20F 2012 - Eletrobras

COMISSÃO DE AÇÕES E CÂMBIO
DOS ESTADOS UNIDOS
Washington, D.C. 20549
FORMULÁRIO 20-F
REGISTRO DE DECLARAÇÃO EM CUMPRIMENTO DA SEÇÃO 12(b) OU (g) DO ATO DE
COMÉRCIO DE AÇÕES DE 1934
OU
 RELATÓRIO ANUAL EM CUMPRIMENTO DA SEÇÃO 13 OU 15(d) DO ATO DE COMÉRCIO
DE AÇÕES DE 1934
Para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2012
OU
RELATÓRIO DE TRANSIÇÃO EM CUMPRIMENTO DA SEÇÃO 13 OU 15(d) DO ATO DE
COMÉRCIO DE AÇÕES DE 1934
OU
RELATÓRIO DE COMPANHIA-FANTASMA EM CUMPRIMENTO DA SEÇÃO 13 OU 15(d)
DO ATO DE COMÉRCIO DE AÇÕES DE 1934
Arquivo da Comissão Número: 001-34129
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. –
ELETROBRAS
(nome exato da registrante conforme especificado em seu estatuto)
BRAZILIAN ELECTRIC POWER COMPANY
(tradução do nome da registrante em inglês)
República Federativa do Brasil
(jurisdição da companhia ou organização)
Avenida Presidente Vargas, 409 – 9o andar, Edifício Herm. Stoltz – Centro, CEP 20071-003, Rio de Janeiro, RJ, Brasil
(endereço da sede executiva)
Ações registradas ou a serem registradas em cumprimento da Seção 12(b) do Ato:
Título de cada classe
Nome do Mercado de registro
Ações de Depósito Americanas (American Depositary Shares,
ADSs), comprovadas por Certificados de Depósito
Americano, cada uma representando uma Ação Ordinária
Bolsa de Valores de Nova Iorque
Ações Ordinárias, sem valor nominal*
Bolsa de Valores de Nova Iorque
Ações de Depósito Americanas, comprovadas por Certificados
de Depósito Americano, cada uma representando uma Ação
Preferencial da classe B
Bolsa de Valores de Nova Iorque
Ações Preferenciais, sem valor nominal*
Bolsa de Valores de Nova Iorque
* Não para comércio, mas somente em relação ao registro de Ações de Depósito Americanas em cumprimento dos requerimentos do
SEC.
Títulos registrados ou a serem registrados de acordo com a Seção 12(g) do Ato: Nenhum.
Títulos para as quais existe a obrigação de reportar de acordo com a Seção 15(d) do Ato: Nenhum.
O número de ações em circulação para cada uma das classes de capital da emissora ou ações ordinárias, em 31 de Dezembro
de 2012 era:
1,087,050,297
146,920
265,436,883
Acões Ordinárias
Acões Preferecias Class A
Acões Preferecias Class B
Indique, selecionando a opção correspondente, se a registrante é uma emissora conhecida e experiente, conforme a definição da Regra
40 do Ato dos Títulos.  Sim  Não
Se esse relatório é anual ou relatório provisório, indique se a registrante não é obrigada a arquivar os relatórios de acordo com a Seção
13 ou 15(d) do Ato de Comércio de Títulos de 1934.  Sim  Não
Indique, selecionando a opção correspondente, se a registrante (1) já proveu todos os relatórios exigidos pela Seção 13 ou 15(d) do
Ato de Comércio de Títulos de 1934 dentro dos últimos 12 meses (ou dentro de qualquer período mais breve, no qual seja exigido que
a registrante apresente tais relatórios), e (2) está sujeita a tais requerimentos de apresentação nos últimos 90 dias.  Sim  Não
Indique, selecionando a opção correspondente, se a registrante enviou eletronicamente e publicou em seu website, caso este exista,
todos os Arquivos Interativos de Dados que devem ser enviados e publicados em cumprimento da regra 405 das Regulamentações S-T
(§ 232.405 deste capítulo) dentro dos últimos 12 meses (ou dentro de qualquer período mais breve, no qual seja exigido que a
registrante envie ou publique tais arquivos). Sim  Não 
Indique, selecionando a opção correspondente, se a registrante é uma companhia de grande-porte de protocolo acelerado, ou uma
companhia de protocolo acelerado, ou uma companhia sem protocolo acelerado. Consulte a Regra 12-b-2 do Ato de Câmbio para a
definição de “companhia de grande-porte de protocolo acelerado e companhia de protocolo acelerado”.
Companhia de Grande-Porte de protocolo Acelerado 
Companhia de protocolo Acelerado

Companhia sem protocolo
Indique, selecionando a opção correspondente, qual a base de contabilidade utilizada pela registrante para preparar suas
demonstrações financeiras incluídas neste registro:
U.S. GAAP 
IFRS 
Outro 
Indique, selecionando a opção correspondente, qual item de demonstração financeira a registrante optou por
seguir.  Item 17  Item 18
Se este for um relatório anual, indique, selecionando a opção correspondente, se a registrante é uma companhia-fantasma (conforme
definição contida na Regra 12b-2 do Ato de Câmbio).  Yes  No
CONTENTS
Página
ITEM 1.
ITEM 2.
ITEM 3.
ITEM 4.
ITEM 4A.
ITEM 5.
ITEM 6.
ITEM 7.
ITEM 8.
ITEM 9.
ITEM 10.
ITEM 11.
ITEM 12.
ITEM 12.D.
ITEM 13.
ITEM 14.
ITEM 15.
ITEM 15T.
ITEM 16A.
ITEM 16B.
ITEM 16C.
ITEM 16D.
ITEM 16E.
ITEM 16F.
ITEM 16G.
ITEM 17.
ITEM 18.
ITEM 19.
Identidade dos diretores, gerência sênior e conselheiros
Estatísticas e prazos esperados da oferta
Informações-Chave
Informações sobre a Companhia
Comentários não resolvidos de funcionários
Revisão e prospectos de operações e finanças
Diretores, gerência sênior e funcionários
Acionistas Majoritários e transações com empresas do grupo
Informações Financeiras
Oferta e Listagem
Informações adicionais
Informações quantitativas e qualitativas sobre os riscos de mercado
Descrição de outros títulos além de participações societárias
Ações de Depósito Americano (American Depositary Shares)
Atrasos, dívidas de dividendos e inadimplência
Modificações graves nos direitos de detentores de títulos e uso dos rendimentos
Controles e procedimentos
Controles e procedimentos
Especialista do comitê de financeiro de auditoria
Código de ética
Principais taxas e serviços contábeis
Isenção dos padrões de listagem para comitês de auditoria
Compras de títulos de participações societária pela emissora e compradores afiliados
Mudança de contador certificador da registrante
Governança corporativa
Demonstrativos financeiros
Demonstrativos financeiros
Provas
5
5
5
22
67
67
87
93
95
99
109
120
121
121
121
121
121
123
123
123
123
124
124
124
125
125
125
126
APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS E OUTRAS INFORMAÇÕES
Neste relatório anual, exceto quando indicado ou quando o contexto assim exigir, todas as referências a “nós”, “nosso”, “nossos”, “nos” ou termos semelhantes, referem-se à Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras e suas subsidiárias consolidadas.
Preparamos nossos demonstrativos financeiros consolidados de acordo com os Padrões Internacionais de Relatórios Financeiros
(International Financial Reporting Standards, “IFRS”) conforme publicado pela Junta Internacional de Padrões de Contabilidade
(International Accounting Standards Board, “IASB”).
Os últimos demonstrativos financeiros consolidados disponíveis sob a U.S. GAAP dos Estados Unidos que foram registrados com a
Comissão de Câmbio e Comércio de Ações dos Estados Unidos foram os demonstrativos referentes ao exercício findo em 31 de
Dezembro de 2009.
Em 2011, adotamos certas mudanças na apresentação de nossos demonstrativos financeiros com o objetivo de tornar a apresentação de
demonstrativos financeiros de todas as empresas em nosso grupo mais consistente. Assim, incluímos e eliminamos um número
limitado de linhas em nosso balancete, declaração de receita e declaração de fluxo de caixa a partir de e incluindo os exercícios findos
em 31 de Dezembro de 2012, 2011 e 2010.
Como resultado dessa mudança em apresentação, para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2010, R$236 milhões em ativos
circulantes foram indevidamente classificados como ativos não-circulantes. Em relação à declaração de receita, para o exercício findo
em 31 de Dezembro de 2010, a Conta de Consumo de Combustível (“CCC”) foi apresentada como outra despesa operacional, mas é
agora apresentada como outra receita operacional, o que resultou em uma diminuição de R$82 milhões nas despesas operacionais, e
um acréscimo correspondente de R$82 milhões na receita operacional. Em nossa declaração de fluxo de caixa para o exercício findo
em 31 de Dezembro de 2010, dividendos recebidos foram classificados originalmente como atividades de investimento e, devido ao
fato de sermos uma companhia de participações, agora os apresentamos como atividades operacionais. Isso resultou em uma
diminuição de R$601 milhões nas atividades de investimento de 2010, conforme permitido pelo parágrafo 14 da IAS 7. Em 2011,
reclassificamos R$843,0 milhões relacionados a provisões para perdas de investimento (ativos) e provisões para passivos
operacionais.
Neste relatório anual, o termo “Brasil” se refere à República Federativa do Brasil e a frase “governo brasileiro” se refere ao governo
federal do Brasil. O termo “Banco Central” se refere ao Banco Central. Os termos “real” e “reais” e o símbolo “R$” se referem à
moeda brasileira. Os termos “dólar americano” e “dólares americanos” e o símbolo “U.S.$” se referem à moeda dos Estados Unidos
da América.
Certos números neste documento foram sujeitas a ajustes de arredondamento. Assim também, números são apresentados em totais e
certas tabelas podem não ser a agregação matemática das números que as precedem.
Termos contidos neste relatório anual têm os seguintes significados:
•
Eletrobras Amazonas Energia, ou Amazonas Energia: Amazonas Energia S.A., companhia de distribuição de propriedade
integral da Eletrobras e operante no estado do Amazonas. Amazonas Energia foi estabelecida em 2008 como resultado de
uma fusão entre Ceam e Manaus Energia S.A.;
•
ANDE: Administración Nacional de Electricidad;
•
ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica;
•
Tarifa ou taxa média: renda total de vendas dividida pelo total de MWh vendido em cada período relevante, incluindo
eletricidade não faturada. Receita total de vendas, para fins de cálculo da taxa ou tarifa média, inclui tanto o faturamento
bruto, antes da dedução de alíquota de ICMS quanto outras taxas e vendas não faturadas de eletricidade sobre as quais
impostos ainda não foram recolhidos.
•
Rede básica: linhas de transmissão interligadas, represas, transformadores de energia e equipamentos de alta-voltagem
com voltagem igual ou superior a 230kV, ou instalações de menor voltagem conforme determinação da ANEEL;
•
BNDES: Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social;
•
Lei das Sociedades Anônimas: Lei No. 6.404 de 15 de Dezembro de 1976, conforme seus adendos;
•
Taxa de capacidade: taxa pela compra ou venda com base em capacidade contratada firme, quer a mesma seja utilizada ou
não;
•
CCC: Conta de Consumo de Combustível;
•
CCEAR: Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado;
•
CDE: Conta de Desenvolvimento Energético;
-1-
•
Ceam: Eletrobras Amazonas Energia, companhia de distribuição que operava no estado do Amazonas. Em Março de
2008, a Ceam se fundiu com Manaus Energia S.A. A entidade resultante de tal fusão é a Amazonas Energia S.A.;
•
CGEE: Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica;
•
Eletrobras CGTEE, ou CGTEE: Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica, subsidiária de geração da
Eletrobras;
•
CMN: Conselho Monetário Nacional, a mais alta autoridade responsável pela política monetária e financeira do Brasil;
•
CNEN: Comissão Nacional de Energia Nuclear S.A.;
•
CNPE: Conselho Nacional de Política Energética, agência de conselho para o Presidente da República do Brasil para a
formulação de políticas e diretrizes no setor de energia;
•
Concessionárias ou companhias concessionárias: companhias para as quais o governo brasileiro transfere direitos de
fornecer serviços de energia elétrica (geração, transmissão, distribuição) para uma certa região segundo acordos assinados
entre tais companhias e o governo brasileiro, em cumprimento da Lei No. 8.987 (de fevereiro de 1995), conforme seus
adendos, e Lei No. 9.074 (Lei do Setor de Energia, de 7 de julho de 1995), e seus adendos (em conjunto, as “Leis de
Concessão”);
•
Distribuição: transferência de eletricidade das linhas de transmissão em pontos de fornecimento da rede e sua entrega a
consumidores através do sistema de distribuição. A Eletricidade chega a tais consumidores residenciais, pequenas
indústrias, propriedades comerciais e utilidades públicas a uma voltagem de 220/127 volts;
•
Distribuidor: uma entidade que fornece energia elétrica a um grupo de consumidores através de uma rede de distribuição;
•
DNAEE: Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica;
•
Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico: Lei No. 10,848, promulgada em 15 de março de 2004, conforme seus adendos, que
regulamenta as operações de companhias no setor de eletricidade;
•
Eletrobras Distribuição Alagoas, ou Distribuição Alagoas: Companhia Energética de Alagoas (Ceal);
•
Cepel: Centro de Pesquisas de Energia Elétrica;
•
Eletrobras: Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras;
•
Eletrobras Chesf, ou Chesf: Companhia Hidrelétrica do São Francisco, companhia de transmissão, subsidiária da
Eletrobras;
•
Eletrobras Distribuição Acre, ou Distribuição Acre: Companhia de Eletricidade de Acre (Eletroacre);
•
Eletrobras Distribuição Piauí, ou Distribuição Piauí: Companhia Energética de Piauí (Cepisa);
•
Eletrobras Distribuição Rondônia, ou Distribuição Rondônia: Centrais Elétricas de Rondônia (Ceron);
•
Eletrobras Distribuição Roraima, ou Distribuição Roraima, antigamente chamada Boa Vista Energia S.A., uma
companhia de distribuição que opera na cidade de Boa Vista, no estado de Roraima;
•
Eletrobras Eletronorte, ou Eletronorte: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A., subsidiária de geração e transmissão
da Eletrobras;
•
Eletrobras Eletronuclear, ou Eletronuclear: Eletrobras Termonuclear S.A., uma subsidiária de geração da Eletrobras;
•
Eletrobras Eletropar, ou Eletropar: Eletrobras Participações S.A., uma empresa de participações subsidiária criada para
realizar investimentos em participações acionárias (antigamente, Light Participações S.A. – LightPar);
•
Eletrobras Eletrosul, ou Eletrosul: Eletrosul Centrais Elétricas S.A., subsidiária de geração e transmissão da Eletrobras;
•
Eletrobras Furnas, ou Furnas: Furnas Centrais Elétricas S.A., subsidiária de geração e transmissão da;
•
Taxa de energia: a taxa variável pela compra ou venda baseada no consumo real de eletricidade;
•
Lei Contra Crimes Ambientais: Lei No. 9.605, de 12 de fevereiro de 1998, e seus adendos;
•
Consumidor final (usuário final): aquele que utiliza a eletricidade para suas próprias necessidades;
•
FND: Fundo National de Desestatização;
•
Consumidores livres: clientes que foram conectados ao sistema após 8 de julho de 1995 e têm demanda contratada
superior a 3MW a qualquer nível de voltagem; ou clientes que foram conectados ao sistema antes de 8 de julho de 1995 e
têm demanda contratada superior a 3MW a um nível de voltagem igual ou superior a 69kV;
•
Gigawatt ( GW): um bilhão de watts;
•
Gigawatt hora ( GWh): um gigawatt de energia fornecido ou demandado por uma hora, ou um bilhão de watts hora;
-2-
•
Alta voltagem: classe nominal de sistema de voltagem igual ou superior a 100.000 volts (100kV) e inferior a 230.000 volts
(230kV);
•
Usina hidrelétrica ou instalação hidrelétrica ou unidade de energia hidrelétrica (UEH): unidade de geração que utiliza
água para mover o gerador de eletricidade;
•
IRFS: International Financial Reporting Standards, Padrões Internacionais de Relatação de Reporte Financeiro, conforme
publicado pela Junta Internacional de Padrões de Contabilidade (International Accounting Standards Board);
•
INPC-M: Índice Geral de Preços-Mercado, o índice de preços geral do Brasil, semelhante ao índice de preços do varejo;
•
INB: Indústrias Nucleares Brasileiras, companhia governamental brasileira, responsável pelo processamento de urânio
usado como energia para o fornecimento de eletricidade nas Usinas Nucleares Angra I e Angra II;
•
Capacidade instalada: nível de eletricidade que pode ser fornecido por uma certa unidade de geração a plena força em
condições específicas designadas pelo fabricante;
•
Rede de Energia Interligada: sistemas ou redes para a transmissão de energia, ligadas entre si por um ou mais conectores
(linhas e/ou transformadores);
•
Sistema isolado: instalações de geração no norte do Brasil não conectadas à rede nacional de transmissão;
•
Itaipu: Itaipu Binacional, instalação hidrelétrica de geração de participação igualitária dos governos do Brasil e Paraguai;
•
Kilowatt (kW): 1.000 watts;
•
Kilowatt Hora (kWh): um kilowatt de energia fornecido ou demandado por uma hora;
•
Kilovolt (kV): mil volts;
•
Megawatt (MW): um milhão de watts;
•
Megawatt hora (MWh): um megawatt de energia fornecido ou demandado por uma hora, ou um milhão de watts hora;
•
Companhia de economia mista: em concordância com a Lei das Sociedades Anônimas, é uma empresa com acionistas do
setor privado e público, mas controlada pelo setor público;
•
MME: Ministério de Minas e Energia;
•
MRE: Mercado Regulado de Energia;
•
Política Nacional do Meio Ambiente: Lei No. 6.938, de 31 de agosto de 1981, e seus adendos;
•
Região Nordeste: os estados do Alagoas, Bahia, Ceará, Maranhão, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte e
Sergipe;
•
ONS: Operador Nacional do Sistema;
•
Lei do Setor de Energia: Lei No. 9.074 de 7 de julho de 1997, e seus adendos;
•
Procel: Programa Nacional de Combate ao Desperdício de Energia Elétrica;
•
Proinfa: Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia;
•
RGR: Reserva Global de Reversão, fundo que administramos, patrocinado por consumidores e fornecendo remuneração a
todas as concessionárias pela não renovação desapropriação de suas concessões utilizadas como fundos de expansão e
melhorias do setor de energia elétrica;
•
Taxa Selic: taxa oficial do governo aplicada a fundos negociados pela compra e venda de títulos da dívida pública
estabelecida pelo sistema especial de administração e acordo;
•
Pequenas Usinas Hidrelétricas: usinas hidrelétricas com capacidade de 1 MW a 30 MW;
•
Substação: agrupamento de equipamentos que troca e/ou carrega ou regula a voltagem da eletricidade em sistemas de
transmissão e distribuição;
•
TFSEE: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica;
•
Usina termelétrica ou unidade de energia termelétrica (thermoelectric power unity, “TPU”): unidade de geração que
utiliza combustível tal como carvão, petróleo, diesel, gás natural ou hidro-carbono como fonte de energia para mover o
gerador de energia;
•
Transmissão: a transferência bruta de eletricidade da instalação de geração para o sistema de distribuição na estação de
carga através da rede de transmissão (em linhas com capacidade entre 69 kV e 525 kV);
•
TWh: Terawatt hora (1,000 Gigawatts hora);
•
Fundo UBP: Fundo de Uso de Bem Publico;
-3-
•
U.S. GAAP - generally accepted accounting principles in the United States: princípios contábeis comumente aceitos nos
Estados Unidos;
•
Volt (V): unidade básica de energia elétrica comparável à pressão de água em libras por polegada quadrada; e
•
Watt: unidade básica de energia elétrica.
DECLARAÇÃO PREVENTIVA SOBRE INFORMAÇÕES FUTURAS
Este relatório anual inclui certas informações futuras, como declarações sobre nossas intenções, crenças ou atuais expectativas, ou as
de nossos executivos a respeito de, entre outras coisas, nossos planos financeiros, tendências que afetam nossa condição financeira ou
resultados operacionais e o impacto de planos e estratégias futuras. Tais informações futuras estão sujeitas a riscos, incertezas e
contingências incluindo, mas não limitadas a:
•
condições gerais econômicas, regulamentares e comerciais no Brasil e no exterior;
•
variações cambiais, inflação e o valor do real em relação ao dólar americano;
•
mudanças no volume e padrões de utilização de eletricidade dos clientes;
•
condições competitivas na geração, transmissão e mercados de distribuição de eletricidade no Brasil
•
efeitos da concorrência;
•
nosso nível de dívida;
•
as chances de recebermos pagamento relacionados a contas a receber;
•
mudanças na quantidade de chuva e níveis de água nos reservatórios utilizados para abastecer nossas instalações
hidrelétricas de geração de energia;
•
nossos planos de financiamento e capital de despesa;
•
nossa capacidade de servir nossos clientes de forma satisfatória;
•
regulamentações governamentais acerca de taxas de eletricidade, uso de eletricidade, concorrência em nossa área de
concessão e outros fatores existentes e futuros;
•
nossa capacidade de executar nossa estratégia de negócios, incluindo nossa estratégia de crescimento;
•
adoção de medidas através da delegação de autoridade em relação a nossos acordos de concessão;
•
mudanças em outras leis e regulamentações, incluindo, entre outras, aquelas que afetam impostos e questões ambientais;
•
ações futuras que possam ser realizadas pelo governo brasileiro, nosso acionista majoritário;
•
o resultado de nossos procedimentos fiscais, civis e legais; e
•
outros fatores de risco mencionados sob “Item 3.D, Fatores de risco.”
As informações futuras aferidas também incluem informações a respeito de nossos projetos de expansão de capacidade que se
encontram nas fases de planejamento e desenvolvimento. Além dos riscos e incertezas mencionados acima, nossos potenciais projetos
de expansão envolvem riscos de engenharia, construção, regulamentação e outros riscos significantes, que podem:
•
atrasar ou evitar a execução bem-sucedida de um ou mais projetos;
•
aumentar o custo dos projetos; e
•
resultar na falha de instalações em operar ou gerar receita de acordo com nossas expectativas.
As palavras “acreditar”, “poder”, “irão”, “estimar”, “continuar”, “antecipar”, “intenção”, “esperar” e palavras semelhantes têm o
sentido de identificar declarações de informações futuras. Não assumimos qualquer responsabilidade em atualizar publicamente ou
revisar qualquer declaração de informação futura resultante de novas informações, eventos futuros ou de qualquer outra forma.
Levando em consideração tais riscos e incertezas, as informações futuras, eventos e circunstâncias discutidos neste relatório anual
podem não ocorrer. Ou ainda, resultados e performance podem ser significativamente diferentes daqueles esperados em nossas
informações futuras.
-4-
PARTE I
ITEM 1. IDENTIDADE DOS DIRETORES, GERÊNCIA SÊNIOR E CONSELHEIROS
Não se aplica.
ITEM 2. ESTATÍSTICAS E PRAZOS ESPERADOS DA OFERTA
Não se aplica.
ITEM 3. INFORMAÇÕES-CHAVE
Histórico
As informações financeiras selecionadas apresentadas neste documento devem ser lidas em conjunto com nossos demonstrativos
financeiros e observações relacionadas, que aparecem em outra parte deste relatório anual.
Os seguintes parágrafos discutem algumas características importantes da apresentação das informações financeiras selecionadas e
nossos demonstrativos financeiros. Tais características devem ser consideradas ao se avaliar as informações financeiras selecionadas.
A. Dados Financeiros Selecionados
Balanço Patrimonial Consolidado
Exercício Fiscal Findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
(em milhares de Reais)
ATIVO
Circulante
Caixa e equivalente de caixa ......................................... 4.429.375
Caixa restrito ................................................................. 3.509.323
Títulos e valores mobiliários ......................................... 6.622.611
Clientes.......................................................................... 4.496.963
Ativo financeiro - Concessões e Itaipu.......................... 579.295
Financiamentos e empréstimos ..................................... 1.976.191
Conta de Consumo de Combustível - CCC ................... 1.240.811
Remuneração de participações societárias .................... 118.790
Imposto de Renda e Contribuição Social ...................... 2.810.134
Direito de ressarcimento................................................ 7.115.200
Almoxarifado ................................................................ 454.635
Estoque de combustível nuclear .................................... 360.751
Indenizações - Lei 12.783/2013 .................................... 8.882.836
Instrumentos financeiros derivativos ............................. 252.620
Outros ............................................................................ 1.493.009
TOTAL DO ATIVO CIRCULANTE .......................
44.342.544
4.959.787
3.034.638
11.252.504
4.352.024
2.017.949
2.082.054
1.184.936
197.863
1.947.344
3.083.157
358.724
388.663
—
195.536
1.607.493
36.662.672
9.220.169
2.058.218
6.774.073
3.779.930
1.723.522
1.359.269
1.428.256
178.604
1.825.905
1.704.239
378.637
297.972
—
283.220
1.557.857
32.569.871
Não circulante
Realizável a longo prazo
Direito de ressarcimento................................................ 901.029
Financiamentos e empréstimos ..................................... 7.747.286
Clientes.......................................................................... 1.482.946
Títulos e valores mobiliários ......................................... 404.337
Estoque de combustível nuclear .................................... 481.495
Imposto de Renda e Contribuição Social ...................... 6.931.626
Cauções e depósitos vinculados .................................... 2.829.912
Conta de Consumo de Combustível - CCC ................... 521.097
Ativo financeiro - Concessões e Itaipu..........................44.834.877
Instrumentos financeiros derivativos ............................. 223.099
Adiantamentos para futuro aumento de Capital ............
4.000
Indenizações - Lei 12.783/2013 .................................... 5.554.436
Outros ............................................................................ 830.754
72.746.894
500.333
7.651.336
1.478.994
398.358
435.633
5.774.286
2.316.324
727.136
46.149.379
185.031
4.000
—
701.763
66.322.573
371.599
8.300.171
1.706.292
769.905
523.957
4.338.682
1.750.678
785.327
40.643.712
297.020
7.141
—
1.165.529
60.660.013
-5-
Exercício Fiscal Findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
(em milhares de Reais)
Investimentos .......................................................................... 5.398.299
Imobilizado .......................................................................... 47.407.102
Intangível ............................................................................. 2.300.740
Total do ativo não circulante ............................................ 127.853.035
5.510.192
53.214.861
2.371.367
127.418.993
4.724.647
46.682.498
2.263.972
114.331.130
Total do ativo...................................................................... 172.195.578
164.081.665
146.901.001
Exercício Fiscal Findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
(em milhares de Reais)
Passivo e patrimônio líquido
Circulante
Financiamentos e empréstimos .........................................
4.447.175
Debêntures ........................................................................
316.899
Passivo financeiro .............................................................52.862
Empréstimo compulsório ..................................................12.298
Fornecedores .....................................................................
7.490.802
Adiantamento de clientes ..................................................
469.892
Imposto de Renda e Contribuição Social ..........................
1.257.016
Conta de Consumo de Combustível - CCC.......................
1.369.201
Remuneração aos acionistas..............................................
3.977.667
Créditos do Tesouro Naciona ............................................
131.047
Obrigações estimadas ........................................................
1.444.992
Obrigações de Ressarcimento ...........................................
5.988.698
Benefício pós-emprego .....................................................
118.553
Provisões para contingências ............................................
267.940
Encargos Setoriais .............................................................
1.308.152
Arrendamento mercantil ...................................................
162.929
Concessões a pagar - Uso do bem Público ........................40.131
Instrumentos financeiros derivativos ................................
185.031
Programa de Demissão Voluntária.................................... —
Pequisa e Desenvolvimento .............................................
Participação nos lucros ..................................................... —
Outros ...............................................................................
1.808.362
Total do passivo circulante ......................................................
30.849.647
4.005.326
739.237
—
16.331
6.338.102
413.041
1.032.521
3.079.796
4.373.773
109.050
802.864
1.955.966
451.801
240.190
901.692
142.997
35.233
269.718
93.137
274.722
296.547
552.765
26.124.809
1.868.465
—
—
16.925
5.165.765
341.462
1.102.672
2.579.546
3.424.520
92.770
772.071
759.214
330.828
257.580
584.240
120.485
25.098
237.209
—
219.538
227.563
243.560
18.369.511
Não circulante
Financiamentos e empréstimos .........................................
45.204.025
Créditos do Tesouro Nacional...........................................37.072
Debêntures ........................................................................
409.228
Adiantamento de clientes ..................................................
830.234
Empréstimo compulsório ..................................................
321.894
Obrigação para desmobilização de ativos .........................
988.490
Provisões operacionais ......................................................
1.005.908
Conta de Consumo de Combustível - CCC.......................
2.401.069
Provições para contingencies ............................................
5.288.394
Benefício pós-emprego .....................................................
4.628.570
Contratos onerosos ............................................................
4.905.524
Obrigações de ressarcimento ............................................
1.801.059
Arrendamento mercantil ...................................................
1.860.104
Remuneração aos acionistas.............................................. —
Concessões a pagar - Uso do bem Público ........................
1.577.908
Adiantamentos para futuro aumento de capital .................
161.308
Instrumentos financeiros derivativos ................................
291.252
Encargos Setoriais .............................................................
428.501
Programa de Demissão Voluntária.................................... —
Pequisa e Desenvolvimento .............................................. —
Imposto de Renda e Contribuição Social ..........................
1.414.884
38.408.352
155.676
279.410
879.452
211.554
408.712
843.029
954.013
4.652.176
2.256.132
96.204
1.475.262
1.775.544
3.143.222
1.534.532
148.695
197.965
385.724
0
0
1.902.522
31.269.971
250.485
710.536
928.653
141.425
375.968
—
785.327
3.901.289
2.066.702
—
1.091.271
1.694.547
5.601.077
1.089.726
5.173.856
303.331
-6-
273.671
284.820
1.217.649
Exercício Fiscal Findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
(em milhares de Reais)
Outros ...............................................................................
509.914
Total do passivo não circulante ...............................................
74.065.338
1.046.362
60.754.538
840.776
58.001.080
Patrimônio líquido
Capital social....................................................................
31.305.331
Reservas de capital ...........................................................
26.048.342
Reservas de lucros............................................................
10.836.414
Ajustes de avaliação patrimonial ..................................... 208.672
Dividendo Adicional Proposto ......................................... 433.962
Outros resultados abrangentes acumulados......................
(1.748.776)
Participação de acionistas não controladores ................... 196.648
Total do patrimônio líquido ....................................................
67.280.593
31.305.331
26.048.342
18.571.011
220.915
706.018
(8.111)
358.812
77.202.318
26.156.567
26.048.342
16.804.851
163.335
753.201
377.818
226.296
70.530.410
Total do passivo e do patrimônio líquido ..............................
172.195.578
164.081.665
146.901.001
Declaração Consolidada de Receita
Exercício Fiscal Findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
(em milhares de Reais)
Receita operacional líquida
34.064.477
Despesas operacionais
Pessoal, Material e Serviços ......................................... 8.439.302
Partecipação nos lucros ................................................
—
Energia comprada para revenda ................................... 4.573.673
Encargos sobre uso da rede elétrica .............................. 1.763.953
Construção - Distribuição ............................................. 1.345.519
Construção - Transmissão ............................................ 3.681.603
Combustível para produção de energia elétrica ............ 708.711
Remuneração e ressarcimento ...................................... 1.651.724
Depreciação e Amortização .......................................... 1.658.161
Provisões operacionais ................................................. 5.326.991
Resultado a compensar de Itaipu .................................. 491.859
Doações e contribuições ............................................... 380.101
Outras ........................................................................... 2.257.666
32.396.316
29.532.744
26.832.085
7.670.716
317.035
3.386.289
1.420.934
711.740
3.567.868
162.673
1.328.994
1.549.988
2.848.749
655.290
289.964
1.305.765
25.389.902
7.370.713
296.270
4.315.084
1.353.839
810.475
2.143.009
252.502
1.087.341
1.498.059
2.497.262
441.057
261.006
669.434
23.090.468
Resultado operacional antes do resultado
financeiro ......................................................................... 1.668.161
4.142.842
3.741.617
Resultado financeiro
Receitas Financeiras
Receitas de juros, comissões e taxas ............................ 767.534
Receita de aplicações financeiras ................................. 1.731.870
Acréscimo moratório sobre energia elétrica ................. 230.597
Atualizações monetárias ............................................... 858.049
Variações cambiais ....................................................... 421.013
Remuneração das Indenizações - Lei 12.783/13 ..........
—
Outras receitas financeiras ............................................ 326.379
757.450
1.664.517
359.208
652.949
669.731
—
158.471
781.872
1.537.435
393.987
616.141
—
—
394.890
-7-
Exercício Fiscal Findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
(em milhares de Reais)
Despesas Financeiras .............................................................
Encargos de dívidas ...................................................... (2.333.643)
Encargos de arrendamento mercantil ........................... (412.152)
Encargos sobre recursos de acionistas .......................... (572.322)
Decorrentes de variação do câmbio ..............................
—
Outras despesas financeiras .......................................... (384.816)
(1.708.670)
(350.861)
(1.178.989)
—
(789.353)
(1.675.821)
(332.449)
(1.298.647)
(431.497)
(350.033)
632.509
234.453
(364.122)
Resultado antes das participações societárias ....................
2.300.670
4.056.037
3.377.495
Resultado das participações societárias .............................
468.584
482.785
669.755
Resultado operacional antes da lei 12.783/2013 ................
2.769.254
Efeitos - Lei 12.783/2013 .................................................. (10.085.380)
4.538.822
—
Resultado operacional após da lei 12.783/2013 .................
4.538.822
Imposto de renda ......................................................
Contribuição social sobre o lucro líquido .................
(7.316.126)
244.688
145.786
—
—
4.047.250
(474.994)
(301.809)
(1.074.606)
(419.659)
Lucro (prejuízo) líquido do exercício .............................
(6.925.652)
3.762.019
2.552.985
Parcela atribuida aos controladores....................................
Parcela atribuida aos não controladores .............................
Lucro (prejuízo) por ação...................................................
(6.878.915)
(46.737)
(5,09)
3.732.565
29.454
2,60
2.247.913
305.072
2,25
A lei brasileira das corporações e nosso estatuto social ditam que devemos pagar dividendos obrigatórios a nossos acionistas iguais a,
no mínimo, 25% de nossa renda líquida ajustada para o exercício anterior. Além disso, nosso estatuto social nos exige dar: (i)
prioridade na distribuição de dividendos às ações preferenciais da classe “A”, a 8% ao ano sobre o capital ligado a tais ações; e (ii)
prioridade na distribuição de dividendos às ações preferenciais da classe “B” emitidas em ou após 23 de Junho de 1969, a 6% ao ano
sobre o capital ligado a tais ações. Adicionalmente, ações preferenciais devem receber dividendos de 10% sobre os dividendos pagos a
ações ordinárias.
A tabela a seguir demonstra nossos dividendos declarados para os exercícios indicados:
Esercício
2012(1)
2011(1)
2010(1)
(R$)
Ações Ordinárias ...............................................................................................
0,40
Ações Preferenciais Classe A ............................................................................
2,18
Ações Preferenciais Classe B ............................................................................
1,63
(1) Juros sobre capital próprio
-8-
1,23
2,17
1,63
0,83
2,17
1,63
As tabelas a seguir apresentam um resumo de dividendos/juros sobre capital próprio declarado por ação para os exercícios
apresentados, tanto para a época quanto conforme o ajuste de nossa divisão de ações 500:1 realizada em 2007.
Dividendos por ação
Pago(2)
Declarado
31/12/2007
R$
Ação ordinária ....................
0,40155520020
Preferencial A .....................
2,01949731106
Preferencial B .....................
1,51462298231
Correspondente em 20/08/2007
(1)
Correspondente em 20/08/2007(1)
15/06/2008
U.S.$
R$
U.S.$
R$
U.S.$
R$
U.S.$
0,22670084130
1,14012155539
0,85509116599
0,40155520020
2,01949731106
1,51462298231
0,22670084130
1,14012155539
0,85509116599
0,41587767968
2,09152777855
1,56864583289
0,24648985282
1,23964424997
0,92973318687
0,41587767968
2,09152777855
1,56864583289
0,24648985282
1,23964424997
0,92973318687
Pago (2)
Declarado
31/12/2008
R$
Correspondente em 20/08/2007
U.S.$
Ação ordinária ....................1,484883733
Preferencial A .....................2,174044374
Preferencial B .....................1,630533280
0,635380288
0,930271448
0,697703586
R$
(1)
U.S.$
1,484883733
2,174044374
1,630533280
0,635380288
0,930271448
0,697703586
30/04/2009
R$
U.S.$
1,548692924
2,267468532
1,703562217
0,662684178
0,970247553
0,728952596
R$
U.S.$
1,548692924
2,267468532
1,703562217
0,662684178
0,970247553
0,728952596
Declarado
Pago
Declarado
Pago
18/05/2010
31/12/2010
29/06/2011
R$
U.S.$
0,713305484
3,785446066
2,839084549
R$
U.S.$
1,548692924
2,267468532
1,703562217
0,662684178
0,970247553
0,728952596
R$
1,231779162
2,178256581
1,633692440
1,386686902
3,622391585
2,716794551
R$
2,310571353
4,085973695
3,064480279
R$
1,280047007
2,263612588
1,697709445
1,380084480
3,605144321
2,703859099
Declarado (4)
29/05/2012
U.S.$
U.S.$
0,877358220
2,291890859
1,718918690
Pago
31/12/2011
R$
U.S.$
0,832245170
2,174043683
1,630533280
Declarado
(1)
(2)
(3)
(4)
Correspondente em 20/08/2007 (1)
31/12/2009
Ação ordinária ....................
0,4096631540
Preferencial A .....................
2,1740443750
Preferencial B .....................
1,6305332814
Ação ordinária ....................
Preferencial A .....................
Preferencial B .....................
(3)
31/12/2012
U.S.$
0,641820601
1,134984250
0,851238189
R$
0,399210837
2,178256581
1,633692440
U.S.$
0,195356416
1,065944008
0,799458008
Ajustado para refletir a divisão de ações.
Ajustado pela variação da taxa Selic.
Assembléia Geral de Acionistas.
A Eletrobras espera pagar os dividendos declarados em 31 de dezembro de 2012 até o final do ano de 2013.
Controles de câmbio e taxas de câmbio internacional
O sistema de câmbio internacional brasileiro permite a compra e venda de moedas internacionais e a transferência internacional de
reais por qualquer pessoa física ou jurídica, qualquer que seja o montante, sujeita a certos procedimentos regulamentares.
Desde 1999, o Banco Central permite a livre flutuacão da taxa de câmbio real/dólar Americano, e desde então, a taxa de câmbio
real/dólar americano tem tido flutuações significativas. Até o início de 2003, o valor do real caiu em relação ao dólar americano e
então começou a se estabilizar. Houve uma valorização do real em relação ao dólar americano no período de 2004 a 2007. Em 2008,
como resultado da decadente crise econômico-financeira mundial, o real teve uma desvalorização de 31,9% em relação ao dólar
americano, e em 31 de Dezembro de 2008, a taxa de câmbio do real em relação ao dólar americano era de R$2,34 por U.S.$1,00. Em
2009, o real teve uma valorização de 25,5% em relação ao dólar americano, devido à melhoria nas condições financeiras do Brasil.
Em 2010, o real teve uma valorização de 4,3% em relação ao dólar americano. Em 2011, houve uma desvalorização de 12,6% do real
em relação ao dólar americano. Em 2012, houve uma valorização de 8,9% do real em relação ao dólar americano. No passado, o
Banco Central interveio esporadicamente para controlar a instabilidade nas taxas de câmbio estrangeiro. Não podemos prever se o
Banco Central ou se o governo brasileiro continuarão a permitir que o real flutue livremente ou se intervirão na taxa de câmbio do
mercado através de um sistema de banda de moeda ou outras medidas. Não podemos garantir que o real não sofrerá desvalorizações
significativas ou que continuará a se valorizar em relação ao dólar americano no futuro próximo.
.
-9-
A tabela a seguir demonstra as taxas de câmbio final, média, alta e baixa de cada período, publicadas pelo Banco Central, expressa em
reais por dólar.
Reais per dollar norte-americano
Final do ano
Final do periodo
Dezembro 31, 2008 ........................................................................................2,3370
Dezembro 31, 2009 ........................................................................................1,7412
Dezembro 31, 2010 ........................................................................................1,6662
Dezembro 31, 2011 ........................................................................................1,8758
Dezembro 31, 2012 ........................................................................................2,0435
(1)
Media(1)
1,8374
1,9905
1,7593
1,6746
1,9550
Baixa
Alta
1,5593
1,7024
1,6554
1,5345
1,7024
2,5004
2,4218
1,8811
1,9016
2,1121
Representa a média das taxas finais de cada mês, a começar por Dezembro do exercício anterior até o ultimo mês do período
indicado.
A tabela a seguir demonstra as taxas de mercado comercial/taxas de mercado de venda de câmbio estrangeiro final, alta e baixa
publicadas pelo Banco Central expressa em reais por dólar para os períodos indicados.
Reais per dollar norte-americano
Mês
Final do periodo
Novembro 2012 ............................................................................................... 2,1074
Dezembro 2012 ............................................................................................... 2,0435
Janeiro 2013 .................................................................................................... 1,9883
Fevereiro 2013................................................................................................. 1,9754
Março 2013 ..................................................................................................... 2,0138
April 2013 (até 24 April 2013) ........................................................................ 2,0244
Media
2,0678
2,0778
2,0331
1,9733
1,9828
2,0020
Baixa
Alta
2,0312
2,0435
1,9883
1,9570
1,9528
1,9736
2,1074
2,1121
2,0471
1,9893
2,0185
2,0244
A lei brasileira determina que, sempre que houver sério desequilíbrio no saldo de pagamentos do país, ou quando houver sérias razões
para a previsão de sério desequilíbrio, restrições temporárias podem ser impostas nos envios de capital estrangeiro ao exterior. Não
podemos garantir que tais medidas não serão tomadas pelo governo brasileiro no futuro próximo. Veja mais informações sob “Item
3.D, Fatores de Risco – Riscos Relacionados ao Brasil”.
Atualmente, mantemos nossos registros e livros financeiros em reais. Para mais fácil apresentação, entretanto, certas informações
financeiras consolidadas presentes neste relatório anual foram apresentadas em dólar americano. Vide “Item 8, Informações
Financeiras”.
B. Capitalização e Endividamento
Não se aplica.
C. Razões Para a Oferta e Utilização dos Lucros
Não se aplica.
D. Fatores de Risco.
Riscos relacionados à Eletrobras
A renovação das concessões da Eletrobras que tinham previsão de expirar entre 2015 e 2017, nos termos da Lei n.º 12.783/2013,
poderá causar um efeito adverso sobre os resultados operacionais da Eletrobras.
Em 11 de setembro de 2012, o Governo Federal promulgou a Medida Provisória n.º 579/2012, a qual foi posteriormente convertida na
Lei n.º 12.783/2013 (“Lei n.º 12.783”), visando regular os termos e condições para a renovação das concessões de geração,
distribuição e transmissão de energia elétrica que tinham previsão de expirar entre 2015 e 2017. A lei estabelece que as
concessionárias poderiam renovar, uma única vez, suas concessões de geração e transmissão por um período adicional de 30 anos,
desde que aceitem certas condições postas pela ANEEL, tais como a aceitação de tarifas revisadas, conforme calculadas pela ANEEL,
e a submissão ao padrões de qualidade determinados pela agência.
Em 04 de dezembro de 2012, a Eletrobras renovou as concessões de geração e transmissão da Eletrobras Chesf, Eletrobras
Eletronorte, Eletrobras Eletrosul e Eletrobras Furnas que tinham previsão de expirar entre 2015 e 2017 por um período adicional de 30
anos, nos termos da Lei n.º 12.783. Ao renovar tais concessões, a Eletrobras aceitou a aplicação das tarifas revisadas
significativamente reduzidas, bem como da Receita Anual Permitida em remuneração para suas atividades de geração e transmissão,
- 10 -
nos termos das Portarias n.º 578 e n.º 579 do Ministério de Minas e Energia. A renovação, por 30 anos, das concessões de geração e
transmissão assegura à Eletrobras geração de receitas desses ativos no longo prazo, entretanto, no exercício social encerrado em 31 de
dezembro de 2012, os efeitos da Lei n.º 12.738 e, especialmente, a redução significativa das tarifas relacionadas às concessões que
tinham previsão de expirar em entre 2015 e 2017, a partir de 01 de janeiro de 2013, resultaram ao registro de uma perda não recorrente
de R$10,1 bilhões. Adicionalmente, a Eletrobras espera que, no futuro, suas receitas advindas das concessões renovadas nos termos da
Lei n.º 12.738 serão significativamente menores, e poderão resultar em prejuízos para a Eletrobras para os anos de 2013 e seguintes.
O valor das indenizações que serão pagas após a renovação das concessões vincendas entre 2015 e 2017 poderá ser insuficiente
para cobrir os custos dos investimentos realizados pela Eletrobras em tais concessões.
Ao concordar e prosseguir com a renovação das concessões vincendas entre 2015 e 2017, a Eletrobras aceitou receber indenização
referente à parte dos bens reversíveis não amortizados de tais concessões. No entanto, a Eletrobras poderá, até 31 de dezembro de
2013, pleitear valor indenizatório perante a ANEEL (i) com relação aos ativos de transmissão que entraram em operação comercial até
2000, e (ii) de valores referentes à modernização de ativos de geração perante a ANEEL, nos termos da Lei n° 12.783. É possível que
o valor da indenização seja inferior ao valor que a Eletrobras contabilizou e do investimento efetivamente realizado pela Eletrobras em
tais concessões de geração e transmissão, o que poderá afetar adversamente seus negócios, condições financeiras e resultados
operacionais de maneira adversa.
O valor das tarifas que a Eletrobras calculou com base em seus custos, despesas e receitas estimadas poderá ser superior ao valor
das tarifas que serão efetivamente implementadas.
A Lei n° 12.783 estabeleceu, dentre outras condições, o valor das tarifas a serem cobradas pelas concessionárias, com base em custos
de operação e manutenção, encargos, tributos e pagamento pelo uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Ao concordar com os
termos da renovação antecipada de suas concessões vincendas entre 2015 e 2017, a Eletrobras utilizou certas premissas referentes aos
ativos da Eletrobras Furnas, da Eletrobras Chesf e da Eletrobras Eletrosul, as quais podem não se materializar ao longo do tempo,
principalmente no que se refere à redução de custos estimada. Neste caso, os valores das tarifas podem ser menores do que os
inicialmente previstos, o que poderá afetar seus negócios, condições financeiras e resultados operacionais de maneira adversa.
Não há certeza de que os contratos de concessão ainda vigentes da Eletrobras serão renovados e quais serão os termos das
renovações caso elas sejam concedidas.
A Eletrobras conduz suas atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica de acordo com os contratos de
concessão celebrados com o Governo Federal, por meio da ANEEL.
O Governo Federal poderá renovar as concessões existentes ainda não renovadas e não submetidas ao regime estabelecido pela Lei n°
12.783/2013 por um período adicional de 30 (trinta) anos sem a necessidade de realização de um novo procedimento licitatório. Caso
tal renovação seja solicitada pela Eletrobras, o Governo Federal poderá aprová-la em termos mais desfavoráveis que os atuais.
Aproximadamente 37,5% dos ativos de geração, a totalidade dos ativos de distribuição e 5,8% dos ativos de transmissão da Eletrobras,
excluindo-se Itaipu e as usinas nucleares de Angra 1 e Angra 2, estão sujeitos a esta condição.
Considerando a discricionariedade do Governo Federal na renovação de concessões, a Eletrobras poderá enfrentar significativa
concorrência de terceiros interessados no processo de renovação das concessões. Consequentemente, a Eletrobras não pode garantir
que seus contratos de concessão serão renovados ou renovados nos mesmos termos de sua celebração. Adicionalmente, os acionistas
da Eletrobras poderão optar por não renovar as concessões vincendas caso os termos da renovação não sejam favoráveis, o que poderá
afetar adversamente os negócios, condições financeiras e resultados operacionais da Eletrobras.
O valor dos títulos da dívida pública emitidos pela União Federal em pagamento por créditos da Eletrobras contra Itaipu poderá
ser inferior ao valor dos créditos.
A Lei n° 12.783 autorizou a União Federal a adquirir, respeitada a equivalência econômica, créditos que a Eletrobras detém contra
Itaipu Binacional referentes ao financiamento da construção da usina hidrelétrica de Itaipu, mediante pagamento na forma de títulos da
Dívida Pública Mobiliária Federal. Caso esta cessão ocorra, e o valor dos títulos da dívida pública emitidos pela União não
correspondam ao valor econômico dos créditos da Eletrobras contra Itaipu, os negócios, condições financeiras e resultados
operacionais da Eletrobras podem ser afetado de maneira adversa.
As concessões de geração hidrelétrica renovadas nos termos da Lei n° 12.783 estão sujeitas ao regime de alocação de quotas de
garantia física de energia.
Ao aprovar a renovação das concessões de geração hidrelétrica, as empresas de geração da Eletrobras devem cumprir o regime de
alocação de cotas de garantia física e de potência às empresas de distribuição que também tiveram suas concessões renovadas nos
termos da referida lei. Assim, a Eletrobras não poderá acessar o ambiente de contratação livre de energia para vender tal energia, que
- 11 -
geralmente apresenta valores mais altos, o que poderá afetar os negócios, condições financeiras e resultados operacionais da
Eletrobras de forma adversa.
Somos controlados pelo governo brasileiro, cujas atuais políticas e prioridades afetam diretamente nossas operações e podem gerar
conflitos de interesses com nossos investidores.
O governo brasileiro, sendo nosso acionista majoritário, buscou (e pode continuar a buscar) alguns de seus objetivos
macroeconômicos e sociais através de nós, utilizando, principalmente, fundos do governo brasileiro por nós administrados. Tais
fundos são o Fundo RGR, a CCC e a CDE.
O governo do Brasil também tem o poder de nomear oito dos dez membros de nosso Conselho de Administração e, através deles, a
maioria dos executivos responsáveis por nossa administração diária. Além disso, o governo brasileiro atualmente possui a maioria de
nossas ações com direito a voto. Consequentemente tem a maioria dos votos em nossas reuniões de acionistas, o que lhe dá o poder de
aprovar a maioria das questões prescritas por lei, incluindo: (i) venda total ou parcial de nossas subsidiárias; (ii) aumento de nosso
capital social através da emissão de novas ações; (iii) nossa política de distribuição de dividendos, desde que a mesma esteja de acordo
com a distribuição mínima de dividendos prevista em lei; (iv) emissão de títulos no mercado doméstico e internacional; (v) fusões e
cisões corporativas; (iv) troca de nossas ações e outros títulos; e (vii) o resgate de classes diferentes de nossas ações, independente da
aprovação por acionistas de classes sujeitas a resgate.
Nossa operação tem impacto no desenvolvimento comercial, industrial e social promovido pelo governo brasileiro. O governo
brasileiro requereu no passado e pode requerer no futuro que façamos investimentos, acarretemos custos ou participemos em
transações (que podem incluir, por exemplo, a exigência de novas aquisições) que talvez não sejam consistentes com nosso objetivo
de maximizar nossos lucros.
A Eletrobras está sujeita a regras que limitam o endividamento das empresas do setor público e pode não ser capaz de obter
recursos suficientes para implementar seu programa de investimento proposto.
O orçamento atual da Eletrobras indica investimentos de, aproximadamente, R$10,2 bilhões em 2013. A Eletrobras não pode garantir
que conseguirá financiar seu programa de investimentos com base no fluxo de caixa ou recursos externos. Além disso, como uma
empresa controlada pela União, a Eletrobras está sujeita a certas regras que limitam seu endividamento e investimentos e deve
submeter sua proposta de orçamento anual, incluindo estimativas de montante e fontes de financiamento, para o Ministério do
Planejamento, Orçamento e Gestão e para o Congresso Nacional, para aprovação. Dessa forma, caso as operações da Eletrobras não se
enquadrem nos parâmetros e condições estabelecidos por essas regras e pelo Governo Brasileiro, a Eletrobras poderá ter dificuldade
na obtenção de financiamentos. Se a Eletrobras não for capaz de obter tais financiamentos, sua capacidade de investimento em
expansão e manutenção de suas atividades poderá ser adversamente impactada, o que poderá afetar a execução da sua estratégia de
crescimento, e, particularmente, o investimento em projetos de grande escala, o que poderá impactar adversamente os resultados
operacionais e financeiros da Eletrobras.
A Companhia possui uma série de subsidiárias cujo desempenho influencia significativamente seus resultados.
A Eletrobras conduz seus negócios principalmente por meio de suas subsidiárias operacionais, incluindo a Eletrobras Eletronorte,
Eletrobras CGTEE, Eletrobras Eletronuclear, Eletrobras Chesf, Eletrobras Furnas e Eletrobras Eletrosul e Itaipu. A capacidade da
Eletrobras de cumprir suas obrigações financeiras é, portanto, relacionada em parte ao fluxo de caixa e do lucro dessas subsidiárias e à
distribuição ou transferência desses ganhos para a Eletrobras na forma de dividendos, empréstimos ou outros adiantamentos e
pagamentos. Algumas dessas subsidiárias estão, ou poderão no futuro vir a estar, sujeitas a contratos de empréstimos que exigem que
qualquer endividamento destas subsidiárias com a Companhia esteja subordinado a estes contratos de empréstimo. As subsidiárias da
Eletrobras são entidades jurídicas distintas da Companhia. Qualquer direito que a Eletrobras possa ter de receber bens de qualquer
subsidiária ou outros pagamentos após sua liquidação ou reorganização será efetivamente subordinado aos créditos dos credores das
subsidiárias (incluindo as autoridades fiscais, os credores comerciais e os financiadores da subsidiária), salvo na medida em que a
Eletrobras seja credora dessa subsidiária, caso em que os créditos da Eletrobras ainda permaneceriam subordinados a qualquer
prioridade nos ativos desta subsidiária e a parcela de endividamento desta subsidiária que seja prioritária em relação à dívida com a
Eletrobras.
Os montantes que a Eletrobras recebe da Conta de Consumo de Combustível podem diminuir.
O Governo Brasileiro introduziu a Conta de Consumo de Combustível (“Conta CCC”), em 1973. A finalidade da Conta CCC é gerar
reservas financeiras devidas às empresas de distribuição e algumas empresas de geração (as quais devem fazer contribuições anuais
para a Conta CCC) para cobrir alguns dos custos da operação de usinas termelétricas em caso de condições hidrológicas adversas.
Apesar de o Governo Brasileiro ter anunciado que a Conta CCC será gradualmente eliminada, a Eletrobras (juntamente com outras
- 12 -
empresas do setor elétrico) continua a receber os reembolsos a partir dessa conta. No período recente, os montantes reembolsados pela
Conta CCC à Eletrobras e a outras empresas do setor foram superiores às contribuições feitas por estas à Conta CCC.
Após a promulgação da Lei n.º 12.783, a Eletrobras não tem mais a obrigação de fazer contribuições à Conta CCC. Apesar disso, a
Conta CCC não foi extinta. Os saldos disponíveis continuarão sendo distribuídos às empresas de geração e distribuição que incorram
em despesas adicionais em razão do uso de usinas termelétricas em caso de condições hidrológicas desfavoráveis. De modo a
assegurar a continuação da viabilidade da Conta CCC, a Lei n.º 12.783 permite que sejam feitas transferências entre a Conta de
Desenvolvimento Energético (“CDE”) e a Conta CCC.
No entanto, a Eletrobras não pode garantir que vai continuar a receber os reembolsos da Conta CCC e qualquer redução nos valores
recebidos pela Eletrobras pode afetar adversamente sua condição financeira e resultados operacionais.
A Eletrobras pode não conseguir implementar sua estratégia.
A capacidade da Eletrobras de implementar os principais tópicos de sua estratégia dependem de uma série de fatores, dentre os quais,
sua capacidade de:

