transmissão
Distribuição
Administração
Total
Custo
Depreciação
Depreciação
Em serviço
Em
andamento
2% - 5%
2% - 5%
2% - 5%
81.440.077
6.106.360
2.949.989
90.496.426
4.458.542
3.964.040
149.210
8.571.792
(43.014.809)
(2..066.615)
(861.587)
(45.943.011)
42.883.810
8.003.785
2.237.612
53.125.207
2% - 5%
2% - 5%
4% - 20%
33.329.088
3.771.652
808.353
128.405.519
4.690.764
752.283
427.959
14.442.798
(15.445.999)
(2.487.774)
(335.967)
(64.212.751)
22.573.853
2.036.161
900.345
78.635.566
acumulada
Total
31 de dezembro de, 2007
Taxa
Anual de
Depreciação
Geração
Hidroelétrica
Nuclear
Termoelétrica
2% - 5%
2% -5%
2% -5%
Em serviço
Custo
acumulada
Depreciação
acumulada
Total
81.428.583
6.133.475
1.859.010
89.421.068
3.955.789
2.721.749
1.000.822
7.678.360
(42.469.132)
(1.884.820)
(916.753)
(45.270.705)
42.915.240
6.970.404
1.943.079
51.828.723
F-28
(Tradução livre do original em inglês)
Transmissão
Distribuição
Administração
Total
2%-5%
2%-5%
4%-20%
32.605.770
1.751.470
784.054
124.562.362
4.800.073
342.986
337.857
13.159.276
(14.975.966)
(1.714.534)
(380.884)
(62.342.089)
22.429.877
379.922
741.027
75.379.549
A depreciação para os anos findos em 31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006, totalizou R$ 2.559.225, R$ 3.309.755
e R$ 3.364.032, respectivamente.
A Companhia incorreu em custos de juros de R$ 563.632, R$ 664.077 e R$ 732.380 para os anos findos em 31 de
dezembro de 2008, 2007 e 2006, dos quais R$ 254.717, R$ 458.384 e R$ 524.940 foram capitalizados,
respectivamente.
Pela lei brasileira, os ativos de geração, transmissão e distribuição de energia da Companhia não podem ser
removidos, descartados, transferidos, vendidos ou hipotecados sem a autorização prévia da ANEEL. Os produtos
recebidos do descarte de ativos devem ser depositados em uma conta bancária restrita e utilizados na compra de
outros ativos de concessão.
Além disso, a Companhia não pode usar os ativos referentes ao contrato de concessão de serviços de energia elétrica
como garantia.
A administração da Companhia e suas subsidiárias analisam anualmente a recuperação do valor contábil de seus
ativos, ou sempre que quaisquer circunstâncias indicarem essa necessidade. Estas revisões indicaram a necessidade
de reconhecer perdas por impairment, para CEAL, CERON, CGTEE,MANAUS ENERGIA e ELETRONORTE,
durante os anos findos em 31 de dezembro de 2008 e 2007, no valor de R$1.500.464 e R$730.233, respectivamente.
Em 2001, as subsidiárias CEAL e CERON registraram perdas por impairment pelo SFAS 144.
Em 2007, a Companhia reavaliou o fluxo de caixa da CEPISA e identificou uma indicação para disposição de
impairment. Entretanto, a administração da companhia não fez os ajustes correlatos para entender que os processos
de reestruturação corporativa implementados visaram melhorar o desempenho destes investimentos. Para o ano de
2008, essa análise não indicou qualquer necessidade de reconhecimento de impairment. A administração da
Companhia reverá o fluxo de caixa da CEPISA de forma regular e realizará o ajuste caso o cenário de impairment
seja mantido.
F-29
(Tradução livre do original em inglês)
16.
Empréstimos e Financiamentos
2008
Principal
Parte
corrente Longo prazo
Índice médio Montante
anual
de juros
2007
Total
Venciment
o
Garantia
Moeda estrangeira
Banco Interamericano de Desenvolvimento – BID
Comitê Andino de Fomento – CAF
5,32%
4,76%
5.489
10.340
43.482
-
369.600
1.635.900
350.626
192.982
Kreditanstalt fur Wiederaufbau – KFW
5,73%
376
59.698
95.514
171.467
AMFORP & BEPCO
6,50%
-
128
-
599
Dresdner Bank
Dresdner Bank
6,25%
7,75%
331
5.347
45.110
-
95.513
701.100
147.866
535.442
Ex-Im Bank
Outros
2,15%
-
2.544
3.466
27.893
56.823
19.246
224.487
482.981
502.328
3.882.936
366.779
132.386
1.898.147
5.698
5.698
1.891.529 23.250.919
2.116.016 23.250.919
19.760.071
19.760.071
33.591
2.116.016 27.133.855
21.658.218
52.114
52.114
85.705
224.977
86.930
237.534 2.671.731
462.511 2.758.661
2.664.233 29.892.516
583.715
2.271.893
2.855.608
24.513.826
2006 a Garantido
2018 Federal
Garantido
Federal
Garantido
Federal
Garantido
Federal
Garantido
Federal
-
pelo
Governo
pelo
Governo
pelo
Governo
pelo
Governo
pelo
Governo
Outros
Tesouro Nacional – ITAIPU
4,1% a
8,49%
Moeda local
Fundo de Investimento de Direitos de Crédito 1,38% , 1,8%
(“fidc”)
e Selic
Outros
Total
F-30
2006 a
2013 -
2006 a
2010 Direitos de crédito
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
A ELETROBRÁS realizou as seguintes operações de levantamento de recursos durante 2008:
a) Conclusão, em agosto de 2008, do processo para obtenção de um empréstimo sindicalizado do tipo Empréstimo A/B,
com a Corporación Andina de Fomento – CAF. O empréstimo, no valor de US$ 600.000.000, foi estruturado da
seguinte forma: Parte A, de US$150.000.000, com a CAF, com um período de 12 anos; Parte B, correspondente a
US$450.000.000, com uma união de bancos, liderada prlo Citi, BNP Paribas e a Sociétè Generale, com um prazo de 7
anos. Até 31 de dezembro de 2008, a Companhia não recebeu nenehuma quantia relacionada ao empréstimo
sindicalizado.
A taxa de juros média contratada foi de 1,64% sobre LIBOR de seis meses,correspondendo ao seu custo real.
b) Contratação de um empréstimo com o Kreditanstal für Wiederaufbau – KFW, no valor de €7.200.000, com a garantia
do Governo Federal Brasileiro. Em dezembro de 2008, os contratos referentes à primeira parcela de €13.300.000 foram
assinados entre a ELETROBRÁS e o banco. Os recursos serão usados nos projetos de construção de 4 usinas pequenas
baseadas em água, sob a responsabilidade da ELETROSUL.
c) O início do processo de obtenção de autorização do Tesouro Nacional para levantar US$400.000.000, sob a forma de
bônus no mercado internacional. Entretanto, após obter a autorização no final de novembro de 2008, o mercado de
bônus perdeu sua atração, um fato que determinou o adiamento da emissão mencionada. A autorização já obtida é
válida para o ano 2009.
d) A negociação com o BIRD e as agências reguladoras tiveram início para a obtenção de um empréstimo de
US$500.000.000, destinado ao programa de investimentos da Companhia.
Composição dos financiamentos estrangeiros por moeda:
.
31 de dezembro de
2008
2007
Moeda
US$
EURO
YEN
Total
•
27.233.620
1.464.173
585.669
29.283.462
Vencimentos de financiamento de longo prazo:
A parte de longo prazo em 31 de dezembro de 2008 vence nos seguintes anos:
F-31
20.972.106
319.333
366.779
21.658.218
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
Em 31 de dezembro
de 2008
2010
2011
2012
2013
2014 e após
2.114.879
1.818.255
2.171.751
2.210.343
21.577.288
29.892.516
Os acordos de dívida da Companhia contém compromissos, com as quais a Companhia estava cumprindo em 31 de
dezembro de 2008.
As instituições financeiras no exterior não exigem garantias da Companhia, e a maior parte dos financiamentos da
Companhia no Brasil é garantida pelo Governo Federal. Os produtos dos financiamentos têm sido usados geralmente
pela Companhia para capital de giro e para financiar a expansão de seus sistemas de geração, transmissão e distribuição
de energia elétrica. A Companhia não fornece garantias para a dívida de terceiros ou de investidos.
I – Fundo de Investimento em Direitos de Crédito (FIDC)
a)
FIDC FURNAS I
1.
Estabelecido pelo administrador, Banco Santander Brasil
2.
A cessão para o Fundo FURNAS I foi formalizado através de um Instrumento Privado de Recebíveis e Cessão e
Aquisição de outros Ativos assiado em setembro de 2004.
3.
A taxa de desconto é de 1,38% p.a.
4.
O fluxo de determinação é informado com base no índice anual da SELIC pelo Bancop Central do Brasil (BACEN)
para o período desde a data da cessão até o último dia útil antes da data de pagamento.
5.
A companhia controlada FURNAS permaneceu como o agente de cobrança.
6.
A determinação foi realizada sob a co-obrigação de Furnas pagar pelos Recebíveis, conforme estipulado no Código
Civil Brasileiro.
7.
Recebíveis cedidos:
Recebíveis
RTE
Financiamento – CEMAT
Energia – PROMAN
Total determinado
Período de Realização
Jan/2007 a Jan/2008
Oct/2004 a Mar/2009
Oct/2004 a Dec/2006
Valor Determinado
126.000
164.000
52,.000
342.000
b)
FIDC FURNAS II
1.
Estabelecido conjuntamente pelo Banco Santander Brasil e o Bradesco, BB Banco de Investimento. Itaú BBA e
Votorantim, sob a administração da BEM Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários LTDA.
A cessão para o Fundo FURNAS II foi formalizada através de um Instrumento Particular de Valores a Receber e
Cedssão e Aquisição de Outros Ativos, assinado em maio de 2005.
A taxa de desconto é de 1,80% ao ano.
2.
3.
F-32
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
4.
5.
6.
7.
O fluxo de cessão é restabelecido com base no índice SELC anual estabalecido pelo Banco Central do Brasil
(BACEN) para o período desde a data da cessão até o último dia útil antes da data do pagamento.
A companhia controlada FURNAS permaneceu como agente de cobrança.
A cessão foi realizada sob a co-obrigação de Furnas pagar pelos Valores a Receber, conforme estipulado pelo
Código Civil Brasileiro.
Valores a receber cedidos:
Valores a Receber Cedidos
Recebíveis – Lei No 8.727/93
Refinanciamento de energia –
CEB
Refinanciamento de energia –
CELG
Acordos diversos
Total cedido
Período de Realização
Jun/2005 a maio/2010
Jun/2005 a maio/2010
228.000
162.000
Valor Cedido
Jun/2005 a maio/2010
258.000
Jun/2005 a fev/2008
255.050
903.050
As demonstrações consolidadas, pela Instrução No 408/2004 da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e levando-se
em conta as características dos recursos, consideram os valores a receber como parte integrante dos ativos, registrados
sob os títulos originais, e o valor dos ativos FIDC refletidos como financiamento e empréstimos de longo e curto prazos,
cujo saldo total em 31 de desembro de 2008 era de R$311.907 (R$ 583.715 em 31 de dezembro de 2007).
17.
Impostos a Recolher
31 de dezembro de
2008
2007
Impostos de Renda e de contribuição social
PASEP 3 COFINS
ICMS (VAT)
PAES (a)
Outros
Total
(-) Correntes
Longo prazo
1.443.604
155.687
185.879
1.196.982
286.086
3.268.238
(1.955.794)
1.312.444
2.191.804
224.778
139.704
1.112.477
236.570
3.692.420
(2.075.726)
1.616.694
a) Refere-se a um esquema especial de parcelamento de impostos ao qual Furnas, Eletronorte e Eletrosul decidiram aderir
(a partir de 2003, com último pagamento em agosto de 2018) visando quitar suas dívidas com a Secretaria da Receita
Federal e a Previdência Social. O valor a ser pago à Secretaria da Receita Federal (SRF) representa 1,5% das vendas
mensais, pagável em até 180 meses e com saldo devedor recalculado com base na Taxa de Juros de Longo Prazo
(TJLP).
18.
Créditos do Tesouro Nacional
31 de dezembro de
2008
Curto prazo
Aquisição de CEEE
Obrigação de Ressarcimento
Outros
2007
Longo prazo
62.231
10.005
72.236
362.601
2.450.772
40.828
2.854.201
F-33
Curso prazo
Longo prazo
50.439
7.711
58.150
386.888
302.279
37.822
726.989
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
a) De conformidade com a Lei No 11.480/2007, o índice de reajuste aplicado aos contratos de financiamento celebrados
com a ITAIPU Binacional e os acordos de cessão de crédito celebrados com o Tesouro Nacional a partir de 2007, foi
retirado. Dessa forma, a ELETROBRÁS tem direito a manter intgegralmente seu fluxo de recebimentos.
Além disso, o Decreto 6.265, de 22 de novembro de 2007, foi também aprovado, com o objetivo de regulamentar a
comercialização de eletricidade de ITAIPU Binacional, definindo o índice diferente a ser aplicado à tarifa de
transferência de energia, criando contas a receber, correspondentes a um fator anual obtido do financiamento a ser
incluído anualmente na tarifa para transferência de energia a partir de 2008.
Dessa forma, a partir de 2008, a taxa cobrada pela transferência de energia de ITAIPU Binacional inclui a diferença
causada pela eliminação do fator de ajuste anual, cujos vallores devem ser definidos anualmente através de Portaria
Interministerial emitida pelo Ministério da Fazenda e pelo Ministério das Minas e Energia. A taxa de transferência de
energia em vigor em 2008 inclui um valor de R$ 502.429 (ou US$214.989), aprovada pela Portaria Interministerial No
398/2008 do Ministério da Fazenda e pelo Ministério das Minas e Energia.
19.
Descomissionamento de Usina de Energia Nuclear
A Companhia reconhece as obrigações assumidas para o descomissionamento das usinas termonucleares. Isto consiste de
um programa de atividades exigidas pela Comissão Nacional de Energia Nuclear – CNEN do Brasil que permite que as
instalações nucleares sejam desativadas com segurança, com um impacto mínimo para o meio ambiente. No caso das usinas
termonucleares brasileiras (Angra 1 e Angra 2), a opção escolhida foi o programa de descomissionamento conhecido
mundialmente como “SAFSTOR”, que compreende a desativação total da usina após um período de inatividade de 15 anos.
O cálculo dos compromissos decorrentes do programa de descomissionamento é baseado nas leis e regulamentos brasileiros
e internacionais vigentes, a tecnologia atualmente disponível para a realização dessas atividades e os custos específicos para
o local no qual as usinas estão localizadas.
De acordo com a Lei No 10.308/2001, a Eletronuclear é legalmente responsável pelos depósitos iniciais de resíduos
decorrentes do descomissionamento de Angra I e Angra II e, dessa forma, arca com os custos desta obrigação. Pelas
disposições da Lei No 10.308/2001, o CNEN é responsável por, e arcar com os custos de implementação dos depósitos
intermediário e final de resíduos. Por conseguinte, estes custos não estão incluídos no cálculo dos compromissos resultantes
do descomissionamento das usinas termonucleares, embora os custos pelo armazenamento dos resíduos sejam. O Artigo 18
da mencionada Lei estabelece que os serviços de estocagem intermediário e final terão seus respectivos custos reembolsados
ao CNEN pelos depositantes, de acordo com a tabela aprovada pelo Conselho Consultivo da CNEN a entrar em vigor no
início do primeiro dia útil após a publicação do Diário Oficial da União.
Com Angra II tornando-se operante em 2000, foram realizados novos estudos sobre custos com o descomissionamento,
tomando como referência estimativas aplicáveis a um conjunto de 17 usinas nos EUA e 10 Européias, Canadenses e
Japonesas, que se encontram em diferentes estágios de descomissionamento, bem como critérios estipulados pela NRC –
Nuclear Regulatory Commission dos EUA. Estes critérios foram usados em estudos de usinas similares às brasileiras,
incluindo um estudo específico realizado na usina de Krisko, que é considerada a irmã gêmea de Angra I.
O custo do descomissionamento de Angra I e Angra II está estimado em US$197.816 mil e US$240.000 mil, e o final da
vida útil das usinas previsto para dezembro de 2014 e agosto de 2030, respectivamente.
Em 2007, a administração da Companhia reviu e ajustou estes valores,além de definir parâmetros e regulamentos para
estabelecer as reservas financeiras necessárias para cobrir os custos com o descomissionamento da usina. Por conseguinte,
os custos ajustados são US$307.000 mil e US$ 426.000 mil para Angra I e Angra II, respectivamente. A vida útil
econômica das usinas foi estabelecida como sendo de 40 anos. Como resultado dessa reavaliação, a obrigação total mudou
de US$437.816 mil para US$733.000 mil.
F-34
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
Em 31 de dezembro de 2008, o valor justo de acordo com as responsabilidades da SFAS 143 relacionadas a Angra I e Angra
II foi de R$ 266.169. As mudanças na disposição são as seguintes:
Angra I
Angra II
Total
31 de dezembro de 2006
Acréscimo/(decréscimo)
Variação cambial
31 de dezembro de 2007
Acréscimo
Variação cambial
170.815
(5.647)
(29.298)
135.870
13.241
43.393
33.805
27.449
(5.797)
55.457
497
17.711
204.620
21.802
(35.095)
191.327
13.738
61.104
31 de dezembro de 2008
192.504
73.665
266.169
Os valores registrados como responsabilidades incorridas com o descomissionamento de usinas termonucleares são
estimados e serão revisados através das vidas econômicas das usinas, considerando-se os avanços tecnológicos com a
finalidade de alocar os custos a serem incorridos como sua derivação para o respectivo período de acúmulo.
Nenhuma legislação específica sobre o descomissionamento de usinas termonucleares está atualmente em vigor no
Brasil e, dessa forma, as condições para o descomissionamento, os procedimentos a serem implementados, as quantias
a serem gastas e as medidas para serem tomadas caso estes valores sejam insuficientes ou excessivos, não estão
estabelecidas.
A Eletronuclear gerencia o lixo radioativo de Baixa, Média e Alta Atividade. O lixo de Baixa Atividade inclui
materiais descartáveis das usinas nucleares, o lixo de Média Atividade é a resina de purificação de fluido e o lixo de
Ata Atividade são os elementos combustíveis usados.
Dessa forma, a ELETRONUCLEAR já construiu um Centro de Gerenciamento de Resíduos– CGR para
armazenamento de resíduos de baixa e média atividade, localizado em Angra dos Reis, Estado do Rio de Janeiro
Para lixo de alta atividade, a ELETRONUCLEAR opera dois depósitos iniciais (piscinas de combustível usado) nas
usinas de energia de Angra I e Angra II. Existe ainda o projeto de outra piscina de armazenamento para elementos de
combustível usado, localizada fora das usinas, que aumentará a capacidade de armazenamento do Centro Nuclear e
permitirá armazenar todo o combustível usado pelos reatores de Angra I e Angra II, durante todas as vidas úteis dessas
unidades.
Os custos com o descomissionamento incluem os serviços referentes à remoção, transporte e descarte final do lixo de
baixa e média atividade gerado durante o programa de descomissionamento. Esses custos incluem ainda a remoção e
transporte dos elementos combustíveis usados para serem armazenados onde a CNEN estabelecer. Estes custos,
entretanto, não incluem os serviços de armazenamento intermediário e final subseqüente e o armazenamento final
desses elementos combustíveis.
Estes últimos custos não são levados em consideração porque não existem procedimentos, regulamentos técnicos ou
legislação específica para o armazenamento de longo prazo de elementos combustíveis usados. O combustível usado
pode ser reciclado no futuro por meio de técnicas de reprocessamento, conforme é feito atualmente em países com o a
França e o Japão. Isso pode gerar recursos suficientes para pagar os custos do armazenamento final dos resíduos de
alta atividade resultantes.
Dadas as características específicas da operação e manutenção de uma usina termonuclear, sempre que os custos com
descomissionamento estimados mudam, devido a novos estudos que aplicam tecnologia mais avançada, as cotas de
descomissionamento devem ser mudadas de acordo, de tal forma que as responsabilidades podem ser ajustadas à nova
realidade.
F-35
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
20.
Benefícios Pós-emprego dos Empregados
A tabela a seguir mostra as companhias (patrocinadoras) pertencentes ao grupo ELETROBRÁS e seus benefícios definidos
pós-emprego calculados pelas SFAS 87, 88, 106, 132R e 158. A coluna 2 indica os fundos de pensão encarregados da
gestão dos benefícios de pensão de cada patrocinador. De acordo com a lei brasileira, os fundos de pensão habilitados são
legalmente separados das companhias patrocinadoras.
Tipos de benefícios pós-emprego por patrocinador do grupo ELETROBRÁS
Outros benefícios pós-emprego
Indenização
Segmento
Fundo de pensão
Plano de
Seguro de Plano médico
pós(patrocinador)
pensão
vida
aposentadoria
ELETROBRÁS
ELETRONORTE
CHESF
ELETROSUL
ELETRONUCLEAR
ELETROS
PREVINORTE
FACHESF
ELOS
NUCLEOS/REAL
GRANDEZA
FURNAS
REAL GRANDEZA
CGTEE
ELETROCEE
CEAL
FACEAL
ITAIPU BRASIL
FIBRA
ITAIPU PARAGUAI CAJA
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Devido à estrutura descentralizada do Sistema Eletrobrás, cada segmento (ELETROBRÁS, ITAIPU Brasil, ITAIPU
Paraguai, ELETRONORTE, FURNAS, ELETRONUCLEAR, CHESF, ELETROSUL, CGTEE e CEAL) patrocina seu
próprio pacote de benefícios de empregados. Neste contexto, existe uma variedade ampla de benefícios pós-emprego
definidos estipulados pelo Sistema. Como um todo, o Sistema oferece aos aposentados atuais e futuros e seus beneficiários:
•
•
•
•
•
Anuidades imediatas e garantidas diferidas de sobrevivente do último sobrevivente;
Benefícios médicos, odontológicos e farmacêuticos;
Benefícios de indenização de soma total quando da aposentadoria;
Seguro de vida total; e
Benefícios especiais ao término.
Nas próximas páginas, estão apresentados os resultados consolidados de acordo com o SFAS 132R,com as emendas pelo
SFAS 158. A data de medição para cada ano é 31 de dezembro. O valor justo de ativos de plano de pensão foi também
medido em 31 de dezembro de cada ano correspondente. Os ativos usados no cálculo para fins de US GAAP são líquidos de
contas a pagar, outros fundos não disponíveis para pagar benefícios de pensão e contratos de dívida pendentes das
companhias patrocinadoras que foram registrados como ativos do plano de pensão para fins de contabilização local.
A Tabela 1 apresenta um resumo dos resultados consolidados tanto para Benefícios de Pensão como para Outros Benefícios
Pós-Emprego.
F-36
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
Tabela 1 –Resumo dos Resultados – Benefícios Empregados– Grupo Eletrobrás
2008
2007
2006
_ Obrigação Acumulada de Pensão (SFAS 87)
_ Complemento devido a Dívidas Pendentes do Empregador por Custeio de Pensão
_ Obrigação Acumulada de Benefício–Outros Benefícios Pós-Emprego (SFAS 106)
Valor líquido reconhecido como responsabilidade por benefício pós-emprego
_ Responsabilidade corrente OPEB não custeada do período seguinte)
_ Passivo não-circulante
(3.052.941)
(1.124.772)
(4.177.713)
(44.980)
(4.132.733)
_ Cobrança a AOCI após adoção do SFAS 158 – Benefícios de Pensão
_ Cobrança a AOCI após a adoção do SFAS 158 –Outros Benefícios Pós-Emprego
Valor liquido reconhecido em Outra Receita Acumul. Abrangente
2.425.349
(55.876)
2.369.473
402.318
258.086
660.404
1.176.500
307.865
1.484.365
125.825
141.782
267.606
243.641
154.235
397.876
247.803
137.899
385.702
Custo liquido de benefício periódico – Benefícios de Pensão
Custo liquido de benefício periódico – Outros Benef.Pós-Emprego
Custo total líquido de benefício periódico
a.1)
(1.082.103)
(1.260.580)
(2.342.684)
(37.972)
(2.304.711)
(2.230.169)
(473.461)
(1.222.547)
(3.926.177)
(36.522)
(3.889.655)
Divulgação de Benefícios de Pensão
Tabela 2a – Resultados Consolidados dos Benefícios de Pensão – Mudança nas OPB
Mudança na obrigação projetada de benefício
Obrigação projetada de benefício no início do ano
Custo do serviço
Custo de juros
Contribuições para saldos de conta de contribuição
definida
Exclusão de saldos contábeis de contribuição
definida
(Ganho)/perda atuarial
Reduções
Acertos
Aumento de obrigação devido a novo plano e
alterações no plano
Desconsideração de indenização pós-aposentadoria
Benefício bruto pago
Inclusão de Itaipu Paraguai nos resultados
consolidados
Efeito do câmbio devido a Itaipu Paraguai
Obrigação projetada de benefício ao final do ano
2008
2007
2006
15.863.257
270.270
1.634.663
14.578.981
241.814
1.360.312
47.983
13.510.946
230.614
1.32.147
31.942
(576.143)
-
-
390.519
-
697.559
(29.767)
(146.261)
22.557
267.024
(17.178)
(118.605)
200.586
(855.167)
-
(727.329)
-
(105.084)
(685.171)
-
336.332
17.063.731
(182.593)
15.863.257
(64.238)
14.578.981
Tabela 2b – Resultados Consolidados dos Benefícios de Pensão – Mudança nos Ativos do Plano
Mudança na obrigação projetada de benefício
Valor Justo dos ativos do plano no início do ano
Retorno real nos ativos do plano
Exclusão de saldos contábeis de contribuição
definida
F-37
2008
14.781.153
166.678
(596.610)
2007
12.348.812
2.690.255
-
2006
10.348.501
1.942.286
-
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
Contribuições do empregador
Contribuições do empregado
Benefícios brutos pagos
Aumento de ativos devido a novo plano
Liquidações
Efeito do câmbio devido a Itaipu Paraguai
Valor justo dos ativos do plano ao final do ano
582.819
98.22
(855.167)
170.027
14.347.122
634.507
123.426
(727.329)
(189.151)
(99.367)
14.781.153
673.450
114.783
(685.171)
187.554
(184.978)
(47.611)
12.348.812
Tabela 2c – Resultados Consolidados dos Benefícios de Pensão– (A)PPC
2008
Custo (acumulado) de pensão pré-paga ao final do ano
Obrigação projetada de benefício ao final do ano
Valor Justo dos ativos do plano ao final do ano
Situação não-custeada (custeada) ao final do ano
17.400.063
(14.347.122)
3.052.941
2007
2006
15.863.257
(14.781.153)
1.082.103
14.578.981
(12.348.812)
2.230.169
Tabela 2d – Resultados Consolidados dos Benefícios de Pensão – AOCI pelo SFAS 158
Valores reconhecidos em Outro Acumulado
Renda abrangente após a adoção do SFAS 158
Reconhecimento da perda (ganho) atuarial líquida
Reconhecimento do custo de serviço prévio
Reconhecimento da obrigação de transição
Plano especial de benefício ao término
Valor total reconhecido no AOCI após adoção do
SFAS 158
2008
2007
2006
2.354.446
70.903
2.425.349
321.186
85.173
(4.041)
402.318
1.178.154
3.793
(5.447)
1.176.500
2008
172.049
2007
151.607
2006
140.895
1.634.663
(1.652.271)
14.270
(42.887)
125.825
1.360.312
(1.305.253)
(3.8985)
40.871
243.641
1.327.141
(1.263.057)
642
252
41.930
247.803
2008
2007
2006
(1.082.103)
(2.230.169)
(1.486.046)
(125.825)
582.819
(243.641)
634.507
(247.803)
673.450
Tabela 2e – Resultados Consolidados de Benefícios de Pensão– NPPC
Custo Líquido periódico de pensão
Custo do serviço (líquido de contribuições esperadas
do empregado)
Custo de juros
Retorno esperado nos ativos
Amortização da obrigação de transição (ativo)
Amortização do custo prévio do serviço
Amortização do (ganho/) perda atuarial
Custo periódico total líquido da pensão
Tabela 3 – Rolagem do Custo Pré-pago (acumulado) de pensão
Rolagem do Custo Pré-pago (acumulado) de
pensão
Custo do Benefício pré-pago (acumulado) no
início do ano
Custo periódico líquido da pensão
Contribuições do empregador
F-38
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
Reconhecimento do ganho (perda) atuarial pelo
SFAS 158
Reconhecimento do serviço prévio pelo SFAS 158
Efeito cambial devido a Itaipu Paraguai
Outros ajustes
Custo do benefício pré-pago (acumulado) no final
do ano
a.2)
(2.255.330)
786.0880
673.450
14.270
(166.305)
(20.467)
(3.052.941)
(81.380)
83.226
(30.726)
(1.082.103)
(3.793)
10.054
(57.843)
(2.230.169)
Benefícios da Pensão – Reconhecimento no balancete
A Tabela 4 resume o reconhecimento no balancete dos benefícios da pensão pelos US GAAP.
Tabela 4 – Reconhecimento no Balancete da Obrigação de Benefício de Pensão
Benefícios Pensão – Reconhecimento Balancete
Responsabilidade pensão pelos US GAAP (ver tabela
2c/2d)
Contrato pendente de dívida de empregador
Responsabilidade registrada no balancete de US
GAAP (*)
2008
2007
2006
3.052.941
1.082.103
2.230.169
(1.970.064)
(3.052.941)
(1.732.006)
(1.082.103)
(2.083.779)
(2.703.630)
Até 2006, para cada segmento cuja responsabilidade de pensão de US GAAP (conforme está mostrado na tabela 2d
em “responsabilidade mínima de US GAAP) era inferior ao contrato pendente de dívida do patrocinador, o valor do
contrato pendente de dívida prevaleceu como a responsabilidade por US GAAP registrada por final daquele
segmento. Isto explica por que todas as responsabilidades de US GAAP registradas por último foram maiores ou
pelo menos iguais a ambas as responsabilidades mínimas pelo SFAS 87 (primeira linha da tabela 4) e os valores dos
contratos pendentes de dívida (segunda linha da tabela 4).
b)
Divulgação de Outros Benefícios Pós-Emprego (OPEB) – resultados consolidados e reconhecimento no balancete
Tabela 5a – Resultados consolidados OPEB – APBO e (A)PBC
OPEB
2008
APBO no início do ano
Custo do serviço
Custo de juros
(Ganho/) perda atuarial
Benefício bruto pago
Emendas ao plano
Câmbio (Itaipu Paraguai)
APBO no final do ano
Situação custeada no final do ano
(Ganho/) perda atuarial líquida não-reconhecida
F-39
2007
2006
1.260.580
1.222.547
1.057.641
41;709
32.486
30.007
123.416
104.993
95.354
(372.861)
(7.071)
89.272
(41.337)
(35.589)
(28.060)
-
(3.323)
-
113.265
(53.663)
(21.667)
1.124.772
1.260.580
1.222.547
(1.124.772
1.260.580
1.222.547
-
-
-
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
Custo prévio do serviço não-reconhecido
-
-
-
Obrigação (ativo) líquida de transição nãoreconhecida
Custo pré-pago do benefício (acumulado) no
final do ano
-
-
-
(1.124.772)
(1.260.580)
(1.222.547)
Tabela 5b – Resultados Consolidados OPEB – NPBC
OPEB – Custo Líquido do Benefício Periódico
Custo do serviço (líquido de contribuições de
empregado)
Custo de juros
Retorno esperado nos ativos
Amortização de obrigação (ativo) de transição
2008
2007
2006
33.610
32.486
30.007
123;416
104.993
95.354
1.491
-
-
-
-
-
Amortização do custo prévio do serviço
(270)
-
-
Amortização do (ganho/) perda atuarial
(16.465)
16.755
12.538
Custo líquido do benefício periódico
141.782
154.235
137.899
F-40
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
Tabela 5c – Resultados Consolidados OPEB – AOCI pelo SFAS 158
Valores reconhecidos em Outros Acumulados
Renda Abrangente após adoção do SFAS 158
Reconhecimento da perda (ganho) atuarial
líquido
Reconhecimento do custo prévio do serviço
c)
2008
2007
2006
(52.823)
262.281
308.639
-
(3.053)
(3.323)
Reconhecimento da obrigação de transição
-
-
-
Plano Especial de Benefício Ao Término (pelas
regras do FAS 88)
Valor total reconhecido no AOCI após adoção do
SFAS 158
-
(872)
(774)
(55.876)
258.086
307.865
Assunções de Valoração
As assunções de valoração a seguir foram usadas quando da determinação das Obrigações Definidas de Benefícios e dos Custos
Líquidos do Benefício Periódico pelo SFAS 87 e SFAS 106.