Implementar um plano de eficiência operacional visando redução de custos, aumento de receitas e melhoria da qualidade e
confiabilidade de seus serviços;

Expandir seus negócios de forma sustentável e lucrativa; e

Implementar melhorias ao seu plano de negócios, governança corporativa e gestão.
A Eletrobras não pode assegurar que tais objetivos serão atingidos integralmente ou com sucesso. Qualquer impacto nos elementos
principais da estratégia da Eletrobras poderão afetar adversamente sua condição financeira e resultados operacionais.
Caso quaisquer dos ativos da Eletrobras sejam considerados ativos dedicados à prestação de um serviço público essencial, eles não
estariam disponíveis para liquidação na hipótese de falência e poderiam não estar sujeitos a penhora.
Em 09 de fevereiro de 2005, o Governo Brasileiro promulgou a Lei n.º 11.101 (“Nova Lei de Falências”), que entrou em vigor em 9
de junho de 2005 e rege a recuperação judicial, a recuperação extrajudicial e a falência, além de substituir o processo judicial de
reorganização de dívidas conhecido como concordata pelos processos de recuperação judicial e recuperação extrajudicial. A Nova Lei
de Falências estipula que suas disposições não se aplicam às empresas públicas e sociedades de economia mista, como a Eletrobras,
enquanto a Constituição Federal Brasileira estabelece que as sociedades de economia mista que realizarem atividades econômicas
estarão sujeitas ao regime jurídico aplicável a empresas privadas com relação a questões civis, comerciais, trabalhistas e tributárias.
Adicionalmente, a Lei n.º 12.767/2012 estabelece que os regimes de recuperação judicial ou extrajudicial não serão aplicados a
concessionárias de serviço público de energia elétrica, salvo posteriormente à extinção da concessão. Dessa forma, não está claro se as
disposições da Nova Lei de Falências referentes à recuperação judicial e extrajudicial e à falência se aplicarão ou não à Eletrobras.
A Eletrobras acredita que uma parte substancial de seus ativos, inclusive os ativos de geração, a rede de transmissão e a limitada rede
de distribuição, poderia ser considerada pelos tribunais brasileiros como sendo dedicada à prestação de um serviço público essencial.
Nesse caso, estes ativos não estarão disponíveis para liquidação na hipótese de falência da Eletrobras ou disponíveis para penhora
judicial. Ainda, em conformidade com a lei brasileira e com os termos dos contratos de concessão assinados pela Eletrobras, os ativos
da Eletrobras poderão ser revertidos para o Governo Brasileiro no caso de falência e/ou de recuperação judicial ou extrajudicial, sendo
que a Eletrobras não pode assegurar que a compensação recebida será igual ao valor de mercado dos ativos e, dessa forma, a condição
financeira e os resultados das operações da Eletrobras poderiam ser adversa e significativamente afetados.
A Eletrobras poderá ser responsabilizada, caso haja um acidente nuclear envolvendo sua subsidiária Eletrobras Termonuclear
S.A. (“Eletrobras Eletronuclear”).
A subsidiária Eletrobras Eletronuclear, como operadora de duas usinas de energia nuclear, poderá ser responsabilizada na hipótese de
um acidente nuclear. A Convenção de Viena sobre Responsabilidade Civil por Acidentes Nucleares (“Convenção de Viena”) foi
internalizada pelo ordenamento jurídico brasileiro em 1993. A Convenção de Viena estipula que um operador de uma usina nuclear,
como a Eletrobras Eletronuclear, que atue em um país que seja signatário da Convenção de Viena e que tenha adotado legislação
própria para a implementação da mesma, estará sujeito a ser responsabilizado por danos em um montante ilimitado no caso de um
acidente nuclear (exceto quanto houver cobertura por seguro). A Eletrobras Eletronuclear é regulada por diversas agências federais e
estatais. Em 31 de dezembro de 2012, as usinas Angra 1 e Angra 2, da Eletrobras Eletronuclear, possuíam seguro no valor total de
US$ 1.000 milhões caso ocorresse um acidente nuclear. Em adição à responsabilidade por danos decorrentes de acidente nuclear, a
Eletrobras Eletronuclear contratou seguro para cobrir riscos operacionais devido a potencial falha de equipamentos, no montante de
- 13 -
US$ 390,4 milhões por unidade. A Eletrobras não pode assegurar que suas coberturas de seguro serão suficientes na hipótese de um
acidente nuclear. Assim, qualquer acidente nuclear poderá ter um efeito adverso relevante na condição financeira e resultado
operacional da Eletrobras.
A autoridade regulatória nuclear brasileira (CNEN) não determinou nenhuma medida de segurança adicional existente ou planejada
para a operação de usinas nucleares em resposta ao acidente em Fukushima, no Japão. A Eletrobras Eletronuclear atendeu a todas as
solicitações feitas pelo CNEN relacionadas à avaliação das lições aprendidas em razão do acidente em Fukushima, incluindo a
realização de “testes de estresse” desenvolvidos para as usinas nucleares europeias seguindo as diretrizes estabelecidas pela Comissão
Europeia. As condições dos locais em que se localizam as usinas nucleares brasileiras passou, mesmo antes do acidente de Fukushima,
por um extenso processo de reavaliação, relacionado ao processo de licenciamento para a construção da terceira usina (Angra 3) no
mesmo local. Os resultados da reavaliação confirmaram a adequação dos critérios de segurança. A tecnologia aplicada às usinas
nucleares brasileiras e o projeto, incorporando medidas de segurança adicionais, tais como sistemas de alimentação de emergência
duplos e alternativas para o resfriamento passivo dos reatores, devem suportar acidentes em magnitudes superiores aos inicialmente
previstos. Apesar disso, a Eletrobras Eletronuclear implementou um programa extenso para avaliar e expandir suas margens de
segurança atuais, e destinou investimentos de aproximadamente US$150 milhões em tal programa até 2016. Assim, o acidente em
Fukushima não afetou a geração de energia nuclear no Brasil. As plantas nucleares da Eletrobras permanecem em operação e seus
projetos continuam conforme planejado.
Não temos fontes alternativas de matérias-primas básicas utilizadas por nossas usinas térmicas e nucleares.
Nossas usinas térmicas operam à base de carvão e/ou petróleo e nossas usinas nucleares operam à base de urânio processado. Em
ambos os casos, somos inteiramente dependentes de terceiros para o fornecimento de tais matérias-primas. Caso o fornecimento de
tais matérias primas se torne indisponível por qualquer razão, não temos fontes alternativas de fornecimento e, portanto, a capacidade
de nossas usinas térmicas e/ou nucleares de gerarem energia elétrica seria afetada negativamente, o que pode afetar negativamente
nossa condição financeira e resultados operacionais.
As empresas de distribuição da Eletrobras operam sob condições de mercado desafiadoras e historicamente, em termos agregados,
têm incorrido em perdas.
Os negócios de distribuição da Eletrobras são conduzidos principalmente nas regiões norte e nordeste do Brasil, representando 12,1%
da receita operacional líquida da Eletrobras no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012. Essas regiões figuram entre as
regiões mais pobres do país e as subsidiárias de distribuição da Eletrobras sofrem com prejuízos comerciais (decorrentes,
principalmente, de desvios ilegais de energia elétrica) e níveis relativamente altos de inadimplência por parte dos consumidores dessas
regiões. Historicamente, em termos agregados, as subsidiárias de distribuição da Eletrobras têm incorrido em perdas que afetaram
adversamente o resultado consolidado da Eletrobras. Em maio de 2008, a Eletrobras adotou uma nova estrutura administrativa para as
atividades de distribuição. Consequentemente, a Eletrobras vem implementando diversas medidas com o objetivo de reduzir perdas
comerciais e renegociar dívidas de consumidores inadimplentes com suas subsidiárias de distribuição. Contudo, a Eletrobras não pode
assegurar que as medidas adotadas para tentar remediar a situação terão sucesso e que os prejuízos sofridos pelas empresas de
distribuição serão reduzidos substancialmente, tampouco que as condições nos mercados em que tais subsidiárias atuam não irão se
deteriorar.
Adicionalmente, as tarifas praticadas pela Eletrobras para a venda de energia elétrica a seus consumidores são estabelecidas pela
ANEEL, nos termos dos respectivos contratos de concessão e da regulamentação brasileira aplicável, que estabelece mecanismos que
permitem reajustes periódicos. A ANEEL estabelece o montante de qualquer reajuste pela análise dos custos de cada empresa de
distribuição e seu custo médio ponderado de capital (WACC). O terceiro ciclo de revisão tarifária resultou em um WACC de 7.5%
para as empresas de distribuição de energia. Tendo em vista que os indicadores macroeconômicos do Brasil melhoraram
recentemente, o novo WACC poderia implicar em custos reduzidos de energia, enquanto outros custos permaneceriam estáveis.
Assim, as subsidiárias de distribuição de energia elétrica da Eletrobras poderão incorrer em perdas, e poderão continuar a afetar
negativamente sua situação financeira e seus resultados.
Podemos incorrer em perdas e dispender tempo e dinheiro na defesa de litígios pendentes e processos administrativos.
Atualmente, somos parte em vários processos cíveis, administrativos, ambientais, trabalhistas e fiscais movidos contra a Companhia.
As referidas demandas envolvem quantias substanciais em dinheiro e outras reparações. Vários litígios individuais representam uma
parte significativa do valor total das demandas contra a Companhia. Efetuamos provisões para todos os valores em litígio que
representam perda provável na visão de nossos advogados e com relação a aqueles litígios que são cobertos pela legislação, decretos
administrativos, decretos ou sentenças desfavoráveis. Em 31 de dezembro de 2012, provisionamos um valor total aproximado de R$
5.556 milhões no com relação aos nossos processos judiciais, dos quais R$ 636 milhões se referiam a processos fiscais, R$ 3.780
milhões relacionados com processos cíveis e R$ 1.139 milhões relacionados com processos trabalhistas. (Vide “Item 8.A,
Demonstrações Financeiras Consolidadas e Outras Informações – Litígio”).
- 14 -
Caso as demandas que envolvem um valor significativo e para as quais não há provisão sejam sentenciadas contra nós, ou caso as
perdas estimadas se tornem significativamente maiores do que as provisões efetuadas, o custo total de decisões desfavoráveis
poderiam exercer um efeito adverso sobre nossa condição financeira e resultado operacional. Além disso, nossa Administração poderá
ser obrigada a direcionar seu tempo e atenção na defesa dessas demandas, fato que a impediria focar emnosso negócio principal.
Dependendo do resultado, certos litígios podem resultar em restrições em nossas operações e exercer efeito adverso sobre certos
negócios.
A cobertura de seguros da Eletrobras pode ser insuficiente para cobrir potenciais perdas.
O negócio desenvolvido pela Eletrobras está sujeito, de forma geral, a diversos riscos e perigos, incluindo acidentes industriais,
disputas trabalhistas, condições geológicas inesperadas, mudanças no ambiente regulatório, riscos ambientais e meteorológicos, além
de outros fenômenos naturais. Além disso, a Eletrobras e/ou suas controladas são responsáveis por perdas e danos causados a terceiros
em decorrência de falhas da prestação dos serviços de geração, transmissão e distribuição.
Os seguros contratados pela Eletrobras cobrem somente parte das perdas que podem ocorrer. A Eletrobras acredita possuir seguros em
valores adequados para cobrir danos de incêndio, responsabilidade por acidentes de terceiros e riscos operacionais em suas usinas. Se
a Eletrobras for incapaz de renovar suas apólices de seguro de tempos em tempos ou surgirem perdas ou outros sinistros que não
estejam cobertos por seguro ou que excedam o limite segurado, a Eletrobras poderá estar sujeita a perdas inesperadas em valores
substanciais.
Julgamentos no exterior podem não ser oponíveis aos diretores ou conselheiros da Eletrobras
Todos diretores e conselheiros da Eletrobras indicados neste formulário de referência residem no Brasil. A Eletrobras, seus diretores e
conselheiros e membros do Conselho Fiscal, não concordaram em aceitar a citação processual nos Estados Unidos. Substancialmente
todos os ativos da Eletrobras, bem como os bens dessas pessoas, estão localizados no Brasil. Dessa forma, pode não ser possível
proceder à citação dessas pessoas em processos nos Estados Unidos ou em outras jurisdições fora do Brasil, penhorar seus bens ou
executá-las ou executar contra a Eletrobras, nos tribunais dos Estados Unidos ou em outras jurisdições fora do Brasil, sentenças
proferidas com base nas disposições sobre responsabilidade civil das leis sobre valores mobiliários dos Estados Unidos ou as leis de
outras jurisdições.
Se a Eletrobras não for capaz de corrigir as deficiências materiais em seus controles internos, a confiabilidade de seus relatórios
financeiros e a elaboração das demonstrações financeiras podem ser adversamente afetados.
Em conformidade com regulamentos da SEC, a gestão da Eletrobras, incluindo o Diretor Presidente e o Diretor Financeiro, avalia a
eficácia de seus controles e procedimentos de divulgação de informações, incluindo a eficácia dos controles internos da Eletrobras
sobre relatórios financeiros. Os controles internos da Eletrobras sobre relatórios financeiros são desenvolvidos para fornecer uma
garantia razoável quanto à confiabilidade dos relatórios financeiros e a elaboração das demonstrações financeiras para fins externos,
de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Como resultado da avaliação da administração sobre a eficácia da
divulgação de informações, controles e procedimentos da Eletrobras em 2012, a administração julgou que esses controles e
procedimentos não foram eficazes devido a deficiências materiais nos controles internos dos relatórios financeiros. Estas deficiências
incluíram a falta de desenvolvimento e manutenção de controles operacionais eficazes pela Eletrobras sobre:

Os critérios estabelecidos pelo COSO (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission) como base
para elaboração dos relatórios financeiros, incluindo: deficiências dos controles internos que não foram remediadas no período
adequado; ausência de processos adequadamente implementados para avaliação de riscos visando garantir que controles efetivos que
detectariam e evitariam erros materiais nas demonstrações financeiras foram adequadamente desenvolvidos e implementados, com
base nos riscos conhecidos pela Eletrobras; ausência de controles de tecnologia da informação efetivos, incluindo aquelas relacionadas
à segregação de função, segurança, concessão e monitoramento de acesso para os programas e dados financeiros;

Os processos de monitoramento e aprovação referentes às ao registro de lançamentos contábeis recorrentes e não recorrentes;

A precisão e completude dos depósitos judiciais e processos judiciais, incluindo a realização de revisões e atualizações
periódicas de tais informações, assim como a atualização do prognóstico de perda para fins de provisionamento;

A precisão e completude, bem como a revisão e monitoramento, dos planos de previdência complementar (planos de
aposentadoria) patrocinados pela Companhia;