Tabela 6 Assunções de valoração por segmento em 31 de dezembro de 2008
Assunções Atuariais
Taxa de desconto
Retorno esperado nos ativos do plano
Futuros aumentos de salário
Taxa de tendência de custo com assistência médica
(taxa nivelada) (2)
Tabela de mortalidade (vidas saudáveis)
2008 (1)
10,46%
10,46%
7,83%
7,30%
AT-83
(1) Como conseqüência do controle da Eletrobrás, as assunções atuariais e financeiras adotadas para 2008 foram as mesmas
para todas as companhias apresentadas.
(2) Nem todas as companhias patrocinam um plano médico. Esta assunção foi adotada quando aplicável.
d)
Informações adicionais conforme exigido pelo SFAS 132r
F-41
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
As tabelas a seguir apresentam as exigências complementares de divulgação pelo segmento do SFAS 132 em 31 de dezembro de 2007.
Tabela 7a – Benefícios de Pensão – Divulgação complementar pelo SFAS 132r.
Benefícios de Pensão em 31 de dezembro de 2008
Benefícios de Pensão
Eletrobrás CGTEE
Mudança na Obrigação Projetada de Beneficio
Obrigação projetada de benefício no início do an 2.024.710
Custo do serviço
9.927
Custo de Juros
211.643
Contribuições (Plano DC –saldo da conta)
Exclusão de saldos contábeis definidos de contr.
(Ganho/) perda atuarial
(133.876
Reduções
Liquidações
Aumento obrig. devido novo plano e emen
plano
Benefício bruto pago
(122.007
Efeito do câmbio devido Itaipu Paraguai
Obrigação Projetada benefício no final do ano
1.990.39
CHESF
124.324
4.012
13.208
23.788
-
Eletrosul
Eletronuclear Furnas
(Núcleos)
Eletronuclear
(RG)
Eletronorte Itaipú
Brasil
Itaipu
Paraguai
CEAL
Eletrob
Consol
dado
3.283.201
46.383
343.135
38.624
-
632.765
18.965
67.060
(32.363)
-
813.620
33.878
86.198
377.202
-
5.626.3355
56.184
587.569
422.120
-
858.033
2.107
91.140
(576.143)
(29.034)
-
1.447.634
50.044
153.440
3.622
-
1.0562.635
48.771
82.270
(368.223)
-
88.659
-
15.86
270
1.634
(576
390
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(3.457)
161.875
(199.453)
3.511.890
(20.752)
665.6751
(27.221)
1.283.677
(350.409)
6.341.799
(20.387)
325.716
(75.345)
1.578.395
(36.136)
336.332
1.115.648
88.659
(855
336
17.06
-
Mudança nos Ativos do Plano
Valor justo de ativos do plano no início do ano
Retorno real no ativo do plano
Exclusão de saldos contábeis definidos de contri
Contribuição empregador
Contribuições participantes do plano
Benefício bruto pago
Liquidações
Efeito do câmbio devido Itaipu Paraguai
Valor justo de ativos do plano no final do ano
2.113.21
36.154
11.692
6.769
(122.007
2.045.82
127.869
3.220
2.444
1.813
(3.457)
131.889
2.772.430
33.565
189.782
24.599
(199.453)
2.820.923
635.631
42.813
20.105
9.098
(20.752)
686.895
718.560
250.382
5.513
(27.221)
947.234
5.563.380
(326.808)
286.896
25.765
(350.409)
5.198.824
887.790
52.535
(596.610)
1.057
1.057
(20.387)
325.442
1.430.139
44.767
38.316
14.241
(75.345)
1.452.119
532;141
(91.014)
32.527
9.366
(36.136)
170.027
616.911
121.064
121.064
14.78
166
)596
582
98.2
(855
170
14.34
Benefícios (acumulados) pré-pagos no final an
Situação custeada no final do ano
55.424
(29.986)
(690.967)
21.200
(336.443)
(1.142.975)
(274)
(126.276)
(498.737)
32.405
(2.716
F-42
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
(Ganho/) perda líquida atuarial não-reconhecida
Custo do serviço prévio não-reconhecido
Obrigação (ativo) não-reconhecida transi
líquida
Custo benefício (acumulado) pré-pago final do a
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
55.424
(29.986)
(690.967)
21.220
(336.443)
(1.142.975)
(274)
(126.276)
(498.737)
32.405
Tabela 7b – Benefícios de Pensão – Divulgação complementar pelo SFAS 132r.
Benefícios de Pensão em 31 de dezembro de 2008
Eletrobrás
CGTEE
Compon. do custo líquido de benefí
periódico
2.199
Custo do serviço (líquido de contr 3.158
Empregados)
211;643 13.208
Custo de juros
(225.652) (15.045)
Retorno esperado nos ativos
Amortização da obrigação de transiç (ativos)
12.745
Amortização do custo prévio de serviço
(867)
Amortização do (ganho/) perda atuarial
(504)
Custo total líquido do benefício periódico 1.894
CHESF
Eletrosul
Eletronor Itaipú
Eletronucle Furnas
(Núcleos) Eletronuclear
Brasil
(RG)
Itaipu CEAL
Paraguai
Eletrobrás
Consolidado
21.784
9.867
28.365
30.419
1.050
39.405
173.049
343.135
67.060
(322.722) (68.785)
-
86.198
(78.101)
-
587.569
(639.896)
-
91.140 152.440
(95.045) (164.724)
-
82.270 (42.300) -
1.634.663
(1.652.271)
-
(17.475)
24.722
1.642
(663)
37.442
37
12
(21.858)
(154)
(75)
(3.085)
(23.451) 55.923 -
14.270
(42.887)
125.825
(369)
7.773
35.802
23.518
-
Tabela 7c - Benefícios de Pensão – Divulgação complementar pelo SFAS 132r.
Benefícios de Pensão em 31 de dezembro de 2008
Fluxo e Caixa esperado
Contribuições empregador-2009(esperado)
Eletro- CGTEE
brás
CHESF
Eletrosul
Eletronor Itaipú
Eletronuclear Furnas
(Núcleos)
Eletronucl
Brasil
(RG)
Itaipu
Paraguai
CEAL
5.271
208.115
10.799
15.008
38.188
170
1.605
F-43
263.237
787
15.137
(2.716
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
Pagamentos de Benefício Esperados
2009
2010
2011
2012
2013
2014 -2018
124.880 4.792
127.793 5.069
131.414 5.581
135.126 6.459
139.265 7.227
727.927 57.390
214.760
223.675
234.261
243.955
251.151
1.336.235
F-44
39.071
41.109
43.985
35.729
33.975
215.860
46.486
54.109
60.857
68.173
75.542
460.968
370.326
384.744
403.858
421.595
439.715
2.457.063
21.400
21.694
22.334
23.064
23.599
121.919
40.893
45.386
51.471
59.550
68.986
1.238.09
26.046
28.908
32.786
37.931
43.942
788.617
6.161
6.210
6.239
6.278
6.315
31.984
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
Tabela 8a - OPEB – Divulgação Complementar SFAS 132r
Outros Benefícios Pós-Aposentadoria em 31 de dezembro de 2008
Outros Benefícios Pós-Aposentadoria
Eletrobrás CGTEE
Mudança na Obrigação Projetada de Beneficio
Obrigação projetada de benefício no início do an 56.058
Custo do serviço
502
Custo de Juros
5.911
(Ganho/) perda atuarial
(7.777)
Benefício bruto pago
(2.406)
Efeito do câmbio devido Itaipu Paraguai
Obrigação Projetada benefício no final do ano
52.288
Benefícios (acumulados) pré-pagos no final an
Situação custeada no final do ano
(Ganho/) perda líquida atuarial não-reconhecida
Custo do serviço prévio não-reconhecido
Obrigação (ativo) não-reconhecida transiç
líquida
Custo benefício (acumulado) pré-pago final do a
Total Ativo (passivo) de benefício líquido de
GAAPP
-
CHESF
Eletrosul
Eletronorte Itaipú
Eletronucle Furnas
Brasil
(Núcleos) Eletronucle
(RG)
Itaipu
Paraguai
CEAL
Eletrobrás
Consolidado
-
112.990
1.053
11.967
17.021
(3.853)
139.178
4.074
248
412
(530)
(515)
3.689
45.364
1.875
4.781
9.985
(1.740)
60.265
220.821
2.283
23.443
(125.976
(3.747)
116.824
19.096
934
1.623
34.229
(957)
34.925
447.086
354.491
16.662
18.152
47.390
27.689
(126.953) (172.861)
(15.349) (12.770)
113;265
369.636
327.967
-
1.260.580
41.709
123.416
(371.861)
(41.337)
113.265
1.124.772
(52.288)
-
-
(139.178)
-
(3.689)
-
(60.265)
-
(116.824
-
(54.925)
-
(369.636) (327.967)
-
-
(1.124.772
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(52.288)
-
(139.178)
(3.689)
(60.265)
(116.824
(54.925)
(369.636) (327.967)
-
-
-
(1.124.772
(52.288)
-
(139.178)
(3.689)
(60.265)
(116.824
(54.925)
(369.636) (327.967)
-
(1.124.772
CEAL
Eletrobrás
Tabela 8b - OPEB – Divulgação Complementar SFAS 132r
Outros Benefícios Pós-Aposentadoria em 31 de dezembro de 2008
Eletro- CGTEE CHESF
Eletrosul
F-45
Eletronucle Furnas
Eletronor Itaipú
Itaipu
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS
NOTAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006
(Valores expressos em milhares de Reais Brasileiros salvo se estiver indicado de outra forma)
brás
Compon. do custo líquido de benefí
periódico
Custo do serviço (líquido de contr (921)
Empregados)
5.911
Custo de juros
52
Retorno esperado nos ativos
Amortização da obrigação de transiç (ativos)
Amortização do custo prévio de serviço
(2.371)
Amortização do (ganho/) perda atuarial
Custo total líquido do benefício periódico 2.672
(Núcleos) Eletronuclear
(RG)
-
Brasil
Paraguai
Consolidado
(2.306)
248
1.026
(185)
934
16.662
18.152
-
33.610
-
11.967
28
-
412
27
-
4.718
61
-
23.443
225
-
1.623
50
-
47.590
672
-
27.689
376
-
-
123.416
1,491
-
-
9.689
(270)
417
184
6.052
545
24.028
2.607
2.100
67.024
(16.923) 29.294 -
(270)
(16.465)
141.782
Tabela 8c - Benefícios de Pensão – Divulgação complementar pelo SFAS 132r.
Outros Benefícios Pós-Aposentadoria em 31 de dezembro de 2008
Eletro- CGTEE
brás
CHESF
Eletrosul
Eletronuclear Furnas
Eletronor Itaipú
(Núcleos)(1) Eletronucl
Brasil
(RG)
Itaipu
Paraguai
CEAL
8.847
9.753
10.754
11.860
13.078
88.253
14.703
16.115
17.672
19.385
21.269
141.486
393
552
726
450
486
2.148
2.475
2.554
2.712
2.769
2.963
40.279
5.463
5.682
6.149
6.948
8.035
177.996
-
Fluxo e Caixa esperado
Contribuições empregador-2009(esperado)
Pagamentos de Benefício Esperados
2009
2010
2011
2012
2013
2014 -2018
-
(1) Pagamentos de Benefícios Esperados por assistência médica
F-46
4.225
4,577
4.957
3.568
5.816
96.622
1.219
1.298
1.383
1.476
1.578
10.929
7.655
7.951
8.375
8.946
9.651
168.145
(Tradução livre do original em inglês)
e.1) ELETROBRÁS
O valor justo dos ativos do plano é R$2.045.821 e R$ 2.113.213 ao final de 2008 e 2007, respectivamente. A taxa de retorno de
longo prazo esperada nestes ativos de plano era 10,46% em 2008 e 10,86% em 2007.
Percentual-alvo de Alocação do Plano de Ativos ao Final do Ano
Categoria de Ativo
Títulos de participação
acionária
Renda Fixa
Bem imóvel
Outros
Total
2009
2008
2007
10,4%
80.9%
3,7%
5,0%
100,00%
20,0%
72,0%
4,0%
4,0%
100,00%
21,00%
71,00%
3,00%
4,00%
100,00%
e.2) ELETRONORTE
O valor justo dos ativos do plano é R$ 325.442 e R$ 887.790 ao final de 2008 e 2007, respectivamente. A taxa de retorno de
longo prazo esperada nestes ativos de plano era 10,46% em 2008 e 10,28% em 2007.
Categoria de Ativo
Títulos de participação
acionária
Renda Fixa
Bem imóvel
Outros
Total
2009
2008
2007
1,3%
94,2%
2,9%
1,6%
100,00%
5,0%
86,0%
5,0%
3,0%
100,00%
5,00%
86,0%
5,00%
3,00%
100,00%
e. 3) CHESF
O valor justo dos ativos do plano é R$ 2.820.923 e R$ 2.772.430 ao final de 2008 e 2007, respectivamente. A taxa de retorno de
longo prazo esperada nestes ativos de plano era 10,46% em 2008 e 11,44% em 2007.
Percentual-alvo de Alocação do Plano de Ativos ao Final do Ano
Categoria de Ativo
Títulos de participação
acionária
Renda Fixa
Bem imóvel
Outros
Total
2009
13,6%
79,5%
1,6%
9,7%
100,00%
2008
19,0%
2007
27,00%
76,0%
1,0%
4,0%
100,00%
67,00%
1,00%
5,00%
100,00%
e.4) ELETROSUL
O valor justo dos ativos do plano é R$ 686.895 e R$ 635.631 ao final de 2008 e 2007, respectivamente. A taxa de retorno de
longo prazo esperada nestes ativos de plano era 10,.46% em 2008 e 10,31% em 2007.
Percentual-alvo de Alocação do Plano de Ativos ao Final do Ano
Categoria de Ativo
Títulos de participação
acionária
Renda Fixa
2009
5,1%
88,6%
F-47
2008
8,0%
2007
8,0%
86,0%
86,0%
(Tradução livre do original em inglês)
Bem imóvel
Outros
Total
2,5%
3,8%
100,00%
3,0%
4,0%
100,00%
4,00%
5,00%
100,00%
e.5) ELETRONUCLEAR
O valor justo dos ativos do plano é R$ 947.234 e R$ 718.560ao final de 2008 e 2007, respectivamente. A taxa de retorno de longo
prazo esperada nestes ativos de plano era 10,46% em 2008 e 11,24% em 2007.
Percentual-alvo de Alocação do Plano de Ativos ao Final do Ano
Categoria de Ativo
Títulos de participação
acionária
Renda Fixa
Bem imóvel
Outros
Total
2009
14,1%
79,5%
3,2%
3,2%
100,00%
2008
17,0%
2007
17,00%
78,0%
3,0%
2,0%
100,00%
78,00%
3,00%
2,00%
100,00%
e.6) FURNAS (Benefícios de Pensão e Outros Benefícios Pós-Aposentadoria) e ELETRONUCLEAR (apenas participantes do
Plano de Pensão Real Grandeza, inclusive em Benefícios de Pensão)
O valor justo dos ativos do plano é R$ 5,198.824 e R$ 5.563.380 ao final de 2008 e 2007, respectivamente. A taxa de retorno de
longo prazo esperada nestes ativos de plano era 10,.46% em 2008 e 10,85% em 2007.
Percentual-alvo de Alocação do Plano de Ativos ao Final do Ano
Categoria de Ativo
Títulos de participação
acionária
Renda Fixa
Bem imóvel
Outros
Total
2009
2008
2007
14,9 %
77,2%
3,8%
4,1%
100,00%
21,0%
72,%
3,0%
4,0%
100,00%
21,00%17,00%
73,00%
2,00%
4,00%
100,00%
e.7) CGTEE
O valor justo dos ativos do plano é R$ 131.889 e R$ 127.869 ao final de 2008 e 2007, respectivamente. A taxa de retorno de
longo prazo esperada nestes ativos de plano era 10,.46% em 2008 e 11,52% em 2007.
Percentual-alvo de Alocação do Plano de Ativos ao Final do Ano
Categoria de Ativo
Títulos de participação
acionária
Renda Fixa
Bem imóvel
Outros
Total
2009
18,5%
78,6%
1,6%
1,3%
100,00%
e.8) ITAIPU BRASIL
F-48
2008
29,0%
2007
24,00%
69,0%
1,0%
1,0%
100,00%
74,00%
1,00%
1,00%
100,00%
(Tradução livre do original em inglês)
O valor justo dos ativos do plano é R$ 1.448.265 e R$ 1.430.139 ao final de 2008 e 2007, respectivamente. A taxa de retorno de
longo prazo esperada nestes ativos de plano era 10,.46% em 2008 e 11,21% em 2007.
e.9) ITAIPU PARAGUAI
O valor justo dos ativos do plano é US$ 261.890 e US$300.560 ao final de 2008 e 2007, respectivamente. A taxa de retorno de
longo prazo esperada nestes ativos de plano era 6,00% em 2008 e 6,00% em 2007.
e.10) CEAL
O valor justo dos ativos do plano é R$ 121.064 ao final de 2008. A taxa de retorno de longo prazo esperada nestes ativos de plano
era 10,.46% em 2008.
Este é o primeiro ano de reconhecimento de benefício de pensão para CEAL. Assim, a alocação de ativos para 2007 não está
disponível
Categoria de ativo
Títulos de participação acionária
Renda Fixa
Bem imóvel
Outros
Total
21.
Alocação
Alvo
2009
11,7%
82,7%
5,5%
0,1%
100,00%
Compromissos e Contingências|
Existem diversas ações legais em diferentes estágios de julgamento contra a ELETROBRÁS e suas companhias controladas.
De acordo com as diretrizes da Comissão de Valores Mobiliários (CVM), a Companhia classifica as ações contra a
Companhia de acordo com o risco de perda, baseado no parecer de seus consultores jurídicos, como se segue:
•
•
•
Para ações para as quais é levado em conta um resultado desfavorável como provável, as provisões são registradas;
Para ações para as quais é levado em conta um, resultado desfavorável como possível, as informações correlatas estão
divulgadas nas Notas às demonstrações financeiras;
Para ações para as quais é levado em conta um resultado desfavorável como remoto, apenas as informaçções
copnsideradas imateriais pela adminitração estão divulgadas nas Notas ás demonstrações financeiras.
A Companhia está envolvida em diversos processos judiciais e administrativos decorrentes do transcorrer normal de suas
atividades. Estabeleceu provisões para todos os valores na disputa que representam uma provável perda na visão de seus
consultores jurídicos e com relação às disputas abrangidas pelas leis,decretos administrativos, decretos ou regras de tribunal
que provarem ser desfavoráveis Com base na orientação de nosso consultor jurídico, a administração acredita que aprovisão
para perdas contingentes é suficiente para cobrir prováveis perdas com relação a essas ações. Para essas contingências, a
Companhia registrou provisões para perdas como se segue:
31 de dezembro de
2008
2007
Reclamações trabalhistas
Reclamações tributárias
Reclamações civis
1.246.041
242.000
2.965.320
F-49
934.175
149.545
2.889.519
(Tradução livre do original em inglês)
Depósitos judiciais
Total
(-) Correntes
Longo Prazo
(921.407)
3.531.954
(1.481.709)
2.050.245
(539.179)
3.434.060
(1.086.773)
2.347.287
I – Ações contra a Companhia e suas companhias subsidiárias classificadas como perdas prováveis:
1) Ação cível nas companhias controladas:
CHESF:
a) A companhia controlada CHESF moveu uma ação cível reclamando a anulação parcial de uma emenda ao contrato de
construção da usina de Energia Hidrelétrica de Xingó (Fator K – correção do preço analítico) assinado com o Consórcio formado
pela Companhia Brasileira de Projetos e Obras - CBPO, Constran S.A.– Construções e Comércio e Mendes Júnior Engenharia
S.A. e reembolso de aproximadamente R$350 milhões, correspondendo a duas vezes as quantias pagas.
A ação foi movida na Justiça Federal, mas uma decisão do Tribunal Regional Federal da 5a Região determinou que a ação fosse
cuidada pela Justiça do Estado de Pernambuco. Em 31 de dezembro de 2008, o processo ainda não tinha sido julgado.
A ação movida pela companhia foi considerada sem fundamento. O recurso apresentado pelo réu foi considerado fundamentada
pelo 12o Tribunal Civil do Distrito Judicial de Recife, e a decisão foi mantida pela 2ª Câmara Civil do Tribunal Federal de
Pernambuco. A CHESF apresentou recursos para esclarecimento de alguns dos pontos da reivindicação que tinham sido omitidos
da decisão da 2ª Câmara Civil. Estes recursos foram julgados e negados pela 2a Câmara Civil. Após isso, a administração da
CHESF entrou com um Recurso Especial e um Recurso Extraordinário contra a decisão emitida pela 2a Câmara Civil sobre a
reivindicação anterior. Em 31 de março de 2004, os recursos especiais pela CHESF foram aceitos pelo Tribunal de Justiça do
Estado de Pernambuco, mas os recursos extraordinários também apresentados foram não foram; Por esse fato, a CHESF
apresentou s ações de revisão apropriadas. Em 30 de junho de 2005, os referidos recursos estavam sob judice nos Tribunais
Superiores. Após essa data e em 31 de março de 2006, as ações de revisão apresentadas pela CHESF ao Supremo Tribunal
Federal (STF) foram negadas e o Recurso Especial apresentado pela CHESF e pelo Governo Federal no Superior Tribunal de
Justiça (STJ) foi aceito pela Procuradoria Geral da República que emitiu sua opinião solicitando a anulação da ação devido à
incapacidade total da Justiça do Estado tratar do caso e o reexame dos méritos do caso pelo tribunal apropriado. Em 30 de
setembro de 2006, o processo aguardava uma decisão final.
Em novembro/1998, as rés apresentaram pedido de execução provisória da decisão, no valor de US$ 245 milhões, estando o processo
suspenso por determinação do Ministro Presidente do STJ (PET 1621). Essa liminar foi objeto de Agravo Regimental por
parte do Consórcio, o qual foi julgado em 24/06/2002, mantendo-se por unanimidade a liminar antes concedida pelo
Presidente do STJ, ficando, desta forma, afastada a possibilidade da obtenção da tutela antecipada pelo Consórcio.
Posteriormente as rés apresentaram processo de liquidação da decisão, com a finalidade de apurar o valor atual da
condenação, na hipótese de serem negados todos os recursos da Chesf e da União Federal. Em 30/09/2005, estavam em
andamento os trabalhos de pericia, determinados pelo juiz que preside o feito, com a finalidade de apurar o real valor da
condenação. Depois da apresentação do primeiro laudo pelo perito, as panes solicitaram esclarecimentos ao laudo, e o
processo encontra-se com o perito, para exame.
A Administração, fundamentada na opinião de seus consultores jurídicos e baseada em cálculos que levaram em conta a
suspensão do pagamento das parcelas relativas ao Fator K e suas respectivas atualizações monetárias, mantém registro de
provisão, no Passivo Não Circulante, cujo montante atualizado é de R$ 357.067, para fazer face a eventuais perdas
decorrentes deste assunto. Esta provisão corresponde à rejeição parcial do Fator K entre julho de 1990 e dezembro de 1993, em
obediência a Lei na 8.030/1990, e suspensão integral do pagamento do Fator K, no period° de janeiro de 1994 a janeiro de
1996, por entendimento da Companhia.
Em 31/12/2007, Recurso Especial e Agravos de Instrumento estavam aguardando julgamento no Superior Tribunal de Justiça
e Supremo Tribunal Federal, respectivamente; os autos desses recursos se encontravam conclusos para o Ministro Relator,
cabendo salientar que, na 12a Vara da Comarca do Recife, permanecia em andamento a ação de liquidação da decisão na esfera
estadual, com audiência para debates sobre o laudo pericial prevista para 19/02/2008.
F-50
(Tradução livre do original em inglês)
O juiz reconheceu que a competência para apreciar a demanda a da Justiça Federal, tendo em vista a presença da União como
parte interessada no feito. 0 Consórcio Xingó, interpôs embargos de declaração contra essa decisão, havendo o juiz, em vista
desse recurso, mantido a sua decisão e encaminhado os autos para a Justiça Federal. Inconformado com essa decisão, o Consórcio
Xingó interpôs agravo de instrumento que, em 30/09/2008, encontrava-se sub judice no Tribunal de Justiça de Pernambuco. Em
31 de dezembro de 2008, o processo ainda não tinha sido julgado.
b) Ação de Indenização de 14.400 ha de terra na Fazenda Aldeia, proposta na Comarca de Santo Sé, na Bahia, pelo Espolio de
Aderson Moura de Souza e esposa (Proc. 0085/1993). A Sentença de primeiro grau julgou procedente o pedido condenando a
Chesf no valor de R.$ 50 milhões, correspondente a principal mais juros e correção monetária. Em 31/12/2008, a CHESF
havia interposto recurso para o Tribunal de justiça do Estado da Bahia.
CGTEE:
As contingências civis dessa companhia subsidiária referem-se principalmente a disputas com fornecedores, cuja perda provável
de acordo com os consultores jurídicos da Companhia correspondia a R$270 em 31 de dezembro de 2008 (R$155 em 31 de
dezembro de 2007).
ELETRONORTE:
As contingências civis dessa companhia subsidiária totalizavam R$ 650.339 dos quais a disputa contra um fornecedor
(Sondotécnica) corresponde a R$239.787.
2) Ações Trabalhistas
2.a) Companhia:
a) A Companhia estabeleceu uma provisão de R$ 88.574 para fazer face a possíveis perdas com contingências trabalhistas.
2.b) Companhias controladas
FURNAS:
a) Compensação de engenheiros
A União de Engenheiros do Estado do Rio de Janeiro impetrou ações trabalhistas reivindicando a recuperação de diferenças
salariais ocasionadas por uma mudança na data base de aumento da compensação dos engenheiros daquela companhia.
Atualmente, o processo está sendo concluído. O valor estimado e registrado corresponde a R$ 83.436 (R$71.500 em 2007), dos
quais R$16.747 referem-se aos empregados transferidos para a ELETRONUCLEAR devido à prorrogação em 1997 das
atividades relacionadas a energia nuclear.
b) Bônus por condições de trabalho perigosas
Diversas ações foram ajuizadas reivindicando adicional devido a condições de trabalho perigosas, na assunção de que um
percentual pleno deve ser pago a todos os empregados que prestam serviços na área de eletricidade e não proporcionalmente. O
valor estimado para cobrir possíveis perdas, em 31 de dezembro de 2008, era R$62.597.
c) Benefício complementar de aposentadoria
Um valor de R$58.808 refere-se a benefícios suplementares por aposentadoria para equivalência com os vencimentos dos
empregados ativos.
d) Ações gerais
Em 31 de dezembro de 2008 foi mantida uma provisão de R$ 121.982 (R$ 61.602 em 31 de dezembro de 2007) para cobrir as
diversas ações civis e trabalhistas ajuizadas contra a Companhia.
F-51
(Tradução livre do original em inglês)
CHESF:
As contingências na área trabalhista da CHESF são compostas principalmente de ações referentes a bônus por periculosidade,
horas extras, contribuições conjuntas para o fundo de pensão FACHESF, e quantias de desligamento decorrentes da delinqüência
de terceiras companhias. As principais estão comentadas abaixo:
a) Uma ação está em andamento no Tribunal Regional do Trabalho do Estado da Bahia, ajuizada pela União de
Trabalhadores no Setor Elétrico da Bahia, reclamando o pagamento aos empregados da Gerência Regional de Paulo Afonso –
GRP, cidade de Paulo Afonso – Estado da Bahia, da diferença salarial ocasionada pela aplicação do Decreto-Lei 1971 e o
aumento anual do valor dos bônus pelas condições de periculosidade, estimados em R$7.500. A Companhia entrou com um
recurso no Tribunal Superior do Trabalho (TST) o qual foi negado. O processo recebeu uma decisão final e inapelável e a CHESF
foi condenada a pagar o valor. A execução foi iniciada e um valor de R$3.700 foi pago a uma parte significativa dos empregados.
Uma parcela de R$3.800 ainda permanece a ser paga. Em 31 de dezembro de 2008, a situação estava inalterada, e a companhia
aguardava a liquidação.
b)
Foi ajuizada uma ação no 8o- Tribunal do Trabalho de Fortaleza – Estado do Ceará pela União dos Trabalhadores no
Setor Elétrico do Estado do Ceará – SINDELETRO, visando o reembolso de perdas ocorridas pelos empregados da Gerência
Regional Norte – GRN (Ceará e Rio Grande do Norte), derivado do cancelamento dos serviços de transporte, cujo processo tinha
um valor estimado de R$6.000. O pedido de transporte a ser reativado foi concedido em uma execução parcial e a Companhia está
cumprindo-a. A União solicitou serviços complementares de transporte e uma multa diária a ser aplicada à Companhia. A CHESF
contestou a reclamação. O Juiz do Trabalho, após uma audiência realizada em 23 de agosto de 2005 para apresentação dos
argumentos da CHESF, mudou seu entendimento anterior, determinando o restabelecimento dos serviços de transporte somente
na forma anteriormente prestado. Ainda na mesma decisão, os parâmetros para a liquidação da decisão foram estabelecidos e o
crédito trabalhista foi reduzido para R$ 1.300. O Tribunal do Trabalho da cidade de Fortaleza está processando a execução,e
proferiu uma decisão final e inapelável. Em 31 de dezembro de 2008, a CHESF ainda aguardava a sentença da revisão
apresentada pela ré.
c) Foi ajuizada uma ação no 4o- Tribunal do Trabalho de Recife – Estado de Pernambuco, pela União dos Trabalhadores das
Indústrias Urbanas do Estado de Pernambuco (URBANITÁRIOS) representando 460 empregados que trabalham em Recife,
reclamando o pagamento de adicional de periculosidade sobre todas as quantias de natureza salarial, o que corresponde a
R$4.000. Devido ao princípio de lis álibi pendens, o Juiz do Tribunal exclui do processo 300 dos empregados representados e
julgou a reclamação improcedente. A União entrou com um recurso ordinário no Tribunal do Trabalho da 6a Região o qual foi
concedido.
O processo foi então enviado para análise de um perito. Em 30 de junho de 2008, o trabalho do perito tinha sido concluído e o
tribunal determinou o valor da ação em R$3.300. De acordo com os cálculos dos consultores jurídicos da Companhia, os valores
da dívida de R$2.900 e a diferença serão contestados através de moção por suspensão de execução de sentença. Em 31 de
dezembro de 2008, a situação permanecia inalterada.
ELETRONORTE:
A companhia controlada está envolvida em algumas disputas trabalhistas e reconheceu uma provisão de R$132.274.
3) Ações Tributárias nas companhias controladas
FURNAS:
a) Essa companhia controlada, baseada nas últimas decisões da Secretaria da Receita Federal do Brasil. Reconheceu uma provisão
de R$83.424 para PASEP/COFINS aplicável sobre a exclusão da Cota da Reserva Global de Reversão (RGR) da base tributária
para o período entre outubro de 1995 e setembro de 2000 e outubro de 2005 a março de 2007.
b) Cobrança de deficiências - FINSOCIAL, COFINS, e PASEP
Em 3 de maio de 2001, a companhia controlada FURNAS recebeu um aviso cobrando deficiências no FINSOCIAL, COFINS, e
PASEP, no valor de R$1.098.900 (valor histórico - R$791.796) devido às reduções das bases tributárias correlatas.especialmente
das receitas de eletricidade transferida da ITAIPU por um período de dez anos. Estas deficiências são ale de outras cobradas em
1999 por um período de inspeção de cinco exercícios fiscais, correspondendo a R$615.089, que forem incluídos em um programa
F-52
(Tradução livre do original em inglês)
de refinanciamento de dívida tributária (REFIS) em março de 2000 e transferido em julho de 2003 par ao programa de
parcelamento especial (PAES).
De acordo com a nota No 8 do Superior Tribunal Federal (STF) de 12 de junho de 2008, que limitou em 5 anos o prazo de perda
de direito processual destas contribuições, o valor da cobrança foi reduzido de R$1.098.900 para R$228.592.