O cálculo do impairment de ativos. Particularmente, não há evidências sobre a análise das informações financeiras utilizadas
para tal cálculo; e
- 15 -

A revisão e monitoramento adequados com relação à divulgação de informações e à preparação de demonstrações financeiras
e relatórios correlatos. Adicionalmente, a Eletrobras não apresentava equipe interna suficiente na área de contabilidade.
Em resposta às conclusões da Administração, a Eletrobras formou um grupo de trabalho composto por representantes de certas áreas
de sua operação. Este grupo de trabalho estabeleceu metas a serem cumpridas pelos diretores e gerentes de cada área. Adicionalmente,
a Eletrobras está trabalhando junto a consultores externos que auxiliaram a Companhia na fase de testes e seguem a ajudando na
elaboração de ações específicas para remediar as fraquezas materiais existentes. Na hipótese de incapacidade da Eletrobras para
corrigir estas deficiências materiais, a confiabilidade dos relatórios financeiros e da elaboração de suas demonstrações financeiras
podem ser adversamente afetados, o que poderá afetar adversamente a Eletrobras e a sua reputação.
Riscos Relacionados ao Brasil
O governo brasileiro exerceu, e continua a exercer, influência significativa sobre a economia do Brasil. As condições políticas e
econômicas do país têm um impacto direto sobre nossos negócios, condição financeira, resultados operacionais e prospectos.
A economia brasileira se caracteriza pelo significativo envolvimento do governo brasileiro, que frequentemente muda políticas
monetárias, de crédito e outras para influenciar a economia do país. As ações do governo brasileiro para controlar a inflação afetam
outras políticas que frequentemente envolvem controle de salário e preços, desvalorização do real, controle sobre envio de fundos ao
exterior, intervenção do Banco Central para afetar a taxa de juros básica e outras medidas. Não podemos prever, e não temos controle
nenhum sobre as medidas ou políticas que o governo brasileiro possa tomar no futuro. Nosso negócio, condição financeira, resultados
operacionais e prospectos podem ser afetados negativamente por mudanças nas políticas do governo brasileiro, assim como por fatores
gerais, incluindo, mas não limitados a:
•
o crescimento econômico brasileiro;
•
inflação;
•
taxas de juros;
•
variações em taxas de câmbio;
•
políticas de controle de câmbio;
•
liquidez do capital doméstico e mercados de empréstimo;
•
políticas fiscais e mudanças em leis de impostos; e
•
outras políticas diplomáticas, sociais, econômicas e de cunho politico, ou acontecimentos dentro do ou que afetem o Brasil.
Mudanças, ou incertezas acerca da implementação, nas políticas mencionadas acima podem contribuir para instabilidade econômica
no Brasil, aumentando assim a volatilidade do mercado de títulos brasileiro e o valor dos títulos do Brasil comercializados no exterior.
A estabilidade do real é afetada por sua relação com o dólar americano, pela inflação e políticas do governo brasileiro sobre taxas
de câmbio. Nosso negócio pode ser negativamente afetado por qualquer recorrente volatilidade que afete nossos recebíveis e
obrigações em moeda estrangeira.
A moeda brasileira já experimentou altos níveis de volatilidade no passado. O governo do Brasil implementou diversos planos
econômicos, e tem usado uma grande variedade de mecanismos de controle de moeda estrangeira, incluindo desvalorização repentina,
desvalorização pequena e periódica durante a qual a ocorrência de mudanças variaram de diárias a mensais, sistemas de mercado de
câmbio flutuante, controle de câmbio e mercado de câmbio paralelo. De tempos em tempos, houve significativa variação entre o dólar
americano e real e outras moedas. Em 31 de dezembro de 2012, a taxa de câmbio entre o real e o dólar era de R$2,0435 para
U.S.$1,00.
O real pode não manter seu atual valor ou o governo brasileiro pode implementar mecanismos de controle de moeda estrangeira.
Qualquer interferência governamental sobre a taxa de câmbio, ou a implementação de mecanismos de controle de moeda estrangeira,
pode levar à desvalorização do real, o que pode reduzir o valor de nossos recebíveis e tornar nossas obrigações em moeda estrangeira
mais onerosas. Além do que diz respeito a nossas receitas e recebíveis denominados em dólares americanos, tais desvalorizações
podem afetar negativamente nossos negócios, operações e prospectos.
Em 31 de dezembro de 2012, aproximadamente 38,93% de nosso endividamento consolidado, que equivale a R$19.330 milhões em
tal data, era denominado em moeda estrangeira, do qual R$19.007 milhões (ou aproximadamente 38,28%) era denominado em dólares
americanos, e aproximadamente R$9.419 milhões (ou aproximadamente 48,73%) de tal endividamento estrangeiro era em relação à
dívida de Itaipu.
- 16 -
A inflação, e as medidas do governo brasileiro para suprimir a inflação, podem ter uma contribuição significativa na incerteza do
Brasil e afetar negativamente nossos resultados operacionais.
Historicamente, o Brasil já viveu altas taxas de inflação. A inflação e algumas medidas tomadas pelo governo brasileiro para suprimíla tiveram, de forma geral, fortes efeitos negativos na economia brasileira. Desde a introdução do real em 1994, a taxa de inflação do
Brasil se mantém significativamente mais baixa que em períodos anteriores. Entretanto, pressões inflacionárias persistem, e as
políticas adotadas para conter tais pressões e incertezas a respeito de uma possível futuro intervenção governamental contribuíram
para a incerteza econômica.
O Brasil pode vivenciar altos níveis de inflação no futuro. Pressões de custos inflacionários podem levar a mais intervenções
governamentais, incluindo a introdução de políticas que podem ter um efeito negativo em nosso negócio, condição financeira,
resultados operacionais e prospectos.
Riscos Relacionados à Indústria de Energia do Brasil
Não podemos prever se a constitucionalidade Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico será mantida; caso não o seja, poderemos
enfrentar tanto incertezas quanto custos no realinhamento de nosso negócio.
Em 2004, o governo brasileiro promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, uma legislação abrangente que prevê o escopo
para a regulamentação do setor de energia elétrica no Brasil. Dentre outras mudanças, a nova lei (i) modifica as regras relacionadas à
compra e venda de eletricidade entre companhias de geração e distribuição; (ii) estabelece novas regras para o leilão de companhias de
geração; (iii) criou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e novas entidades divisionais; e (iv) modificou as
responsabilidades do Ministérios de Minas e Energia e da ANEEL. Alinhamos nosso negócio a este novo escopo. Contudo, a
constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está sendo questionada na Supremo Tribunal Federal. O Supremo
Tribunal ainda não emitiu sua decisão final neste caso, apesar de recentemente ter aceitado negar um pedido de suspensão da
efetividade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico enquanto a questão continua pendente. Se o Tribunal Superior determinar que a
Lei do Novo Modelo do Setor Elétricos é inconstitucional, isso resultaria em considerável incerteza no Brasil quando ao escopo
apropriado do setor de energia, o que pode afetar negativamente a operação de nosso negócio. Ademais, não temos como prever os
termos de quer escopo alternativo para a regulamentação da eletricidade no país. Provavelmente enfrentaremos custos para o
realinhamento de nosso negócio a fim de cumprir as exigências de tal escopo, qualquer que seja. Isso resultaria em um efeito negativo
em nossa condição financeira e resultados operacionais.
A Eletrobras poderá ser penalizada pela ANEEL por deixar de cumprir com os termos de seus contratos de concessão e poderá não
recuperar o valor integral de seu investimento na hipótese de qualquer de seus contratos de concessão ser cancelado.
A Eletrobras realiza suas atividades de geração, transmissão e distribuição em conformidade com contratos de concessão celebrados
com o Governo Brasileiro por meio da ANEEL. A duração dessas concessões varia de 20 a 35 anos. A ANEEL poderá impor
penalidades à Eletrobras caso esta deixe de cumprir qualquer obrigação prevista nos contratos de concessão. Dependendo da gravidade
do descumprimento, essas penalidades poderão incluir advertências, multas substanciais (em alguns casos até 2% das receitas do
exercício social imediatamente anterior à avaliação), restrições às operações da Eletrobras, intervenção ou término da concessão. A
título de exemplo, em 22 de março de 2010, a controlada Eletrobras Furnas foi multada em R$53,7 milhões pela ANEEL, que
entendeu ter havido falhas no sistema de proteção das subestações de Itaberá (SP) e Ivaiporã (PR), o que teria motivado a pane elétrica
e interrupção no fornecimento de energia elétrica, em 10 de novembro de 2009. A ANEEL também poderá cancelar as concessões
antes de seu vencimento na hipótese de a Eletrobras não cumprir com suas exigências, ter a falência decretada ou ser dissolvida, ou na
hipótese de a ANEEL determinar que esse cancelamento atende ao interesse público.
Em 31 de dezembro de 2012, a Eletrobras acreditava estar em conformidade com todas os termos e condições relevantes de suas
concessões. Contudo, a Eletrobras não pode assegurar que não será penalizada pela ANEEL pela violação de seus contratos de
concessão ou que suas concessões não serão canceladas futuramente. Na hipótese de a ANEEL cancelar qualquer uma das concessões
da Eletrobras antes do respectivo prazo de vencimento, a concessionária não poderá mais operar aquela atividade e receberá uma
indenização pelos investimentos não amortizados da concessão. Essa indenização, contudo, poderá não ser suficiente para recuperar
integralmente os investimentos feitos pela Eletrobras, o que poderá causar um efeito adverso relevante em sua condição financeira e
resultado operacional.
A Eletrobras poderá sofrer processo de intervenção administrativa se estiver prestando seus serviços de forma inadequada ou em
violação de disposições contratuais, regulamentares e legais pertinentes.
Em agosto de 2012, o Governo Federal publicou uma medida provisória, posteriormente convertida na Lei n° 12.767/2012, permitindo
a intervenção administrativa, pela ANEEL, em concessões de serviço público de energia elétrica, com o objetivo de assegurar a
- 17 -
prestação adequada e o fiel cumprimento de normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes.
Se a ANEEL decretar a intervenção em concessões, por meio de processo administrativo devidamente instaurado, os administradores
deverão apresentar plano de recuperação e correção de falhas e transgressões que ensejaram a intervenção. Caso o plano de
recuperação seja indeferido ou não apresentado nos prazos previstos pela regulamentação, a ANEEL poderá adotar medidas como
declaração de caducidade, operações societárias para alocação de ativos, alteração de controle societário da empresa sob intervenção,
dentre outras medidas.
Caso as concessionárias da Eletrobras sejam submetidas a processos de intervenção administrativa, a Eletrobras e suas subsidiárias
poderão estar sujeitas a processos de reorganização institucional a serem implementados com base no plano de recuperação proposto
pelos administradores, o que poderá afetar adversamente os resultados operacionais e condição financeira da Eletrobras.
Adicionalmente, caso o plano de recuperação não seja aceito, a Eletrobras e suas controladas poderão estar sujeitas às determinações
da ANEEL descritas acima, o que poderá afetar adversamente os resultados operacionais e condição financeira da Eletrobras.
As atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica são reguladas e supervisionadas pelo Governo Federal.
Alterações regulatórias que venham a ser implementadas ou o cancelamento das concessões antes dos prazos de vencimento
poderão impactar adversamente os negócios da Eletrobras, e quaisquer quantias pagas a título de indenização pelo cancelamento
de concessões podem ser inferiores ao valor real dos investimentos feitos.
De acordo com a legislação brasileira, a ANEEL tem competência para regular e fiscalizar as atividades das concessionárias de
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, como a Eletrobras e suas controladas, inclusive em relação a investimentos,
despesas adicionais, tarifas cobradas, repasse do preço da energia comprada às tarifas cobradas por essas concessionárias, entre outras
matérias. As alterações regulatórias no setor elétrico são de difícil previsão e poderão ter impacto adverso sobre as atividades,
negócios e resultados da Eletrobras e de suas controladas.
As concessões podem ser terminadas antes do prazo de concessão por encampação ou caducidade. O poder concedente pode promover
a encampação em caso de razão de interesse público, nos termos da lei, quando retoma a prestação do serviço público pelo período
remanescente da concessão. O poder concedente pode também promover a caducidade da concessão após a condução de processo
administrativo conduzido pela ANEEL ou pelo Ministério de Minas e Energia que resulte na constatação de que a concessionária (a)
não prestou serviços adequados por um período superior a 30 dias consecutivos e não apresentou nenhuma alternativa aceitável à
ANEEL ou ao ONS, ou violou as normas e leis aplicáveis; (b) não mais apresenta as condições técnicas, financeiras ou econômicas
para prestar os serviços de forma adequada; e/ou (iii) não quitou as multas aplicadas pelo poder concedente.
As penalidades aplicáveis estão previstas na Resolução n.º 63 da ANEEL, de 12 de maio de 2004, e incluem advertências, multas
substanciais (em certos casos de até 2,0% da receita auferida no exercício social anterior à avaliação), restrições às operações da
concessionária, intervenção e até a extinção da concessão.
Nas hipóteses de encampação ou caducidade da concessão, a Eletrobras pode contestar tais medidas e poderá ter o direito de receber
uma indenização pelos investimentos feitos nos ativos expropriados que não foram completamente amortizados ou depreciados.
Contudo, o montante de indenização que a Eletrobras receber pode não ser suficiente para recuperar integralmente seus investimentos,
o que poderia afetar adversamente sua situação financeira e resultados operacionais.
A ANEEL determina as tarifas de geração, transmissão e distribuição com base em critérios determinados em lei.
A Eletrobras realiza suas atividades de geração, transmissão e distribuição em conformidade com contratos de concessão celebrados
com o Governo Federal por meio da ANEEL e, em alguns casos, com tarifas determinadas pela ANEEL.
As concessões renovadas em 2012, nos termos da Lei n°12.783/2013 foram vinculadas à determinação de novas tarifas e Receita
Anual Permitida – RAP pela agência reguladora. Caso a ANEEL questione ou indefira os pedidos de ajuste de tarifas com base nos
investimentos incorridos pela Eletrobras, sua condição financeira e seus resultados operacionais poderão ser adversamente afetados.
A Eletrobras está sujeita a leis e regulamentos ambientais e relativos à saúde e segurança do trabalho, os quais poderão se tornar
mais rigorosos no futuro e resultar em maiores responsabilidades e dispêndios de capital.
As operações da Eletrobras estão sujeitas à legislação federal, estadual e municipal sobre saúde, segurança do trabalho e meio
ambiente, bem como à supervisão por parte de agências do Governo Brasileiro responsáveis pela implementação dessas leis. Entre
outras medidas, estas leis exigem que a Eletrobras obtenha licenças ambientais para a construção de suas instalações ou para a
instalação e operação de novos equipamentos necessários às suas atividades. As regras sobre essas matérias são complexas e podem
ser alteradas ao longo do tempo, tornando a capacidade de cumprimento das exigências mais difícil ou até mesmo impossível,
prejudicando, assim, as operações atuais ou futuras de geração, transmissão e distribuição de energia. O Ministério do Meio Ambiente,
por exemplo, exigiu que a Eletrobras cumprisse um programa de 33 etapas, referente à saúde, segurança e meio ambiente como
requisito para conceder à Eletrobras permissão para operar o projeto do rio Madeira. Além disso, indivíduos, organizações não
- 18 -
governamentais e o público têm certos direitos de iniciar processos judiciais buscando a obtenção de liminares para suspender ou
cancelar os processos de licenciamento. Da mesma forma, autoridades governamentais brasileiras podem tomar medidas para obrigar
a Eletrobras a remediar qualquer falha no cumprimento das leis aplicáveis. Essas medidas poderão incluir, dentre outras, a imposição
de multas, a revogação de licenças e a suspensão das operações. Essas falhas poderão ainda resultar em responsabilidade criminal,
independentemente da responsabilidade de realizar reparação ambiental e indenizar terceiros pelo dano ambiental. A Eletrobras não
pode prever com precisão o efeito que o cumprimento de novos normativos ambientais, de saúde ou segurança do trabalho, poderá ter
sobre suas atividades. Se não garantir as licenças apropriadas, a estratégia de crescimento da Eletrobras poderá ser significativamente
afetada, o que poderá afetar adversamente os resultados operacionais e condição financeira da Eletrobras.
A regulamentação ambiental requer que a Eletrobras realize estudos de impacto ambiental sobre os projetos futuros e obtenha as
permissões regulatórias necessárias.
A Eletrobras precisa realizar estudos de impactos ambientais e obter licenças para seus projetos atuais e futuros. A Eletrobras não
pode assegurar que tais estudos sobre impacto ambiental serão aprovados pelo Governo Brasileiro, que a oposição pública não
resultará em atrasos e/ou modificações de qualquer projeto proposto ou que as leis e a regulamentação não mudarão ou serão
interpretados de uma forma que possa afetar adversamente suas operações ou planos para os projetos nos quais tenha investimentos. A
Eletrobras vê a preocupação pela proteção ambiental como uma tendência crescente no setor elétrico. As mudanças nas normas
ambientais, bem como as mudanças na política de cumprimento de normas ambientais existentes, poderão afetar adversamente a
condição financeira da Eletrobras e o resultado das suas operações ao atrasarem a implementação dos projetos de energia elétrica,
aumentando os custos de expansão, ou sujeitando a Eletrobras a multas administrativas pelo não cumprimento das normas ambientais.
A Eletrobras é afetada pelas condições hidrológicas e seus resultados operacionais poderão ser afetados.
As condições hidrológicas poderão afetar adversamente as operações da Eletrobras. Por exemplo, as condições hidrológicas que
resultem em baixa capacidade de geração de eletricidade no Brasil poderão ocasionar a implementação de programas de reduções
obrigatórias na geração ou consumo de eletricidade. O período mais recente de baixa precipitação pluviométrica ocorreu nos anos
anteriores a 2001 e, consequentemente, o Governo Brasileiro instituiu um programa para reduzir o consumo de eletricidade, de 1º de
junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002. Adicionalmente, em 2012, os níveis de precipitação foram relativamente baixos, o que
reduziu os níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas da Eletrobras. Consequentemente, a Eletrobras teve que se valer de usinas
termelétricas para gerar a energia esperada de suas usinas hidrelétricas, a custos significativamente maiores.
Uma nova ocorrência de condições hidrológicas desfavoráveis que resulte em baixo suprimento de eletricidade no mercado brasileiro
poderá causar, entre outras coisas, a implementação de programas amplos de conservação de eletricidade, incluindo reduções
compulsórias no consumo de eletricidade ou a imposição de encargos específicos sobre o setor para financiar a utilização de usinas
termelétricas, que frequentemente possuem custos mais elevados por MW de energia produzido se comparados a usinas hidrelétricas.
Assim, é possível que períodos prolongados com baixo índice de precipitação afetem negativamente os resultados financeiros da
Eletrobras no futuro. A capacidade de geração poderá ser afetada, ainda, por eventos naturais, como inundações que venham a
danificar as instalações da Eletrobras, o que, por sua vez, poderá afetar adversamente a sua condição financeira e os resultados
operacionais da Eletrobras.
A construção, expansão e operação das instalações e equipamentos para a geração, transmissão e distribuição de eletricidade
envolvem riscos significativos que poderão 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 governamentais necessárias;

a indisponibilidade de equipamentos;

interrupções no suprimento;

paralisações de obras;

paralisação da mão de obra;

agitação social;

interrupções ocasionadas pelas condições do tempo e hidrológicas;
- 19 -

problemas de engenharia e ambientais não previstos;

aumentos das perdas de eletricidade, incluindo perdas técnicas e comerciais;

atrasos na construção e na operação, ou aumentos nos custos previstos; e

indisponibilidade de financiamento adequado.
Por exemplo, passamos por paralisações de mão de obra durante a construção das usinas hidrelétricas de Jirau, Santo Antônio e Belo
Monte. A Eletrobras não possui cobertura de seguros para alguns destes riscos, especialmente aqueles advindos de condições
meteorológicas. Adicionalmente, a implementação de investimentos no setor de transmissão sofreu atrasos devido à dificuldade em se
obter as autorizações e aprovações governamentais. Por sua vez, tal atraso resultou em atrasos nos investimentos em geração devido à
falta de investimento em linhas de transmissão para escoar a produção. Se a Eletrobras enfrentar qualquer dos problemas acima,
poderá não conseguir gerar, transmitir e distribuir eletricidade em montantes consistentes com suas projeções, o que poderá ter um
efeito adverso sobre a sua condição financeira e resultado operacional.
A Eletrobras é objetivamente responsável por quaisquer danos resultantes do fornecimento inadequado de eletricidade para as
companhias de distribuição, e as apólices de seguro contratadas poderão não abranger esses danos.
De acordo com a lei brasileira, a Eletrobras tem responsabilidade objetiva por perdas e danos resultantes do fornecimento inadequado
de eletricidade para as empresas de distribuição, tais como interrupções súbitas ou perturbações decorrentes dos sistemas de geração,
transmissão ou distribuição. Consequentemente, a Eletrobras poderá ser responsabilizada por estes danos diretos independentemente
de culpa pela sua ocorrência. Em função da incerteza envolvida nestas questões, a Eletrobras não mantém quaisquer provisões com
relação a potenciais danos, e as contingências decorrentes destas interrupções ou perturbações podem não estar cobertas pelas
apólices de seguro ou podem ultrapassar os limites de cobertura dessas apólices. Dessa forma, caso a Eletrobras seja considerada
responsável pelo pagamento de indenizações em montantes substanciais, sua condição financeira e seus resultados operacionais
poderão ser adversamente afetados em montantes superiores àqueles provisionados.
Riscos relativos às Ações em ADSs
A Eletrobras possui ações preferenciais com direito a voto extremamente limitado.
De acordo com a Lei e com o Estatuto Social, os titulares de ações preferenciais não têm direito a votar nas Assembleias Gerais,
exceto em circunstâncias específicas. Isto significa, entre outras coisas, que um acionista preferencialista não tem direito a votar em
operações societárias, inclusive em fusões ou incorporações. Dessa forma, o principal acionista, que detém a maioria das ações
ordinárias com direito de voto e que exerce controle sobre a Eletrobras, tem condições de aprovar determinadas medidas corporativas
sem a aprovação dos acionistas preferencialistas. Portanto, o investimento nas ações preferenciais não é adequado para aqueles que
consideram os direitos de voto um fator importante na decisão de investimento.
Exercer o direito de voto no que diz respeito a ações ordinárias e preferenciais requer passos processuais adicionais.
Quando acionistas que possuem ações ordinárias têm direito a voto, e nas limitadas circunstâncias em que acionistas que possuem
ações preferencias podem votar, eles podem exercer seu direito de voto no que diz respeito a ações representadas por ADSs somente
de acordo com as provisões do acordo de depósito relacionado às ADSs. Não existem provisões na lei brasileira ou em nosso estatuto
social que limite a liberdade que acionistas detentores de ADSs têm de exercer seu direito de voto através do banco de depósito no que
diz respeito às ações subjacentes. Porém, há limitações práticas na liberdade que os acionistas detentores de ADSs têm de exercer seu
direito a voto devido aos passos processuais adicionais incluídos na comunicação com tais acionistas. Por exemplo, acionistas
detentores de nossas ações receberão notificações diretas nossas e serão capazes de exercer seu direito de voto ao comparecerem à
assembleia pessoalmente ou ao votar através de sua representação. Acionistas detentores de ADSs, por outro lado, não receberão
notificações diretas nossas. Ao invés, de acordo com o acordo de depósito, enviaremos a notificação ao banco de depósito, que por sua
vez, assim que possível, enviará por correio aos acionistas detentores de ADSs a notificação acerca de tal assembleia e uma declaração
sobre a maneira na qual as instruções podem ser transmitidas aos acionistas. Para exercer seu direito a voto, os acionistas detentores de
ADS devem então informar ao banco de depósito sobre como votar por suas ações. Devido a esse passo processual adicional que
envolve o banco de depósito, o processo para o exercício do direito de voto é mais longo para os acionistas detentores de ADSs do que
para os acionistas detentores de ações. ADSs para as quais o banco de depósito não receber instruções de voto dentro do prazo
necessário não passarão por votação durante qualquer assembleia.
Se a Eletrobras emitir novas ações ou se os acionistas venderem ações futuramente, o preço de mercado das ações pode ser
reduzido.
A emissão pela Eletrobras ou a venda de uma quantidade substancial de ações, ou a suposição de que isto possa ocorrer, poderá
diminuir o preço de mercado das ações ordinárias e preferenciais da Eletrobras, em razão de sua diluição. Caso a Eletrobras emita
- 20 -
novas ações ou se os acionistas da Companhia optarem por vender as ações de sua titularidade, o preço das ações ordinárias e
preferenciais de emissão da Companhia podem apresentar redução significativa. Essas emissões ou vendas ainda poderão tornar mais
difícil a emissão de ações futuramente, em uma data e com um preço considerados apropriados pela Eletrobras, podendo também
dificultar a venda dessas ações por seus titulares por qualquer preço ou acima do preço que pagaram por elas.
Acontecimentos políticos, econômicos e sociais, bem como a percepção de riscos em outros países, incluindo os Estados Unidos, a
União Europeia e países de economia emergente, podem prejudicar o preço de mercado dos valores mobiliários brasileiros,
inclusive das ações da Eletrobras.
O mercado de capitais brasileiro é influenciado pelas condições econômicas e de mercado de outros países, incluindo os Estados
Unidos, a União Europeia e países de economia emergente. Embora a conjuntura econômica nesses países possa ser
significativamente diferente da conjuntura econômica no Brasil, a reação dos investidores aos acontecimentos nesses outros países
pode causar um efeito adverso sobre o valor de mercado dos valores mobiliários de emissores brasileiros, especialmente aqueles
listados em bolsa de valores. Crises nos Estados Unidos, União Europeia e em outros países de economia emergente podem reduzir o
interesse dos investidores nos emissores brasileiros, incluindo a Eletrobras. Por exemplo, os preços das ações listadas na
BM&FBOVESPA foram historicamente afetados por flutuações da taxa de juros dos Estados Unidos, bem como por variações dos
principais índices de ações norte-americanas. Eventos em outros países e em outros mercados de capitais podem afetar o valor de
mercado das ações da Eletrobras, tendo em vista que, no futuro, poderia dificultar ou impedir o acesso ao mercado de capitais ou à
obtenção de financiamento para investimentos em termos aceitáveis.
A crise financeira internacional que se iniciou no segundo semestre de 2008 apresentou consequências substanciais, incluindo no
Brasil, tais como volatilidade dos mercados acionário e de crédito, dificuldade de obtenção de crédito, aumento das taxas de juros,
desaceleração econômica, flutuações de câmbio e pressão inflacionária, entre outros, que poderiam afetar adversamente a Eletrobras e
o preço de valores mobiliários de emissores brasileiros, incluindo as ações de emissão da Eletrobras.
A persistência da incerteza na Europa, especialmente com relação à Grécia, Espanha, Itália e Portugal, intensificou as preocupações
sobre a sustentabilidade fiscal e risco de inadimplemento por estes países, implicando, consequentemente, em redução dos níveis de
confiança dos investidores e volatilidade nos mercados. Adicionalmente, as estimativas de crescimento nos Estados Unidos continuam
baixas, considerando certos critérios de poupança, políticas fiscais mais rígidas e taxas de crescimento global reduzidas. A contínua
deterioração financeira de tais países aparentemente afetaram adversamente a economia global e, indiretamente, os mercados
emergentes, incluindo o Brasil e China, que já começaram a demonstrar sinais de redução de sua taxa de crescimento.
Controles de câmbio e restrições a remessas de dinheiro ao exterior podem afetar negativamente os acionistas detentores de ADSs.
Você pode sofrer efeito negativo pela imposição de restrições no envio de dinheiro a investidores financeiros, proveniente dos lucros
de seus investimentos no Brasil e da conversão de reais para moedas estrangeiras. O governo brasileiro impôs restrições de remessas
de dinheiro por aproximadamente três meses no final de 1989 e início de 1990. Restrições como essas prejudicariam ou evitariam a
conversão de dividendos, distribuição ou lucros de qualquer venda de nossas ações, seja qual for o caso, de reais para dólares
americanos e o envio de dólares americanos para o exterior. Não podemos garantir-lhe que o governo brasileiro não tomará medidas
semelhantes no futuro.
Trocar ADSs por ações subjacentes pode ter consequências desfavoráveis.
Como um acionista detentor de ADSs, você é beneficiado pelo certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro obtido pelo
depositário de nossas ações preferenciais subjacentes às ADSs no Brasil, o que permite que o depositário converta os dividendos e
outras distribuições relacionadas às ações preferenciais para moedas não-brasileiras e envie o lucro para o exterior. Ao entregar suas
ADSs em troca de ações preferenciais, você terá o direito de continuar a contar com o certificado eletrônico de registro de capital
estrangeiro do depositário por apenas cinco dias úteis a contar da data da troca. A partir de então, quando da disposição de, ou
distribuições relacionadas às ações preferenciais, a menos que você obtenha seu próprio certificado eletrônico de registro de capital
estrangeiro ou seja qualificado diante da regulamentação brasileira de investimento estrangeiro que dão a alguns investidores
estrangeiros o direito de comprar e vender ações nos mercados de valores do Brasil sem obter certificados eletrônicos de registro de
capital estrangeiro individuais, você não poderá enviar remessas de moeda estrangeira para o exterior. Além disso, caso você não se
qualifique nas regulamentações de investimento estrangeiro, de forma geral, seus dividendos, distribuição e lucro de nossas ações
preferenciais estarão sujeitos a impostos menos favoráveis.
Caso você decida buscar obter seu próprio certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro, poderá estar sujeito a despesas ou
sofrer atrasos no processo de inscrição, o que pode atrasar seu recebimento de dividendos ou distribuição relacionados a nossas ações
preferenciais ou o retorno de seu capital de forma rápida. O certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro do depositário
também pode ser afetado negativamente por mudanças futuras na legislação.
- 21 -
Você pode não conseguir exercer seus direitos de preferência relacionados às ações preferenciais ou ordinárias.
Você pode não conseguir exercer seus direitos de preferência relacionados às ações preferenciais ou ordinárias subjacentes a suas
ADSs, a menos que uma declaração de registro sob o Ato De Títulos dos Estados Unidos de 1933, conforme seus adendos (o “Ato dos
Títulos”), esteja em efeito em relação a tais direitos ou uma isenção das exigências de registro do Ato dos Títulos esteja disponível.
Não somos obrigados a apresentar tal declaração de registro a respeito das ações ligadas a esses direitos de preferência, e não podemos
garantir que você apresentará tal declaração de registro. A menos que apresentemos uma declaração de registro ou que uma isenção de
registro se aplique, você poderá receber somente o lucro líquido da venda de seus direitos de preferência pelo depositário ou, caso os
direitos de preferência não possam ser vendidos, poderão ser prescritos e assim sua posição de proprietário a respeito das ações
preferenciais ou ordinárias será terminada.
Mudanças na legislação fiscal do Brasil podem ter um impacto negativo nos impostos aplicáveis à disposição de nossas ações ou
ADSs.
Lei No. 10.833 de 29 de Dezembro de 2003 prevê que a disposição de bens localizados no Brasil por um estrangeiro não residente
tanto para um brasileiro residente quanto para um não residente está sujeita a impostos no Brasil, independente de a disposição ocorrer
dentro ou fora do país. Essa provisão resulta na imposição de imposto de renda sobre os ganhos provenientes da disposição de nossas
ações ordinárias ou preferenciais por um não residente do Brasil para outro não residente do Brasil. Não há diretrizes judiciais acerca
da aplicação da Lei No. 10.833 de 29 de dezembro de 2003 e, assim, não podemos prever se cortes brasileiras decidirão que é
aplicável à disposição de nossas ADSs entre não residentes do Brasil. Contudo, caso a disposição de bens seja interpretada de forma a
incluir a disposição de nossas ADSs, da mesma forma, tal lei fiscal resultaria na imposição de imposto retido na disposição de nossas
ADSs por um não residente do Brasil para outro.
Considerando que todo lucro ou prejuízo reconhecido por um acionista dos Estados Unidos (conforme definido sob “Item 10.E,
Impostos – Consequências Negativas de Imposto de Renda Federal Americano) será, geralmente, tratado como uma fonte americana
de lucro ou prejuízo a menos que tal crédito seja aplicado (sujeito à limitações cabíveis) sobre impostos devidos em outra renda
considerada derivada de fontes estrangeiras, tal acionista americano pode não conseguir utilizar seu crédito fiscal estrangeiro
proveniente de qualquer imposto brasileiro sobre a disposição de nossas ações ordinárias ou preferenciais ou de nossas ITEM 4.
ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A COMPANHIA
Visão Geral
A Eletrobras está envolvida, diretamente e por meio de suas subsidiárias, na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica no
Brasil. Em 31 de dezembro de 2012, a Eletrobras detinha aproximadamente 35% da capacidade instalada de geração de energia
elétrica no Brasil (35,6% em 31 de dezembro de 2011). Por meio de suas subsidiárias, a Eletrobras também era responsável por
aproximadamente 53% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kv no Brasil em 31 de dezembro de 2012 (53,1% em 31
de dezembro de 2011). As receitas da Eletrobras decorrem principalmente de:

geração de energia elétrica e sua venda para as empresas distribuidoras de energia elétrica e para os consumidores
livres;

a transmissão de energia elétrica em favor das outras concessionárias de energia elétrica; e

a distribuição de energia elétrica para os consumidores finais.
A. Histórico e Desenvolvimento
Visão geral
Nossa companhia foi estabelecida em 11 de junho de 1962 como uma sociedade anônima de economia mista e duração ilimitada.
Estamos sujeitos à lei brasileira das sociedades anônimas. Nossa sede executiva está localizada 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. Nosso
razão social é Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras e nosso nome fantasia é Eletrobras.
Investimentos de Capital
Nos últimos cinco anos, a Eletrobras aplicou uma média de R$5,4 bilhões anualmente em investimentos de capital. Aproximadamente
39% desse total foi investido em de geração, 34% em transmissão e, o restante, em atividades de distribuição e outras atividades.
- 22 -
O principal negócio da Eletrobras é a geração, transmissão e distribuição de energia, e a Companhia pretende investir
significativamente nesses segmentos nos próximos anos.
O Governo Federal seleciona as empresas concessionárias para a construção de novas usinas de geração de energia e linhas de
transmissão por meio de leilões. Assim, é difícil prever o montante preciso que a Eletrobras investirá nesses segmentos no futuro.
Entretanto, a Companhia está trabalhando para conquistar um número significativo de concessões, seja individualmente ou por meio
de consórcios incluindo participantes do setor privado.
O Plano Decenal do Setor Elétrico prevê que o Brasil terá um total de 148.969km de linhas de transmissão e 182.408MW de
capacidade instalada de geração em 2021. Estas estimativas correspondem a aproximadamente R$269 bilhões em investimentos no
setor elétrico brasileiro. Sendo o maior participante deste mercado atualmente, em termos de comprimento de linhas de transmissão, a
Eletrobras espera participar na maioria desses novos investimentos. De acordo com o seu plano de negócios, a Eletrobras acredita que
investirá aproximadamente R$52,4 bilhões em seus negócios de geração, transmissão e distribuição nos próximos cinco anos. Para
esses investimentos, a Eletrobras estima utilizar capital gerado por suas atividades geradoras de caixa, bem como por meio do acesso
ao mercado de capitais local e internacional, além de financiamentos bancários.
Os investimentos de capital da Eletrobras no exercício social findo em 31 de dezembro de 2012 totalizaram R$5.924,1 milhões, em
comparação a R$6.775,2 milhões e R$5.279,4 milhões em 2011 e 2010, respectivamente.
B. Estratégias da Companhia
Os principais objetivos estratégicos da Eletrobras são alcançar um crescimento sustentável e rentabilidade, mantendo sua posição de
liderança no setor elétrico brasileiro. Para atingir estes objetivos, as principais estratégias da Companhia são as seguintes:

Melhorar a eficiência operacional. As atividades da Eletrobras têm sido focadas historicamente em suas operações no
mercado brasileiro de geração, transmissão e distribuição de energia, bem como em seu papel anterior como financiador de
terceiros, incluindo, historicamente, suas subsidiárias. A Eletrobras pretende reduzir seus custos operacionais por meio de
uma série de medidas, que incluem (i) a implementação de um plano de incentivo ao desligamento voluntário de
colaboradores e regulamentação de um plano de mobilidade dos mesmos, de forma a estimular o desenvolvimento de seus
colaboradores, (ii) padronização de processos, sistemas de controle e gestão, inclusive para a operação e manutenção dos seus
ativos; (iii) centralização de atividades administrativas e procedimentais; e (iv) aprovação de um procedimento licitatório
simplificado. A Eletrobras acredita que todas estas medidas possibilitarão a otimização de seus custos e o aprimoramento da
qualidade e segurança dos serviços prestados pela Companhia, sem prejuízo da qualidade e confiabilidade de seus serviços.