A Companhia, baseada nas últimas decisões do Serviço da Receita Federal, reconheceu uma provisão de contingências para
imposto de R$83.424 para PASEP/COFINS aplicáveis à exclusão da Quota de Reserva Global de Reversão (RGR) da base
tributária para os períodos entre outubro de 1995 e setembro de 2000 e outubro de 2005 a março de 2007. AA diferença de
R$145.168 refere-se a outra exclusões da base tributária mencionada, ainda não julgada, onde existem chances de um resultado
favorável para FURNAS,de acordo com o entendimento de sua área jurídica.
ELETRONORTE:
a) A companhia controlada está envolvida em algumas ações envolvendo ICMS (VAT estadual) e reconheceu uma provisão de
R$53.033 para cobrir possíveis perdas.
CHESF:
a) Essa subsidiária está envolvida em ações para cancelamento de cobranças de deficiência e pedido de reembolso de créditos
(PIS/PASEP, COFINS), entre outros. A companhia estipulou uma provisão de R$8.770 (31 de dezembro de 2007 – R$8.321).
II – Ações contra Companhia e suas companhias subsidiárias classificadas como possíveis perdas:
1) Ações cíveis
1.a) Companhia:
a) A provisão pela Companhia para contingência cíveis, no valor de R$1.328.244 (31 de dezembro de 2007 – R$1.328.244),
refere-se ações relacionadas a Empréstimo Compulsório, ajuizadas contra a ELETROBRÁS a partir de 1978, com critérios de
correção monetária diferentes dos estabelecidos na lei específica.
Essas ações não devem ser confundidas com aquelas ajuizadas reclamando o resgate dos Títulos ao Portador atualmente nãoexecutáveis emitidos co relação ao empréstimo compulsório.
Os processos acumulados contestaram o sistema de cálculo da correção monetária determinada na lei que rege o empréstimo
compulsório, usada para ajuste dos créditos a parti de 1978. Esses créditos foram integralmente pagos pela ELETROBRÁS por
meio da conversão em ações conforme foi definido nas 72ª, 82ª e 142ª. assembléias extraordinárias da ELETROBRÁS.
Existem 3.578 ações em andamento em diferentes estágios, visando o reconhecimento do direito de receber reparação monetária
plena dos valores pagos como empréstimo compulsório. Apoiada pelo parecer dos consultores jurídicos, a administração da
ELETROBRÁS estimou em 8 a dez anos o prazo médio para o acerto final das ações.
Por este critério, a administração da ELETROBRÁS,baseada no parecer de seus consultores jurídicos, avalia que o risco de perda
nas ações relacionadas ao Empréstimo como possível.
Entretanto, devidos aos valores substanciais envolvidos, a administração, de forma conservadora e levando em conta as decisões
desfavoráveis de instâncias inferiores, e a falta de julgamento pelo Superior Tribunal de Justiça sobre os méritos da causa, adota a
prática de estabelecer uma provisão para contingências, feita em anos anteriores, para cobrir possíveis perdas em decisões legais
desfavoráveis.
Neste cenário, portanto, a administração da Companhia, devido à importância da questão, decidiu considerar cuidadosamente as
questões que afetam os ativos da companhia, caso alguma coisa mude o curso dos julgamentos. Assim, a Companhia cumpre suas
atribuições de melhor proteger os usuários doas Demonstrações Financeiras, principalmente com relação à avaliação de suas
responsabilidades e, conseqüentemente, do patrimônio de seus acionistas , procurando evitar análise extremamente otimista na
tomada de decisões baseadas nessas informações.
F-53
(Tradução livre do original em inglês)
Assim, o valor acumulado provisionado, correspondendo a R$1.328.244, apesar da classificação de risco possível, é considerado
suficiente pela administração da Companhia e está em conformidade com os diferentes estágios das ações e de suas naturezas.
Não é possível, no atual estágio e circunstâncias, chegar-se a uma conclusão sobre o resultado dos processos que podem chegar a
R$3.350..000.
1.b) Companhias controladas
CHESF:
a) Duas ações de indenização ajuizadas contra a CHESF pelo Consórcio formado pela CBPO/CONSTRAN/Mendes Junior
reclamando o pagamento pela companhia controlada de uma compensação financeira adicional, devido ao pagamento atrasado de
faturas pelo contrato de construção da Usina Hidrelétrica de Xingó. Uma destas ações, ajuizada em junho de 1999, era referente a
faturas emitidas a partir de abril de 1990 e a outra, ajuizada em maio de 2000, era referente a faturas emitidas até àquela data. As
reclamações gerais do autor restringiram-se à existência de um direito alegado a compensação financeira, à determinação dos
respectivos valores sendo adiados até o final da ação.
A Companhia contestou as ações e solicitou que a Secretaria da Receita Federal incluísse na ação e que o processo fosse
transferido para um dos tribunais da Justiça Federal em Pernambuco. O Consórcio apresentou uma moção tratando do pedido da
inclusão do Governo Federal brasileiro no processo.
Após a apresentação do trabalho do período e explicações adicionais, foi realizada uma audiência em agosto de 2005. Foi
determinada a apresentação dos argumentos finais até 17 de outubro de 2005. Atualmente, o processo foi enviado para o juiz sob
consulta e haverá provavelmente uma decisão pré-julgamento para a emissão de uma decisão. Em 31 de dezembro de 2008,a
situação permaneceu inalterada.
c)
Uma ação pública cível foi ajuizada contra a Companhia pela Associação Comunitária do Povoado do Cabeço e
Adjacências, no Estado de Sergipe, correspondendo a R$ 100,000, no 2o Tribunal Federal de Sergipe. Visa uma compensação
financeira relacionada a pretensos danos ambientais ocasionados aos pescadores de Cabeço, resultantes da construção da Usina
Hidrelétrica de Xingó.
A ação foi ajuizada em um tribunal federal m 27 de junho de 2002, e foi contestada no prazo legalmente estabelecido. Após uma
série de ocorrências no processo que não afetaram a reclamação, em 31 de agosto de 2005, um juiz determinou a inclusão do
Governo Federal Brasileiro, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais (IBAMA), o Instituto do Meio
Ambiente do Estado de Alagoas (IMA-AL), o Conselho Regional de Administração do Estado da Bahia (CRA-BA) e a
Administração Estadual do Meio Ambiente do Estado de Sergipe (ADEMA-SE) na ação, ordenando a entrega e citação dessas
entidades.
Em 30 de setembro de 2005, a companhia estava aguardando a ocorrência da citação de processo. Em 30 de setembro de 2006, o
processo foi enviado ao Juiz sob consulta, após a entrada no processo dos novos defensores da CHESF. Em 31 de dezembro de
2006, o processo foi suspenso por uma decisão do Juiz, aguardando julgamento do recurso interlocutório apresentado pelo autor
da ação no Tribunal Federal de Recursos da 5a Região. Essa ação não foi ainda julgada.
As co-partes da CHESF (o governo federal, IBAMA, IMA-AL, CRA-BA e ADEMA-SE) já foram citadas. Em 12 de setembro de
2007, o juiz emitiu uma ordem pré-julgamento com o seguinte teor: “Aguardar informações sobre a decisão final e inapelável do
recurso, a qual deve ser comunicada à CHESF.” Considerando-se que o recurso interlocutório que a CHESF apresentou foi
recusado, essa companhia apresentou uma moção para novo acerto contra essa decisão, a qual, até 31 de março de 2008, ainda não
tinha sido julgada.
Em 13 de junho de 2008, uma decisão pré-julgamento do juiz determinou a citação do Governo Federal Brasileiro e do IBAMA,
assim como a citação do autor da ação para discutir os termos da ação. Em 30 de setembro de 2006, os autos estavam com o
IBAMA. Em 31 de dezembro de 2008, a subsidiária estava aguardando a audiência de conciliação, marcada para 19 de fevereiro
de 2009. Como a audiência não ocorreu naquela data, o juiz ordenou nossos passos para o prosseguimento do processo.
d)
Uma ação cível foi também ajuizada contra a companhia controlada CHESF, no distrito de Brejo Grande/SE, envolvendo
R$100 milhões, com as mesmas reclamações da ação acima mencionada, mas abandonada pela ré em fevereiro de 2005.
O último processo foi realizado em novembro de 2007, quando o juiz determinou que a Procuradoria Geral da República
apresentasse seus argumentos com relação à ação cível. Em 31 de março de 2008, a ação permaneceu parada e sem
posição da Procuradoria. Em 30 de junho de 2008, o juiz do Distrito de Brejo Grande emitiu uma decisão reconhecendo a
F-54
(Tradução livre do original em inglês)
incapacidade da Justiça do Estado cuidar do caso e determinando que os autos fossem enviados para a justiça Federal.
Em 3º de setembro de 2006, estes autos estavam com o IBAMA. Em 31 de dezembro de 2008, o IBAMA ainda não tinha
devolvido os autos.
De acordo com a opinião dos consultores jurídicos da Companhia, o risco de um resultado desfavorável para essas ações (itens b e
c) é possível, mas o valor da perda é desconhecido.
CGTEE:
CEEE-D ajuizou uma ação reclamando dos valores referentes à ação de transferência da CGTEE pela CEEE à ELETROBRÁS. O
valor da ação monta a R$3.650 e, de acordo com a análise dos consultores jurídicos, está classificada como de possível perda para
a Companhia.
III – Ações contra a Companhia e suas companhias controladas classificadas como perdas remotas:
1) Ações Cíveis
1.a) Companhia:
A ELETROBRÁS foi designada como ré em uma ação ajuizada pela Associação Brasileira dos Consumidores de Água e Energia
Elétrica – ASSOBRAEE, no 17o Tribunal Federal em Brasília. A ré reclama o uso do valor de mercado das ações da
ELETROBRÁS ao preço das ações emitidas para pagar créditos do empréstimo compulsório, em lugar do valor contábil
atualmente fixado como parâmetro para a questão. O valor reclamado totaliza R$2.397.003 e, de acordo com os consultores
jurídicos, a chance de resultado desfavorável é remota.
A ELETROBRÁS é ainda parte de outras ações cuja finalidade é o resgate dos Títuos ao Portador emitidos pela Companhia com
relação ao empréstimo compulsório cobrado entre 1964 e 1976. De conformidde com as disposições do artigo 4o, parágrafo 11 da
Lei no 4.156/62 e o artigo 1o do Decreto no 20.910/32, estas obrigações não são executáveis.
A administração da Companhia, apoiada por seus consultores jurídicos, considera que a possibilidade de um resultado
desfavorável para a ELETROBRÁS destas ações em andamento é remota, considerando-se que a jurisprudência na questão é
unânime sobre o curso do prazo prescricional para o direito de reivindicar o resgate das obrigações emitidas para o empréstimo
compulsório e a exeqüibilidade desta notas (Ver nota 22).
2.a) Companhias controladas
CHESF:
Apesar de ser considerado pelos consultores jurídicos da CHESF como sendo de risco remoto de perda, existe uma ação de
cobrança ajuizada pela companhia Mendes Júnior, contratada para a construção da UHE Itaparica, reivindicando indenização por
pretensas perdas financeiras causadas pelo pagamento atrasado de faturas por parte da companhia controlada.
A referida ação de cobrança é baseada na Ação Declaratória considerada válida com a finalidade de declarar a existência de um
crédito da Mendes Júnior contra a CHESF, assegurando assim o reembolso financeiro.
Após a decisão do Superior Tribunal de Justiça de não reconhecer o recurso especial apresentado pela Construtora Mendes Júnior
e confirmar a decisão da 2a Câmara Civil do Tribunal Federal de Pernambuco, que anulou a decisão e determinou o
encaminhamento dos autos para um das instâncias inferiores de Pernambuco, a ação foi enviada para o 12o Tribunal Federal sob o
número 2000.83.00.014864-7, para um novo trabalho de perito e emissão de uma nova decisão.
O relatório do perito foi apresentado e em resposta à dúvida da CHESF declarou: “com base na análise dos registros contábeis da
Mendes Júnior, é impossível confirmar que nos períodos do pagamento atrasado das faturas, a Mendes Junior efetivamente tenha
levantado fundos no mercado monetário, especificamente para custear as obras de construção de Itaparica.” Esta resposta foi
confirmada pela análise feita pelo Assistente técnico da CHESF, o qual incluiu um exame detalhado das demonstrações
financeiras da Mendes Júnior. Com base nestes resultados, CHESF solicitou que a ação fosse considera totalmente infundada.
A Procuradoria Geral da República apresentou seu pedido de anulação da ação. E, como base nos méritos do caso, solicitou que a
ação fosse considerada infundada.
F-55
(Tradução livre do original em inglês)
A ação foi considerada parcialmente válida, de acordo com a decisão proferida em 8 de março de 2008.
A Mendes Júnior entrou com um recurso para esclarecimento da sentença, solicitando a aprovação total do relatório preparado
pelo Perito Oficial. A Procuradoria Geral da União apresentou um pedido para que o julgamento fosse considerado inteiramente
infundado.
Os recursos apresentados pela Mendes Júnior e pela procuradoria Geral da República foram rejeitados pelo Juiz do 12o Tribunal
Federal.
A CHESF e o Governo Federal impetraram recursos para esclarecimento, ambos concedidos pelo Juiz, cuja sentença esclareceu
alguns dos pontos da sentença anterior sobre a cobrança de uma possível dívida devida pela CHESF à Mendes Júnior. Esta
sentença esclareceu o ponto que determina que, na cobrança de uma possível dívida devida pela CHESF à Mendes Júnior,
qualquer um e todos os pagamentos do principal e qualquer uma das compensações pagas pela CHESF, de acordo com o contrato,
devem ser descontados.
A CHESF apelou da decisão, solicitando que a ação fosse considerada inteiramente infundada,uma vez que a ação de cobrança
exigia que a Mendes Júnior provasse que levantou recursos especificamente para custear as obras de construção de Itaparica, pelo
fato de algum pagamento atrasado de algumas faturas por parte da CHESF, e nos valores acima as multas por pagamento atrasado
pagas pela CHESF de forma a ter direito a qualquer compensação financeira, de acordo com a Ação Declaratória anteriormente
mencionada. Em dezembro de 2008, o Governo Federal Brasileiro,a CHESF e a Mendes Júnior, já tinham apresentado recursos e
o período estabelecido pela Procuradoria Geral da República apresentar seus argumentos está em andamento.
Dessa forma, considerando os elementos já incluídos na ação, verificamos que a Mendes Júnior não pegou nenhum empréstimo
[ara financiar especificamente as obras de construção de Itaparica (ou pelo menos, não nos valores declarados). Considerando
ainda os cálculos já feitos pela CHESF e que, de acordo com a decisão do tribunal, todos os benefícios concedidos à Mendes
Júnior durante a execução do contrato devem ser compensados; o consultor jurídico da CHESF apóia a posição da administração
da Companhia e considera a probabilidade d resultado desfavorável como sendo remota.
2) Ações Tributárias
2a) Companhia:
Em julho de 2003, A Secretaria da Receita Federal emitiu uma cobrança de impostos contra a ELETROBRÁS referentes ao
COFINS (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social), no valor de 281.702, totalizando R$514.219 (R$482.246 em
2006) após atualização até 31 de dezembro de 2007. Em 31 de dezembro de 2008, a ação tributária prescreveu.
22.
Empréstimo Compulsório
Durante os primeiros cinco anos desde 1964, o empréstimo foi cobrado de todos os consumidores nas respectivas contas de
energia elétrica, com resgate previsto para após 10 anos.
Até 1977, o empréstimo foi reembolsado por meio da emissão de títulos ao portador e desde então, devido às mudanças
introuzidas pelo Decreto-lei no 1.512/76, a emissão desses títulos foi suspensa,com a cobrança apenas dos consumidores
industriais com consumo igual ou superior a 2.000 kw/h. Isto resultou em um crédito simples para aquele tipo de
consumidor contra a concessionária de energia elétrica. O prazo para resgate foi prorrogado para 20 anos e a freformulação
monetária de quaisquer créditos resultantes tornou-se uma exigência.
Após a conversão em questão, os demais recursos cobrados e registrados como compromissos correntes e de longo prazo
vencendo desde 2009 continuarão sendo remunerados a 6% p.a., mais a correçação monetária baseada na variação do IPCAE. Estes recursos montam a R$215.071 em 31 de dezembro de 2008 (31 de dezembro de 2007 – R$299.084), dos quais
R$129.866 a longo prazo (31 de dezembro de 2007 – R$202.375).
Pelo parágrafo 11, artigo 4 da Lei no 4.156, de 28 de novembro de 1962, juntamente com as emendas introduzidas pelo
artigo 5 do Decreto-Lei no 644, de 23 de junho de 1969, o período de resgate destes títulos referentes ao período de 1964 a
1976, expirou bem como o direito de receber quaisquer quantias referentes a cada título. Dessa forma, desde 1o de julho de
2002, estes títulos nãopodem ser mais negociados com relação a cada título. Dessa forma, desde 1o de julho de 2002, estes
títulos não podem ser mais negociados. Assim, o saldo do Empréstimo Compulsório refere-se exclusivamente aos créditos
F-56
(Tradução livre do original em inglês)
residuais do período 1988-1994 mantidos por consumidores industriais com consumo acima de 2.000 kWh, cobrados no
período de 1987 a 1993, e os juros não reclamados sobre os mesmos, sem compromissos relacionados às Obrigações ou
Títulos.
As “Obrigações ao Portador”, emitidas como resultado do empréstimo compulsório não podem ser considerados títulos
negociáveis, não são negociados na Bolsa de Valores,não têm nenhuma cotação e qualquer valor. Por conseguinte, a
Administração da ELETROBRÁS declara que a companhia não possui nenhuma debênture em circulação.
A emissão destes títulos surgiu da imposição legal e não de uma decisão administrativa. Da mesma forma, sua propriedade
não teve origem de um ato deliberado, mas de um dever legal,de acordo com a Lei no 4.156/62. Para estes títulos, por
conseguinte, não se aplicam nem os artigos da Lei no 6.404/76 nem da Lei n-o 6.385/76. A Comissão de Valores
Mobiliários – CVM brasileira declara,textualmente, que as obrigações emitidas pela ELETROBRÁS não podem ser
consideradas “títulos negociáveis”.
23.
Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital
As quantias referentes a diantamentos para futuro aumento de capital nas companhias relacionadas abaixo são registradas
pela ELETROBRÁS sob responsabilidades de logo prazo:
31 de dezembro
2008
Aquisição de posição acionária na CEEE
Aquisição de posição acionária na CGTEE
Linha de Transmissão Banabuí–Fortaleza – CHESF
UHE XINGÓ – CHESF
Linha de Transmissão no Estado da Bahia – COELBA
Fundo Federal de Eletrificação – Lei 5.073/66
24.
1.959.715
1.882.864
64.868
182.257
28.530
169.119
4.287.353
2007
1.742.265
1.673.938
57.670
162.034
25.365
150.353
3.811.625
Patrimônio Social
a) Capital acionário
As ações da ELETROBRÁS não possuem valor nominal. As ações preferenciais não dão direito a voto e não são
conversíveis em ações comuns, mas têm prioridad no reembolso de capital e na distribuição de dividendos às taxas de
8% p.a. para as ações da Classe “A” (subscritas antes de 23 de junho de 1969) e 6% para as ações da Classe “B”
(subscrita após 24 de junho de 1969),calculadas sobre o capital correspondente a cada classe de ações.
Em 31 de dezembro de 2008, o referido capital está distribuído entre os principais acionistas e espécies de ações
conforme abaixo ilustrado. O capital compreende 1.132.357.090 ações, mantidas como se segue:
F-57
(Tradução livre do original em inglês)
Número de milhares de ações – 2008
Ordinárias
Preferenciais
Número
%
Série A
Série B
Acionioista
Total capital
Número
%
%
Governo Brasileiro
488.656.241
53,99
-
35.191.714
15,49
523.847.955
46,26
BNDESPAR
133.757.950
14,78
-
-
-
133.757.950
11,81
de 45.621.589
5,04
-
-
-
45.621.589
4,03
40.000.000
4,42
-
-
-
40.000.000
3,53
196.987.747
905.023.527
21,77
100,00
146.920
146.920
191.994.929
227.186.643
84,51
100,00
389.129.596
1.132.357.090
34,37
100,00
Fuindo Nacional
Desenv.
FGP
Outros
Número de milhares de ações – 2007 e 2006
Common
Preferred
Número
%
Série A
Série B
%
Acionista
Total capital
Número
%
Governo Brasileiro
488.656.241
53,99
-
35.191.002
15,69
523.847.243
46,38
BNDESPAR
133.757.951
14,78
-
-
-
133.757.951
11,84
de 45.621.589
5,04
-
-
-
45.621.589
4,04
40.000.000
4,42
-
-
-
40.000.000
3,54
Fuindo Nacional
Desenv.
D
FGP
o
Outros
196.987.746
21,77
146.920
189.137.053
84,.31
386.271.719
34,.20
t
905.023.527
100,00
146.920
224.328.055
100,00 1.129.498.502
100,00
o
talde 389.129.596 ações em mãos de acionistas mnoniritários, 239.401.535 (61,52%) estão em mãos de investidores
não-residentes, 132.867.994 das quais são ações ordinárias e 106.533.514 são ações da Classe "B".
Das ações em mãos de investidores domiciliados no exterior,69.298.867 ações ordinárias e 33.438.069 ações
preferenciais Classe “B” são negociadas na forma de ADRs no programa ADR Nível I. As ações da ELETROBRÁS no
programa ADR Nivel I são negociadas na proporção de 1 ADR para 500 ações, e noo Mercado Cambial da Améreica
Latina em Euros (LATIBEX),na mesma proporção de 500 ações.
Em 31 de desembro de 2008, o valor contábil por ações é R$75,61 (R$70,79 em 31 de dezembro de 2007).
b) Reservas de capital
O que se segue descreve nas reservas incluídas no patrimônio:
•
Compensação de insuficiência de Remuneração - CRC
Isto refere-se às diferenças identificadas entre o retorno nos investimentos gerados pelas taxas reais e que são
registradas com base nas taxas estabelecidas pelo governo federal até 1993, de forma a instituir a paridade tarifária
no setor.
•
Prêmio por emissão de ações
F-58
(Tradução livre do original em inglês)
Representa o registro de prêmio de subscrição de ações, interpretado como sendo a contribuição do subscritor de
ações acima do valor nominal correspondente e a parte do preço de emissão das ações sem valor nominal acima do
valor estabelecido paa a formação de capital.
•
Decreto-Lei Especial 54.936/64
Reserva usada na correção da tradução do valor original do ativo imobilizado das concessionárias dos serviços
públicos de eletricidade em novembro de 1964.
•
Atualização do balanço de abertura em 1978
Reerva oriunda de ajuste monetário do ativo imobilizado antes do Decreto-Lei no 1598, datado de 26 de dezembro
de 1977, incluindo a reformulação de 1978, assim como aquela relacionada à manutenção do capital de giro próprio.
•
Reverse Split de Ações
Um reverse split de 500 por uma do mesmo tipo de ações representando o capital da Companhia, com o capital
sendo por conseguinte representado poe 1.129.498.502 açõe escrituradas sem valor nominal e 224.328.055 são
ações preferenciais da Classe B, e o valor do capital da Companhia permanece inalterado.
As ações da ELETROBRÁS, via ADR Nível 1, estão sendo negociadas à taxa de 1 ADR para 500 ações, e a mesma
taxa de 500 ações na Bolsa de Valores da América Latina (LATIBEX).
De 18 de junho de 2007 a 17 de agosto de 2007, os acionistas a seu exclusivo critério ajustam suas posições
acionárias, por tipo, por meio de corretores de títulos autorizados pela BOVESPA, em diversos lotes de 500 ações
de forma a evitar frações de ações após o processo de reverse split.
Em 20 de agosto de 2007, as ações que representam o capital da Companhia serão negociadas exclusivamente em
grupos e cotadas em Reais por ação.
Em 4 de setembro de 2007, a soma das frações de ações resultantes da reverse split será negociada em pregão da
BOVESPA. As frações de ações serão deduzidas das posições dos acionistas antes do pregão, e o valor obtido da
venda será colocado à disposição dos acionistas portadores de frações de ações em 14 de setembro de 2007.
•
Atualização do empréstimo compulsório de 1987
O Empréstimo Compulsório foi introduzido de forma a expandir e melhorar o Setor Elétrico Brasileiro. Os créditos
do Empréstimo Compulsório foram atualizados por referência à variação anual do Índice Nacional de Preços ao
Consumidor – IPCA-E, mais juros de 6% ao ano, pagos através das concessionárias de distribuição de eletricidade
por meio de compensação nas contas de energia.
Em 1998, parte das reservas foi convertida em capital, abrangendo o crédito estabelecido no período de 1978 a
1988.
•
Reserva de incentivo fiscal– FINOR, FINAM e outros
Reerva resultante de incentivos fiscais destinados à região Amazônica e ao Nordeste do Brasil, áreas nas quais as
subsidiárias CHESF e ELETRONORTE operam.
c) Reservas de Lucro
A Lei Brasileira e os estatutos da Companhia exigem que sejam feitas certas apropriações dos rendimentos retidos para
contas de reserva anualmente. A finalidade e a base da propriação dessas reservas são como se segue:
F-59
(Tradução livre do original em inglês)
•
•
Reserva legal
Esta reserva é uma exigência para todas as empresas brasileiras e representa a apropriação anual de 5% do resultado
do exercício conforme publicado até um limite de 20% do capital acionário. A reserva pode ser usada para
aumentar o capital ou para compensar as perdas, mas não pode ser distribuída como dividendos.
Reserva estatutária
De acordo com os estatutos da Companhia, 50% da renda líquida deve ser apropriada à reserva de investimento e
1% à reserva para estudos e projetos. As reservas estatutárias – Investimentos e Estudos e Projetos estão limitadas,
respectivamente, a 75% e 2% do capital social.
d) Lucros retidos não-apropriados (perdas acumuladas)
Este saldo representa rendimentos retidos determinados de acordo com os U.S. GAAP após (i) a alocação da quantia
para reserva legal de lucros (quando for exigida) conforme está descrito na Nota 24 (b); (ii) alocação ou transferência
para e de outras reservas, conforme está descrito na Nota 24 (b); e (iii) dividendos e juros sobre seu capital próprio em
lugar de dividendos, conforme descrito na Nota 24(e).
e) Dividendos e Juros sobre capital próprio
Os estatutos da Companhia estabelecem dividendos compulsórios mínimos de 25% da renda líquida estatutária ajustada
de acordo com a lei das companhias. As ações preferenciais da Classe “A” e da Classe “B” têm prioriade com relação
aorecebimento de um dividendo anual até um valor equivalente a 8% e 6%, respectivamente, do valor contábil das
ações. Em 1o de janeiro de 1996, as quantias distribuídas aos acionistas como juros (ver abaixo) podem ser deduzidas do
cálculo de dividendos mínimos. Os dividendos são pagos em Reais brasileiros. A Companhia pagará R$ 1.715.254 em
dividendos (valores históricos) para o anbo findo em 31 de dezembro de 2008 (R$703.486 e R$ 459.549 para o ano
findo em 31 de dezembro de 2007 e 2006, respectivamente). Não é pagável nenhum imposto retido na ronte sobre
distribuições de dividendos feitos deste 1o de janeiro de 1996.
As companhias brasileiras podem atribuir juros sobre seu capital próprio, o qual pode ser pago em dinheiro como ser
usado para aumentar o capital acionário. O cálculo é baseado nos valores patrimoniais conforme estão declarados nos
registros contábeis estatutários e a taxa de juros aplicada não pdoe ser superior à Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP),
conforme determinado peloBanco Central do Brasil. Esses juros nãopodem exceder o que for aior entre 50% da renda
líquida e 50% dos lucros retidos mais as reservas de rendimentos. Os juros sobre seu capital próprio esão sujeitos a
imposto retido na fonte à taxa de 15%, à exceção dos acionistas não tributados ou isentos. conforme pela Lei no
9.249/95.
Em 31 de dezembro de 2008, a Companhia registrou o dividendo obrigatório mínimo, de conformidde com a Lei no
6.404/76, no valor de R$1.457.418 (R$367.616 em 2007). O valor total da remuneração proposta aos acionistas,ad
referendum da Assembléia Geral dos Acionistas, foi R$ 1.715.254 (R$703.486 em 2007) e compreende o seguinte:
Ações ordinárias
Ações preferenciais Classe a
Ações preferenciais Classe B
2008
31 de dezembro
2007
2006
1.343.855
319
371.080
1.715.254
363.416
297
339.773
703.486
119.479
297
339.773
459.549
De acordo com os estatutos da Companhia e de conformidade com a Lei no 6.404/76, o dividendo obrigatório mínimo e
a remuneração proposta aos acionistas são calculados com base na Contabilidade da Companhia. Os dividendos e os
juros sobre seu capital próprio são pagos nas datas estabelecidas pelas Assembléias Gerais de Acionistas. As
Assembléias Gerais de Acionistas realizadas em 30 de abril de 2009; 30 de abril de 2008 e 31 de abril de 2007,
aprovaram a remuneração proposta aos acionistas para o ano findo em 31 de dezembro de 2008, 2007 e 2006,
respectivamente. A remuneração dos acionistas foi monetariamente reajustada de 31 de dezembro até à data inicial de
pagamento, de acordo com a variação na taxa SELIC.
F-60
(Tradução livre do original em inglês)
O valor da remuneração dos acionistas registrado nos obrigações de curto prazo da Companhia também compreende
quantias não reclamadas relacionadas aos anos anteriores, bem como aos rendimentos não distribuídos da Companhia e
dividendos das subsidiárias pagáveis a terceiros, como se segue:
31 de dezembro
2008
2007
Passivo circulante
Dividendos obrigatórios mínimos
Dividendos não reclamados de anos anteriores
Dividendos de subsidiárias pagáveis a terceiros
Dividendos não distribuídos
1.457.418
198.968
60.230
1.716.616
367.616
177.516
40.535
585.667
9.336.858
11.053.474
8.300.832
8.886.499
Os rendimentos não distribuídos foram registrados, inicialmente, em 1979 e vêm aumentando há alguns anos nas
décadas de 80 e 90 devido à indisponibilidade de recursos financeiros suficientes para assegurar o pagamento de todos
os dividendos a acionistas de ações ordinárias e ao mesmo tempo promover o investimento na geração e transmissão de
segmentos de energia.
O valor referente à parte não paga dos dividendos das ações ordinárias totaliza apenas R$ 1.036.026. Os demais R$
8.300.832 referem-se ao ajuste monetário da taxa SELIC, calculada de acordo com os estattos da Companhia. Devido ao
nosso fluxo de caixa, é impossível fazer o pagamento integral desta reserva.
A ELETROBRÁS avaliou algumas alternativas que contemplam um aumento de capital, nas quais os acionistas terão o
direito de usar parte destes dividendos na subscriçãode novas ações. O saldo não usado desta reserva mencionada no
aumento do capital será pago em uma parcela ou em parcelas,dependendo da disponibilidade de fluxo de caixa da
companhia.
Devido à magnitude do valor envolvido, o sucesso desta operação requer uma negociação prévia com os acionistas
majoritários – o Governo Federal. Assim que os números forem ajustados, a transação será submetida á Comissão de
Valores Mobiliários – CVM e à aprovação subseqüente dos acionistas em uma Assembléia dos Acionistas.
A Administração da ELETROBRÁS está comprometida em solucionar,tão logo seja possível, este compromisso com
seus acionistas e, no devido tempo, revelará os detalhes desta transação e a data para sua liquidação.
f) Rendimentos básicos e diluídos por ação
Os rendimentos por ação são determinados cos base no número médio ponderado de ações pendentes durante o período.
As entidades cujas estruturas de capital incluam títulos que possam participar dos dividendos com ações ordinárias de
acordo com uma fórmula pré-detrminada devem usar o método de duas classes de cálculo de rendimentos por ação,
conforme está descrito no SFAS No 128, Rendimentos por Ação.
Os rendimentos básicos e diluídos por valores de ações foram calculados como se segue:
2008
Numerador
Resultado do Exercício
Ano findo em 31 de dezembro
2007
2006
8.730.247
F-61
655.130
1.026.275
(Tradução livre do original em inglês)
Menos: dividendos prioritários de ações
preferenciais
Preferenciais A
Preferenciais B
Renda líquida restante a ser igualmene alocada a
ações ordinárias e preferenciais
Denominador
Ações pendentes de média ponderada
Ordinárias
Preferenciais
(315.142)
(272)
(314.870)
(289.059)
(252)
(288.807)
(289.059)
(252)
(288.807)
8.415.105
366.071
737.216
905.023.527
227.333.563
1.132.357.090
905.023.527
224.474.975
1.129.498.502
905.023.527
224.474.975
1.129.498.502
9,.18
1,85
1,39
0,40
1,72
1,29
0,81
1,72
1,29
Rendimentos por mil ações (básico e diluído)
Ordinárias
Preferenciais A
Preferenciais B
25.