Expandir seus negócios de forma sustentável e rentável. Em função da posição de liderança da Eletrobras no setor elétrico
brasileiro, da escala de suas operações e da expertise de sua administração, a Eletrobras acredita estar em posição privilegiada
para explorar as oportunidades de crescimento no setor elétrico no Brasil de forma sustentável. A Companhia acredita que
existem oportunidades para promover seu crescimento por meio de sua participação: (i) em projetos de geração e transmissão
no Brasil com parceiros estratégicos, que permitirão que a Eletrobras mantenha sua posição de liderança bem como assegure
sua rentabilidade; e (ii) no desenvolvimento de projetos de geração e transmissão no exterior, para os quais a taxa de retorno
seja superior àquelas obtidas no Brasil, principalmente nos segmentos de geração de energia com uso de fontes renováveis e
integração de sistemas elétricos;

Aprimorar nosso modelo de negócios, governança e gestão. A Eletrobras pretende aprimorar seu modelo de negócios,
governança corporativa e gestão por meio de um estudo que visa a criação de um novo modelo integrado de negócios que se
aplicável a todas as suas atividades. Tal estudo terá seu foco primordialmente nos seguintes tópicos: (i) reorganização do
negócio de distribuição de energia; (ii) criação de subsidiárias para gerir investimentos em projetos de infraestrutura já em
curso ou relativos a novos projetos, bem como análise de possíveis fusões e/ou operações que permitiriam à Companhia
agregar ativos e unificar sua gestão; (iii) criação de centros de serviços compartilhados para capturar sinergias e ganhos de
escala em todo o grupo Eletrobras; e (iv) criação de nova gestão para assuntos regulatórios.
Além disto, as ações da Eletrobras são listadas no segmento Nível 1 da BM&FBOVESPA e na NYSE. Consequentemente, a
Companhia é obrigada a cumprir diversos regulamentos, e acredita que, pelo cumprimento desses regulamentos, conseguirá
manter elevados padrões de governança corporativa. Os atuais padrões de governança corporativa da Companhia estão
incluídos no PAE, nos manuais de auditoria e administração, no regulamento interno do Conselho de Administração e
Comitê de Auditoria e no Estatuto Social. A Companhia também é signatária do Pacto Global das Nações Unidas, a maior
iniciativa do mundo de responsabilidade corporativa, e é membro do Índice de Sustentabilidade Empresarial (ISE) da
BM&FBOVESPA. A Companhia se esforça para continuar a ser uma empresa competitiva, que enfatiza a responsabilidade
social e ambiental juntamente com o desenvolvimento e qualidade de vida para seus empregados.
- 23 -
Geração
Nossa principal atividade é a geração de energia elétrica. As receitas líquidas derivadas das atividades de geração (incluindo receitas
financeiras da controladora) representaram 70,6%, 64,7% e 68,6% do total de nossas receitas líquidas para os exercícios encerrados
em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010, respectivamente.
Nos termos da Lei n. 5.899, de 5 de julho de 1973, e do Decreto n. 4.550, de 27 de dezembro de 2002, a Eletrobras é responsável pela
venda da energia produzida por Itaipu para empresas de distribuição de energia nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil.
Em 31 de dezembro de 2011, a Eletrobras possuía uma capacidade instalada de 42.333 MW, comparado a 41.621 MW em 31 de
dezembro de 2011 (considerando os 350MW de Candiota III, que entrou em operação a partir de 03 de janeiro de 2011) e 41.360 MW
em 31 de dezembro de 2010. O aumento de nossa capacidade instalada ao longo dos períodos indicados reflete o crescimento contínuo
da Companhia. Adicionalmente, a Eletrobras possui aproximadamente 11.631 MW em projetos já planejados no Brasil até 2015, que
estão em fase de construção, e a Companhia iniciou estudos de viabilidade para aproximadamente 20.000 MW adicionais.
O mapa a seguir mostra a localização geográfica de nossos bens de geração em 31 de dezembro de 2012:
Concessões
Em 31 de dezembro de 2012, a Eletrobras operava seus ativos de geração por meio das seguintes concessões ou autorizações
concedidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”):
Concessões/Autorizações
Estado
Tipo de Usina
- 24 -
Capacidade
Instalada (MW)
Final da Concessão/
Autorização
Serviço Iniciado
ou que deverá iniciar
Concessões/Autorizações
Estado
Eletrobras CGTEE
São Jerônimo .............................................
Rio Grande do Sul
Presidente Médici ......................................
Rio Grande do Sul
Nutepa .......................................................
Rio Grande do Sul
Candiota III ...............................................
Rio Grande do Sul
Eletrobras Chesf
Funil(1) ........................................................
Bahia
Pedra(1) .......................................................
Bahia
Araras ........................................................
Ceará
Curemas .....................................................
Bahia
Paulo Afonso Complex and
Moxotó (Apolônio Sales) .....................
Bahia
Sobradinho ................................................
Bahia
Luiz Gonzaga ............................................
Pernambuco
Boa Esperança ...........................................
Piauí/Maranhão
Xingó .........................................................
Sergipe/Alagoas
Piloto .........................................................
Bahia
Camaçari....................................................
Bahia
Dardanelos (7) ..............................................
Mato Grosso
Eletrobras Eletronorte
Rio Acre ....................................................
Acre
Rio Branco II .............................................
Acre
Rio Branco I ..............................................
Acre
Santana ......................................................
Amapá
Rio Madeira ...............................................
Rondônia
Coaracy Nunes ..........................................
Amapá
Tucurui ......................................................
Pará
Samuel .......................................................
Rondônia
Curuá-Una(2) ...............................................
Pará
Senador Arnon Afonso Farias de
Mello ....................................................
Roraima
Serra do Navio(5) ........................................
Amapá
Dardanelos (7) .............................................
Mato Grosso
Tipo de Usina
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Térmica
Hidrelétrica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Térmica
Térmica
Hidrelétrica
Eletrobras Eletronuclear(3)
Angra I ......................................................
Rio de Janeiro
Angra II .....................................................
Rio de Janeiro
Nuclear
Nuclear
Eletrobras Eletrosul
Cerro Chato I .............................................
Rio Grande do Sul
Cerro Chato II............................................
Rio Grande do Sul
Cerro Chato III ..........................................
Rio Grande do Sul
Passo São João ..........................................
Rio Grande do Sul
Mauá ..........................................................
Paraná
Eólica
Eólica
Eólica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Eletrobras Holding
Mangue Seco 2....................................................
Rio Grande do Norte Eólica
- 25 -
Capacidade
Instalada (MW)
Final da Concessão/
Autorização
Serviço Iniciado
ou que deverá iniciar
Julho 2015
Julho 2015
Julho 2015
Janeiro 2024
April 1953
Janeiro1974
Fevereiro 1968
Janeiro 2011
30.00
20.00
4.00
3.52
Dezembro 2042(8)
Dezembro 2042(8)
Julho 2015
Novembro 2024
Março 1962
April 1978
Fevereiro 1967
Junho 1957
4,280.00
1,050.30
1,479.60
237.30
3,162.00
2.00
360.00
261.00
Dezembro 2042(8)
Dezembro 2022(8)
Dezembro 2042(8)
Dezembro 2042(8)
Dezembro 2042(8)
Julho 2015
Agosto 2027
Julho 2042(8)
Janeiro 1955
April 1979
Fevereiro 1988
Janeiro 1970
April 1994
Fevereiro1949
Fevereiro 1979
Agosto 2011
45.49
32.75
18.65
177.74
119.35
78.00
8,535.00
216.75
30.30
Indefinido
Indefinido
Indefinido
Indefinido
Indefinido
Dezembro 2042(8)
Julho 2024
Setembro 2029
Julho 2028
April 1994
April 1981
Fevereiro 1998
Janeiro 1993
April 1968
Outubro 1975
Novembro 1984
Julho 1989
Julho 1977
Indefinido
Maio 2037
Julho 2042(8)
Dezembro 1990
Novembro 2008
Agosto 2011
Indefinido
Indefinido
Janeiro 1985
Setembro 2000
Agosto 2045
Agosto 2045
Agosto 2045
Agosto 2041
Julho 2042(8)
Novembro 2011
Setembro 2011
Maio 2011
Julho 2012
Novembro 2012
Julho 2045
Setembro 2011
20.00
446.00
24.00
350.00
85.92
23.30
261.00
640.00
1,350.00
30.00
30.00
30.00
77.00
363.00
26.00
Concessões/Autorizações
Estado
Eletrobras Furnas
Corumbá I .................................................
Goiás
Serra da Mesa ...........................................
Goiás
Eletrobras Furnas ...................................
Minas Gerais
Itumbiara ...............................................
Minas Gerais/Goiás
Marimbondo ..........................................
São Paulo/Minas
Gerais
Peixoto (Mascarenhas de
Moraes) .............................................
Minas Gerais
Porto Colômbia .....................................
Minas Gerais
Manso ....................................................
Mato Grosso
Funil(1) ....................................................
Minas Gerais
Estreito ..................................................
São Paulo
Campos(4) ...............................................
Rio de Janeiro
Santa Cruz .............................................
Rio de Janeiro
Peixe Angical(5) ......................................
Tocantins
Baguari(5) ................................................
Minas Gerais
Retiro Baixo(5) ........................................
Minas Gerais
Foz do Chapecó(5)...................................
Rio Grande do Sul
Serra do Facão(5).....................................
Goiás
Santo Antônio .....................................
Rondônia
Tipo de Usina
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Capacidade
Instalada (MW)
375,00
1.275,00
1.216,00
2.082,00
Final da Concessão/
Autorização
Serviço Iniciado
ou que deverá iniciar
Novembro 2014
Dezembro 2042(8)
Novembro 2038
Fevereiro 2020
April 1997
April 1998
Março 1963
Fevereiro 1980
1.440,00 Dezembro 2042(8)
April 1975
476,00
320,00
212,00
216,00
1.050,00
30,00
932,00
452,00
140,00
82,00
855,00
212,60
3.150,40
April 1973
Março 1973
Outubro 2000
April 1969
Janeiro 1969
April 1977
Março 1967
Junho 2006
Novembro 2009
Março 2010
Agosto 2010
Outubro 2010
Março 2012
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Térmica
Térmica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Itaipu(6)
Itaipu Binacional .......................................
Paraná
Hidrelétrica
Eletrobras Amazonas Energia
Aparecida ..........................................Amazonas
Mauá ..................................................Amazonas
Balbina ..............................................Amazonas
UT CO Cidade Nova .........................Amazonas
UT AS São José.................................Amazonas
UT FO Flores ....................................Amazonas
UTE Iranduba ....................................Amazonas
UTE Distrito ......................................Amazonas
Electron (TG) ....................................Amazonas
Outros ................................................Amazonas
Térmica
Térmica
Hidrelétrica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Outubro 2023
Dezembro 2042(8)
Fevereiro 2035
Dezembro 2042(8)
Dezembro 2042(8)
Julho 2007
Dezembro 2042(8)
Novembro 2036
Agosto 2041
Agosto 2041
Novembro 2036
Novembro 2036
Junho 2043
14.000,00 Não se aplica
282,05
738,10
277,50
29,70
73,40
124,70
66,60
51,30
121,10
439,00
Indefinido
Indefinido
Março 2027
Indefinido
Indefinido
Indefinido
Indefinido
Indefinido
Indefinido
Indefinido
—
Fevereiro 1984
April 1973
Janeiro 1989
Agosto 2008
Fevereiro 2008
Agosto 2008
Novembro 2010
Outubro 2010
Junho 2005
—
Eletrobras Distribuição Rondônia
Rio Vermelho ............................................
Rondônia
Pequena
Hidrelétrica
Central
- 26 -
2,60 Indefinido
Novembro 1986
Concessões/Autorizações
Estado
Tipo de Usina
Usinas em Construção
Simplício .........................................Rio de Janeiro/Minas Hidrelétrica
Gerais
Batalha.............................................Minas Gerais/Goiás Hidrelétrica
São Domingos ...........................................
Mato Grosso do Sul Hidrelétrica
Pequena
Hidrelétrica
Barra do Rio Chapéu .................................
Santa Catarina
Central
Pequena
Hidrelétrica
João Borges ........................................
Santa Catarina
Central
Angra III .............................................
Rio de Janeiro
Nuclear
Casa Nova ..........................................
Bahia
Eólica
Mauá 3 ................................................
Amazonas
Térmica
Empresa de Propósito Específico
Jirau ...................................................Rondônia
Belo Monte ........................................Pará
São Pedro do Lago ............................Bahia
Pedra Branca .....................................Bahia
Sete Gameleiras .................................Bahia
Miassaba 3 ...............................................
Rio Grande do Norte
Teles Pires .....................................................
Mato Grosso/Pará
Rei dos Ventos 1 .......................................
Rio Grande do Norte
Rei dos Ventos 3 .......................................
Rio Grande do Norte
Livramento Complex .................................
Rio Grande do Sul
Santa Vitória do Palmar
Complex ...................................................
Rio Grande do Sul
Famosa I .........................................................
Rio Grande do Norte
Pau-Brasil .......................................................
Ceará
Rosada ............................................................
Rio Grande do Norte
São Paulo ........................................................
Ceará
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
Hidrelétrica
Hidrelétrica
Eólica
Eólica
Eólica
Eólica
Hidrelétrica
Eólica
Eólica
Eólica
Eólica
Eólica
Eólica
Eólica
Eólica
Capacidade
Instalada (MW)
Final da Concessão/
Autorização
333,70 Agosto 2041
52,50 Agosto 2041
48,00 Dezembro 2037
15,00 Dezembro 2035
Serviço Iniciado
ou que deverá iniciar
Fevereiro 2013
Maio 2013
Março 2013
Janeiro 2013
19,00
1.405,00
180,00
589,61
Dezembro 2035
Indefinido
Janeiro 2045
Indefinido
April 2013
Junho 2016
Agosto 2013
April 2014
3.750,00
11.233,00
30,00
28,80
30,00
68,50
1.820,00
58,45
60,12
78,00
Agosto 2043
Agosto 2045
Fevereiro 2046
Fevereiro 2046
Fevereiro 2046
Agosto 2045
Dezembro 2046
Dezembro 2045
Dezembro 2045
April 2047
April 2013
Fevereiro 2015
Janeiro2013
Janeiro 2013
Janeiro 2013
April 2013
Setembro 2014
Junho 2013
Maio 2013
Março 2013
Março 2047
Maio 2042
Março 2042
Setembro 2042
Março 2042
Novembro 2013
Julho 2014
Julho 2014
Julho 2014
Julho 2014
258,00
22,50
15,00
30,00
17,50
Aprovação para a renovação de licenças ambientais tanto para Funil quanto para Pedra foi solicitada mas as licenças ainda não
foram concedidas. Porém, isso não afeta as operações de nenhuma das usinas.
Esta usina foi transferida da Celpa para a Eletrobras Eletronorte em dezembro de 2005 como pagamento de dívidas pendentes
devidas pela Celpa para a Eletrobras Eletronorte relacionadas à venda de energia.
As usinas nucleares estão autorizadas a operar por 40 anos a contar da data do início de suas operações. Alguns anos antes da
devida data de vencimento, as respectivas companhias de energia nuclear podem solicitar a prorrogação de suas licenças do
CNEN. Para obter tal prorrogação, o CNEN pode solicitar a substituição de certos equipamentos. Por exemplo, no caso de
Angra I, o CNEN solicitou a substituição de um gerador de vapor em seguida de nossa solicitação para a prorrogação da licença
por 20 anos.
Esta usina não está em operação.
Serra do Navio, Peixe Angical, Baguari, Retiro Baixo, Foz do Chapecó, Serra do Facão e Santo Antônio são entidades de
propósito especial nas quais temos participação societária de 49.0%, 40.0%, 15.0%, 49.0%, 49.5% , 40.0% e 39.0%,
respectivamente. Os números na tabela são referentes à capacidade total de cada usina.
Itaipu não opera de acordo com uma concessão, mas sim sob o Tratado de Itaipu que vence em 2023. Temos 50.0% da Itaipu
Binacional.
Nossas subsidiárias Eletrobras Eletronorte e Eletrobras Chesf ambas tinham 24.0% desta unidade. O número na tabela se refere
à capacidade total da usina.
Renovação de acordo com a Lei No. 12,783.
Fonte: fontes internas.
Tipos de Usinas
- 27 -
As usinas hidrelétricas responderam por 89,7% do total da energia gerada pela Eletrobras em 2012, comparado a 90,7% em 2011 e
91,0% em 2010.
A Eletrobras também gera energia elétrica por meio de usinas termelétricas e eólicas. As usinas termelétricas responderam por 4,0%
do total da energia gerada pela Eletrobras em 2012, comparado a 2,9% em 2011 e 2,8% em 2010. Por sua vez, as usinas nucleares
representaram 6,3% do total de energia gerado pela Eletrobras em 2012, comparado a 6,4% em 2011 e 6,3% em 2010.
A tabela abaixo indica o volume total de energia gerado nos períodos indicados, medidos em megawatts/hora, dividido por tipo de
usina:
Exercício encerrado em 31 de dezembro de
Exercício Fiscal Findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010(2)
(MWh)
(1)
(2)
(3)
Tipo de usina:
Hidrelétrica(1) .......................................................................
229.916.793
Térmica ...............................................................................10.353.648
Nuclear................................................................................16.006.532
221.787.327
7.013.394
15.644.251
209.030.648
6.369.683
14.543.807
Total(3) .................................................................................
256.276.973
244.444.973
229.944.139
Considerando 100% da usina de Itaipu.
Sem considerar a energia gerada pelas Sociedades de Propósito Específico nas quais detemos participação.
Sem considerar os MWh gerados pelas usinas eólicas.
Usinas Hidrelétricas
As usinas hidrelétricas correspondem à fonte de energia elétrica de melhor eficiência em termos de custo para a Eletrobras, embora
esta eficiência dependa significantemente de fatores meteorológicos, tal como o volume de chuvas. Com base na experiência da
Eletrobras nos diferentes tipos de usinas, a Companhia acredita que os custos de construção de usinas hidrelétricas são maiores que os
de usinas termelétricas. Entretanto, a vida útil média de usinas hidrelétricas é mais longa. A Eletrobras usa suas usinas hidrelétricas
para fornecer a maior parte da energia gerada pela Companhia durante períodos de pico em épocas de alta demanda. Durante períodos
de mudanças abruptas na oferta e demanda, as usinas hidrelétricas também oferecem maior flexibilidade de produção se comparadas a
outras formas de geração de energia, tendo em vista que o operador da usina tem condições de instantaneamente aumentar ou diminuir
o fluxo de energia dessas usinas, em contraste às usinas termelétricas e nucleares, para as quais qualquer ajuste requer um período de
tempo para sua implementação.
Em 31 de dezembro de 2012, a Eletrobras possuía e operava 29 usinas hidrelétricas. Adicionalmente, detinha uma participação direta
de 50,0% em Itaipu (sendo que os demais 50,0% são detidos por uma entidade governamental paraguaia) e participações indiretas nas
usinas de Peixe Angical (40,0%), Serra do Facão (49,5%), Retiro Baixo (49,0%), Foz do Chapecó (40,0%), Baguari (15,0%),
Dardanelos (49,0%) e Santo Antônio (49,0%). A Eletrobras detém, ainda, participações indiretas nas usinas de Serra Mesa (48,5%),
Manso (70,0%) e Mauá (49,0%). O Operador Nacional do Sistema (“ONS”) é o responsável exclusivo pela determinação, a cada ano,
do volume de energia a ser gerado por cada uma das usinas da Eletrobras. Em 31 de dezembro de 2012, a capacidade instalada total
das usinas hidrelétricas da Eletrobras era de 35.674 MW (incluindo 50,0% da geração de Itaipu e as participações acima
mencionadas). A tabela a seguir evidencia informações sobre as usinas hidrelétricas detidas pela Eletrobras diretamente e por meio de
parcerias em 31 de dezembro de 2012 e para o exercício então findo:
Capacidade
Instalada(1)
Energia Garantida(2)
Início dos Serviços
(MW)
Usinas hidrelétricas::
Curuá-Una(3) ......................................................................... 30,3
Peixoto (Mascarenhas de Morais) ........................................ 476,0
Curemas ............................................................................... 35,2
Paulo Afonso complex and Moxotó ....................................4.281,6
Funil (Eletrobras Chesf)....................................................... 30,0
Eletrobras Furnas .................................................................1.216,0
- 28 -
24.00
295.00
1.90
2.225.00
14.73
598.00
1977
1973
1957
1955
1962
1963
Capacidade
Instalada(1)
Energia Garantida(2)
Início dos Serviços
(MW)
Araras...................................................................................
4,0
Funil (Eletrobras Furnas) ..................................................... 216,0
Estreito .................................................................................1.050,0
Boa Esperança ..................................................................... 237,0
Porto Colômbia .................................................................... 320,0
Coaracy Nunes(3) .................................................................. 78,0
Marimbondo ........................................................................1.440,0
Pedra .................................................................................... 20,0
Sobradinho ...........................................................................1.050,0
Luiz Gonzaga .......................................................................1.479,0
Itumbiara ..............................................................................2.082,0
Tucurui complex ..................................................................8.535,0
Samuel(3) ............................................................................... 216,8
Balbina(3) .............................................................................. 277,5
Xingó ...................................................................................3.162,0
Corumbá I ............................................................................ 375,0
Serra da Mesa(4) ....................................................................1.275,0
Manso(4) ................................................................................ 212,0
Peixe Angical(5) .................................................................... 452,0
Baguari(7) .............................................................................. 140,0
Retiro Baixo (8) ..................................................................... 82,0
Serra do Facão (9) .................................................................. 212,6
Foz do Chapecó (10) ............................................................... 855,0
Itaipu(6)..................................................................................14.000,0
Dardanelos(11) ........................................................................ 261,0
Santo Antônio(12) ...................................................................3.150,0
Mauá(13) ................................................................................. 363,0
Passo São João ..................................................................... 77,0
Rio Vermelho.......................................................................
2,6
—
121,00
495,00
143,00
185,00
—
726,00
6,84
531,00
959,00
1.015,00
4.140,00
92,7
—
2.139,00
209,00
671,00
92,00
271,00
80,00
39,00
182,40
432,00
8.577,00
154,90
2.218,0
117,8
39,0
2,0
1967
1969
1969
1970
1973
1975
1975
1978
1979
1988
1980
1984
1989
1989
1994
1997
1998
2000
2006
2009
2010
2010
2010
1985
2011
2012
2012
2012
1986
(1)
A capacidade instalada de Itaipu é de 14.000MW. Itaipu é detida em partes iguais pelo Brasil e pelo Paraguai.
(2)
Energia assegurada corresponde ao montante máximo anual que cada usina é autorizada a vender em leilões ou fornecer ao
Sistema Interligado Nacional, conforme determinado pelo ONS. Qualquer volume de energia produzida além do limite da energia
assegurada é vendida no Ambiente Livre de Contratação.
(3)
As usinas de Balbina, Curuá-Una, Samuel e Coaracy Nunes integram o sistema isolado e não possuem restrições quanto a
volumes de energia assegurada.
(4)
A Eletrobras detém participações de 48,46% da usina de Serra Mesa e 70,0% da usina de Manso. Os números indicados nesta
tabela referem-se à capacidade/utilização integral de cada usina.
(5)
A Eletrobras detém participação de 40,0% da usina de Peixe Angical. Os números indicados nesta tabela referem-se à
capacidade/utilização integral da usina.
(6)
A Eletrobras detém participação de 50,0% da usina de Itaipu. Os números indicados nesta tabela referem-se à
capacidade/utilização integral da usina.
(7)
A Eletrobras detém participação de 15,0% da usina de Baguari. Os números indicados nesta tabela referem-se à
capacidade/utilização integral da usina.
(8)
A Eletrobras detém participação de 49,0% da usina de Retiro Baixo. Os números indicados nesta tabela referem-se à
capacidade/utilização integral da usina.
(9)
A Eletrobras detém participação de 49,5% da usina de Serra do Facão. Os números indicados nesta tabela referem-se à
capacidade/utilização integral da usina.
(10)
A Eletrobras detém participação de 40,0% da usina de Foz do Chapecó. Os números indicados nesta tabela referem-se à
capacidade/utilização integral da usina.
(11)
A Eletrobras detém participação de 49,0% da usina de Dardanelos.
(12)
A Eletrobras detém participação de 49,0% da usina de Santo Antônio.
(13)
A Eletrobras detém participação de 49,0% da usina de Mauá.
- 29 -
A tabela a seguir descreve as usinas hidrelétricas detidas pela Eletrobras, sua energia assegurada e seu índice de efetiva utilização em
31 de dezembro de 2012. A energia assegurada é apresentada nesta tabela em megawatts/hora de forma a permitir sua comparação à
energia efetivamente gerada.
Energia Garantida
Energia Gerada(1)
( MWh)
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
Real
Utilização
Operacional
(%)
Usinas hidrelétricas:
Funil (Eletrobras Chesf).......................................................... 129.035
Pedra ....................................................................................... 59.918
Araras......................................................................................
0
Curemas .................................................................................. 16.644
Paulo Afonso complex and Moxotó .......................................19.491.000
Sobradinho .............................................................................. 4.651.560
Luiz Gonzaga .......................................................................... 8.400.840
Boa Esperança ........................................................................ 1.252.680
Xingó ......................................................................................18.737.640
Coaracy Nunes(2) .....................................................................
—
Tucurui complex ........................................................................
36.266.400
Samuel ....................................................................................... 812.052
Corumbá I ..................................................................................1.830.840
Curuá-Una(2) ............................................................................... 210.240
Serra da Mesa(3) ..........................................................................2.848.459
Furnas ........................................................................................5.238.480
Itumbiara ....................................................................................8.891.400
Marimbondo ..............................................................................6.359.760
Peixoto (Mascarenhas de Morais) ..............................................2.584.200
Porto Colômbia ..........................................................................1.620.600
Manso(3) ...................................................................................... 564.144
Funil (Eletrobras Furnas) ...........................................................1.059.960
Estreito .......................................................................................4.336.200
Balbina(2) ....................................................................................
—
Passo São João ........................................................................... 341.640
Mauá(5) ........................................................................................ 505.645
Rio Vermelho............................................................................. 17.520
36.107
2.072
0
7.081
17.331.057
4.112.861
7.943.888
1.103.018
19.181.306
395.557
39.236.437
771.421
1.665.633
222.751
3.134.339
6.431.994
6.758.940
7.755.094
3.099.334
2.101.308
407.076
1.840.557
4.996.933
1.140.281
208.010
60.566
15.155
27,91
3,46
—
42,54
88,92
88,42
94,56
88,05
102,37
—
108,19
95,00
90,98
105,95
110,04
122,78
76,02
121,94
119,93
129,66
72,16
173,64
115,24
—
60,89
11,98
86,50
Total ..........................................................................................
126.226.857
129.958.776
102,96(4)
Excluindo (i) Itaipu, que não é de propriedade igual entre Brasil e Paraguai; e (ii) qualquer energia gerada através de nossa
participação em SPEs.
As usinas de Balbina, e Coaracy Nunes são partes do sistema isolado e não têm restrição de energia garantida.
Temos 48.46% da usina Serra Mesa e 70.0% da usina Manso.
Essa porcentagem é baseada na média de utilização operacional.
Temos 49.0% da usina Mauá.
Para maiores informações sobre as usinas hidrelétricas operadas pelas subsidiárias Eletrobras Chesf, Eletrobras Eletronorte e
Eletrobras Furnas, vide subitem “Concessões” acima.
Concessionárias de usinas hidrelétricas no Brasil devem pagar taxas pelo uso da água aos estados brasileiros e municípios nos quais a
usina está localizada ou nos quais poderá haver inundação de terras pelo reservatório da usina. Essas taxas são estabelecidas de forma
independente por cada estado e/ou município, conforme aplicável, são baseadas no montante de energia gerada por cada usina e pagas
diretamente aos estados e municípios. O valor total dessas taxas pagas pela Eletrobras nos Estados e Municípios nos quais opera
corresponderam a R$1.652 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, comparado a R$1.329 milhões em 2011 e
R$1.087 milhões em 2010. Estas taxas são registradas em nossas demonstrações financeiras como custos operacionais.
Nossas subsidiárias obtiveram concessões para a construção de 10 novas usinas hidrelétricas. A tabela abaixo evidencia maiores
informações sobre tais usinas:
- 30 -
Capacidade
Instalada
Início da
Construção