Custos e Despesas Operacionais
Os custos e despesas operacionais consistem do seguinte:
a) Energia comprada para revenda
Esta conta refere-se aos custos da Companhia pela aquisição e energia elétrica de outras companhias de energia
(hidráulica, térmica etc.) pela prestação de serviços a seus clientes. Para o ano findo em 31 de dezembro de 2008, o
custo da energia comprada totalizou R$ 5.956.745 (R$ 3.904.204 e R$ 2.540.296 para os anos findos em 31 de dezembo
de 2007 2006, respectivamente.
A subsidiária FURNAS Centrais Elétricas S.A. possui contratos para a compra de energia gerada por terceiros,
incluindo partes correlatas,cujos preços de aquisição aumentaram a taxas mais elevadas do que aquelas obtidas pela
Companhia em pregões de energia. Esta situação levou a uma redução na margem operacional da companhia, cuja
administração está buscando obtr da matriz e das agências reguladoras a eliminação dos impactos causados pelo
desequilíbrio.
b) Folha de pagamentos e encargos correlatos/serviços de terceiros/material e suprimentos
2008
Serviços de terceiros
Materiais e suprimentos
Folha de pagamento
Ano findo em 31 de dezembro
2007
2006
1.580.527
271.624
4.195.644
6.047.795
1.397.405
233.513
3.778.617
5.409.535
1.288.354
276.712
3.185.545
4.750.611
c) Provisões operacionais
2008
Contingências
Crédito de Liquidação Duvidosa
Títulos Negociáveis
Outros
Ano findo em 31 de dezembro
2007
2006
345.273
316.042
112.545
773.860
F-62
208.753
435.570
(9.188)
161.138
796.273
149.749
260.726
410.475
(Tradução livre do original em inglês)
d) Combustível para a produção de energia elétrica
Refere-se ao custo de aquisição de combustíveis usados na geração de energia termoelétrica, como se segue:
•Óleo: usado na geração de energia termoelétrica principalmente nas regiões do país fora do Sistema Interconectado,
como a região Norte 9Sistems Isolado).
•
Carvão: usado nas usinas de energia termelétrica como a UTE Candiota da Companhia
•
Urânio: combustível nuclear usado na geração de energia das usinas de energia de Angra I e Angra II.
Para o ano findo em 31 de dezembro de 2008, o custo do combustível totalizou R$ 1.158.856 (R$820.780 e R$888.564
para os anos findos em 31 de dezembro de 2007 e 2006, respectivamente).
26.
Receita (Despesa) Financeira, Líquida
A receita (despesa) financeira consiste do seguinte:
2008
Receita financeira
Despesas financeiras
Reajuste da remuneração de acionistas
Variação cambial e monetária
Perda de derivativos
27.
Ano findo em 31 de dezembro
2007
2006
3.237.214
(2.104.848)
(1.370.808)
(2.630.983)
(712.166)
(3.581.591)
2.077.126
(1.599.504)
3. 952.350
685.494
5.115.466
1.891.974
(2.299.884)
(1.526.524)
(3.283.107)
(5.217.541)
Instrumentos Financeiros e Derivativos
a)
Derivativos embutidos
A Companhia celebrou contratos de longo prazo para prover energia elétrica para três de seus principais clientes no
Brasil. Estes contratos de longo prazo foram associados ao preço internacional do alumínio (LME – Bolsa de Metais de
Londres) como o ativo básico para fins de definição dos valores mensais dos contratos. Pela característica do contrato, o
ajuste do preço da energia elétrica relacionado ao LME é um derivado embutido conforme está definido no SFAS 133.
A administração considera que estes derivativos embutidos são classificados como níveldois de acordo com a estrutura
de avaliação do SFAS 157.
A Albras fez um pagamento antecipado no valor total de R$1.200.000.
O cronograma de pagamento antecipado era o seguinte:
R$
Ano
2004
Desembolsos Contratados
300.000
F-63
Desembolsos reais
300.000
(Tradução livre do original em inglês)
2005
2006
2007
Total
500.000
250.000
150.000
1.200.000
Ano
500.000
250.000
150.000
1.200.000
Recebimentos
2004
2005
2006
2007
2008
Total
Passivo circulante (outros)
Exigível a longo prazo
R$
Pagamentos
300.000
500.000
250.000
150.000
1.200.000
(15.968)
(29.201)
(29.979)
(32.900)
(35.686)
(143.734)
Saldo
284.032
470.799
220.021
117.100
1.056.266
1.056.266
37.778
1.018.488
A Companhia realizou as notas do SFAS 133 – Contabilização dos Instrumentos Derivativos, conforme foi emendado pelo
SFAS 137, e SFAS 138, reconhecendo todos os instrumentos derivativos, incluindo o derivado embutido, como
ativo/passivo ao valor justo. O ganho (perda) não realizado correlato sobre esse instrumento derivado está registrado como
exigível a longo prazo, na base de mercado para mercado.
Os detalhes dos contratos são os seguintes:
Cliente
Albrás
Alcoa
BHP
Datas dos contratos
Inicial
Vencimento
01/07/2004
01/07/2004
01/07/2004
Volumes médios de megawatts
750 MW – até 31/12/2006
800 MW – de 01/01/2007
De 304,92MW para 328MW
De 353,08MW para492MW
31/23/2024
31/23/2024
31/23/2024
Estes contratos incluem uma “cap and floor band” relacionada ao preço do alumínio cotado na Bolsa de Metais de
Londres (LME). O preço “cap and floor band” da LME está limitado a US$2.773,21/t e US$1.450/t, respectivamente.
Em 31 de dezembro de 2008, a companhia registrou um ativo derivado basedado no cálcujlo do valor justo no montante
de R$ 92.690. O ganho derivado está diferido no balancete. Veja abaixo o valor registrado por contrato.
Cliente
2008
Albrás
Alcoa
BHP
Total
39.250
30.630
22.810
92.690
2007
2006
308.540
162.480
121.000
592.020
533.800
267.700
206.800
1.008.300
A Companhia não teve outros instrumentos derivativos nos anos apresentados.
1 - Política
A Companhia possui uma combinação entre seus recebíveis e pagáveis em moeda estrangeira principalmente decorrentes
dos recebíveis de sua companhia controlada de propriedade conjunta, ITAIPU Binacional. Estes referem-se a seus
contratos financeiros e dívida baixa, o que torna a Companhia sujeita a impactos em seus ativos e resultados, devido às
flutuações da taxa de câmbio, particularmente do dólar dos EUA.
A partir de 2008, a ELETROBRÁS começou a celebrar acordos derivativos com a finalidade de gerenciar sua exposição
ás flutuações da taxa cambial;
F-64
(Tradução livre do original em inglês)
A política da companhia sobre derivativos não estabelece o uso de derivativos com a finalidade de conceder crédito,
levantar recursos, ou qualquer tipo de assistência financeira. Sua única finalidade é proteger os ativos da companhia das
variações cambiais.
2 – Objetivos e estratégias
Dentro de sua política de proteção, em 2008 a companhia executou operações que montaram a US$ 280.000.000 para
proteger os recebíveis vencendo até o final daquele ano. A companhia utilizou
Contrato a Termo de Moeda sem Entrega Física baseado no Dólar dos EUA, combinando os vencimentos dos contratos
com as datas de vencimento de recebíveis de serviço da companhia de propriedade conjunta, ITAIPU Binacional.
Como a Companhia não tinha usado anteriormente este tipo de instrumento financeiro,criou controles internos para
monitorar as transações,registrar posições e marcar a carteira para o mercado.
A Companhia monitora ainda os parâmetros que afetam a projeção das flutuações cambiais, de forma a verificar a
adequação da estratégia escolhida pela Companhia ao perfil de risco e finalidade da política de proteção estabelecidas
pela administração da Companhia.
2 – Objetivos e estratégias
Os controles têm sido eficientes até agora, tanto para o gerenciamento da carteira como para a provisão de informações
contábeis necessárias para o reconhecimento dos resultados da carteira.
Atualmente, a Companhia está estudando a possibilidade de expandir o escopo de sua política de proteção para abranger
outros fatores de risco do mercado, como índices, taxas de juros e contratos de reestruturação (derivativos embutidos).
3 - Riscos
O valor da carteira de derivativos varia de acordo com a variação da taxa do Dólar norte-americano e as taxas de juros
internas em reais brasileiros ( depósitos interbancários futuros) e em dólares norte-americanos (taxa do cupom) . Dessa
forma, a volatilidade destes fatores de risco afeta o resultado das derivativas. Este risco, entretanto, é reduzido pelos
recebíveis que apóiam as transações antes do vencimento, o reconhecimento dos ganhos/perdas cambiais no vencimento e
o recebimento do fluxo de caixa de ativos correspondente, o que é também avaliado pela taxa de câmbio em vigor.
À medida que as transações foram contratadas no mercado paralelo, existe também o risco da contrapartida, ou seja, a
possibilidade de inadimplência por parte da instituição financeira correspondente. Para reduzir este risco, a Companhia
somente assina contratos com bancos que tenham no mínimo, uma notação de investimento
4 – Valor justo dos derivativos
Em 31 de dezembro de 2008, não havia operações pendentes com derivativos na carteira e, por conseguinte, não existe
valor justo a ser determinado.
A metodologia para calcular o valor justo de transações foi desenvolvido pela área de risco da Companhia,com base em
métodos bem conhecidos usualmente adotados no mercado (marcação a mercado). Resumidamente, para os derivativos
atualmente incluídos na carteira, o processo consiste em estimar o preço de equilíbrio para cada contrato, no vencimento,
de acordo com (1) a taxa à vista, (2) taxa de juros doméstica em Reais brasileiros (depósitos interbancários futuros), e (3)
taxa de juros doméstica em Dólares dos EUA (taxa do cupom). A comparação entre o preço calculado desta forma e o
preço negociado em cada contrato fornece uma estimativa do ganho/perda futura, que é ajustada para apresentar o valor
pela taxa de juros fixa em Reais Brasileiros (depósitos interbancários futuros).
5 – Desdobramento da carteira de derivativos
Em 31 de dezembro de 2008, não havia operações pendentes. Os ajustes financeiros negativos, gerados pelas operações no
ano de 2008 montaram a R$124.345.
F-65
(Tradução livre do original em inglês)
Esses ajustes negativos foram ocasionados pela inversão da tendência da taxa do dólar norte-americano que, após quase cinco
anos de desvalorização, começou a ter uma valorização após agosto de 2008, após as reduções nos preços das principais
commodities, especialmente após outubro de 2008, devido ao agravamento da crise financeira internacional. Em vista da lógica
de proteção cambial usada nas operações, assim como à grande flutuação do mercado de futuros e ao prazo curso até os
vencimentos dos contratos, a Companhia decidiu liquidar os contratos de derivativos e não os reverteu.
c)
Gestão de recursos
Os investimentos da ELETROBRÁS e das subsidiárias estão marcadamente representados por empréstimos e
financiamento de longo prazo, assim como investimentos em detentores de concessões de serviços públicos de energia
elétrica.
Os empréstimos e financiamentos concedidos estão relacionados à função da ELETROBRÁS como agente financeiro
do setor elétrico brasileiro e são remunerados com base na taxa média de 9,73% p.a. (8,99% p.a. em 2007).
Pelos estatutos da Companhia, a ELETROBRÁS só pode conceder financiamento a detentores de concessóes dos
serviços públicos de energia elétrica, A taxa de mercado (o custo de oportunidade do capital da Companhia) está,
portanto, definido levando-se em conta um prêmio de risco compatível com as atividades do setor, e não varia
significativamente das taxas correntes. Embora as ações destas companhias possam ser negociadas na bolsa de valores,
o volume reduzido dos negócios não constitui um mercado ativo, nem os preços necessariamente representam os valores
que seriam obtidos se um número significativo de ações fosse negociado. Não é, portanto, possível determinar um preço
de mercado para estes ativos, de forma a permitir a compração apropriada com os valores escriturais.
As principais contas incluidas em passivo não-circulante são empréstimos e financiamento, o Empréstimo Compulsório
e a Reserva Global de Reversão (RGR).
Empréstimos e financiamentos compreendem financiamento por agências internacionaos – BID, BIRD, CAF etc. É,
portanto, viável descontar estes empréstimos a taxas que não sejam as estipuladas no acordo de empréstimo brasileiro.
Outros empréstimos são obtidos a taxas internacionais e seu valor liquido se aproxima do valor justo.
O Empréstimo Compúlsório foi extinto pela Lei No 7.181, de 20 de dezembro de 1993, que estabeleceu 31 de dexembro
de 1993 como a última data para cobrança. A ELETROBRÁS gerencia atualmente os recursos do Empréstimo
Compúlsório, que são indexados de acordo com a variação do IPCA-E e remunerados à taxa de 6% p.a., com datas fixas
de resgate. Dadas as restrições sobre investimento, o valoro justo destes empréstimos nãopode ser razoavelmente
estimado.
d) Risco cambial
Uma parte relevante dos ativos da Companhia e dos resultados de suas operações é significativamente afetada pelo risco
cambial, especialmente com relação ao Dólar norte-americano. Em 31 de dezembro de 2008, a companhia tinha créditos
oriundos de financiamento concedido em moeda estrangeira no valor de R$ 21.051.270, equivalentes a US$ 9.007.818.
Quando se compara dívida e recebíveis em moeda estrangeira, os primeiros são cobertos pelos últimos uma 5,1 vezes
em 31 de dezembro de 2008. Adicionalmente, os termos de pagamento e cobrança são também compatíveis.
A ELETROBRÁS e as subsidiárias não utilizam instrumentos cambiais derivativos, porquanto a administração
considera que o saldo e a realização de recebíveis em moeda estrangeira são suficientes para a Companhia honrar seus
compromissos.
28.
Informações do Segmento
Os segmentos comerciais da Companhia estão atualmente definidos como se segue:
Geração
Engaja-se em ventures envolvendo operações de energia e de usinas elétricas, com seu complexo de geração tendo usinas
hidráulicas,térmicas, termonucleares e outras,visando a produção de energia elétrica para abastecimento nacional prioritário.
F-66
(Tradução livre do original em inglês)
A geração de eletricidade nas usinas hidrelétricas, térmicas e nucleares, que a companhia vende tanto para as companhias de
distribuição como para consumidores livres.
Transmissão
Constrói e opera linhas de transmissão visando a transferência de grandes volumes de eletricidade a partir das instalações
geradoras até o sistema de distribuição, interligando, assim, as diversas regiões dopaís através de uma grade nacional.
Distribuição
Explora a construção e operação de redes de distribuição de energia elétrica em centros urbanos destinados aos
consumidores finais. Hoje, a ELETROBRÁS possui sete distribuidores de energia (Boa Vista Energia, Manaus Energia,
Companhia Energética de Alagoas - CEAL, Companhia Energética do Piauí - CEPISA, Companhia de Eletricidade do Acre
-Eletroacre e Centrais Elétricas de Rondônia - CERON).
Corporativo
Os itens que não podem ser atribuídos às outras áreas são alocados ao grupo de entidades corporativas, especialmente
aqueles relacionados à gestão financeira corporativa, despesas gerais relacionadas à administração central e outras despesas,
incluindo despesas atuariais relacionadas aos planos de pensão e de saúde para participantes inativos.
As informações contábeis por área comercial foram preparadas com base na assunção de controlabiidade, com a finalidade
de atribuir às áreas da empresa somente itens sobre os quais estas áreas têm controle efetivo.
Os principais critérios utilizados para registrar os resultados e ativos por segmentos da empresa estão resumidos coomo se
segue:
•
•
Receitas líquidas operacionais - consideradas como sendo as receitas de vendas a terceiros, mais as receitas entre
segmentos da empresa, baseado nos preços internos de transferência.
Custos e despesas inclui os custos dos produtos e serviços vendidos, caldulados por segmento da empresa,baseados no
preço interno de transferência e em outros custos operacionais de cada segmento, bem como as despesas operacionais,
com base nas despesas efetivamente incorridas em cada segmento.
As tabelas a seguir apresentam os ativos da Companhia e os resultados por segmentos:
Ativos
Imobiizado
Administração
900.345
Ativos
Imobilizado
2.036.161
Administração
741.027
31 de dezembro de 2008
Distribuição
Geração
Transmissão
22.573.853
78.635.566
31 de dezembro de 2007
Distribuição
Geração
Transmissão
379.922
Corporativos
Receitas operacionais líquidas
Vendas de eletricidade
Outras receitas operacionais
Impostos sobre receitas
Encargos setoriais
Total das receitas líquidas
operacionais
53.125.207
Total
480.960
-
51.828.723
22.429.877
Total
75.379.549
31 de dezembro de 2008
Distribuição
Geração
Transmissão
2.855.787
7.185
(330.120)
(180.833)
F-67
24.120.521
115.095
(654.487)
(677.223)
4.639.388
188.675
(333.617)
Total
31.615.696
791.915
(984.607)
(1.191.673)
30.231.331
(Tradução livre do original em inglês)
Custos e despesas operacionais
Eletricidade comprada para revenda
Combustível para a produção de
energia elétrica
Uso da rede básica de transmissão
Depreciação e amortização
Folha de pagamento e encargos por
atraso
Impostos
Resultado a Compensar de ITAIPU
Provisões operacionais
Doações e contribuições
Remuneração e reembolso
Impairment
Outros
Total de custos e despesas
operacionais
Despesa financeiras líquidas
-
(1.894.585)
-
(4.062.159)
(1.158.856)
-
(5.956.744)
(1.158.856)
(11.446)
(491.409)
(283.478)
(66.377)
(76.398)
(817.742)
(2.189.292)
(3.722.238)
(1.462.099)
(1.757.750)
(1.101.220)
(3.729.214)
(6.047.795)
(176.390)
(179.777)
(217.913)
(57.788)
(101.865)
(94.071)
(57.788)
(1.062.639)
(405.793)
(410.705)
(1.722.239)
(737.552)
(426744)
(123.915)
(1.464.809)
(405.793)
(773.860)
(217.913)
(1.722.239)
(770.231)
(659.633)
(24.008.308)
(1.408.165)
133.315
6.367.323
22.992
(89.307)
(32.679)
(128.637)
Resultado antes dos impostos de
renda. participação minoritários e
Equivalência
Equivalência
Impostos de renda
Corrente
Diferida
Participação Minoritária
Lucro Líquido do Exercicio
11.338.487
665.533
Custos e despesas operacionais
Eletricidade comprada para
revenda
Combustível para a produção
de energia elétrica
Uso da rede básica de
transmissão
Depreciação e amortização
Folha de pagamento e encargos
por atraso
665.533
(1.104.657)
(262.431)
2.076.524
493.316
(2.000.431)
(475.238)
(1.737.943)
(412.879)
(12.883)
Corporativos
Receitas operacionais líquidas
Vendas de eletricidade
Outras receitas operacionais
Impostos sobre receitas
Encargos regulatórios
Total das receitas líquidas
operacionais
5.115.466
31 de dezembro de 2007
Distribuição
Geração
Transmissã
o
(2.766.506)
(657.233)
(3.423.739)
(12.833)
8.567.447
Total
315,678
-
3,746,428
4,715
(315,116)
(191,209)
19,179,986
75,542
(563,106)
(716,077)
3,852,130
123,837
(352,757)
26,778,544
519,772
(878,222)
(1,260,043)
25,160,051
-
(1,260,294)
(2,643,910)
-
(3,904,204)
-
-
(820,780)
-
(820,780)
-
(244,962)
(706,637)
-
(951,599)
(8,751)
(439,548)
(50,746)
(68,335)
(1,673,741)
(3,329,408)
(1,117,793)
(1,572,244)
(2,851,031)
(5,409,535)
F-68
(Tradução livre do original em inglês)
Impostos
Resultado a Compensar de
ITAIPU
Provisões operacionais
Doações e contribuições
Remuneração e ressarcimento
Impairment
Outros
Total de custos e despesas
operacionais
Despesas financeiras líquidas
(136.265)
(78.692)
(820.908)
(432.318)
(95.726)
(1.131.591)
(432.318)
(184.984)
(198.990)
(126.268)
(96.796)
(157.038)
(422.600)
(1.677.902)
(599.822)
(1.159.678)
(91.893)
(299.686)
(348.105)
(796.273)
(198.990)
(1.677.902)
(899.508)
(1.791.089)
(20.864.820)
664.708
(62.930)
(4.172.516)
(10.853)
(3.581.591)
Resultado antes dos impostos de
renda.
participação
minoritários e Equivalência
Equivalência
Impostos de renda
Corrente
Diferida
Participação Minoritária
Lucro Líquido do Exercicio
713.640
740.153
-
-
-
740.153
(1.522.347)
1.796.042
2.861.695
(3.376.188)
(982.055)
(22.199)
(2.395.089)
2.825.694
15.786
-
-
-
(2.037.796)
1.223.349
(814.447)
15.786
655.130
Corporativos
Receitas operacionais líquidas
Vendas de eletricidade
Outras receitas operacionais
Impostos sobre receitas
Encargos regulatórios
Total das receitas líquidas
operacionais
450.248
-
31 de dezembro de 2006
Distribuição
Geração
Transmissão
3.455.117
6.726
(385.885)
(141.347)
Custos e despesas operacionais
Eletricidade
comprada
para
revenda
Combustível para a produção de
energia elétrica
Uso da rede básica de transmissão
Depreciação e amortização
Folha de pagamento e encargos por
atraso
Impostos
Resultado a Compensar de ITAIPU
Provisões operacionais
Doações e contribuições
Remuneração e ressarcimento
Impairment
Outros
Total de custos e despesas
operacionais
-
(1.258.619)
-
-
16.191.804
107.745
(465.555)
(529.346)
-
3.378.879
176.628
(260.769)
Total
23.025.800
741.347
(851.440)
(931.462)
-
21.984.244
(1.281.677)
-
(2.540.296)
(888.564)
-
(888.564)
(10.325)
(234.573)
(59.877)
(676.668)
(1.974.906)
(1.318.923)
(911.241)
(3.364.031)
(386.007)
(113.978)
(95.358)
(196.904)
(105.273)
(60.011)
(65.822)
(49.898)
(137.058)
(2.923.860)
(686.647)
1.790.799
(217.848)
(1.794.992)
(1.026.616)
(1.380.733)
(80.070)
(47.370)
(319.606)
(4.750.611)
(946.517)
1.790.799
(410.475)
(196.904)
(1.794.992)
(1.588.553)
F-69
(Tradução livre do original em inglês)
-
-
-
-
(15.601.388
)
Despesas financeiras líquidas
1.930.382
Resultado antes dos impostos de
renda. participação minoritários
e Equivalência
Equivalência
Impostos de renda
Corrente
Diferida
Participação Minoritária
Lucro Líquido do Exercicio
29.
(182.754)
-
(6.933.649)
(31.519)
-
-
-
-
-
-
361.667
(518.890)
292.273
(5.217.540)
1.165.315
361.667
975.404
(549.412)
66.833
-
(939.661)
529.279
-
(816.363)
459.829
-
(1.299.510)
731.969
(567.540)
66.833
1.026.275
Compromissos
A Companhia possui obrigações e compromissos contratuais pendentes que incluem a construção de usinas e suprimentos
de energia (coontratos de pregão de eletricidade);
a)
Energia existente
A ELETRONORTE não vendeu energia em leilões em 2006 para suprimento de energia a longo prazo. Entretanto,
vale enfatizar os Leilões de Eletricidade Existentes realizados em abril de 2005 e dezembro de 2006. No primeiro
leilão, a companhia vendeu 90 MW para entrega a partir de 2008, por um prazo de oito anos, por R$ 83,47/MWh,
obtendo receitas totais de R$ 526.823, ou seja, R$ 65.853 por ano. No segundo leilão, a Companhia vendeu 50 MW
para entrega a partir de 2007, também em contratos de oito anos, por R$ 105,00/MWh, obtendo receitas totais de
R$ 367.720, ou seja, R$ 45.965 por ano. Isto permite que a Companhia realize sua estratégia de venda, visando ter
toda sua energia assegurada contratada e mantendo a remuneração da UHE de Tucuruí.
Este ano, a Companhia aumentou suas vendas a curto prazo de energia, obtendo desempenho de vendas de
aproximadamente 188.846 MW e R$ 254.815 em receitas.
Durante 2006, FURNAS participou com sucesso em diversas concorrências para a venda de energia para
consumidores finais e negociantes, sob o Ambiente de Contratação Livre (ACL), tornando-se um dos principais
agentes neste segmento.
b)
Energia nova
i) UHE Passo São João, com capacidade de 77MW, comercializou uma media de 37MW por R$ 113,22 MWh, a
serem fornecidos no período de janeiro de 2010 a dezembro de 2040, em um leilão realizado em 2005.
ii) UHE Mauá, com capacidade de 362MW, negociou uma média de 197.7MW por R$ 112,96 MWh, fornecidos no
período de janeiro de 2011 a dezembro de 2041, em um leilão realizado em 2006.
Esta usina foi adquirida em uma parceria com a COPEL, que detém51%
30.
Reserva Global de Reversão (RGR)
A ELETROBRÁS é responsável por gerenciar a Reserva Global de Reversão (RGR), um fundo criado visando cobrir as
despesas incorridas pelo Govrno Federal com o pagamento de indenizações referentes à reversão de concessões públicas de
energia elétrica. Os recursos da RGR são investidos no financiamento do setor brasileiro de eletricidade, melhoria do
serviço e no Programa Nacional de Convervação de Energia Elétrica – PROCEL, além de financiar os programas RELUZ
LUZ PARA TODOS e o Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
F-70
(Tradução livre do original em inglês)
A Reserva Global de Reversão (RGR) é custeada pelas contribuições das concessionárias do serviço público de energia
elétrica, que provê uma cota para a reversão e expropriação dos serviços de energia elétrica equivalente a 2,5% do valor
investido pelas concessionárias e permissionárias, limitado a 3% das receitas anuais brutas. O valor da cota é calculado
como parte do custo do serviço;
As concessionárias depositam suas cotas anuais para a Reserva Global de Reversão (RGR) em doze partes iguais, até o
último dia útil de cada mês, em uma conta bancária criada para esta fuinalidade específica. A ELETROBRÁS gerencia a
Reserva Global de Reversão (RGR) em obediência à Lei no 5.655/71 e as emendas subseqüentes.
Conseqüentemente, os recursos da RGR são usados em projetos específicos de investimento, como se segue:
a)
Financiamento proporcionado às concessionárias e permissionárias, assim como ás cooperativas de eletrificação
rural visando a expansão dos serviços de distribuição de energia elétrica (especialmente em áreas rurais e de baixa
renda) e desenvolvimento de um programa de economima de energia.
b)
Investimentos em instalações para a geração de energia utilizando energia renovável (eólica, solar, biomassa), bem
como pequenas usinas de energia hidrelétrica e usinas de energia termoelétrica em associação com pequenas usinas
de energia hidrelética.
c)
Projetos específico de investimento para estudos envolvendo inventário e viabilidade dos recursos hídricos
potenciais.
d)
Investimentos na implementação de geradores de energia até 5000 kW, estinados exclusivamente aos serviços
públicos em comunidades que utilizam um sistema de energia elétrica isolado.
Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica 0 PROINFA, criado pela Lei no 10.438, de 26 de
abril de 2002 e revisto pela Lei no 10.762, de 11 de novembro de 2003, cujo objetivo é diversificar a matriz
energética brasileira, e buscar soluções regionais através do uso de fontes renováveis de energia baseadas no uso
econômico de input disponível e tecnologia disponível. A meta é aumentar a parce da energia elétrica produzida
através dessas fontes ao implementar 3.300 MW de capacidade.
e)
f)
Para o Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente (RELUZ), com investimentos a serem feitos pela
ELETROBRÁS estimados em cerca de R$ 2 bilhões que visa tornar eficientes 5 milhões de pontos de iluminação
pública e instalar mais um milhão no Brasil. O programa espera cobrir até 96% do potencial de economia de energia
da rede nacional de iluminação pública, consistindo atualmente de 13 pontos de iluminação pública.
g)
Para o Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL), um programa do governo federal
implementado em dezembro de 1985 visando a economia de energia tanto na produção como no consumo, ajudando
a melhorar a qualçidade dos produtos e serviços, reduzindo o impacto ambiental e incentivando a criação de
empregos.
h)
Para o programa Universalização do Acesso à Energia Elétrica –LUZ PARA TODOS,do Ministério das Minas e
Energia, cujo objetivo é levar a energia elétrica a 12 milhões de pessoas até 2008. O custo do programa está
estimado em R$ 7 bilhões, com R$5,3 bilhões oriundos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e da
Reserva Global de Reversão (RGR), e a parte restante dos governos estaduais e de agentes do setor. Além de
gerenciar os recursos, a ELETROBRÁS está encarregada de dar suporte técnico às concessionárias na
impelementação do programa; e
i)
Para o projeto Ribeirinhas, executado em regiões nas quais as comunidades são muito dispersas epara as quais o acedsso
é difícil devido ao tipo de solo e à estação chuvosa. Sua assunção básica é o uso de recursos naturais renováveis
existentes em diversos locais onde a energia elétrica não possa ser fornecida pela ampliação da rede de
transmissão.
A reserva tem juros de 5% p.a. Os recursos sacados em 31 de dezembro de 2008 totalizam R$7.193.770 (31 de dezembro de
2007 – R$6.769.011).
F-71
(Tradução livre do original em inglês)
A ELETROBRÁS é também responsável por gerenciar os recursos setoriais do Uso de Bens Públicos (UBP) estabelecido
com contribuições dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (PIE), também destinados à expansão e melhoria do
sistema elétrico.
Adicionalmente, sob a responsabilidade gerencial da ELETROBRÁS tem a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE,
um fundo federal que visa promover o desenvolvimento energético a partir de fontes alternativas nas áreas assistidas pelo
sistema interligado, e financiar a universalização do serviço público de energia elétrica. O Fundo é válido por 25 anos,
começando em 2004, e se origina de pagamentos pelo uso de bens públicos e multas cobradas pela ANEEL a
concessionárias, permissionárias e outra entidades autorizadas a explorar o serviço de eletricidade, cujas operações
financeiras não afetam as demonstrações financeiras da Companhia.
31. Outras informações
2008
Coluna A
Saldo no início do
período
Débito a custo e
despesas
Coluna E – saldo no
final do período
Provisão para Devedores Duvidosos – contas a
receber
Provisão para Devedores Duvidosos –
empréstimos e financiamentos a receber
Provisão para Devedores Duvidosos – ativos
reguladores diferidos
Compromissos e contingencias
Impairment
Descomissionamento de usina nuclear
1.749.396
(202.429)
1.546.967
80.630
37.045
117.675
240.154
(215.030)
25.124
2.347.287
730.233
191.327
(297.042)
39.998
74.841
2.050.245
770.231
266.168
Total
5.339.027
(562.617)
4.776.410
2007
Coluna A
Saldo no início do
período
Débito a custo e
despesas
Coluna E – saldo no
final do período
Provisão para contas duvidosas – contas a
receber
Provisão para Devedores Duvidosos –
empréstimos e financiamentos a receber
Provisão para Devedores Duvidosos – ativos
reguladores diferidos
Compromissos e contingencies
Impairment
Descomissionamento de usina nuclear
1.341.336
408.060
1.749.396
51.629
29.001
80.630
351.988
(111.834)
240.154
3.527.626
715.296
204.620
(1.180.339)
14.937
(13.293)
2.347.287
730.233
191.327
Total
6.192.495
(853.468)
5.339.027
Coluna A
Provisão para Devedores Duvidosos – contas a
receber
Provisão para Devedores Duvidosos –
Coluna E – saldo no
final do período
Saldo no início do
período
Débito a custo e
despesas
843.205
498.131
1.341.336
471.366
(419.737)
51.629
F-72
(Tradução livre do original em inglês)
empréstimos e financiamentos a receber
Provisão para Devedores Duvidosos – ativos
reguladores diferidos
Compromissos e contingências
Impairment
Descomissionamento de usina nuclear
-
351.988
351.988
3.432.903
653.885
200.018
94.723
61.411
4.602
3.527.626
715.296
204.620
Total
5.601.377
F-73
591.118
6.192.495