Início dos Serviços(1)
(MW)
Novas usinas:
Barra do Rio Chapéu ..........................................................
15,2
Batalha ................................................................................
52,5
Simplício .............................................................................
337,7
São Domingos .....................................................................
48,0
Santo Antônio(2) ...................................................................
3.150,0
Jirau ....................................................................................
3.750,0
Belo Monte .........................................................................
11.233,0
João Borges.........................................................................
19,0
Teles Pires...........................................................................
1.820,0
Santo Cristo ........................................................................
19,5
(1)
(2)
Outubro 2008
Junho 2008
Março 2007
Agosto 2009
Setembro 2008
Dezembro 2009
Junho 2011
Junho 2010
Agosto 2011
Agosto 2013
Janeiro 2013
Maio 2013
Fevereiro 2013
Março 2013
Março 2012
April 2013
Fevereiro 2015
Março 2013
April 2015
Dezembro 2014
Datas estimadas com base no cronograma atual das obras.
Nove turbinas operando, totalizando 644MW de capacidade instalada.
Simplício e Paulistas (Batalha) serão operadas somente pela Eletrobras Furnas.
São Domingos, João Borges e Santo Cristo serão operadas somente por nossa subsidiária Eletrobras Eletrosul. Santo Antônio será
operada por Furnas e parceiros. Teles Pires será operada por nossas subsidiárias Eletrobras Furnas e Eletrobras Eletrosul com
parceiros. Jirau será operada por nossas subsidiárias Eletrobras Eletrosul e Eletrobras Chesf juntamente com terceiros. Belo Monte
será operada por Eletrobras Holding, Eletrobras Eletronorte e Eletrobras Chesf. Pretendemos financiar essas usinas com o fluxo de
caixa de operações e, caso seja necessário, com o financiamento obtido no mercado internacional de capitais e/ou agências
multilaterais.
Em 19 de agosto de 2011, o IBAMA concedeu à Companhia Hidrelétrica Teles Pires uma licença de instalação para a construção da
Usina Hidrelétrica Teles Pires no rio Teles Pires. A represa da usina será localizada entre os estados do Mato Grosso e Pará. A
Companhia Hidrelétrica Teles Pires é uma SPE cujos acionistas são Teles Pires Participações S.A. (50,1%), Eletrobras Eletrosul
(24,5%), Eletrobras Furnas (24,5%) e Odebrecht Participações e Investimentos (0,9%). Essas empresas formam o consórcio Teles
Pires Energia Eficiente.
Usinas Termelétricas
Em 31 de dezembro de 2012, a Eletrobras possuía e operava 122 usinas termelétricas. Adicionalmente, detinha uma participação de
49,0% na usina de Serra do Navio. Usinas termelétricas incluem unidades movidas a carvão e a óleo. A capacidade instalada total das
usinas termelétricas da Eletrobras, em 31 de dezembro de 2012, correspondia a 4.566 MW, em comparação a 4.535 MW em 31 de
dezembro de 2011 e 4.150 MW em 31 de dezembro de 2010.
A tabela a seguir evidencia informações sobre as usinas termelétricas da Eletrobras em 31 de dezembro de 2012 e no exercício social
então findo:
Capacidade
Instalada
Energia
Gerada(2)
Energia
Garantida(1)
(MW)
(MWh)
(MWh)
Usinas térmicas:
P. Médici (Candiota) ....................................................................446,00
S. Jerônimo (Candiota) ................................................................ 20,00
Candiota III ..................................................................................350,00
Nutepa (Candiota) ........................................................................ 24,00
Santa Cruz....................................................................................932,00
Campos ........................................................................................ 30,00
Camaçari ......................................................................................346,80
Electron ........................................................................................121,11
Rio Madeira .................................................................................119,40
Santana.........................................................................................177,74
RioBranco I.................................................................................. 18,65
RioBranco II ................................................................................ 32,75
- 31 -
722.496
42.430
1.912.261
112
466.342
0
6.378
10.586
0
1.057.609
0
0
2.203.140
110.376
2.557.920
53.436
6.018.120
183.960
2.013.048
—
—
—
—
—
Capacidade
Instalada
Energia
Gerada(2)
Energia
Garantida(1)
(MW)
(MWh)
(MWh)
Rio Acre ....................................................................................... 45,49
Mauá ............................................................................................738,10
Senador Arnon Farias de Mello ................................................... 85,92
Aparecida .....................................................................................282,50
Cidade Nova ................................................................................ 29,70
São José ....................................................................................... 73,40
Flores ...........................................................................................124,70
Distrito ......................................................................................... 51,30
Iranduba ....................................................................................... 66,60
Outros do Sistema Isolado ...........................................................438,95
200.087
2.260.648
0
948.791
90.181
272.952
429.720
158.454
151.595
1.472.797
Total................................................................................... 4,555
10.203.439
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
13.140.000
(1)
A energia assegurada é estabelecida apenas com relação a usinas integrantes to Sistema Interligado Nacional, não sendo
aplicável a usinas do sistema isolado. A maioria das usinas termelétricas da Eletrobras integram o sistema isolado.
(2)
O montante de energia gerado não inclui a energia gerada por meio da participação da Eletrobras em Sociedades de Propósito
Específico.
Em dezembro de 2005, a subsidiária Eletrobras CGTEE recebeu uma autorização para iniciar a construção de uma expansão da usina
termelétrica de Candiota. Esta expansão aumentou a capacidade instalada da usina termelétrica de Candiota em 350 MW e demandou
investimentos de aproximadamente R$939 milhões. A construção da expansão foi iniciada em julho de 2006 e o início da operação
comercial se deu em janeiro de 2011.
As usinas termelétricas da Eletrobras operam a base de carvão e/ou óleo. O combustível para as usinas termelétricas é entregue por
meio de rodovias, ferrovias, tubulações ou por meio fluvial, de acordo com a localização da usina. Apesar de a Eletrobras não ter
alternativas caso o fornecimento desses insumos se torne indisponível ou antieconômico, a Companhia possui capacidade adicional
em suas usinas hidrelétricas, e está aumentando seus investimentos em linhas de transmissão que, quando concluídas, permitirão à
Eletrobras compensar parcialmente qualquer interrupção no fornecimento. Atualmente, a Eletrobras não está sujeita a volatilidade de
preços com relação a esses insumos, já que o Governo Federal e órgãos controlados por este regulam os preços, que são determinados
anualmente.
A Eletrobras visa operar suas usinas termelétricas em um nível consistente e eficiente, de forma que constituam uma fonte contínua de
produção de energia elétrica. As usinas termelétricas são significantemente mais ineficientes e possuem vida útil significantemente
inferior às usinas hidrelétricas. A Companhia teve uma despesa bruta com aquisição de combustível para produção de energia de
R$709 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, comparado a R$163 milhões em 2011 e R$253 milhões em 2010,
sendo que estes custos são reembolsados por meio de recursos da Conta de Consumo de Combustíveis (“CCC”), nos termos da lei n.
12.111, de 9 de dezembro de 2009.
A Eletrobras recuperou, por meio de reembolsos feitos pela CCC, montante substancial do valor correspondente aos excessos de
custos operacionais das usinas termelétricas, que corresponde à diferença entre o custo operacional de uma usina termelétrica e o custo
de uma usina hidrelétrica. O Governo Federal criou a CCC em 1973 com o objetivo de constituir reservas financeiras para cobrir os
custos do uso, na Rede Básica e no Sistema Interligado Nacional, de usinas termelétricas a base de combustível fóssil (que apresentam
custos operacionais mais elevados que usinas hidrelétricas), caso uma situação de falta de oferta de energia criasse a necessidade de
aumentar a produção de tais usinas termelétricas. Os consumidores das empresas distribuidoras de energia elétrica no Brasil
contribuem anualmente com um montante para a Conta CCC, que funciona, em termos práticos, como um seguro contra situações
extraordinárias, tais como uma diminuição do volume de chuvas, que poderia implicar maior utilização das usinas termelétricas. O
montante total anual de contribuição é calculado com base nos custos estimados de combustíveis de todas as usinas termelétricas no
ano em questão. A partir de tal estimativa, é alocada a cada empresa de distribuição uma contribuição proporcional baseada no total de
eletricidade vendida por esta distribuidora no ano anterior. Em 1993, o escopo da Conta CCC foi ampliado para incluir parte dos
custos de geração termelétrica de energia em redes isoladas e não integradas localizadas em áreas remontas da região Norte do Brasil.
As subsidiárias Eletrobras Furnas, Eletrobras Chesf, Eletrobras CGTEE e Eletrobras Eletronorte recebem reembolsos da Conta CCC
relativos aos custos de combustível de suas usinas termelétricas, reduzindo os custos operacionais de tais usinas. A Eletrobras
administra a Conta CCC. Os reembolsos feitos pela Conta CCC relativos aos custos de combustível de usinas termelétricas conectadas
à Rede Básica estão sendo descontinuados a partir do desenvolvimento de um mercado atacadista competitivo. Caso a Conta CCC seja
totalmente descontinuada, a Eletrobras e suas subsidiárias terão que suportar integralmente os custos operacionais de suas usinas
termelétricas.
- 32 -
As tabelas abaixo contêm informações sobre a quantidade de combustível adquirida para uso nas usinas termelétricas da Eletrobras e
os preços pagos nos períodos indicados:
Exercício findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
(milhares de R$)
Tipo de Combustível
Carvão .......................................................................................... 144.000
Óleo leve ......................................................................................4.571.130
Óleo pesado .................................................................................. 36.000
Gás ............................................................................................... 100.690
Urânio........................................................................................... 309.600
Tipo de Combustível
5.161.400
95.719
3.872.179
30.529
30.549
294.800
4.323.776
68.435
2.346.923
38.329
2.160
270.842
2.726.689
Exercício findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
Tipo de combustível
Carvão (toneladas) ...............................................................2.711.544
Óleo leve (litros) ..................................................................
1.063.497.912
Óleo pesado (toneladas) ....................................................... 33.725
Gás (m3) .................................................................... 259.552.623
Urânio (kg) ................................................................
282.010
1.957.566
681.019.419
25.879.055
46.446.077
263.345
1.142.228
611.848.980
28.865.267
2.155
293.669
Usinas Nucleares
As usinas nucleares correspondem a uma fonte de energia relativamente cara para a Eletrobras. O Governo Federal, entretanto, tem
interesse estratégico na continuidade da existência de usinas nucleares no Brasil e é obrigado, por lei, a deter a propriedade e controle
sobre tais usinas. Assim, a Eletrobras acredita que continuará detendo 99,9% da Eletrobras Eletronuclear.
Por meio da Eletrobras Eletronuclear, a Eletrobras opera duas usinas nucleares, Angra 1, com capacidade instalada de 640 MW, e
Angra 2, com capacidade instalada de 1.350 MW. Adicionalmente, a Eletrobras Eletronuclear iniciou a construção de uma nova usina
nuclear, conhecida como Angra 3, no segundo semestre de 2009. O prazo de construção está estimado entre três e cinco anos e meio.
Em 05 de março de 2009, o IBAMA concedeu uma licença de instalação para a Eletrobras Eletronuclear, com validade de seis anos e,
em 09 de março de 2009, o CNEN emitiu uma licença parcial de construção à Eletrobras Eletronuclear. Uma vez construída, a
Eletrobras estima que Angra 3 terá uma capacidade instalada de 1.405 MW, e o custo total de construção será de aproximadamente
R$13,1 bilhões.
A tabela abaixo contém informações sobre as usinas nucleares da Eletrobras em 31 de dezembro de 2012:
Capacidade
Instalada
(MW)
Usina nuclear:
Angra I ...........................................................................
640
Angra II .......................................................................... 1.350
Total............................................................................... 1.990
Energia Gerada
(MWh)
Energia
Garantida(1)
(MWh)
5.361.303
10.645.229
16.006.532
4.465.848
10.553.172
15.019.020
Início dos
Serviços(2)
Janeiro 1, 1985
Setembro 1, 2000
(1)
A energia assegurada não é determinada pelo ONS ou qualquer outro órgão regulador para as usinas nucleares da Eletrobras.
(2)
Início das atividades operacionais de Angra 1 em janeiro de 1985 e de Angra 2 em setembro de 2000.
A Eletrobras estima que Angra 1 operará com 82,33% de sua capacidade em 2013, em linha com os padrões do setor. Assim, a energia
assegurada de Angra 1 em 2013 corresponderá a 4.125.411,94 MWh/ano.
A Eletrobras estima que a Angra 2 operará com 99% de sua capacidade em 2013, em linha com os padrões do setor. Assim, a energia
assegurada de Angra 2 corresponderá a 9.748.693,15 MWh/ano em 2013.
- 33 -
Tanto Angra 1 quanto Angra 2 utilizam urânio adquirido nos termos de um contrato celebrado com a Indústrias Nucleares Brasileiras
– INB, uma empresa detida pelo Governo Federal e responsável pelo processamento de urânio utilizado em usinas nucleares. Os
elementos combustíveis são enviados por meio de caminhões para as usinas nucleares, nos termos do contrato. A Eletrobras
Eletronuclear tem a responsabilidade pela entrega segura do combustível. Até o momento, a Eletrobras Eletronuclear (bem como a
Eletrobras Furnas, antiga detentora de Angra 1) não apresentou qualquer dificuldade no transporte de combustível para Angra 1 ou
Angra 2. Adicionalmente, resíduos nucleares de baixo teor (tais como filtros ou certas resinas) são armazenados em recipientes
projetados para este fim em um depósito temporário na área das usinas. Assim como em vários outros países, o Brasil ainda não possui
uma solução permanente de armazenamento de resíduos nucleares. Os resíduos nucleares de teor elevado (tal como combustível
nuclear usado) são armazenados em células de combustível das usinas (dispositivos de armazenamento localizados na área de
resfriamento de combustível). O passivo associado ao descomissionamento das usinas nucleares Angra 1 e Angra 2 passou a ser
registrado simultaneamente à entrada em operação das duas unidades, em 1985 e 2000, respectivamente. O montante dessa provisão é
fundamentado por um relatório técnico de um grupo de trabalho da Eletrobras Eletronuclear criado em 2001. Com relação a Angra 1,
o custo estimado de descomissionamento (com data base em 31 de dezembro de 2010) é de US$307 milhões e, com relação a Angra 2,
US$426 milhões. A vida útil econômica das usinas é estimada em 40 anos. A Eletrobras Eletronuclear registra provisões mensais
proporcionais correspondentes ao valor presente dos custos estimados de descomissionamento de Angra 1 e Angra 2.
A energia elétrica gerada pela Eletrobras Eletronuclear até o fim do ano de 2012 era usualmente vendida para a subsidiária Eletrobras
Furnas conforme uma tarifa regulada, determinada pela ANEEL (Lei n.° 12.111, de 09 de dezembro de 2009). Esta tarifa regulada
corresponde à aquisição de combustível nuclear pela Eletrobras Eletronuclear e correção monetária (com base no IPCA). Entretanto,
para vender sua energia para as empresas de distribuição, a Eletrobras Furnas tem que participar de leilões públicos, nos quais outras
empresas de geração, coletivamente, registram lances que refletem o custo máximo da energia que cada empresa pretende fornecer,
sendo que as empresas de distribuição pagam um valor pela energia correspondente à média desses lances. Consequentemente, o preço
pelo qual a Eletrobras Furnas vende sua energia nos leilões é superior ao valor pago à Eletrobras Eletronuclear pela energia adquirida
junto a esta. Entretanto, historicamente, o contrário ocorreu e a Eletrobras registrou perdas consolidadas em relação à energia elétrica
gerada pela Eletrobras Eletronuclear (ou seja, a tarifa da energia de Eletrobras Eletronuclear tem sido reajustada com base em um
índice superior ao reajuste tarifário aplicado à Eletrobras Furnas). A Companhia analisou diferentes medidas voltadas à redução dessas
perdas caso esta situação volte a ocorrer, incluindo a substituição da Eletrobras Furnas na cadeia de fornecimento acima descrita pela
própria Eletrobras, que, por sua vez, não tem a obrigação de vender energia elétrica exclusivamente por meio de leilões. A partir de 1º
de janeiro de 2013, os pagamentos pela energia gerada pela Eletrobras Eletronuclear serão divididos, pro-rata, entre todas as
concessionárias de distribuição de energia, nos termos da regulamentação a ser emitida pela ANEEL.
Venda da Energia Elétrica Gerada
A Eletrobras vendeu, no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, aproximadamente R$19.003 milhões da energia por ela
gerada (líquida da energia adquirida para revenda, de ICMS e outros tributos), comparado a R$18.414 milhões em 2011 e R$18.103
milhões em 2010. Essas vendas são feitas exclusivamente a empresas distribuidoras de energia (que correspondem à principal fonte de
venda da energia gerada) ou a consumidores livres. A Eletrobras detém algumas empresas de distribuição que atuam nas regiões Norte
e Nordeste do Brasil, e vende uma parcela relativamente pequena da energia por ela gerada para essas distribuidoras, que não
correspondem a um aumento de nossas receitas no segmento de geração, conforme indicado no item “Distribuição” abaixo.
A Eletrobras vende a energia gerada por meio de contratos de fornecimento com consumidores finais industriais e mediante leilões
para venda de energia a empresas de distribuição. A tabela abaixo indica as vendas de energia gerada nas regiões atendidas pela
Eletrobras nos períodos indicadas, classificadas por tipo:
Exercício Findo em 31 de Dezembro,
2012
(milhares de R$)
Tipo de venda:
Através de leilões e contratos
iniciais (cobrançade energia) ............11.374.177
Através de acordos de livre
mercado ou contratos bilaterais
(cobrança de energia) ....................... 5.264.239
Itaipu ..................................................... 6.720.217
Total ..............................................
23.358.633
2011
(MWh)
(milhares de R$)
2010
(MWh)
(milhares de R$)
(MWh)
123.899.079
11.089.516
121.534.206
7.028.630
117.050.494
47.820.840
97.533.631
3.748.996
5.769.310
54.777 .952
91.522.813
4.398.180
8.203.198
65.792.556
85.302.628
269.253.550
20.607.822
267.834.971
19.588.008
254.784.279
- 34 -
A Tabela abaixo indica a quantidade de energia vendida através de leilões:
Exercício Findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
Média de Capacidade (MW):
1º Leilão ................................................................................... 11.003
2º Leilão ...................................................................................
644
3º Leilão ...................................................................................
—
4º Leilão ...................................................................................
396
5º Leilão ...................................................................................
180
11.003
644
—
396
180
11.003
644
—
396
180
Total .......................................................................
12.223
Energia (MWh) a.a. .................................................................
107.073.480
Tarifa média (R$/MWh) .......................................................... 64,77
Receita estimada (milhares de R$) ..........................................
6.935.149
12.223
107.073.480
64,77
6.935.149
12.223
107.073.480
64,77
6.935.149
Com relação aos contratos de fornecimento, o valor de cada venda é determinado com base em um encargo de capacidade ou em um
encargo sobre energia (ou, em certos casos, em ambos). O preço baseado em capacidade é baseado em uma quantidade de capacidade
assegurada, especificada em uma quantidade fixa de MW, e independe do volume de energia elétrica efetivamente entregue. De outro
lado, o preço baseado em energia é baseado no montante de energia elétrica efetivamente utilizado pelo comprador (expresso em
MWh). A aquisição, pela Eletrobras, de energia junto a Itaipu, bem como sua venda para as distribuidoras, são feitas com base em
capacidade assegurada (incluindo o pagamento de tarifa de transmissão pago à Eletrobras Furnas). As vendas de energia elétrica
realizadas por meio das subsidiárias Eletrobras Chesf e Eletrobras Eletronorte a consumidores finais, especialmente industriais, são
faturadas tanto com base em capacidade assegurada quanto com base em energia entregue. No que tange às vendas realizadas por
meio de leilões, os convites para participação nos processos são preparados pela ANEEL e, em caso de sucesso, são celebrados
contratos de compra e venda de energia com as respectivas empresas de distribuição prevendo um montante de energia proporcional à
demanda estimada de tais distribuidoras durante o período contratual.
Transmissão
Transmissão de Energia Elétrica
As receitas do segmento de transmissão da Eletrobras são fixadas anualmente pela ANEEL. As receitas líquidas (incluindo receitas
financeiras da controladora) das atividades de transmissão da Eletrobras corresponderam a 25,5% de sua receita líquida total no
exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 (comparado a 26,3% em 2011 e 22,0% em 2010). A energia gerada pela Eletrobras é
transportada por meio da rede de linhas de transmissão brasileira, com aproximadamente 52.516 km de linhas de transmissão com
tensão acima de 230kV detidos pela Eletrobras em 31 de dezembro de 2012 (53.923 km e 53.790 km em 31 de dezembro de 2011 e
2010, respectivamente). Se incluídas as parcerias mantidas com empresas privadas em sociedades de propósito específico e
consórcios, a Eletrobras detinha aproximadamente 55.118 km de linhas de transmissão acima de 138kV em operação em 31 de
dezembro de 2012. No Brasil, a maioria das usinas hidrelétricas está localizada a distâncias significativas dos maiores centros urbanos
e, portanto, para chegar aos consumidores, um sistema complexo de transmissão foi desenvolvido. As atividades de transmissão de
energia envolvem a transmissão da maior parte da energia elétrica das usinas de geração para os sistemas de distribuição localizados
nos grandes centros, em voltagens muito altas (de 230kV a 750kV), por meio de uma rede de transmissão. Há um sistema interligado
no Brasil que conecta as regiões Norte e Nordeste do país com as regiões Sul e Sudeste. É preciso coordenar os sistemas de
transmissão para otimizar os investimentos e custos operacionais e para assegurar a confiabilidade e as condições adequadas de
fornecimento de carga por meio da Rede Básica.
- 35 -
O mapa abaixo demonstra a localização geográfica de nossos ativos de transmissão em 31 de dezembro de 2012:
- 36 -
Concessões de Transmissão
Em 31 de dezembro de 2012, as atividades de transmissão da Eletrobras eram conduzidas de acordo com as seguintes concessões
outorgadas pela ANEEL (excluindo atividades de transmissão realizadas por meio de sociedades de propósito específico):
Extensão
Total
Níveis de
Voltagem
Média de anos
remanescentes da
concessão
(km)
Eletrobras Furnas .................................................................... 19.420,0
Eletrobras Chesf...................................................................... 18.973,8
Eletrobras Eletrosul ................................................................ 10.006,1
Eletrobras Eletronorte ............................................................. 9.983,0
Eletrobras Amazonas Energia ................................................. 673,0
(kV)
69 – 750
69 – 500
69 – 500
69 – 500
69 – 230
29,6
29,8
30,0
29,6
Não se aplica
Devido ao desenvolvimento de potenciais hidrelétricos na região amazônica, que demanda a transmissão de elevadas quantidades de
energia, o Brasil desenvolveu o Sistema Interligado Nacional. Uma rede nacional de transmissão dá às geradoras de energia acesso aos
consumidores em todas as regiões. A Eletrobras Furnas e a Eletrobras Eletronorte construíram o primeiro sistema de transmissão
norte-sul ligando as regiões norte e sul do Brasil, consistindo de aproximadamente 1.250km linhas de transmissão de 500kV e que
entrou em operação em 1998. Um segundo sistema de transmissão, cuja construção foi financiada pelo setor privado, entrou em
operação em 2004. A tabela abaixo indica a extensão das linhas de transmissão detidas pela Eletrobras (em quilômetros) por
subsidiária e por voltagem em 31 de dezembro de 2012:
750 kV
600 kV
(DC)(1)
525/500
kV
345 kV
230 kV
138 kV
132/
13.8kV
Total
Companhia:
Eletrobras Chesf .............................
—
Eletrobras Eletronorte ....................
—
Eletrobras Eletrosul ........................
—
Eletrobras Furnas ........................... 2.698,0
Eletrobras Amazonas Energia ........
—
—
—
—
1.612,0
—
5.163,8
3.243,3
2.945,5
4.571,5
—
—
—
—
6.220,5
—
13.019,0
5.577,8
5.150,6
1.949,0
364,9
454,4
959,1
1.841,3
2.204,0
—
336,6
202,8
68,7
165
308,1
18.973,8
9.983,0
10.006,1
19.420,0
672,9
Total(2) .......................................
1.612,0
15.924,1
6.220,5
26.061,3
5.458,8
1.081,2
59.055,9
2.698,0
(1)
CD significa corrente direta.
(2)
Esta tabela não inclui linhas de transmissão detidas por sociedades de propósito específico nas quais a Eletrobras possui
participação. Caso tais linhas de transmissão fossem incluídas, a extensão total seria de 61.721 km.
A tabela a seguir demonstra o percentual do total da rede de transmissão acima de 230kV no Brasil sob a responsabilidade da
Eletrobras (números consolidados) em 31 de dezembro de 2012, considerando a participação destes em sociedades de propósito
específicos:
600 kV
(DC)(1)
750 kV
525/500
kV
400 kV
345 kV
230 kV
Total
Entidade:
Eletrobras ............................................................................100,00
Outros ................................................................................. 0,00
100,00
0,00
48,43
51,57
—
100,00
61,81
38,19
56,24
42,76
53,17
46,83
Total ...................................................................................100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
(1)
CD significa corrente direta.
Exceto com relação a um pequeno percentual das linhas de transmissão da Eletrobras Eletronorte localizadas no sistema isolado, as
linhas de transmissão no Sistema Interligado Nacional são totalmente integradas.
Em 31 de dezembro de 2012, a Eletrobras detinha aproximadamente 53% de todas as linhas de transmissão no Brasil (de 230kV ou
tensão superior) e, consequentemente, a Companhia recebeu tarifas pagas por empresas que transmitem energia elétrica por meio
dessas linhas. As receitas operacionais líquidas correspondentes a tais tarifas corresponderam a R$8.869 milhões no exercício social
- 37 -
encerrado em 31 de dezembro de 2012, comparado a R$7.779 milhões em 2011 e R$5.895 milhões em 2010. A Eletrobras, por possuir
também atividades de geração de energia, também arca com tarifas relacionadas à transmissão de energia junto a linhas de transmissão
que não são detidas pela Companhia. Considerando a totalidade das linhas de transmissão no Brasil (de 230kV ou tensão superior),
isso significa que a Eletrobras arca com tarifas de transmissão com relação a 47% do total de linhas de transmissão no Brasil.
As perdas de eletricidade no sistema de transmissão da Eletrobras corresponderam, no exercício encerrado em 31 de dezembro de
2012, a aproximadamente 2,19% do total da energia elétrica transmitida no sistema.
A Eletrobras opera suas atividades como parte de um sistema elétrico nacional integrado e coordenado para todo o Brasil. A Lei das
Concessões autoriza a Eletrobras a cobrar tarifas pelo uso de seu sistema de transmissão por outras empresas elétricas.
Por meio da subsidiária Eletrobras Furnas, é cobrada uma tarifa referente à transmissão da energia elétrica gerada em Itaipu e
adquirida para revenda (de R$4.655,09 por MW/mês a partir de 31 de dezembro de 2012). A tarifa de transmissão para a energia de
Itaipu é utilizada para remunerar a Eletrobras Furnas, que detém a respectiva linha de transmissão, pela disponibilização do sistema
para uso exclusivo das instalações. Este sistema é composto pelas linhas de transmissão Itaipu / Ivaiporã (750 kV) e Itaipu / Ibiuna
(600 kV CD), que não integram a Rede Básica.
Expansão das Atividades de Transmissão
As principais empresas de transmissão da Eletrobras participaram de uma iniciativa de planejamento relacionada à expansão da rede
de transmissão do Programa de Ações Estratégicas 2009/2012 (PAE) por meio do Grupo de Estudos Regional em Transmissão (GET),
responsável por tais iniciativas de expansão regionalmente. Adicionalmente, tais empresas de transmissão participaram nos estudos de
integração das redes regionais e usinas.
As iniciativas do PAE incluíram, dentre outras, estudos sobre a integração da usina hidrelétrica de Belo Monte, focando em meios
alternativos de transmissão para permitir a distribuição da energia elétrica da usina de Belo Monte para as regiões Norte, Nordeste e
Sudeste do Brasil.
Distribuição
Distribuição de Energia Elétrica
As atividades de distribuição de energia elétrica da Eletrobras correspondem a uma parcela relativamente pequena de suas operações.
As receitas líquidas das atividades de distribuição (incluindo receitas financeiras da controladora) corresponderam a 12,1% do total
das receitas líquidas da Companhia no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, comparado a 8,3% no exercício social
encerrado em 31 de dezembro de 2011 e 10,9% em 2010.
Empresas de Distribuição
As seguintes empresas do Sistema Eletrobras são responsáveis por atividades de distribuição, nos termos de concessões outorgadas
pela ANEEL:

Eletrobras Eletronorte: responsável pela distribuição de energia diretamente a consumidores industriais por meio de sua
subsidiária integral Eletrobras Distribuição Roraima. A concessão da Eletrobras Eletronorte tem vigência até 07 de julho de
2015;

Eletrobras Amazonas Energia: responsável pela distribuição de energia para a cidade de Manaus, estado do Amazonas, nos
termos de concessão com vigência até 07 de julho de 2015;

Eletrobras Distribuição Alagoas: responsável pela distribuição de energia no estado de Alagoas, nos termos de concessão
com vigência até 12 de julho de 2015;

Eletrobras Distribuição Piauí: responsável pela distribuição de energia no estado de Piauí, nos termos de concessão com
vigência até 12 de julho de 2015;

Eletrobras Distribuição Rondônia: responsável pela distribuição de energia no estado de Rondônia, nos termos de concessão
com vigência até 12 de julho de 2015;

Eletrobras Distribuição Acre: responsável pela distribuição de energia no estado de Acre, nos termos de concessão com
vigência até 12 de julho de 2015; e
- 38 -

Eletrobras Distribuição Roraima (anteriormente denominada Boa Vista Energia S.A.): responsável pela distribuição de
energia na cidade de Boa Vista, capital do estado de Roraima, nos termos de concessão com vigência até 07 de julho de 2015.
A tabela abaixo indica alguns números operacionais relevantes das empresas de distribuição de energia elétrica da Eletrobras em 31 de
dezembro de 2012:
Número de
Consumidor
es
Número de
Municipalidad
es
Linhas de
Distribuição
(km)
Eletrobras Amazonas Energia .................................................... 777.465
Eletrobras Distribuição Alagoas ................................................. 949.669
Eletrobras Distribuição Piauí ......................................................
1.062.094
Eletrobras Distribuição Rondônia .............................................. 548.553
Eletrobras Distribuição Acre ...................................................... 222.570
Eletrobras Distribuição Roraima ................................................ 92.695
62
102
224
52
22
1
22.113
39.816
66.142
52.130
16.591
3.143
Companhia
Subestações
50
37
78
57
14
3
A Eletrobras Distribuição Alagoas, Eletrobras Distribuição Piauí, Eletrobras Distribuição Rondônia e a Eletrobras Distribuição Acre
eram anteriormente detidas pelos estados brasileiros nos quais cada empresa atua. A Companhia Energética de Roraima, detida pelo
estado de Roraima, transferiu os ativos e passivos correspondentes à cidade de Boa Vista para uma a Eletrobras Distribuição Roraima,
controlada pela Eletrobras Eletronorte. Inicialmente, a Eletrobras realizou investimentos no capital em cada uma dessas empresas em
1996 com o objetivo de melhorar sua condição financeira e prepará-las para um processo de privatização. A Eletrobras Amazonas
Energia foi constituída em 2008 como resultado da fusão entre a Ceam e a Manaus Energia S.A. A Ceam também era anteriormente
detida pelo estado brasileiro no qual operava e a Eletrobras também realizou investimentos no capital da Ceam em 1996 com o
objetivo de melhorar sua condição financeira e prepará-las para um processo de privatização.
A Eletrobras Amazonas Energia, Eletrobras Distribuição Alagoas, Eletrobras Distribuição Piauí, Eletrobras Distribuição Rondônia,
Eletrobras Distribuição Roraima e Eletrobras Distribuição Acre atuam sob condições particularmente desafiadoras de mercado – as
regiões Norte e Nordeste do Brasil estão entre as mais pobres do país. Um dos principais desafios contínuos da Eletrobras com relação
a estas empresas é a redução de perdas comerciais (principalmente em razão de furto de energia elétrica) e da inadimplência dos
consumidores apresentadas por estas empresas. A Eletrobras tem tentado endereçar esses problemas por meio do desenvolvimento de
mecanismos que tornem o furto de energia elétrica mais difícil e por meio da renegociação de dívidas dos consumidores dessas
empresas.
Estrutura Corporativa para as Atividades de Distribuição
Em maio de 2008, a Eletrobras introduziu uma nova estrutura para a administração de suas atividades de distribuição. Até esta data, os
investimentos na Eletrobras Amazonas Energia, Eletrobras Distribuição Alagoas, Eletrobras Amazonas Energia, Eletrobras
Distribuição Piauí, Eletrobras Distribuição Rondônia, Eletrobras Distribuição Roraima e na Eletrobras Distribuição Acre eram geridos
por meio do Comitê Gestor das Empresas Federais de Distribuição (um comitê diretivo) que focava em, dentre outros assuntos, na
proposição de estratégias e metas financeiras visando melhorar a condição financeira dessas empresas.
De acordo com a nova estrutura, o comitê foi extinto. A nova estrutura envolve um diretor executivo na Eletrobras, atualmente o Sr.
Marcos Aurélio Madureira da Silva, atuando como diretor presidente de cada uma das empresas de distribuição. Cada uma das
empresas distribuidoras terá, adicionalmente, o mesmo diretor financeiro, diretor de engenharia, diretor comercial e diretor
regulatório, indicado pelo diretor presidente.
Sistema de Distribuição e Transmissão
A rede de transmissão e distribuição da Eletrobras consiste de diversas linhas de transmissão aéreas e subestações com limites de
voltagem variados. Os clientes atendidos por meio da rede de distribuição são classificados de acordo com a voltagem do suprimento.
No que tange à distribuição para distribuidoras estaduais e clientes industriais, a energia elétrica é distribuída em voltagens maiores
(até 750kV), enquanto a distribuição de energia para clientes residenciais e determinados clientes comerciais é realizada em voltagens
inferiores (230kV, 138kV ou 69kV).
Desempenho do Sistema
As tabelas a seguir contêm informações relativas às perdas de energia sofridas pelas empresas de distribuição da Eletrobras, bem como
a frequência (FEC) e duração (DEC) de interrupções de fornecimento por consumidor por ano para os períodos indicados:
- 39 -
Exercício Findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
Perdas técnicas ............................................................................................... 9,61%
Perdas comerciais ..........................................................................................21,40%
9,57%
24,71%
9,57%
25,60%
Total das perdas de eletricidade .....................................................................31,01%
34,28%
35,17%
Panes elétricas::
Frequência das interrupções de energia por cliente/ano
(número de interrupções) ................................................................. 31,4
Duração das interrupções por cliente/ano (em horas) .......................... 38,7
Tempo médio de resposta (em minutos) .............................................. 9,61%
31,5
39,3
9,57%
33,5
40,6
9,57%
Perdas de Energia Elétrica
Existem dois tipos de perdas de energia elétrica: perdas técnicas e perdas comerciais, Perdas técnicas correspondem àquelas que
ocorrem no curso ordinário das atividades de distribuição de energia elétrica. Perdas comerciais são resultantes de conexões ilegais,
fraude ou erros de faturamento. O total de perdas de energia elétrica das empresas de distribuição da Eletrobras corresponderam a
31,01% do total da energia gerada e adquirida no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, comparado a 34,28% no exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2011 e 35,17% em 2010.
A redução das perdas comerciais nas empresas de distribuição representam um desafio constante para a Eletrobras. As perdas
comerciais nessas empresas totalizaram uma média de 21% do total da energia gerada e adquirida nos últimos anos. A Companhia tem
se esforçado para endereçar esses problemas por meio de desenvolvimento de procedimentos que tornem o furto de energia elétrica
mais difícil e também aumentando a fiscalização dos consumidores. Além disso, a Companhia tem também aumentado os processos
de renegociação de dívidas junto aos consumidores das empresas distribuidoras para diminuição da inadimplência.
Por exemplo, a Eletrobras instalou um sistema para monitorar o consumo de energia por grandes clientes por meio de equipamentos
de telemedição. Consequentemente, em 2012, a Eletrobras Amazonas Energia conseguiu recuperar R$53 milhões depois de autuar
16.500 instalações, das quais 3.000 tinham ligações clandestinas. Em 2012 a Eletrobras conseguiu recuperar R$174 milhões de
clientes inadimplentes de suas empresas de distribuição.
Em 2012, as empresas de distribuição da Eletrobras apresentaram redução das perdas. Particularmente, a Eletrobras Distribuição
Alagoas e a Eletrobras Distribuição Rondônia reduziram suas perdas em 2,95 pontos percentuais e 4,96 pontos percentuais,
respectivamente. Em fevereiro de 2011, a Eletrobras celebrou um contrato de financiamento com o Banco Mundial no valor de
US$495 milhões. Esses recursos serão utilizados no “Projeto de Reabilitação da Eletrobras Distribuição” (nome dado pelo Banco
Mundial para o “Projeto Energia +” da Eletrobras), com o objetivo principal de melhorar a qualidade dos serviços e a condição
financeira e econômica das empresas de distribuição da Eletrobras. Quando implementado, este projeto visará reduzir as perdas e,
consequentemente, reforçar as receitas operacionais das empresas de distribuição.
A tabela a seguir indica a informação relacionada a perdas totais nas atividades de distribuição da Eletrobras divididas por empresa:
Exercício Findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
(percentual)
Companhia:
Eletrobras Distribuição Alagoas ............................................................................
27,00
Eletrobras Distribuição Piauí .................................................................................
30,35
Eletrobras Distribuição Rondônia ..........................................................................
22,82
Eletrobras Distribuição Acre .................................................................................
20,99
Eletrobras Amazonas Energia ................................................................................
39,06
Eletrobras Distribuição Roraima............................................................................
12,29
29,95
33,03
27,78
23,38
41,84
15,78
31,51
33,57
29,08
24,48
42,37
16,14
Interrupções de Energia
Com relação ao Sistema Interligado Nacional, a Eletrobras visa responder a pedidos de reparos entre uma hora e meia e duas horas e
meia, dependendo da escala e da natureza do problema. O tempo de resposta médio da Eletrobras no Sistema Interligado Nacional foi
- 40 -
de 4,39 horas no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012. A tabela a seguir indica os tempos de resposta médios, em
horas, para solicitações de reparos no Sistema Interligado Nacional:
Exercício Findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
Companhia:
Eletrobras Distribuição Alagoas ................................................
Eletrobras Distribuição Piauí ....................................................
Média ........................................................................................
3,98
4,80
4,39
2,22
5,60
3,91
Por sua vez, com relação às atividades de distribuição no sistema isolado, a Eletrobras visa responder a pedidos de reparos entre meia
hora e duas horas, dependendo da escala e da natureza do problema. O tempo de resposta médio da Eletrobras no sistema isolado foi
de 3,78 horas no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012. A tabela a seguir indica os tempos de resposta médios, em
horas, para solicitações de reparos no sistema isolado:
Exercício Findo em 31 de Dezembro,
Companhia:
Eletrobras Distribuição Acre ....................................................
Eletrobras Distribuição Rondônia ............................................
Eletrobras Amazonas Energia ..................................................
Eletrobras BoaVista Energia ....................................................
Média .......................................................................................
2012
2011
6,30
4,86
2,86
1,10
3,78
4,91
5,43
2,41
1,46
3,55
Consumidores
A tabela abaixo indica o volume total de energia elétrica distribuído (em MWh), por tipo de consumidor, para os períodos indicados:
Exercício Findo em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
(MWh)
Distribuição para:
Concessionárias estatais ........................................................
Industrial ...............................................................................
Residencial............................................................................
Comercial..............................................................................
Outros(1) ................................................................................
(1)
2.203.984
3.143.629
5.564.719
3.315.134
995.035
1.872.815
2.978.936
4.907.094
2.871.517
949.814
1.358.030
2.814.782
4.574.356
2.662.126
1.373.239
Total ..................................................................................... 15.222.501
13.580.176
12.781.533
Estes números incluem a distribuição para consumidores rurais e para o governo.
Tarifas
A Eletrobras classifica seus consumidores em dois grupos diferentes, Grupo A e Grupo B, baseado no nível de voltagem no qual a
energia elétrica é fornecida aos clientes. Cada consumidor é inserido em uma faixa tarifária determinada, definida por lei e baseada na
respectiva classificação, embora alguns descontos baseados em volume de energia possam ser aplicados. Os consumidores do Grupo
B pagam tarifas mais altas, que remunera os custos agregados em todos os subsistemas nos quais a energia elétrica flui até o
fornecimento ao cliente. Há tarifas diferenciadas no Grupo B por tipo de consumidor (tais como residencial, comercial, rural e
industrial). Consumidores do Grupo A pagam tarifas mais baixas, de acordo com categorias de consumo estabelecidas pela ANEEL,
tendo em vista que sua demanda de energia se dá em voltagens em tensão elevada, o que requer um uso menor do sistema de
distribuição. As tarifas cobradas pela venda de energia elétrica a consumidores finais são fixadas com base nos respectivos contratos
de concessão e na regulamentação da ANEEL, que estabelecem um limite máximo nas tarifas e preveem reajustes anuais, periódicos e
outros reajustes extraordinários. Para maiores informações sobre a regulação tarifária, vide item 7.5 deste Formulário de Referência.
- 41 -
Consumidores do Grupo A recebem energia elétrica a 2,3kV ou superior. As tarifas para consumidores do Grupo A são baseadas no
nível de voltagem, na época do ano e no horário do dia nos quais a energia elétrica é fornecida, embora os consumidores possam optar
por uma tarifa diferenciada em períodos de pico. As tarifas para consumidores do Grupo A integram dois componentes: um encargo
de capacidade e um encargo sobre energia.
O encargo de capacidade, expresso em reais por MW, é baseado no maior de (i) capacidade firme contratada; (2) capacidade
efetivamente utilizada. O encargo sobre energia, expresso em reais por MWh, baseia-se no volume de energia elétrica efetivamente
consumido. As tarifas cobradas dos consumidores Grupo A são inferiores às cobradas dos consumidores do Grupo B pois os
consumidores do Grupo A consomem energia em limites mais altos de voltagem e, assim, evitam os custos associados à redução da
voltagem elétrica necessária para o consumo de energia pelos consumidores do Grupo B.
Os consumidores do Grupo B recebem energia elétrica em voltagens inferiores a 2,3kV (220V e 127V). As tarifas para consumidores
Grupo B consiste exclusivamente de um encargo sobre a energia consumida e baseia-se na classificação do consumidor.
Procedimento de Faturamento
O procedimento utilizado pela Eletrobras para faturamento e pagamento pelo fornecimento de energia elétrica a seus consumidores é
determinado de acordo com a categoria do consumidor. A leitura dos medidores e faturamento se dá mensalmente para consumidores
de baixas voltagens, exceto por consumidores rurais, para os quais os medidores são lidos em intervalos que variam entre um e três
meses, conforme autorizado pela regulamentação. As contas são preparadas a partir dos resultados das leituras ou tomando por base o
uso estimado. As contas para consumidores de baixa voltagem são emitidas no prazo de cinco dias úteis a contar do faturamento. Em
caso de inadimplência, uma notificação é emitida ao consumidor juntamente com a fatura do mês subsequente, e um prazo de 15 dias
é concedido para a satisfação do débito. Caso o pagamento não seja recebido no prazo de três dias úteis após o período de 15 dias, o
fornecimento de energia do consumidor é suspenso. Clientes de alta voltagem são faturados mensalmente, com prazo de pagamento de
cinco dias úteis após a emissão da fatura. Em caso de não pagamento, uma notificação é enviada ao consumidor dois dias após o
vencimento, concedendo um prazo de 15 dias para a efetivação do pagamento. Caso o pagamento não seja feito no prazo de três dias
úteis após o aviso, o consumidor está sujeito á interrupção do fornecimento de energia.
Em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010, a inadimplência de consumidores representou uma média de 11,4% (incluindo a Eletrobras
Distribuição Acre) e 11,5%, 18,5% e 15,7% das receitas líquidas anuais, respectivamente. Esses índices de inadimplência geralmente
se mantiveram estáveis nos últimos anos e a Eletrobras não acredita que serão alterados em um futuro próximo.
Aquisição de Energia Elétrica para Distribuição
A Eletrobras adquiriu 16.585 GWh de energia elétrica para distribuição no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012,
comparado a 15.576 GWh em 2011 e 14.285 GWh em 2010. As empresas de distribuição da Eletrobras adquirem energia elétrica por
meio de leilões, junto a um grupo de empresas de geração que fazem lances estabelecendo o valor máximo de suprimento de energia
elétrica. Após o recebimento de todos os lances, seu preço médio é calculado e este é o preço pago pela energia pelas distribuidoras. A
aquisição é feita perante todas as empresas de geração que fizeram lances.
Atividades de Financiamento e Empréstimos concedidos pela Eletrobras
Empréstimos concedidos pela Eletrobras
A lei brasileira permite que a Eletrobras empreste recursos apenas para suas subsidiárias. Historicamente, a lei permitiu à Eletrobras
atuar como financiadora de suas subsidiárias e de empresas públicas de energia sob seu controle. Embora algumas dessas empresas
não mais se encontram no Sistema Eletrobras, a maioria dos empréstimos feitos envolvem partes relacionadas. Anteriormente à
privatização do setor elétrico brasileiro, iniciada em 1996, as atividades de financiamento constituíam uma grande parte de suas
operações, já que a maioria das empresas atuando no setor eram públicas, o que permitia à Companhia financiar estas empresas.
Entretanto, em razão da privatização, a quantidade de empresas para as quais podemos emprestar recursos diminuiu e as atividades de
financiamento não são mais uma parte relevante de nossos negócios. Os valores totais de empréstimos registrados no balanço
patrimonial consolidado da Companhia eram de R$9,7 bilhões, R$9,7 bilhões e R$9,7 bilhões em 31 de dezembro de 2012, 2011 e
2010, respectivamente. Desse total, os montantes de R$5,8 bilhões, R$5,8 bilhões e R$5,7 bilhões em 31 de dezembro de 2012, 2011 e
2010, respectivamente, correspondiam a empréstimos para Itaipu. Empréstimos relacionados às empresas de distribuição de energia
totalizavam R$3,9 bilhões em 31 de dezembro de 2012, R$3,8 bilhões em 31 de dezembro de 2011 e R$4,0 bilhões em 31 de
dezembro de 2010.
Fontes de Recursos
A Eletrobras obtém recursos para suas atividades de financiamento mediante empréstimos junto a instituições financeiras e ofertas de
títulos no mercado de capitais internacional. Em 31 de dezembro de 2012, a dívida de longo prazo consolidada da Eletrobras era de
R$45.204 milhões, comparada a R$38.408 milhões e R$31.270 milhões em 31 de dezembro de 2011 e 2010, respectivamente, sendo
- 42 -
que a maioria da dívida em moeda estrangeira era expressa em dólares americanos (aproximadamente 38,22% nos últimos três
exercícios sociais). Para maiores informações sobre o endividamento da Companhia, vide item 10.1(f) deste Formulário de Referência.
Adicionalmente, a Eletrobras utiliza empréstimos perante o Fundo RGR, por ela administrado, para repasses a suas subsidiárias e a
outras empresas do setor elétrico. Em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010, a taxa de juros aplicável a esses recursos era de 5,0% e a
Companhia cobra uma taxa de administração de até 2,0% dos recursos repassados a subsidiárias e a outras entidades.
Subsidiárias
A Eletrobras atua como sócio minoritário em empresas de geração e transmissão e joint ventures do setor privado. A Companhia
também tem autorização para prestar garantias aos empreendimentos nos quais participa do capital. E Eletrobras constantemente
considera a realização de investimentos em diversas dessas companhias, focando principalmente naquelas em linha com sua estratégia
de reforço de suas atividades principais de geração e transmissão de energia elétrica.
As participações atualmente detidas correspondem a empresas e joint ventures privadas do setor privado. A participação nesses
empreendimentos é determinada primordialmente no mérito e nos critérios de rentabilidade estabelecidos em nossos controles de
gestão.
A tabela abaixo indica uma estimativa do percentual de participação da Eletrobras em empresas de geração e linhas de transmissão em
31 de dezembro de 2012:
Sociedade de Propósito
Específico/Consórcio
Transmissão
Interligação Elétrica do Madeira S.A.
Objeto do investimento
600 kV Linha de transmissão de 2.375
km
Participação da Eletrobras
Eletrobras Chesf (24,5%)
Eletrobras Furnas (24,5%)
Circuito Retificador e Estação Inversora
Norte Brasil Transmissora de Energia S.A.
600kV Linha de transmissão de 2.375
km:
Eletrobras Eletronorte (24,5%)
Eletrobras Eletrosul (24,5%)
SE Coletora – Araraquara 2. Porto Velho
Estação Transmissora de Energia S.A.
500/±600 kV Estação de Conversão e
Inversão 01
Eletrobras Eletronorte (100,0%)
Manaus Transmissora de Energia S.A.
500 kV Linha de transmissão de 587 km:
Eletrobras Chesf (19,5%)
Eletrobras Eletronorte (30,0%)
Oriximiná – Silves; 500 kV linha de
transmissão de 224 km e Subestação
Itacoatiara e Cariri: Silves –Lechuga
STN – Sistema de Transmissão
Nordeste S.A.(2)
500 kV Linha de transmissão de 546 km: Eletrobras Chesf (49,0%)
Teresina-Sobral-Fortaleza
Intesa – Integração de Energia S.A.(2)
500 kV Linha de transmissão de 695 km:
Colinas-Miracema-Gurupí-Peixe NovaSerra da Mesa 2
Eletrobras Chesf (12,0%),
Eletrobras Eletronorte (37,0%)
Porto Velho Transmissora de Energia S.A.
230 kV Linha de transmissão de 17 km:
500/230 kV SE Coletora Porto Velho
Eletrobras Eletrosul (100,0%)
- 43 -
Sociedade de Propósito
Específico/Consórcio
Ártemis – Transmissora de Energia S.A.(2)
Objeto do investimento
525 kV Linha de transmissão de 476 km:
S. Santiago-Ivaporã-Cascavel
Participação da Eletrobras
Eletrobras Eletrosul (100,0%)
Transenergia Renovável
230/138 kV Linha de transmissão de 635
km: Conecta usinas de biomassa e
pequenas centrais hidrelétricas ao
Sistema Interligado Nacional (SIN)
Eletrobras Furnas (49,0%)
Brasnorte Transmissora de Energia S.A.(2)
230kV Linha de transmissão de 402 km:
Jauru-Juba-C2; LT Maggi-Nova Mutum
Eletrobras Eletronorte (49,7%)
RS Energia – Empresa de Transmissão de
Energia do Rio Grande do Sul S.A.(2)
525 kV Linha de transmissão de 260 km:
Campos Novos-Nova Santa Rita e 230
kV Linha de transmissão de 33 km SE
Monte Claro – SE Garibaldi
Eletrobras Eletrosul (100,0%)
Companhia Transleste de Transmissão S.A.(2)
345 kV Linha de transmissão de 139 km:
Montes Claros-Irapé
Eletrobras Furnas (24,0 24,5%)
Amazônia Eletronorte Transmissora de
Energia S.A. – Aete(2)
230 kV Linha de transmissão de 193 km:
Coxipó-Cuiabá-Rondonópolis e SE
Seccionadora Cuiabá
Eletrobras Eletronorte (49,0%)
Etau – Empresa de Transmissão do Alto
Uruguai(2) S.A.
240 kV Linha de transmissão de 187 km:
Campos Novos-Barra Grande-Lagoa
Vermelha-Santa Marta
Eletrobras Eletrosul (27,4%)
- 44 -
Sociedade de Propósito
Específico/Consórcio
Uirapuru Transmissora de Energia S.A.(2)
Objeto do investimento
525 kV Linha de transmissão de 122 km:
Ivaiporã-Londrina
Participação da Eletrobras
Eletrobras Eletrosul (100,0%)
Companhia Transudeste de Transmissão S.A.(2) 345 kV Linha de transmissão de 144 km:
Itutinga-Juiz de Fora
Eletrobras Furnas (25,0%)
Companhia Transirapé de Transmissão S.A.(2)
345 kV Linha de transmissão de 61 km:
Irapé-Araçuaí
Eletrobras Furnas (25,0 24,5%)
Companhia Centroeste de Minas S.A.
345 kV Linha de transmissão de 63 km:
Eletrobras Furnas-Pimenta II
Eletrobras Furnas (49,0%)
Linha Verde Transmissora de Energia S.A.
230 kV Linha de transmissão de 987 km:
Porto Velho – Jauru
Eletrobras Eletronorte (49,0%)
Rio Branco Transmissora de Energia S.A.
230 kV Linha de transmissão de 487 km:
Porto Velho-Abunã-Rio Branco
Eletrobras Eletronorte (100,0%)
Transmissora Matogrossense de Energia S.A.
500 kV Linha de transmissão de 348 km:
Jauru – Cuiabá and SE Jauru
Eletrobras Eletronorte (49,0%)
Transenergia São Paulo S.A.
Itatiba Subestação, 500 kV
Eletrobras Furnas (49,0%)
Transenergia Goiás S.A
230 kV Linha de transmissão de 188 km:
Serra da Mesa-Niquelândia-Barro Alto
Eletrobras Furnas (49,0%)
Consórcio Goiás Transmissão
500 kV Linha de transmissão de 193 km:
Rio Verde Norte –Trindade. e 230 kV
Linha de transmissão de 66 km:
Xavantes-Trindade-Carajás e SE
Trindade
Eletrobras Furnas (49,0%)
Consórcio MGE Transmissão
500 kV Linha de transmissão de 248 km:
Mesquita-Viana 2. and 345 kV Linha de
transmissão de 10 km: Viana – Viana 2 e
SE Viana 2
Eletrobras Furnas (49,0%)
TDG Transmissora Delmiro Gouveia SA
230 kV Linha de transmissão de 96 km:
São Luiz II – São Luiz III e SE Pecém e
SE Aquiraz II
Eletrobras Chesf (49,0%)
Interligação Elétrica Garanhus SA
500 kV Linha de transmissão de 653 km:
Luiz Gonzaga – Garanhus, Garanhus –
Campina Grande III e Garanhus – Pau
Ferro and 230 kV Linha de transmissão
de 13 km: Garanhus – Angelim I
Eletrobras Chesf (49,0%)
Transnorte Energia SA
500 kV Linha de transmissão de 715 km:
Engenheiro Lechuga – Equador (RR) –
Boa Vista e SEs
Eletrobras Eletronorte (49,0%)
Costa Oeste Transmissora de Energia SA
230 kV Linha de transmissão de 143 km
Cascavel Oeste –Umuarama
Eletrobras Eletrosul (49,0%)
Marumbi Transmissora de Energia SA
525 kV Linha de transmissão de 28 km:
Curitia – Curitia Leste
Eletrobras Eletrosul (20,0%)
- 45 -
Sociedade de Propósito
Específico/Consórcio
Objeto do investimento
Participação da Eletrobras
Transmissora Sul Brasileira de Energia SA
525 kV Linha de transmissão de 495 km:
Salto Santiago – Itá – Nova Santa Rita
and 230 kV Linha de transmissão de 303
km: Nova Santa Rita – Camaquã –
Quinta
Eletrobras Eletrosul (80,0%)
Consórcio Caldas Novas
SE Corumbá 345/138 kV – 2 x 75 MVA
Eletrobras Furnas (49,9%)
Madeira Energia SA
UHE Santo Antonio com 3.150 MW
Eletrobras Furnas (39,0%)
Energia Sustentável do Brasil
UHE Jirau com 3.750 MW
Eletrobras Chesf (20,0%)
Eletrobras Eletrosul (20,0%)
Foz do Chapecó Energia S.A.
UHE Foz do Chapecó com 855 MW
Eletrobras Furnas (40,0%)
Enerpeixe S.A.(2)
UHE Peixe Angical com 452 MW
Eletrobras Furnas (40,0%)
Consórcio Energético Cruzeiro do Sul S.A.
UHE Mauá com 361 MW
Eletrobras Eletrosul (49,0%)
Serra de Facão S.A.
UHE Serra do Facão com 213 MW
Eletrobras Furnas (49,5%)
Energetica Águas da Pedra S.A. – EAPSA
(Aripuanã; Água Das Pedras)
UHE Dardanelos com 261 MW
Eletrobras Chesf (24,5%),
Eletrobras Eletronorte (24,5%)
Baguari I Geração de Energia Elétrica S.A.(2)
UHE Baguari with 140 MW
Eletrobras Furnas (15,0%)
Retiro Baixo Energética S.A.
UHE Retiro Baixo com 82 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
AMAPARI Energia S.A.(2)
TPU Serra do Navio com Pequena UHE
Capivara com 53 MW
Eletrobras Eletronorte (49,0%)
Norte Energia S.A.
UHE Belo Monte com 11.233 MW
Eletrobras Eletronorte (19,9%)
Eletrobras Chesf (15,0%)
Eletrobras Holding (15,0%)
Brasventos Eolo Geradora de Energia S.A.
Parque Eólico Rei doVentos I com 58
MW
Eletrobras Furnas (24,5%)
Eletrobras Eletronorte (24,5%)
Rei dos Ventos 3 Geradora de Energia S.A.
Parque Eólico Rei dos Ventos 3 com
60MW
Eletrobras Furnas (24,5%)
Eletrobras Eletronorte (24,5%)
Brasventos Miassaba 3 Geradora de Energia
S.A.
Parque Eólico Miassaba 3 cmo 68 MW
Eletrobras Furnas (24,5%)
Eletrobras Eletronorte (24,5%)
Companhia Hidrelétrica Teles Pires
UHE Teles Pires com 1.820 MW
Eletrobras Eletrosul (24,5%)
Eletrobras Furnas (24,5%)
Cerro Chato I S.A.
Parque Eólico Cerro Chato I com 30 MW Eletrobras Eletrosul (100,0%)
Cerro Chato II S.A.
Parque Eólico Cerro Chato I I com 30
MW
Eletrobras Eletrosul (100,0%)
Cerro Chato III S.A.
Parque Eólico Cerro Chato III com30
MW
Eletrobras Eletrosul (100,0%)
Geração
- 46 -
Sociedade de Propósito
Específico/Consórcio
Objeto do investimento
Participação da Eletrobras
Eólica Mangue Seco 2 Geradora e
Comercializadora de Energia Elétrica
Eólica Mangue Seco 2 com 26 MW
Chuí Holding S.A.
Eólicas Chuí I a V com 98 MW e Eólicas Eletrobras Eletrosul (49,0%)
Minuano VI and VII com 46 MW
Livramento Holding S.A.
Eólicas Cerro Chato IV, V e VI,
Ibirapuitã e Trindade com 78 MW
Eletrobras Eletrosul (49,0%)
Santa Vitória do Palmar Holding S.A.
Eólicas Geribatu I até X com 258 MW
Eletrobras Eletrosul (49,0%)
São Pedro do Lago S.A.
Eólica São Pedro do Lago com 30 MW
Eletrobras Chesf (49,0%)
Pedra Branca S.A.
Eólica Pedra Branca com 30 MW
Eletrobras Chesf (49,0%)
Sete Gameleiras S.A.
Eólica Sete Gameleiras com 30 MW
Eletrobras Chesf (49,0%)
Central Geradora Eólica Famosa I S.A.
Eólica Famosa I com 23 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Central Geradora Eólica Pau – Brasil S.A.
Eólica Pau – Brasil com 15 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Central Geradora Eólica Rosada S.A.
Eólica Rosada com 30 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Central Geradora Eólica São Paulo
Eólica São Paulo com 18 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Energia dos Ventos I
Eólica Goiabeira com 19 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Energia dos Ventos II
Eólica Ubatuba com 13 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Energia dos Ventos III
Eólica Santa Catarina com 16 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Energia dos Ventos IV
Eólica Pitombeira com 27 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Brasnorte Transmissora de Energia S.A.(2)
230kV Linha de transmissão de 402 km:
Jauru-Juba-C2; LT Maggi-Nova Mutum
Eletrobras Eletronorte (49,7%)
TDG Transmissora Delmiro Gouveia SA
230 kV Linha de transmissão de 96 km:
São Luiz II – São Luiz III e SE Pecém e
SE Aquiraz II
Eletrobras Chesf (49,0%)
Norte Energia S.A.
UHE Belo Monte com 11,233 MW
Eletrobras Eletronorte (19,9%)
Eletrobras Chesf (15,0%)
Eletrobras Holding (15,0%)
Energia dos Ventos V
Eólica São Januário com 19 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Energia dos Ventos VI
Eólica Nossa Senhora de Fátima com 29
MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Energia dos Ventos VII
Eólica Jandaia com 29 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Energia dos Ventos VIII
Eólica São Clemente com 19 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Enegia dos Ventos IX
Eólica Jandaia I com 19 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
Energia dos Ventos X
Eólica Horizonte com 14 MW
Eletrobras Furnas (49,0%)
- 47 -
Eletrobras Holding (49,0%)
Sociedade de Propósito
Específico/Consórcio
Objeto do investimento
Participação da Eletrobras
Caiçara I SA
Eólica Caiçara I com 30 MW
Eletrobras Chesf (49,0%)
Caiçara II SA
Eólica Caiçara II com 21 MW
Eletrobras Chesf (49,0%)
Junco I SA
Eólica Junco I com 30 MW
Eletrobras Chesf (49,0%)
Junco II SA
Programas do Governo Federal
Eólica JuncoII com 30 MW
Eletrobras Chesf (49,0%)
Programas do Governo Brasileiro
Adicionalmente ao Proinfa, criado pelo Governo Federal em 2002 para criar incentivos ao desenvolvimento de fontes alternativas de
energia, a Eletrobras também participa em quatro outros programas do Governo Federal:

Programa Reluz, um programa lançado para trazer iluminação básica às áreas públicas principais de certos municípios
brasileiros;

Programa Procel, destinado a promover a conservação de energia e a eficiência energética;

Luz para Todos, voltado à disponibilização de energia elétrica para 12 milhões de pessoas no Brasil; e

Programa de Desenvolvimento Tecnológico e Industrial, um programa voltado à coordenação das atividades de pesquisa e
desenvolvimento no setor elétrico brasileiro e à promoção do desenvolvimento e fabricação dos equipamentos necessários
para assegurar o desenvolvimento do setor.
Os recursos utilizados pela Eletrobras em relação a estes programas advém diretamente do Governo Federal, na forma de recursos
alocados ao setor e, portanto, a Eletrobras não utiliza recursos próprios para o desenvolvimento destes programas.
A Companhia participa, ainda, de outras iniciativas, utilizando recursos próprios, tais como o Projeto Ribeirinhas, por meio do qual
visa avaliar a aplicabilidade e sustentabilidade de tecnologias baseadas em fontes renováveis de energia em certas comunidades
pequenas da região amazônica.
Pesquisa e Desenvolvimento
Veja “Item 5.C, Pesquisa e Desenvolvimento, Patentes e Licenças”
Atividades Internacionais
Em 31 de dezembro de 2012, A Eletrobras não possuía operações no exterior. Entretanto, como parte de sua estratégia, a Eletrobras
segue explorando certas oportunidades nos mercados internacionais de energia elétrica internacional e identificando, seletivamente,
oportunidades rentáveis em tais mercados, principalmente relacionadas à integração dos sistemas elétricos nas Américas. Como parte
de seu plano de internacionalização, a Eletrobras estabeleceu escritórios de representação em Lima, no Peru, na Cidade do Panamá,
Panamá, e Montevideu, Uruguai, de modo a atender às normas locais, que determinam que somente serão outorgadas concessões para
sociedades que mantém um escritório de representação local. Tais escritórios também possibilitarão o contato da Eletrobras com
parceiros na América Latina. A Companhia está ativamente buscando investir em projetos de geração em outros países LatinoAmericanos e, inclusive, já iniciou a comercialização de energia elétrica com alguns desses países. A Eletrobras detém, ainda,
participações societárias em duas sociedades de propósito específico (SPE) no Peru e Nicarágua, que estão conduzindo estudos de
viabilidade para projetos de geração hidrelétrica. Adicionalmente, a Eletrobras está em processo de obtenção das licenças necessárias
para a construção, no Brasil, de um sistema de interconexão entre o Brasil e o Uruguai, a qual deve se iniciar em 2013. Como parte de
sua estratégia de expansão, a Eletrobras também poderá identificar e implementar oportunidades de crescimento seletivas, incluindo
linhas de transmissão e projetos de geração com fontes renováveis fora da América do Sul, tal como, notadamente, na África.
- 48 -
Aspectos Ambientais
Aspectos Gerais
Questões ambientais podem representar um impacto significante nas operações da Eletrobras. Por exemplo, grandes usinas
hidrelétricas podem ocasionar a inundação de grandes áreas e a realocação de um grande número de pessoas. A Constituição Brasileira
concede, tanto ao Governo Federal, quanto aos governos estaduais e municipais, o poder de elaborar leis com o objetivo de proteger o
meio ambiente e também de regulamentar tais leis. Enquanto o Governo Federal tem a competência para promulgar regulações gerais
sobre o meio ambiente, os governos estaduais e municipais têm competência para promulgar regulações ambientais mais específicas.
Desta forma, a maioria das regulamentações ambientais no Brasil é estadual ou municipal, e não federal.
Qualquer violação às leis e regulamentações ambientais pode resultar em responsabilidade criminal, independentemente da
responsabilidade objetiva de remediar os danos ambientais e de indenizar as partes prejudicadas por estes danos. Tais omissões
podem, ainda, sujeitar o infrator a penalidades administrativas como multas, suspensão de subsídios oriundos de entidades públicas
ou, ainda, mandados judiciais determinando a interrupção, temporária ou permanente, das atividades ilegais.
As empresas do setor energético brasileiro precisam observar uma série de restrições ambientais para que possam construir usinas
hidrelétricas no Brasil. Para projetos cujos impactos são considerados relevantes, tais como projetos de geração cuja potência supera
10 MW, assim como linhas de transmissão acima de 230 kV, além de outros projetos ambientais sensíveis, primeiramente, deve-se
proceder a um estudo básico sobre o impacto ambiental realizado por especialistas independentes, que farão recomendações para
minimizar o impacto da usina no meio ambiente. Tal estudo, juntamente com um relatório ambiental específico preparado pela
companhia, é submetido às autoridades governamentais federal, estaduais e municipais, conforme o impacto estimado, para análise e
aprovação. Uma vez aprovado, o projeto passa por um processo de licenciamento composto por três etapas, quais sejam, uma licença
para atestar a viabilidade do projeto, uma licença para iniciar a execução do projeto e uma licença de operação. Adicionalmente, a lei
exige que a companhia aplique 0,5% dos custos totais de qualquer investimento em novos projetos com impacto ambiental relevante
em medidas de preservação ambiental. Desde 1980, o setor elétrico brasileiro tem se esforçado para melhorar o tratamento dado aos
aspectos sociais e ambientais no planejamento, na implementação e na operação de projetos ligados à energia elétrica. De forma geral,
as subsidiárias da Eletrobras geradoras de energia elétrica estão em conformidade com a regulamentação ambiental aplicável no Brasil
e com as políticas e princípios que guiam o setor elétrico. As instalações de geração e transmissão da Eletrobras são isentas de
algumas exigências do licenciamento, por terem iniciado suas operações antes da promulgação da regulamentação ambiental
aplicável. Não obstante, algumas autoridades ambientais lavraram autos de infração alegando ausência de licenças ambientais.
Em 31 de dezembro de 2012, a subsidiária Eletrobras Eletronuclear operava duas usinas de energia nuclear no Estado do Rio de
Janeiro, quais sejam Angra 1 e Angra 2. Como a Eletrobras Eletronuclear iniciou suas atividades antes da promulgação da legislação
ambiental, Angra 1 foi licenciada pela Comissão Nacional de Energia Nuclear (“CNEN”), nos termos da regulamentação ambiental e
nuclear em vigor naquela época. Um grupo de estudos formado pela Procuradoria Geral da República, o CNEN, o Instituto Brasileiro
do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis – IBAMA, a Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente – FEEMA, a
Eletrobras Eletronuclear e a Eletrobras foi instalado para elaborar um Termo de Ajustamento de Conduta - TAC, de acordo com o qual
as diretrizes para atualização do licenciamento ambiental deveriam ser estabelecidas. Angra 2 obteve todas as licenças ambientais
necessárias a sua operação, contudo a Procuradoria Geral da República contestou as respectivas renovações, condicionando-as a um
TAC que exige que a Eletrobras Eletronuclear deveria implementar um programa para melhorar seus planos de emergência,
programas de monitoramento ambiental e sistemas de tratamento de efluentes. Até o cumprimento destas exigências, o IBAMA e o
CNEN devem se abster de emitir qualquer licença definitiva ou autorizações para operação de Angra 2. Uma avaliação que
compreende o cumprimento das obrigações impostas pelo TAC foi enviada pelo IBAMA à Procuradoria Geral da República em junho
de 2006. Após avaliar a situação quanto ao atendimento dessas condições, o IBAMA emitiu um relatório concluindo que todas as
condições técnicas indicadas no TAC fora cumpridas. Em setembro de 2011, o IBAMA informou que emitirá uma licença de operação
unificada para as instalações nucleares em operação na planta CNAAA (Angra 1, Angra 2 e o centro de gestão de resíduos radioativos,
incluindo todas as instalações inicialmente previstas). A Eletrobras acredita que a emissão de tal licença ocorrerá no primeiro semestre
de 2013. Atualmente, ambas usinas nucleares possuem autorizações de operação permanente individuais. A autorização de Angra 1 é
válida até agosto de 2024 e a de Angra 2, até junho de 2041. A Eletrobras Eletronuclear é objetivamente responsável por acidentes
nucleares, na qualidade de operadora de usinas nucleares no Brasil.
Conservação de Energia
Nos últimos 20 anos, o governo brasileiro implementou uma série de medidas direcionadas à conservação de energia no setor elétrico.
O governo brasileiro costuma financiar estas medidas, sendo que a Eletrobras é incumbida de administrá-las. O programa mais
importante nesta área é o Procel.
Fontes Alternativas de Eletricidade
- 49 -
O Programa de Conservação de Energia Elétrica – Procel foi criado em 1985 para melhorar a eficiência energética e a racionalização
do uso das fontes naturais pelo território brasileiro. O Ministério de Minas e Energia coordena o programa e a Eletrobras é responsável
por sua execução. O principal objetivo do Procel é incentivar a cooperação dos vários setores da sociedade brasileira a melhorar a
conservação de energia tanto no âmbito da produção, quanto no âmbito do consumo.
O Setor Energético Brasileiro
Geral
A Portaria No. 937, datada de 24 de novembro de 2010, emitida pelo Ministério de Minas e Energia (“MME”) definiu o Plano
Decenal de Expansão de Energia Elétrica 2010-2019 (“PDE”), o qual possui o objetivo de estabelecer diretrizes para o governo
brasileiro e todos os agentes integrantes da indústria brasileira de energia com o intuito de garantir a presença de um estoque de
energia sustentável no Brasil, incluindo o de energia elétrica, levando em consideração necessidades ambientais, a economia brasileira
e a capacidade técnica dos negócios.
Os estudos realizados no PDE incluem um plano para os próximos dez anos e são submetidos a revisões anuais, as quais levam em
consideração, entre outros aspectos, mudanças nas previsões de crescimento no consumo de energia elétrica e a reavaliação da
viabilidade econômica e operacional dos projetos de geração, juntamente com estimativas relacionadas à expansão de linhas de
transmissão.
De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”), em dezembro de 2011, quando levadas em consideração as
unidades de geração do Sistema Interligado Nacional (“SIN”), os geradores de energia pertencentes aos sistemas isolados e os
geradores privados, o Brasil possuía capacidade instalada total de 116.796 MW.
Atualmente, o SIN é dividido em quatro subsistemas elétricos: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. Um dos objetivos do
PDE é completar a integração dos sistemas isolados de Manaus-Macapá ao subsistema do Norte até novembro de 2012.
Em adição ao SIN, existem ainda os sistemas isolados, geralmente localizados nas regiões Norte de Nordeste do Brasil, que possuem
como fonte única de energia elétrica aquela gerada por usinas termelétricas movidas a carvão e óleo, as quais são extremamente
poluentes e geram custos que são de três a quatro vezes superiores, por exemplo, aos custos gerados por uma usina hidrelétrica.
A Conta de Consumo de Combustível (“CCC”) foi introduzida pelo artigo 13, inciso III, da Lei No. 5.899, de 5 de julho de 1973,
conforme alterada, com o propósito de criar reservas financeiras, constituídas por meio de contribuições pagas anualmente por
companhias de geração, transmissão e distribuição, que teriam como objetivo garantir o reembolso de parte dos custos de operações
relacionadas à utilização de energia termelétrica no caso de ocorrência de algum evento adverso que afetasse as condições
hidrológicas. Tal reembolso seria feito às companhias geradoras e distribuidoras que suportam gastos com energia elétrica gerada por
termelétricas. As reservas financeiras mencionadas seriam utilizadas também para subsidiar a energia elétrica gerada pelos sistemas
isolados, com o propósito de permitir que os consumidores desses sistemas pudessem arcar com custos de energia elétrica
equivalentes àqueles suportados pelos consumidores servidos pela geração hidrelétrica, devido à significativa discrepância entre os
valores pagos pelos consumidores nas regiões Norte e Nordeste quando comparado aos valores cobrados dos consumidores nas
regiões Sul e Sudeste. Dessa forma, a interconexão entre os sistemas isolados e o SIN possibilitaria que consumidores nos sistemas
isolados tivessem acesso a fontes de energia hidrelétrica, o que resultaria na redução dos custos de produção e na convergência de
preços das áreas mencionadas com as demais regiões do país.
Com o propósito de promover uma significativa redução na conta CCC, o PDE pretende integrar os sistemas isolados ao SIN. Tal
integração seria obtida por meio da construção de linhas transmissoras de Jauru/Vilhena (230kV), Tucuruí/Manaus (Cariri) (500kV) e
Jurupari/Macapá (230kV), no menor intervalo de tempo possível, considerando que a análise preliminar para implementação do
projeto de integração já foi concluída.
Adicionalmente à integração dos sistemas isolados, o PDE também proporcionaria a expansão da geração elétrica por meio da
melhoria da capacidade de geração, definida pelo PDE como a execução de um conjunto de trabalhos que têm por objetivo o aumento
da capacidade e eficiência, conjuntamente com a modernização do parque energético já existente, o que não representaria muito em
termos de capacidade assegurada, mas contribuiria para suprir o nível de aumento esperado na demanda energética.
Segundo a ANEEL, a capacidade instalada total de geração de energia elétrica no Brasil em 2012 era de 120.660.741 KW, com 2.731
empreendimentos operantes. Atualmente, existem 177 empreendimentos sob construção e outros 542 com concessões outorgadas.
Assim, uma capacidade de geração adicional de 27.500.695KW é esperada nos próximos anos.
De acordo com o PDE, a capacidade instalada total brasileira de geração de energia está projetada para aumentar para 182,4 GW em
2021, dos quais 111.7 GW (61,25%) estão previstos para serem provenientes de hidrelétricas e 70,6 GW (38,75%) para serem
provenientes de termelétricas e de outras fontes.
- 50 -
A Eletrobras atualmente controla aproximadamente 35% da capacidade instalada de geração de energia no Brasil e é responsável por
aproximadamente 53% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kV. Adicionalmente, alguns estados brasileiros
controlam entidades envolvidas na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. A parte restante do mercado é controlada
por diversas empresas, incluindo Cemig, Copel, Tractebel, CPFL, Duke e Brasil Energia. Algumas dessas empresas associaram-se no
passado.
Em termos de receita líquida, a Eletrobras acredita ser a maior companhia geradora e transmissora de energia no Brasil. A Eletrobras
participa principalmente de licitações relativas aos negócios de geração e transmissão de energia.
Em 2012, de acordo com a Empresa de Pesquisa Energética (“EPE”), o consumo de energia elétrica no Brasil alcançou 448.276GWh,
o que representou um aumento de 3,5% quando comparado ao consumo total em 2011. O consumo de energia elétrica no Brasil em
2011 foi de 433.034 GWh segundo a EPE, o que representou um aumento de 4,2% comparado ao consumo total de 415.683 GWh em
2010.
Histórico
A Constituição brasileira prevê que o desenvolvimento, uso e venda de energia devem ser empreendidos diretamente pelo governo
brasileiro ou indiretamente por meio de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, a indústria brasileira de energia tem
sido dominada por concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo governo brasileiro. A alteração desse
cenário durante a administração de Fernando Henrique Cardoso (1995-2002), período durante o qual muitas companhias controladas
pelo Estado foram privatizadas no esforço de aumentar a eficiência e competição no setor. Nos últimos anos, o Governo Federal
tomou uma série de medidas para remodelar a indústria de energia. Geralmente, essas medidas focavam o aumento de participação de
investimentos estrangeiros e a eliminação de restrições aos investimentos externos, aumentando, dessa forma, a competição global na
indústria de energia brasileira.
O Governo Federal tomou, particularmente, as seguintes medidas:

A Constituição brasileira sofreu emenda em 1995 pela Emenda Constitucional No. 6 com o intuito de permitir que
companhias estrangeiras investissem em companhias brasileiras que detêm concessões no setor de geração de energia.
Anteriormente a esta emenda, todas as concessões no setor de geração de energia eram controladas por indivíduos brasileiros,
por entidades controladas por indivíduos brasileiros ou pelo governo brasileiro;

O Governo Federal promulgou a Lei No. 8.987, em 13 de fevereiro de 1995, a qual foi modificada pelas Leis No. 11.196, de
21 de novembro de 2005, No. 11.445, de 5 de janeiro de 2007 (“Lei de Concessões”) e promulgou também a Lei No. 9.074,
em 7 de julho de 1995 (“Lei das Concessões de Energia”) que, juntas: (i) exigem que todas as concessões que tenham como
objeto serviços relacionados ao fornecimento de energia passem por processos públicos de licitação; (ii) permitiu
gradualmente que certos consumidores de energia, com demanda significativa, designados como “Consumidores Livres”
comprassem energia elétrica diretamente de fornecedores que detêm concessões; (iii) previu a criação de entidades de
geração as quais, por meio de concessões, permissões ou autorizações, poderão gerar e vender, por conta e risco próprios, o
total ou parte de sua produção de energia para Consumidores Livres, concessionárias de distribuição e agentes comerciais,
entre outros (“Produtores Independentes de Energia”); (iv) garantiu aos Consumidores Livres e aos fornecedores de energia
acesso a todos os sistemas de distribuição e transmissão; e (v) eliminou a necessidade de instauração de procedimentos
licitatórios para construção e operação de projetos de energia com capacidade entre 1MW a 30MW (as chamadas Pequenas
Centrais Hidrelétricas – “PCHs”) apesar de ser necessária a outorga de autorização ou permissão pela ANEEL ou pelo MME,
conforme o caso;

A partir de 1995, parcelas do controle acionário detidas por nós e por vários estados em determinadas companhias de geração
e distribuição foram vendidas para investidores privados. Conjuntamente a isto, alguns governos estatais também venderam
sua participação em grandes companhias de distribuição;

Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei No. 9.648 (“Lei do Setor Elétrico”) para reformular a estrutura básica do setor
energético. A Lei do Setor Elétrico prevê:
o
a instituição de um órgão autorregulado responsável pela coordenação, compra e venda de energia elétrica
disponível no sistema interligado ou Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, entidade que substituiu o
sistema anterior de geração regulamentada de preços e contratos de fornecimento. O Mercado Atacadista de Energia
Elétrica – MAE foi posteriormente substituído pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”);
o
a exigência de que as companhias de distribuição e geração celebrassem contratos de fornecimento de energia
- 51 -
iniciais (“Contratos Iniciais”), geralmente com compromissos “take or pay”, a preços e volumes aprovados pela
ANEEL. A principal finalidade dos Contratos Iniciais era assegurar às companhias de distribuição acesso a um
fornecimento de energia estável, a preços que garantissem taxa fixa de retorno às companhias de geração de energia
elétrica durante o período de transição, estabelecendo assim um mercado de energia competitivo e livre;

o
a criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico (“ONS"), uma entidade privada sem fins lucrativos responsável
pelo gerenciamento operacional das atividades de geração e transmissão do SIN; e
o
a instituição de licitações públicas para concessões relativas à construção e operação de usinas de geração e de
instalações de transmissão;
Em 2001, o Brasil enfrentou uma séria crise energética que durou até o fim de fevereiro de 2002. Como resultado, o Governo
Federal implementou medidas que incluíam:
o
um programa de racionamento do consumo energético nas regiões mais adversamente afetadas, quais sejam, Sudeste,
Centro-Oeste e Nordeste; e
o
a criação da Câmara de Gestão de Crise de Energia Elétrica (“GCE”), que instituiu uma série de medidas
emergenciais que previam a redução do consumo energético em pontos estratégicos para consumidores residenciais,
comerciais e industriais nas regiões afetadas, por meio da introdução de regimes de tarifas especiais que
encorajavam a redução do consumo energético.

Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o racionamento energético como resultado do grande
aumento do fornecimento de energia elétrica (devido ao aumento significativo do nível das represas), e uma redução
moderada na demanda, e em conformidade com tais condições, o Governo Federal promulgou, em abril de 2002, novas
medidas que, entre outras estipulações, estabelecia um ajuste extraordinário de tarifa para compensar perdas financeiras nas
quais incorreram os fornecedores de energia como resultado do racionamento obrigatório de energia elétrica;

Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei nº 10.848 (“Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”), e em 30
de julho de 2004 publicou o Decreto nº 5.163, em um esforço para reestruturar o setor elétrico, tendo como principal objetivo
propiciar aos consumidores garantia de fornecimento de energia, combinada com tarifas baixas, lei esta que foi regulada por
um número de decretos publicados pelo Governo Federal em julho e agosto de 2004, e ainda está sujeita a futuras
regulamentações. Ver “Questionamentos sobre a Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”; e

No fim de 2012, o Governo Federal promulgou duas medida provisórias (“MP”) que alteraram consideravelmente o
panorama geral do setor elétrico brasileiro, sendo elas a MP n.º 577, de 29 de agosto de 2012, e a MP n.º 579, de 11 de
setembro de 2012. Ambas foram convertidas, respectivamente, nas leis n.º 12.767, de 27 de dezembro de 2012 (“Lei n.º
12.767/2012”) e n.º 12.783, de 11 de janeiro de 2013 (“Lei 12.783/2013”). Em termos gerais, as MPs regulamentaram a
renovação das concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, bem como a intervenção do poder
concedente nas concessões.
Concessões
As companhias ou consórcios que visem a construção ou operação de instalações de geração, transmissão ou distribuição de energia
elétrica no Brasil devem requerer ao MME ou à ANEEL, por delegação do MME, enquanto poder concedente, a outorga de
concessão, permissão ou autorização, conforme o caso. As concessões outorgam direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia
elétrica em uma área específica, por prazo específico, apesar de poder ser revogada a qualquer momento com base apenas na
discricionariedade do MME, seguindo consulta à ANEEL. Este prazo é usualmente de 35 anos para novas concessões de geração e de
30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição.
A Lei de Concessões identifica, entre outras estipulações, as condições que a concessionária deverá atender ao prestar serviços de
energia elétrica, os direitos dos consumidores e as obrigações da concessionária e do poder concedente. Ademais, a concessionária
deverá observar os regulamentos em vigor que regem o setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões estão resumidas
a seguir:
 Serviço adequado. A concessionária deverá prestar serviço adequado para satisfazer igualmente, entre outros fatores, a
regularidade, continuidade, eficiência, segurança e acessibilidade do serviço.
 Servidões. A concessionária poderá utilizar terrenos públicos ou solicitar que o poder concedente declare de utilidade pública
imóveis privados, de forma a beneficiar a concessionária. Neste caso, a concessionária deverá indenizar os proprietários
- 52 -
afetados.
 Responsabilidade objetiva. A concessionária tem responsabilidade objetiva por todos os danos decorrentes da execução dos
seus serviços.
 Mudanças no controle societário. O poder concedente deverá aprovar qualquer alteração direta ou indireta no controle
societário da concessionária.
 Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente poderá intervir na concessão, mediante procedimento administrativo,
para assegurar a prestação adequada dos serviços pela concessionária, bem como a plena observância por ela das disposições
contratuais e regulatórias aplicáveis. O procedimento de intervenção foi regulamentado por meio da MP n.º 577, convertida
na Lei n.º 12.767/2012.
 Extinção da concessão. O contrato de concessão poderá ser extinto por meio de encampação e/ou caducidade. A encampação
corresponde ao término antecipado de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público, devendo ser
expressamente estabelecida por lei. A caducidade deverá ser declarada pelo poder concedente após a emissão de decisão
administrativa final no sentido de que, entre outros fatores: (i) houve falha na prestação de serviços adequados ou no
cumprimento das leis e regulamentações aplicáveis; (ii) a concessionária não mais possui capacidade técnica, financeira ou
econômica para a prestação adequada de serviços; ou (iii) não cumprimento pela concessionária das penalidades imputadas
pelo poder concedente. A concessionária poderá contestar qualquer encampação ou caducidade em esfera judicial e terá
direito de receber indenização pelos investimentos por ela realizados em bens reversíveis que não tenham sido integralmente
amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer valores correspondentes a multas, perdas e danos devidos pela
concessionária.
 Advento do termo contratual. Quando do advento do termo contratual da concessão, todos os bens, direitos e prerrogativas
que estiverem substancialmente relacionados à prestação dos serviços de energia elétrica serão revertidos ao Governo Federal.
Após o término do contrato, a concessionária tem o direito de receber indenização pelos investimentos por ela realizados em
bens reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados até o momento do término contratual.
Penalidades
A Lei No. 9.427 de 26 de dezembro de 1996, conforme alterada, promulgada pelo Governo Federal e complementada por
regulamentação da ANEEL, estabelece a imposição de sanções contra os agentes do setor elétrico e classifica as penalidades
apropriadas, com base na natureza e relevância da violação (incluindo avisos, multas, suspensão temporária do direito de participar em
licitações de novas concessões, permissões ou autorizações e caducidade). Para cada violação, as multas podem chegar a 2,0% do
valor da receita da concessionária no período dos últimos 12 meses, anteriormente a qualquer auto de infração ou, no caso de
produtores independentes ou autoprodutores, o valor estimado de energia produzida no mesmo período.
Algumas infrações que podem resultar em multas são relacionadas às falhas do agente no que tange a solicitação de aprovação pela
ANEEL, a seguir resumidas (de acordo com a Resolução No. 63/2004 da ANEEL, conforme alterada):

ingressar em determinadas transações com partes relacionadas;

venda ou cessão de ativos relacionados aos serviços prestados, bem como a constituição de qualquer gravame (incluindo
qualquer depósito em garantia, caução, fiança, penhor ou hipoteca) sobre tais ativos ou qualquer outro ativo relacionado à
concessão ou à receita ligada à prestação de serviços de energia elétrica;

mudanças no controle societário do detentor da permissão ou concessão; e

o não cumprimento do cronograma de início da operação comercial relativo às usinas de geração, conforme previamente
aprovado pela ANEEL por meio do respectivo contrato.
No que tange os contratos celebrados entre partes relacionadas que são submetidos à aprovação da ANEEL, esta pode impor restrições
aos termos e condições desses contratos e, em circunstâncias extremas, determinar que o contrato seja imediatamente rescindido.
Ademais, a ANEEL possui a função institucional de controlar as operações societárias do setor de energia, requerendo que estas
operações (mudanças no controle dos agentes do setor de energia elétrica) sejam submetidas previamente à aprovação da ANEEL
antes de serem implementadas.
- 53 -
Renovação de Concessões – Lei n.º 12.783/2013
O Governo Federal promulgou, recentemente, a MP n.º 579/2012, convertida na Lei n.º 12.783/2013. Dentre outras provisões, o
principal objetivo do ato normativo é regular as condições de renovação de concessões dede geração, distribuição e transmissão de
energia elétrica.
A Lei n.º 12.783/2013 (i) estabelece as condições para a renovação de concessões dede geração, distribuição e transmissão de energia
elétrica; (ii) assegura redução de tarifas; e (iii) cria um sistema de quotas caracterizado pela alocação da energia gerada por usinas
hidrelétricas às concessionárias de distribuição do SIN.
(i) Condições para a renovação das concessões de geração, distribuição e transmissão de energia elétrica
O poder concedente poderá prorrogar o vencimento das concessões de geração, distribuição e transmissão de energia elétrica por um
período máximo de 30 anos adicionais, desde que as concessionárias aceitem novas condições específicas impostas pela lei de modo a
assegurar a continuidade do suprimento de energia e a redução das tarifas.
Os principais termos e condições impostos pela Lei n.º 12.783/2013 para a renovação das concessões estão indicados a seguir:

Geração hidrelétrica: a renovação é condicionada (i) às tarifas determinadas pela ANEEL, (ii) à comercialização de acordo
com o sistema de alocação de quotas, e (iii) ao cumprimento de padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL;

Autoprodutores: para a renovação das concessões, o autoprodutor deverá se submeter a pagamentos adicionais pelo uso de
bens públicos que serão usados pelo Governo Federal para a redução das tarifas de energia cobradas dos consumidores;

Geração termelétrica: a renovação deverá ser solicitada pela concessionária no mínimo 24 meses antes do término da
concessão. Caso solicitada, a renovação será concedida por um período máximo de 20 anos;

Transmissão de energia: a renovação das concessões de transmissão está sujeita à redução da receita anual permitida
(“RAP”), que corresponde ao valor anual recebido pela concessionária pela prestação de serviços públicos de transmissão,
conforme calculada pela ANEEL, bem como ao atendimento a padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.

Distribuição de energia: a renovação está sujeita a condições específicas estabelecidas em um aditivo ao contrato de
concessão (que será celebrado com as empresas que solicitarem a renovação de suas concessões), de modo a otimizar os
serviços das concessionárias de distribuição, bem com ao atendimento a padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
As novas condições exigidas para a renovação das concessões serão formalizadas por meio de aditivos aos contratos de concessão.
As concessões que não sejam renovadas de acordo com os termos e condições da Lei n.º 12.783/2013 serão revertidas para o poder
concedente após o término do prazo de concessão e, posteriormente, submetidas a procedimentos competitivos conduzidos pela
ANEEL, nos termos da Lei n.º 8.666/1993. Os ativos de geração, transmissão ou distribuição assim licitados serão concedidos ao
vencedor do certame por um período de 30 anos. A concessionária atual permanecerá, nos termos da Lei n.º 12.783/2013, responsável
pela prestação dos serviços públicos até a assunção da concessão pelo vencedor do certame.
O Ministério de Minas e Energia determinará o valor dos investimentos não amortizados para as concessões que serão renovadas. Nos
termos da determinação do Ministério, os valores de indenização para as empresas da Eletrobras são os seguintes:
Contratos de Concessão de Geração
Companhia
Hidrelétrica
Eletrobras Chesf ....................................
Xingó
Eletrobras Chesf ....................................
Paulo Afonso IV
Eletrobras Chesf ....................................
Luiz Gonzaga (Itaparica)
Eletrobras Furnas...................................
Marimbondo
Eletrobras Chesf ....................................
Apolônio Sales (Moxotó)
Eletrobras Furnas...................................
Corumbá I
Eletrobras Chesf ....................................
Boa Esperança (Castelo Branco)
Eletrobras Eletronorte............................
Coaracy Nunes
- 54 -
Potencial (M
W)
3.162,0
2.462,40
1.479,6
1.440,0
400,0
375,0
237,3
68,0
Indemnização
Início das
(milhares de R$)
operções
R$ 2,929,832 Dezembro 16, 1994
R$
360,473 Dezembro 1, 1979
R$ 1,730,602
Junho 13, 1988
R$
64,368 Outubro 25, 1975
R$
84,613
April 15, 1977
R$
679,880
April 1, 1997
R$
72,783
April 7, 1970
R$
35,492 Dezembro 30, 1975
Contrato de Concessão de Trasmissão
Contrato de
Companhia
Concessão
Eletrobras Chesf ....................................................................................
061/2001-ANEEL
Eletrobras Eletronorte ...........................................................................
058/2001-ANEEL
Eletrobras Eletrosul ...............................................................................
057/2001-ANEEL
Eletrobras Furnas ..................................................................................
062/2001-ANEEL
Indemnização
(milhares de R$)
R$
1.587.160
R$
1.682.267
R$
1.985.568
R$
2.878.027
(ii) Redução de Tarifas
Nos termos da Lei n.º 12.783/2013, a redução das tarifas resultará (i) da redução de encargos setoriais, tais como a CCC, a CDE e a
RGR; (ii) dos novos cálculos de tarifas e RAPs das concessões renovadas, conforme indicado acima; e (iii) de investimentos pelo
Governo Federal.
(iii) Sistema de Alocação de Quotas
A Lei n.º 12.783/2013 criou, também, um mecanismo de alocação, para o Ambiente Regulado, da energia gerada pelas usinas
hidrelétricas conectadas ao SIN cujas concessões foram renovadas nos termos da nova regulamentação, com o propósito de aumentar
o volume de energia disponível às concessionárias de distribuição e reduzir as tarifas cobradas do consumidor final. As quotas e a
proporção da energia alocada às concessionárias de distribuição serão revistas periodicamente.
Intervenção Administrativa nas Concessões
Em agosto de 2012, o Governo Federal promulgou a Lei n.º 12.767/2012 para regular o processo de intervenção pela ANEEL sobre as
concessionárias de modo a assegurar a qualidade dos serviços prestados e o cumprimento das obrigações legais, regulatórias e
contratuais por tais concessionárias.
Adicionalmente, a Lei n.º 12.767/2012 regulamentou a extinção ou encampação da concessão em caso de liquidação ou falência da
concessionária, bem como o procedimento administrativo necessário para a extinção da concessão.
A Lei n.º 12.767/2012 alterou o ordenamento ao regulamentar a vedação às concessionárias de energia de iniciarem procedimentos de
recuperação judicial e extrajudicial.
Principais Autoridades Regulatórias
Ministério de Minas e Energia – MME
O MME é o principal órgão regulador do Governo Federal no que concerne ao setor de energia elétrica, atuando como autoridade
representante do Governo Federal, com capacidade de supervisão e elaboração de diretrizes e regulamentações. O Governo Federal,
agindo principalmente por intermédio do MME, assumiu certos deveres que estavam anteriormente sob a responsabilidade da
ANEEL, incluindo a elaboração de diretrizes que regem a outorga de concessões e a expedição de diretrizes que regem os leilões para
concessões atinentes a serviços públicos e bens públicos.
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
O setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, uma agência reguladora federal independente. A principal função da ANEEL é
regular e fiscalizar o setor elétrico, de acordo com a política determinada pelo MME, e responder a questões que sejam delegadas a ela
pelo Governo Federal e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras: (i) administrar as concessões para
atividades de geração, transmissão e distribuição de energia, incluindo a aprovação de tarifas de energia elétrica; (ii) promulgar
regulamentos para o setor elétrico; (iii) implementar e regulamentar a exploração de recursos energéticos, incluindo o uso de energia
hidrelétrica; (iv) promover licitações para as novas concessões; (v) julgar processos administrativos entre geradoras e compradores de
energia elétrica; e (vi) definir critérios e metodologias para a determinação das tarifas de transmissão.
Conselho Nacional de Política Energética – CNPE
Em 6 de agosto de 1997, de acordo com o artigo 2° da Lei no. 9.478, o Conselho Nacional de Política Energética, ou CNPE, foi criado
para assessorar o Presidente no que tange o desenvolvimento e criação de uma política energética nacional. O CNPE é presidido pelo
MME e a maioria dos seus membros são funcionários do Governo Federal. O CNPE foi criado para aperfeiçoar o uso dos recursos
- 55 -
energéticos brasileiros, para garantir o suprimento de energia ao País e para revisar periodicamente o uso de fontes de energia
tradicionais ou alternativas para determinar se o País está utilizando uma variedade de fontes de energia ou se é altamente dependente
de uma fonte específica.
Operador Nacional do Sistema – ONS
O ONS foi criado em 1998 pela Lei No. 9.648, datada de 27 de maio de 1998. O ONS é uma entidade privada sem fins lucrativos,
composta pelas concessionárias, outras entidades legais que detêm permissões ou autorizações no mercado de energia elétrica e
consumidores conectados ao SIN. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu ao Governo Federal poder para nomear três
diretores do ONS. O principal papel do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão de energia no SIN,
observadas a regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do ONS incluem, entre outros:
planejamento operacional para o setor de geração de energia, organização do uso nacional do SIN e interconexões internacionais,
garantindo que todas as partes no setor energético tenham acesso ao sistema de transmissão de forma não discriminatória, auxiliando
na expansão do sistema de energia elétrica, propondo planos ao MME para expansão da rede básica de transmissão (nos quais as
propostas devem ser levadas em consideração no planejamento de expansão do sistema de transmissão) e submetendo normas
relacionadas à operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL.
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE
Em 12 de agosto de 2004, o Governo Federal promulgou Decreto estabelecendo as regulamentações aplicáveis à nova Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica. Em 10 de novembro de 2004, a CCEE substituiu o Mercado Atacadista de Energia (“MAE”),
mercado no qual as companhias de geração de energia, comerciantes de energia e importadores e exportadores de energia elétrica
participavam e no qual o preço a vista da energia elétrica era determinado. A CCEE tornou-se responsável por todos os ativos e
operações do MAE (que eram previamente regulados pela ANEEL).
Um dos principais papéis da CCEE é conduzir licitações públicas no Ambiente de Contratação Regulado (ver “O Ambiente de
Contratação Regulado”). Adicionalmente, a CCEE é responsável, entre outras atribuições: (i) pelo registro de todos os contratos de
compra de energia nos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, e contratos resultantes de ajustes de mercado
e do volume de energia contratada no Ambiente de Contratação Livre, ver “Ambiente de Contratação Livre”; e (ii) por contabilizar e
justificar as operações de curto prazo.
Os membros da CCEE incluem companhias geradoras, distribuidoras e comercializadoras de energia, assim como Consumidores
Livres. Seu conselho de administração é composto por quatro conselheiros escolhidos pelos seus membros e um conselheiro escolhido
pelo MME, que atua como presidente do conselho de administração.
O MME determina o preço máximo de venda de energia por meio de licitações, conforme exigido pelo Decreto No. 5.163, de 2004.
Empresa de Pesquisa Energética – EPE
Em 16 de agosto de 2004, o Governo Federal promulgou o decreto que criou a EPE, companhia estatal responsável pela condução de
pesquisas estratégicas sobre o setor energético, incluindo, dentre outros, a energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes de energia
renováveis. A pesquisa mantida pela EPE é subsidiada pelo MME como parte de sua atuação no setor energético. Ademais, a EPE é a
entidade encarregada da qualificação técnica de projetos, participando em licitações promovidas pela ANEEL para venda de energia.
Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico – CMSE
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação, sob o Decreto No. 5.175, de 9 de agosto de 2004, do Comitê de
Monitoramento do Sistema Elétrico, que atua sob direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições de
fornecimento do sistema e pela proposição de medidas preventivas (incluindo medidas em demandas relacionadas à energia elétrica e
à contratação de reservas de estoque) para restaurar as condições de serviço, quando aplicável.
Transmissão de Energia Elétrica no Brasil
O transporte de elevado volume de energia elétrica por longas distâncias é feito por meio de uma rede de linhas de transmissão e
subestações de alta voltagem (variando de 230kV a 750kV), conhecida como Rede Básica. Qualquer agente do mercado de energia
elétrica que produzir ou consumir energia elétrica tem o direito de utilizar a Rede Básica.
As linhas de transmissão no Brasil são geralmente muito longas, uma vez que a maior parte das usinas hidrelétricas está usualmente
afastada dos grandes centros de consumo de energia elétrica. Atualmente, o país possui um sistema praticamente interligado. Apenas
os estados do Amazonas, Roraima, Amapá, Rondônia e parte do estado do Pará ainda permanecem desconectados do SIN. Nesses
estados, o fornecimento é feito por pequenas usinas térmicas ou usinas hidrelétricas próximas às respectivas capitais.
- 56 -
O SIN proporciona a troca de energia elétrica entre diferentes regiões caso uma destas enfrente problemas relativos à geração de
energia hidrelétrica devido a uma queda no nível de suas represas. Como a temporada de chuvas é diferente no sul, sudeste, norte e
nordeste do Brasil, as linhas de transmissão de maior voltagem (500kV ou 750kV) tornaram possível o fornecimento de energia
elétrica às regiões incapazes de produzir energia elétrica suficiente pelos centros geradores localizados em regiões mais favoráveis.
A operação e gerenciamento da Rede Básica é de responsabilidade do ONS, o qual é responsável também pelo gerenciamento da
transmissão de energia de usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso de reservas hidrelétricas e de usinas termelétricas do
SIN.
O sistema de transmissão da Eletrobras, que consiste em um conjunto de linhas de transmissão conectadas a subestações, é constituído
por aproximadamente 55.118 km de linhas de transmissão, correspondendo a aproximadamente 53% do total de linhas no Brasil com
voltagem igual ou superior a 230kV.
Além de operar e gerenciar esse sistema observando os padrões de desempenho e qualidade requeridos pela ANEEL, a Eletrobras
participa ativamente na expansão das linhas de transmissão por meio de concessões em licitações conduzidas pela ANEEL,
individualmente ou por meio de consórcios, bem como por meio de permissões para reforço do sistema atual.
Os maiores projetos de transmissão sob desenvolvimento pela Eletrobras são: (i) LT 230 kV Funil – Itapebi C3 (BA); (ii) LT 230 kV
Picos – Tauá II (PI/CE); (iii) LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti – Nordeste (SP); (iv) LT 500 kV Oriximiná – Itacoatiara – Cariri
(PA/AM); (v) LT 600 kV Porto Velho – Araraquara (RO/SP); (vi) LT 230 kV Eunápolis – Teixeira de Freitas II C2 (BA); e (vii) LT
500 kV Bom Despacho 3 – Ouro Preto 2 (MG). O Brasil possui um total de seis interconexões médias ou grandes com outros países
na América do Sul, quatro delas operadas por nós, conforme descrito abaixo:

com o Paraguai, por meio de quatro linhas de transmissão de 500kV conectando a Usina de Itaipu à subestação Margem
Direita (Paraguai) e à subestação Foz do Iguaçu, Brasil. O volume energético de 50 Hz de Itaipu é transportado para a
subestação Ibiúna, em São Paulo, por meio de um sistema de transmissão de corrente contínua com capacidade de 6.300 MW;

com o Uruguai, por meio da estação Rivera, conversora de frequência, no Uruguai, com capacidade de 70 MW e linha de
transmissão de 230 kV conectada à subestação Livramento, Brasil;

com a Argentina, por meio da estação Uruguaiana, conversora de frequência, no Brasil, com capacidade de 50 MW e linha de
transmissão de 132 kV conectada a Paso de Los Libres, na Argentina; e

com a Venezuela, por meio de uma linha de transmissão com capacidade de 200 MW, que conecta a cidade de Boa Vista, no
estado de Roraima, à cidade de Santa Elena, na Venezuela.
No ambiente de transição (2002-2005), houve um declínio gradual no volume de energia elétrica contratada sob os Contratos Iniciais,
as companhias de geração pagavam pelo uso da rede de linhas de transmissão, enquanto se exigia dos distribuidores o pagamento de
dois tipos de tarifas de transmissão: (i) tarifas nodais, associadas a cada ponto de conexão dos quais esses distribuidores demandavam
voltagem; e (ii) a tarifa de transmissão, associada aos Contratos Iniciais, a qual foi aplicada a apenas parte da demanda contratada
naquele ambiente. Uma vez que o volume contratado sob os Contratos Iniciais caíram para zero, as companhias geradoras,
distribuidoras e vendedoras de energia elétrica e os Consumidores Livres tinham acordos de livre acesso governando o uso de linhas
de transmissão em condições equivalentes às impostas aos agentes que ingressaram no mercado após o livre acesso ter se tornado
compulsório. Neste ambiente de livre mercado, as tarifas de transmissão são determinadas com base no uso que cada parte
efetivamente faz do Sistema Básico ao acessá-lo.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico; o Mercado Livre e o Mercado Regulado
A lei do novo modelo do setor elétrico trouxe mudanças significativas à regulamentação da indústria de energia com o objetivo de: (i)
remediar as deficiências do sistema elétrico brasileiro e (ii) criar incentivos para garantir o crescimento do setor de energia elétrica
para suportar o desenvolvimento social e econômico do Brasil. Através desta lei, legisladores tentam proteger a distribuição dos
consumidores cativos das concessionárias e tornar a continuidade de energia elétrica de baixo custo, com mínimo impacto ambiental,
disponível. As características-chave da lei do novo modelo do setor elétrico incluem:
•
A criação: (i) do mercado regulado, no qual a compra e venda de energia elétrica deve seguir as regras impostas pela
ANEEL e deve ocorrer através da CCEE; e (ii) de um mercado direcionado especificamente a certos participantes (por
exemplo, consumidores livres e companhias de comercialização), que possibilitará um certo grau de concorrência em
relação ao mercado regulado, chamado de Ambiente de Contratação Livre, no qual as partes interessadas são livres para
negociar os termos e condições de seus acordos e compra e venda;
- 57 -
•
Restrições a certas atividades de distribuidores, de forma a assegurar seu foco somente em seu negócio principal, para
garantir serviços mais eficientes e confiáveis aos consumidores cativos;
•
Eliminação da auto-comercialização, para oferecer incentivo aos distribuidores para a compra de eletricidade aos preços
mais baixos disponíveis ao invés da compra eletricidade de outras empresas do mesmo grupo; e
•
Respeito por contratos assinados antes da lei do novo modelo do setor elétrico, a fim de promover estabilidade às
transações realizadas antes de sua promulgação.
A lei do novo modelo do setor elétrico também nos exclui, assim como nossas subsidiárias, do Programa Nacional de Desestatização,
que é um programa criado pelo governo brasileiro em 1990, com o objetivo de promover a privatização de companhias estatais.
Questionamento da constitucionalidade da lei do novo modelo do setor elétrico
Alguns aspectos da Medida Provisória No. 144, de 10 de dezembro de 2003, que deu início à lei do novo modelo do setor elétrico,
estão sendo questionados na Tribunal Superior da União em processos no. 3090 e 3100. Os pedidos provisórios de ambos processos
foram rejeitados pelo Tribunal Superior em decisão publicada em 26 de outubro de 2007. Uma decisão final nesta questão está sujeita
ao voto da maioria de 11 juízes, contanto que um quórum de pelo menos oito juízes esteja presente. Até hoje, o Supremo Tribunal não
chegou a uma decisão final e não sabemos quando tal decisão será alcançada. O Supremo Tribunal determinou por seis votos contra
quatro, negar a medida provisória solicitada para a suspensão dos efeitos da lei do novo modelo do setor elétrico até que uma decisão
final tenha sido tomada; contudo, uma decisão final continua pendente. Portanto, a lei do novo modelo do setor elétrico está em vigo
desde 15 de Março de 2004 até a presente data. Independentemente da decisão final do Tribunal Superior da União, espera-se que
certas partes da lei do novo modelo do setor elétrico acerca de restrições nas atividades realizadas por companhias de distribuição nãorelacionadas com a distribuição de eletricidade, incluindo a venda de energia por companhias de distribuição a consumidores livres e a
eliminação da auto-comercialização permaneçam em pleno efeito e vigor.
Se toda ou uma porção relevante da lei do novo modelo do setor elétrico for considerada inconstitucional pela Suprema Corte, o
esquema regulatório apresentado pela lei do novo modelo do setor elétrico perde sua efetividade, gerando incerteza sobre como o
governo brasileiro definirá as novas regras do setor de energia elétrica. Considerando que nós já compramos praticamente toda a
eletricidade que precisamos através de nossas subsidiárias na ACR e ACL e que se espera que o repasse para tarifas de tal eletricidade
continue a ser controlado pelo regime que antecede a lei do novo modelo do setor elétrico, qualquer que seja o resultado da decisão do
Tribunal Superior, nós acreditamos que, em curto prazo, os efeitos de qualquer decisão sobre nossas atividades serão relativamente
limitados. Os efeitos exatos de um resultado desfavorável nos processos legais para nós e para a indústria de energia elétrica como um
todo não são facilmente previstos, mas podem afetar negativamente nosso negócio e resultados operacionais mesmo em curto prazo
(vide “Fatores de risco – Riscos relacionados à indústria de energia elétrica no Brasil”).
Ambientes de Comercialização de Energia Elétrica
Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétrica são conduzidas em dois
diferentes segmentos de mercado: (1) o mercado regulado (Ambiente de Contratação Regulado), que contempla a compra por
companhias de distribuição por meio de licitações públicas de toda a energia elétrica necessária para atender seus clientes, e (2) o
mercado livre (Ambiente de Contratação Livre), que contempla a compra de energia elétrica por entidades não reguladas (tais como os
Consumidores Livres e comercializadoras de energia elétrica).
Contudo, a energia elétrica gerada por usinas qualificadas sob o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
(“Proinfa”), usinas de energia nuclear e a Itaipu são regidas por um regime especial para a comercialização e, portanto, não estão
sujeitas às normas dos mercados livre ou regulado. A energia elétrica gerada por Itaipu, a mais relevante dentre as fontes de energia
sujeitas a regimes especiais incluindo o Decreto No. 4550, de 27 de dezembro de 2002, é vendida à Eletrobras e às concessionárias no
mercado de energia elétrica do Sul e Centro-Sudeste proporcionalmente às suas participações nesses mercados. As tarifas pela energia
elétrica gerada por Itaipu são fixadas com base no dólar americano e estabelecidas de acordo com um tratado entre o Brasil e o
Paraguai. Consequentemente, tais tarifas aumentam ou decrescem de acordo com a variação da cotação do dólar americano em relação
ao real. Alterações no preço da energia elétrica gerada por Itaipu são, contudo, sujeitas ao repasse integral nas tarifas de distribuição.
Ambiente de Contratação Regulado
As companhias de distribuição de energia devem atender à demanda do mercado por meio do fornecimento prioritário de energia
elétrica adquirida em licitações no Ambiente de Contratação Regulado. As distribuidoras, contudo, devem adquirir energia elétrica de:
(i) companhias geradoras que estão em conexão direta com essas, exceto por companhias de geração hidrelétrica com capacidade
superior a 30 MW e algumas companhias de geração termelétrica; (ii) projetos de geração de energia elétrica que participam da fase
inicial do Proinfa, e algumas companhias distribuidoras de energia elétrica dos mercados de energia do Sul e do Centro-Sudeste; e (iii)
a usina hidrelétrica de Itaipu.
Os leilões públicos de energia elétrica voltados para novos projetos de geração em andamento ocorrem: (i) cinco anos antes da data
- 58 -
inicial de entrega (ou leilões “A-5”); e (ii) três anos antes da estimada data inicial de entrega (ou leilões “A-3”). Leilões de energia
elétrica relativos a instalações de geração de energia elétrica já existentes ocorrem um ano antes da data estimada inicial de entrega
(ou leilões “A-1”). Leilões públicos de energia elétrica referentes à energia elétrica proveniente de fontes alternativas ocorrem entre os
leilões A-1 e A-5. Adicionalmente, o Governo Federal, direta ou indiretamente por meio da ANEEL, realiza leilões públicos para a
venda de energia elétrica para distribuidores de energia para permitir que estes distribuidores ajustem os seus volumes de energia
elétrica conforme o necessário, de maneira a atender à demanda de seus consumidores, ou aos Ajustes de Mercado.
Os leilões são organizados pela ANEEL em observância às diretrizes estabelecidas pelo MME, incluindo a exigência de utilizar o
critério do menor lance para determinar o vencedor da licitação.
Cada geradora que participa do leilão precisa celebrar um contrato de compra e venda de energia elétrica com as distribuidoras
proporcionalmente à demanda estimada de energia elétrica dessas distribuidoras. Os Contratos de Comercialização de Energia no
Ambiente Regulado (“CCEAR”), relativos aos leilões “A-5” e “A-3”, possuem prazo entre quinze e trinta anos, e aqueles referentes
aos leilões “A-1” possuem prazo entre três e quinze anos. Os leilões da CCEARs de energia de fontes alternativas possuem prazo entre
dez e trinta anos. A única exceção a essas regras está relacionada com a licitação para ajuste de mercado, na qual as companhias de
geração e distribuição celebrarão contratos bilaterais de dois anos que devem ser registrados na ANEEL e na CCEE.
As normas dispõem também que dever ser estabelecido um mecanismo de repasse de tarifas denominado Valor Anual de Referência,
que limita o custo de aquisição de energia elétrica que pode ser repassado aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência
corresponde à média ponderada dos preços de energia nos leilões “A-5” e “A-3”, calculada com relação a todas as companhias de
distribuição.
O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as companhias de distribuição contratem suas demandas de energia previstas
nos leilões “A-5”, nos quais se espera que os preços sejam mais baixos do que nos leilões “A-3”.
A ANEEL permite às companhias o repasse de seus custos com a aquisição de energia elétrica para consumidores finais quando em
conformidade com os seguintes critérios: (i) nos leilões A-5, é permitido às companhias o repasse de todos os custos aos
consumidores, sujeitos às limitações abaixo; (ii) nos leilões A-3 é permitido às companhias: (a) o repasse de todos os custos com
aquisição de energia elétrica nos leilões A-5, até o limite de 2% sobre a diferença entre a energia adquirida nos leilões A-3 ocorridos
durante o ano e a demanda de energia das distribuidoras; e (b) repassar o custo de leilões A-5 ou A-3, prevalecendo o que tiver menor
valor; (iii) nos leilões A-1, é permitido às companhias o repasse integral dos custos ao consumidor; (iv) nos leilões para ajuste de
mercado e naqueles de aquisição de energia diretamente de uma usina de geração conectada ao sistema elétrico do distribuidor (exceto
nos casos estabelecidos por lei), é permitido às companhias o repasse de todos os custos até o limite no Valor Anual de Referência
para os consumidores; e (v) nos leilões de energia proveniente de fontes alternativas e outras determinadas pelo Governo Federal, é
permitido às companhias o repasse de todos os custos ao consumidor.
A ANEEL mantém o valor econômico do Valor Anual de Referência por meio de seu reajuste com o índice acordado nas CCEARs.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabeleceu as seguintes limitações para a capacidade das distribuidoras de repasse de custos
ao consumidor:

não haverá repasse de custos com compras de energia em volume superior a 103% da demanda efetivamente observada pela
distribuidora;

o repasse de custos com aquisição de energia elétrica proveniente de novos projetos de geração é equivalente à diferença
entre o limite mínimo de compra (96% da energia contratada reposta de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico)
e a energia adquirida nos leilões A-1, que será limitada ao valor da média ponderada (em reais/MWh) dos preços de aquisição
dos leilões A-1, exceto quando este limite for aplicado apenas: (i) nos primeiros três anos seguintes aos leilões A-1, nos quais
o limite mínimo de compra não foi atingido; (ii) para os CCEARs relacionados à parcela de energia adquirida nos leilões A-3
e A-5 de maior preço;

o MME estabelecerá o preço máximo de aquisição para energia elétrica gerada em projetos já existentes; e

caso as distribuidoras não cumpram a obrigação de contratar integralmente sua demanda, o repasse dos custos da energia
adquirida no mercado de curto prazo da CCEE será equivalente ao Preço de Liquidação das Diferenças (“PLD”) ou ao Valor
Anual de Referência, o que for menor.
Os leilões no mercado regulado, sujeitos às condições estipuladas nos respectivos pedidos de propostas, podem originar dois tipos de
CCEARs: (i) Contratos de Quantidade de Energia; e (ii) Contratos de Disponibilidade de Energia, ambos definidos abaixo.
Sob o Contrato de Quantidade de Energia, um gerador de energia elétrica se compromete a suprir uma determinada quantidade de
- 59 -
energia elétrica e assume o risco de o suprimento de energia poder ser afetado adversamente por condições hidrológicas e baixo nível
de reservatórios, entre outras condições, o que poderia interromper o fornecimento de energia, sendo que, neste caso, será exigida do
gerador a compra de energia elétrica em outra localidade, com o objetivo de cumprir com seus compromissos de fornecimento. Sob o
Contrato de Disponibilidade de Energia, uma geradora se compromete a produzir uma quantidade específica disponível para o
mercado regulado. Nesse caso, a receita do gerador é garantida e as companhias de distribuição assumem o risco de escassez de
provisão. Contudo, o aumento nos preços da energia elétrica devido à escassez de provisão é repassado pelas companhias de
distribuição aos consumidores. Juntos, esses tipos de contratos constituem os CCEARs.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que todas as companhias de geração, distribuição e comercialização de energia,
produtores independentes de energia elétrica e consumidores livres devem informar o MME, em primeiro de agosto de cada ano, sobre
suas demandas estimadas de energia elétrica ou geração estimada de energia elétrica, de acordo com o caso, pelos próximos cinco
anos. Para encorajar distribuidoras de energia elétrica a fazerem estimativas precisas e celebrarem CCEARs, os repasse de tarifas,
conforme mencionado acima, são permitidos desde que a energia elétrica adquirida permaneça dentro dos 103,0% da demanda
efetivamente observada pela companhia de distribuição. O excesso ou escassez de energia no que concerne a aquisição de energia
elétrica no mercado regulado pelas distribuidoras podem ser compensados por meio de um mecanismo de compensação gerenciado
pela CCEE. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, distribuidoras de energia possuem o direito de repassar a seus
clientes os custos relacionados à energia elétrica adquirida por meio de leilões públicos, bem como quaisquer tributos e encargos
setoriais relacionados às concessões, sujeito a certas limitações relacionadas à incapacidade das distribuidoras de realizar de forma
precisa uma previsão de sua demanda.
Ambiente de Contratação Livre
O Ambiente de Contratação Livre abrange vendas livremente negociadas de energia elétrica entre concessionárias de geração,
produtores independentes de energia, autoprodutores, comercializadoras de energia, importadores de energia e consumidores livres. O
Ambiente de Contratação Livre também inclui os contratos bilaterais já existentes à época da promulgação da Lei do Novo Modelo do
Setor Elétrico entre as geradoras e as distribuidoras até seus respectivos vencimentos. Após os vencimentos, tais contratos deverão ser
celebrados nos termos das diretrizes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.
Este período de transição tem o objetivo de assegurar que, se necessário, as construções de novas usinas de geração de energia elétrica
de baixo custo possam ser finalizadas, fomentando, assim, a reentrada de consumidores livres no Ambiente de Contratação Regulada.
Geradoras detidas pelo poder público podem vender energia elétrica a consumidores livres, desde que, para tanto, observem um
processo público que assegure transparência e acesso igualitário a todas as partes interessadas, o que não se exige das geradoras
privadas.
Consumidores Livres
Conforme a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um consumidor livre pode optar por: (i) continuar a adquirir energia elétrica de
uma companhia distribuidora local; (ii) adquirir energia elétrica diretamente de um produtor independente ou de um autoprodutor com
excesso de energia elétrica; ou (iii) adquirir energia elétrica de uma comercializadora de energia elétrica.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não permite às distribuidoras de energia elétrica vender energia elétrica a consumidores
livres diretamente (exceto sob determinadas condições regulatórias).
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico também estabelece que a opção de se tornar um consumidor livre está sujeita ao prévio
vencimento ou encerramento dos contratos de compra de energia elétrica celebrados com a empresa distribuidora de energia elétrica.
Caso haja algum contrato de compra de energia elétrica com prazo indeterminado, a mudança para o Ambiente de Contratação Livre é
permitida somente no ano posterior ao recebimento do aviso de migração pela empresa distribuidora de energia elétrica, desde que tal
aviso seja enviado até o dia 15 de julho de cada ano. Uma vez que o consumidor tenha migrado para o Ambiente de Contratação
Livre, ele só poderá retornar ao Ambiente de Contratação Regulada mediante aviso prévio à respectiva distribuidora com cinco anos
de antecedência, ressalvada a possibilidade de a distribuidora reduzir tal prazo, a seu exclusivo critério.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece, a princípio, algumas condições e alguns limites de consumo e volume de energia
elétrica para definir quais os consumidores qualificados como “consumidores livres”. Esses limites devem ser reduzidos
gradualmente, a cada ano, pela ANEEL, com o objetivo de permitir o aumento do número de consumidores qualificados a fazer esta
escolha, até o ponto em que todos os consumidores, de todas as classes, possam escolher seus fornecedores de energia elétrica.
A lei garante aos fornecedores e aos consumidores livre acesso às redes de energia elétrica, sujeito ao pagamento de tarifa por sua
utilização, bem como dos custos de conexão. Todos os custos regulatórios aos quais os consumidores cativos estão sujeitos são
repassados a essas tarifas para assegurar o tratamento justo e igualitário entre consumidores livres e cativos.
As condições acima tem o objetivo de (1) evitar a arbitragem entre mercados livres e cativos por Consumidores Livres, proibindo
- 60 -
migrações oportunistas, bem como de (2) proteger as distribuidoras de energia, tornando o mercado cativo mais previsível.
Adicionalmente, a ANEEL deve regulamentar a migração para o Ambiente de Contratação Livre sem aumentar as tarifas do mercado
cativo.
Restrição às Atividades das Distribuidoras
As distribuidoras de energia elétrica não podem, exceto se de outra forma previsto na Lei nº 9.074/1995: (i) desenvolver atividades
relacionadas à geração ou transmissão de energia elétrica; (ii) vender energia elétrica a consumidores livres, exceto para aqueles
localizados em sua área de concessão e sob as mesmas condições e tarifas praticadas com seus consumidores cativos no Ambiente de
Contratação Regulado; (iii) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer outra sociedade, companhia ou parceria;
ou (iv) desenvolver atividades que não estejam relacionadas às suas respectivas concessões, ressalvadas aquelas permitidas por lei ou
pelo contrato de concessão pertinente. Companhias geradoras não podem deter participação que exceda 10,0% no capital social de
companhias distribuidoras ou deter participações que lhe permitam exercer o controle de companhias distribuidoras.
Extinção da Autocontratação
Tendo em vista que a compra de energia elétrica para consumidores cativos será realizada por meio do Ambiente de Contratação
Regulado, a denominada autocontratação não é mais permitida, exceto no caso de contratos que tenham sido devidamente aprovados
pela ANEEL antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras podem, contudo, realizar compras de
energia junto a suas partes relacionadas se participarem de leilões no Ambiente de Contratação Regulado. Antes da Lei do Novo
Modelo do Setor Elétrico, tais companhias podiam atender a até 30,0% de suas necessidades por meio de energia elétrica adquirida de
afiliadas.
Restrições à Concentração
Em 2000, a ANEEL estabeleceu limites à concentração de certos serviços e atividades no setor elétrico. Nos termos desses limites,
com exceção das companhias participantes do Programa Nacional de Desestatização (as quais só precisariam atender a tais limites
após a conclusão da sua reestruturação societária), nenhuma companhia de energia elétrica (incluindo suas controladoras e
controladas) poderia (i) deter mais de 20,0% da capacidade instalada do Brasil, 25,0% da capacidade instalada das regiões
Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% da capacidade instalada das regiões Norte/Nordeste, exceto se este percentual corresponder à
capacidade instalada de uma única usina de geração; (ii) deter mais de 20,0% do mercado de distribuição do Brasil, 25,0% do mercado
de distribuição do Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% do mercado de distribuição do Norte/Nordeste, exceto na hipótese de aumento
na distribuição de energia elétrica que supere as taxas de crescimento nacional ou regional; ou (iii) deter mais de 20,0% do mercado
brasileiro de comercialização com consumidores finais, 20,0% do mercado brasileiro de comercialização com consumidores não finais
ou 25,0% da soma dos percentuais acima.
De acordo com o parágrafo primeiro do artigo 31 da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Eletrobras e suas subsidiárias Eletrobras
Furnas, Eletrobras Chesf, Eletrobras Eletronorte, Eletrobras Eletrosul e Eletrobras CGTEE foram excluídas do Programa Nacional de
Desestatização. Neste sentido, estávamos sujeitos aos limites e condições impostas às participações dos agentes nas atividades do setor
elétrico, nos termos da Resolução nº 278/2000 da ANEEL, cujo objetivo é atingir um ambiente de efetiva competição entre os agentes
e prevenir a concentração nos serviços e atividades realizados por tais agentes no setor elétrico.
Em 10 de novembro de 2009, a ANEEL emitiu a Resolução nº 378, que revogou e substituiu a Resolução nº 278/2000 e determinou
que a ANEEL, ao identificar um ato que possa causar concorrência desleal ou resultar em controle relevante do mercado de geração,
transmissão e distribuição, deverá notificar a Secretaria de Direito Econômico (“SDE”) do Ministério da Justiça, de acordo com o
artigo 54 da Lei nº 8.884, de 11 de junho de 1994. Após a notificação, a SDE deverá notificar o órgão antitruste do Conselho
Administrativo de Defesa Econômica (“CADE”). Se necessário, a SDE solicitará à ANEEL que analise potenciais infrações à
Resolução nº 378, enquanto o CADE decidirá se deverá ser aplicada uma punição pela prática de tais atos, que podem variar de multas
pecuniárias à cisão da companhia, conforme disposto nos artigos 23 e 24 da lei mencionada acima.
Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão
A ANEEL fiscaliza a regulamentação de tarifas que regem o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e estabelece tarifas pelo
uso e acesso aos referidos sistemas. As tarifas são: (i) pelo uso do sistema de distribuição local, ou Tarifa de Uso dos Sistemas de
Distribuição (“TUSD”); e (ii) pelo uso do sistema de transmissão interligado, ou Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (ou
“TUST”). Além disso, as companhias de distribuição atuantes no Sistema Interligado Sul/Sudeste estão sujeitas a encargos específicos
pela transmissão da energia elétrica gerada em Itaipu e pelo acesso ao sistema de transmissão.
TUSD
A TUSD é paga por companhias de geração, consumidores livres e consumidores especiais pelo uso do sistema de distribuição da
- 61 -
concessionária de distribuição à qual tais companhias de geração e consumidores livres estão conectados, e é ajustada anualmente de
acordo com o índice de inflação. O valor a ser pago pelo usuário ligado ao sistema de distribuição é calculado mediante a fórmula
estabelecida e consolidada pela Resolução ANEEL nº 399/2010 e varia de acordo com diferentes fatores, incluindo, por exemplo,
custos com a rede, custos operacionais, perdas de energia e outros. As distribuidoras da Eletrobras recebem a TUSD paga por
consumidores livres localizados nas respectivas áreas de concessão e por outras companhias distribuidoras que estão conectadas ao
nosso sistema de distribuição.
TUST
A TUST é paga pelos usuários, incluindo companhias geradoras, consumidores livres e consumidores especiais, pelo uso da rede
básica de transmissão a que estão ligados. O montante a ser pago é calculado com base na fórmula estabelecida pela Resolução
ANEEL nº 67/2004, conforme alterada pela Resolução ANEEL nº 442/2011, e pode variar em razão de diversos fatores. De acordo
com os critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários de diferentes trechos da rede de transmissão transferiram a coordenação
de suas instalações para o ONS em troca do recebimento de pagamentos regulados devidos pelos usuários do sistema de transmissão.
Os usuários da rede, incluindo as companhias de geração, companhias de distribuição e consumidores livres, assinaram contratos com
o ONS legitimando-os a utilizar a rede de transmissão em troca do pagamento da TUST. Outros trechos da rede que sejam de
propriedade de companhias de transmissão, mas que não sejam considerados parte da rede de transmissão, são disponibilizados
diretamente aos usuários interessados mediante pagamento de tarifa específica à respectiva companhia de transmissão.
Contrato para Acesso ao Sistema Intermediário de Conexão – Encargo de Acesso
Algumas distribuidoras, especialmente no Estado de São Paulo, acessam a Rede Básica por meio de um sistema intermediário de
conexão instalado entre as linhas de distribuição destas companhias e a Rede Básica. Esta conexão é formalizada mediante a
assinatura de um Contrato para Acesso ao Sistema Intermediário de Conexão, celebrado com concessionárias transmissoras titulares
destes sistemas. O pagamento efetuado às transmissoras pelo uso do sistema intermediário é regulado pela ANEEL e é calculado de
acordo com o custo dos ativos utilizados, sendo eles de propriedade exclusiva ou de propriedade compartilhada entre os agentes do
setor elétrico. O pagamento devido em razão ao uso do sistema intermediário de conexão é revisado anualmente pela ANEEL, de
acordo com os índices inflacionários e os custos referentes aos ativos.
Transporte de Energia Elétrica de Itaipu
A usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operando em correntes alternada e contínua, que não são consideradas
integrantes da Rede Básica ou do sistema intermediário de conexão. O uso do sistema da Itaipu é remunerado mediante uma tarifa
específica, denominada tarifa de transporte de energia elétrica de Itaipu, devida pelas companhias titulares de parcelas da energia
elétrica oriundas de Itaipu, na proporção de suas quotas.
Tarifas de Distribuição
As tarifas de distribuição estão sujeitas à revisão da ANEEL, que tem poderes para reajustar e revisar as tarifas em resposta às
alterações dos custos de aquisição de energia e das condições de mercado. Ao reajustar as tarifas de distribuição, a ANEEL divide os
custos das companhias de distribuição em (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora (ou custos da Parcela A); e (ii) custos
gerenciáveis pela distribuidora (ou custos da Parcela B). O reajuste de tarifas toma por base uma fórmula que leva em conta a divisão
de custos entre as duas categorias.
Os custos da Parcela A incluem, dentre outros, os seguintes:

custos da energia elétrica comprada para revenda, nos termos dos Contratos Iniciais;

custos da energia elétrica comprada de Itaipu;

custos de energia elétrica comprada mediante contratos bilaterais que são livremente negociados entre as partes; e

outras tarifas cobradas pela conexão ou uso dos sistemas de transmissão e distribuição.
Os custos da Parcela B são determinados por exclusão dos custos da Parcela A na receita das companhias distribuidoras.
O contrato de concessão de cada distribuidora prevê um reajuste tarifário anual. De modo geral, os custos da Parcela A são
integralmente repassados aos consumidores. Os custos da Parcela B, contudo, são corrigidos monetariamente em conformidade com o
Índice Geral de Preços do Mercado (“IGP-M”).
- 62 -
As concessionárias de distribuição de energia elétrica também têm direito a revisões periódicas a cada quatro ou cinco anos. Essas
revisões têm o objetivo de: (i) assegurar receitas necessárias para cobrir de maneira eficiente os custos operacionais da Parcela B e a
remuneração adequada dos investimentos considerados essenciais aos serviços, dentro do escopo de cada concessão da companhia; e
(ii) determinar o fator X, que toma por base três componentes: (a) ganhos de produtividade previstos em razão do aumento de escala;
(b) avaliações dos consumidores (verificadas pela ANEEL); e (c) custos trabalhistas.
O fator X é utilizado para reajustar a proporção da alteração do IGP-M, utilizado nos reajustes anuais. Por conseguinte, quando da
conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X exige que as companhias de distribuição compartilhem seus ganhos de
produtividade com os consumidores finais.
O repasse dos custos de aquisição de energia elétrica oriundos de contratos de fornecimento celebrados antes da promulgação da Lei
do Novo Modelo do Setor Elétrico está sujeito a um limite máximo baseado em um valor estabelecido pela ANEEL para cada fonte de
energia elétrica (tais como hidrelétrica, termelétrica e fontes alternativas de energia). Este limite é reajustado anualmente para refletir
os aumentos nos custos incorridos pelas geradoras. Tal reajuste leva em consideração: (i) inflação; (ii) custos incorridos com moedas
conversíveis; e (iii) custos relativos a combustíveis (tais como fornecimento de gás natural). Os custos incorridos correspondem a, no
mínimo, 25,0% de todos os custos suportados pelas geradoras.
Recentemente, os métodos utilizados pela ANEEL para calcular o reajuste anual das tarifas de distribuição foram questionados. Em
2008, a Comissão Federal de Revisão Orçamentária foi convocada especialmente para discutir os reajustes de tarifas de certas
companhias, e concluiu que consumidores pagam mais que o necessário às companhias distribuidoras em momentos de alta demanda
de energia elétrica. A Comissão Federal de Revisão Orçamentária concluiu que, desde 2002, estes pagamentos excedem os
pagamentos estimados para as tarifas, o que aumenta indevidamente a receita das companhias distribuidoras. Este ganho adicional foi
incorporado na Parcela B da tarifa de distribuição, que representa a fonte do lucro das companhias distribuidoras. A análise revelou
que houve um ganho pelas companhias distribuidoras de aproximadamente R$7 bilhões durante o período 2002-2008, em uma média
de R$1 bilhão por ano, em função de tal fato. Esse ganho excessivo deveria ter sido repassado aos consumidores, levando a uma
redução das tarifas. Como as companhias não procederam desta forma, o PROCON de São Paulo propôs uma ação judicial,
requerendo a restituição dos valores devidos aos consumidores. As companhias de distribuição não concordaram com a demanda de
restituição. Como resultado, uma Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI das Contas de Luz) foi instaurada para discutir potenciais
soluções.
O impasse adveio da metodologia utilizada para calcular os reajustes das tarifas. A ANEEL utilizou a receita total dos últimos doze
meses sem levar em consideração a demanda futura de energia.
Sendo assim, as concessionárias não consideraram o crescimento estimado de 5,0% por ano na demanda por energia quando efetuaram
o cálculo, o que teria resultado em um ganho excessivo por estas companhias de distribuição.
A ANEEL admitiu que o método de cálculo era falho e propôs corrigi-lo mediante a mudança da Portaria Ministerial nº 25/2002. Não
houve consenso sobre a possibilidade ou não de alteração da ordem ministerial. Adicionalmente, as companhias de distribuição
alegaram que qualquer modificação significaria um descumprimento de todos os contratos de concessão.
Dessa forma, os reguladores decidiram aditar todos os contratos de concessão, com o objetivo de estabelecer um novo método de
cálculo para os reajustes anuais de tarifa. No que se refere às quantias cobradas indevidamente, os reguladores decidiram efetivar as
alterações nos contratos de concessão a partir de 2009.
Adicionalmente, as concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a uma revisão extraordinária de tarifas, em uma
análise caso a caso, para garantir o equilíbrio financeiro e compensá-las pelos custos imprevisíveis, incluindo tributos que alterem
significativamente suas estruturas de custo.
Programas de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia
Programa Prioritário de Termeletricidade
Em 2000, um Decreto Federal criou o Programa Prioritário de Termeletricidade, ou PPT, com vistas a diversificar a matriz energética
brasileira e diminuir sua forte dependência de usinas hidrelétricas. Os benefícios concedidos a usinas termelétricas nos termos do PPT
incluem (i) garantia de fornecimento de gás por 20 anos, (ii) garantia de compra de energia por 20 anos, de acordo com
regulamentação da ANEEL, assegurando, desta forma, que os custos relacionados à aquisição da energia produzida pelas usinas
termelétricas sejam transferidos a tarifas, no limite de um valor estabelecido em norma determinada pela ANEEL, e (iii) acesso
garantido a um programa especial de financiamento do BNDES para o setor elétrico.
- 63 -
Proinfa
Em 2002, foi instituído o Proinfa pelo Governo Federal para criar certos incentivos ao desenvolvimento de fontes alternativas de
energia, tais como projetos de energia eólica, PCHs e projetos de biomassa. Assim como acontece em outros programas
governamentais, a Eletrobras está envolvida na administração do Proinfa.
Nos termos do Proinfa, a Eletrobras comprou energia gerada por essas fontes alternativas pelo período de 20 anos, repassando tal
energia às distribuidoras de energia elétrica (que são responsáveis por incluírem os custos do programa em tarifas para todos os
consumidores finais em sua respectiva área de concessão, exceto no caso de consumidores de baixa renda). Nessa fase inicial, o
Proinfa é limitado à capacidade total contratada de 3.300MW (1.100 MW para cada uma das três fontes de energia alternativa). Em
sua fase secundária, a qual será iniciada após o limite de 3.300 MW ser atingido, o Proinfa terá o objetivo de, pelo período de até 20
anos, contratar uma capacidade equivalente a 10,0% do consumo doméstico anual de energia elétrica. A produção de energia que será
comercializada sob o programa Proinfa não será provida por concessionárias geradoras nem por produtores independentes de energia
elétrica. Tal produção poderá ser provida apenas por produtores independentes autônomos, os quais não poderão ser controlados por
ou afiliados a concessionárias geradoras ou produtores independentes de energia elétrica, ou controlados por ou afiliados às entidades
controladoras daqueles.
Pesquisa e Desenvolvimento
Exige-se de concessionárias e companhias autorizadas a exercerem atividades de distribuição, geração ou transmissão pública de
energia elétrica que invistam anualmente pelo menos 1,0% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento na área
de energia elétrica. Companhias que geram energia eólica, ou proveniente da biomassa e de pequenas centrais hidrelétricas não estão
sujeitas a esta exigência.
Proinfa
Em 2002, foi instituído o Proinfa pelo Governo Federal para criar certos incentivos ao desenvolvimento de fontes alternativas de
energia, tais como projetos de energia eólica, PCHs e projetos de biomassa. Assim como acontece em outros programas
governamentais, a Eletrobras está envolvida na administração do Proinfa.
Nos termos do Proinfa, a Eletrobras comprou energia gerada por essas fontes alternativas pelo período de 20 anos, repassando tal
energia às distribuidoras de energia elétrica (que são responsáveis por incluírem os custos do programa em tarifas para todos os
consumidores finais em sua respectiva área de concessão, exceto no caso de consumidores de baixa renda). Nessa fase inicial, o
Proinfa é limitado à capacidade total contratada de 3.300MW (1.100 MW para cada uma das três fontes de energia alternativa). Em
sua fase secundária, a qual será iniciada após o limite de 3.300 MW ser atingido, o Proinfa terá o objetivo de, pelo período de até 20
anos, contratar uma capacidade equivalente a 10,0% do consumo doméstico anual de energia elétrica. A produção de energia que será
comercializada sob o programa Proinfa não será provida por concessionárias geradoras nem por produtores independentes de energia
elétrica. Tal produção poderá ser provida apenas por produtores independentes autônomos, os quais não poderão ser controlados por
ou afiliados a concessionárias geradoras ou produtores independentes de energia elétrica, ou controlados por ou afiliados às entidades
controladoras daqueles.
Pesquisa e Desenvolvimento
Exige-se de concessionárias e companhias autorizadas a exercerem atividades de distribuição, geração ou transmissão pública de
energia elétrica que invistam anualmente pelo menos 1,0% de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento na área
de energia elétrica. Companhias que geram energia eólica, ou proveniente da biomassa e de pequenas centrais hidrelétricas não estão
sujeitas a esta exigência.
Encargos Regulatórios
Reserva Geral de Reversão
Em certas circunstâncias, as companhias de energia são indenizadas por bens utilizados em concessões se estas forem revogadas ou
não renovadas. Em 1971, o Congresso Nacional criou a Reserva Global de Reversão, (“RGR”), destinada a prover recursos para esta
indenização. Em fevereiro de 1999, a ANEEL determinou a imposição de um encargo exigindo que todas as distribuidoras e certas
geradoras que operam sob regime de serviço público efetuassem contribuições mensais à RGR a uma taxa anual correspondente a
2,5% dos ativos imobilizados da companhia em operação, mas nunca superior a 3,0% das receitas operacionais totais em qualquer
ano. Nenhuma concessão foi revogada ou deixou de ser renovada, e recentemente o Fundo RGR foi utilizado principalmente para
financiar projetos de geração e distribuição. Com a introdução da MP No. 517/2010, o Fundo RGR foi programado para ser extinto em
2035, e a ANEEL exigiu a revisão de tarifas para que os consumidores sejam beneficiados em função da extinção do Fundo RGR. Nos
termos da Lei n.º 12.783/2013, as concessões de distribuição, concessões de transmissão outorgadas após 12 de setembro de 2012 e
todas as concessões de geração e transmissão renovadas não terão a obrigação de fazer contribuições à RGR a partir de 1º de janeiro
- 64 -
de 2013.
Fundo de Uso de Bem Público
O Governo Federal impôs um encargo aos Produtores Independentes de Energia que fazem uso de recursos hidrológicos, ressalvadas
as Pequenas Centrais Hidrelétricas, similar ao encargo cobrado de companhias do setor público no que tange a RGR. Os Produtores
Independentes de Energia são obrigados a efetuar contribuições ao Fundo de Uso de Bem Público, (“UBP”), de acordo com as normas
de cada licitação para a outorga de concessões. A Eletrobras recebe os pagamentos do UBP até 31 de dezembro de 2002. Todos os
pagamentos ao Fundo UBP após 31 de dezembro de 2002 foram efetuados diretamente ao Governo Federal.
Conta de Consumo de Combustível
As companhias de distribuição devem efetuar contribuições à Conta de Consumo de Combustível, (“CCC”). A CCC foi criada em
1973, para gerar reservas financeiras para cobrir a elevação de custos associada ao maior uso das usinas termelétricas, na hipótese de
estiagem, em função do fato de os custos operacionais marginais das usinas termelétricas serem superiores aos custos das usinas
hidrelétricas. Em fevereiro de 1998, o Governo Federal estabeleceu a progressiva extinção da CCC. Os subsídios provenientes da
CCC foram progressivamente eliminados no período de três anos, começando a partir de 2003, para as usina termelétricas construídas
anteriormente a fevereiro de 1998 e que pertençam atualmente ao SIN. As usinas termelétricas construídas depois desta data não terão
o direito de receber subsídios da CCC. Em abril de 2002, o Governo Federal estabeleceu que os subsídios da CCC continuariam sendo
pagos às usinas termelétricas localizadas nos sistemas isolados por um prazo de 20 anos, a fim de promover a geração de energia
nessas regiões.
Cada companhia de energia elétrica é obrigada a efetuar contribuição anual à CCC. As contribuições anuais são calculadas com base
em estimativas do custo do combustível necessário para a operação das usinas termelétricas no ano subsequente. A CCC, por sua vez,
reembolsa as companhias de energia por parcela substancial dos custos de combustível de suas usinas termelétricas. A CCC é
administrada pela Eletrobras.
A Lei No. 12.111 alterou a formula de cálculo do reembolso efetuado pela CCC em relação ao sistema isolado. O valor do reembolso
efetuado pela CCC corresponde à diferença entre o custo total de geração da energia elétrica para o atendimento ao serviço público de
distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio
da potência e energia comercializadas no Ambiente de Contratação Regulada do SIN, conforme regulamento. O custo total da geração
inclui o custo do combustível, da energia adquirida e da energia elétrica associada, custos com operação e manutenção para
distribuição, depreciação de ativos, retorno sobre investimento, encargos do setor de energia, ICMS (desde que não tenha sido
compensado pela empresa de distribuição) e outros custos associados aos serviços prestados em regiões remotas. As subsidiárias da
Eletrobras que produzem energia no Norte do Brasil estão sendo reembolsadas pelos custos de sua produção por meio da CCC. Foram
definidos limites para custos associados à geração de energia, e custos acima desses limites não são reembolsáveis.
Entretanto, a Lei n.º 12.783/2013 extinguiu a apropriação dos benefícios de redução dos custos por consumo de combustíveis para as
atividades de geração de energia.
Conta de Desenvolvimento Energético
Em 2002, o Governo Federal instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético, (“CDE”), que é provida de recursos por meio de
pagamentos anuais efetuados pelas concessionárias pelo uso de bens públicos, penalidades e multas impostas pela ANEEL e, desde
2003, taxas anuais a serem pagas por agentes que fornecem energia a consumidores finais, por meio de encargo a ser acrescido às
tarifas pelo uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Essas taxas são reajustadas anualmente. A CDE foi criada para dar suporte
(1) ao desenvolvimento da produção de energia em todo o país, (2) à produção de energia por meio de fontes alternativas e (3) à
universalização dos serviços de energia em todo o Brasil. A CDE ficará em vigor pelo prazo de 25 anos e é regulada pela ANEEL e
administrada pela Eletrobras.
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que a omissão em efetuar contribuição à RGR, ao Proinfa, à CDE, à CCC ou a
omissão em efetuar pagamentos devidos em virtude da compra de energia no ambiente regulado impedirá a parte inadimplente de
receber reajuste tarifário (ressalvada a revisão extraordinária) ou de receber recursos decorrentes da RGR, CDE ou CCC.
Mecanismo de Realocação de Energia
O Mecanismo de Realocação de Energia, (“MRE”), proporciona proteção financeira contra os riscos hidrológicos para geradores
hidrelétricos de acordo com as leis de comercialização de energia em vigor, para mitigar os riscos que afetam os geradores e garantir o
uso otimizado das fontes hidrelétricas do SIN.
O mecanismo garante que todos os geradores que participam do sistema poderão vender a quantidade de energia elétrica que haviam
vendido sob contratos de longo prazo conforme determinado pela ANEEL, (“Energia Garantida”), independentemente de sua real
- 65 -
produção de energia, desde que as usinas participantes, em sua totalidade, tenham gerado energia elétrica suficiente para suprir a
demanda. Em outras palavras, o mecanismo realoca energia elétrica, transferindo o excesso de energia elétrica daqueles geradores cuja
geração ultrapassou o limite de sua energia assegurada, para aqueles cuja geração não conseguiu atingir o limite de energia
assegurada. O envio efetivo da energia elétrica gerada é determinado pelo ONS, que leva em consideração a demanda nacional de
energia, as condições hidrológicas do SIN e limitações em transmissões.
O reembolso dos custos com geração da relocação de energia elétrica é realizado para compensar os geradores que realocam no
sistema a energia que produziram em excesso ao limite de energia assegurada. As geradoras são reembolsadas por seus custos
operacionais variáveis (exceto combustíveis) e custos relacionados ao uso de água. Os custos totais de energia elétrica realocada (de
todas as geradoras que fornecem energia para o sistema de relocação) são combinados e pagos pelas geradoras que recebem energia
elétrica do mecanismo.
O mecanismo inclui todas as usinas hidrelétricas submetidas ao envio centralizado do SIN, pequenas estações hidrelétricas que optam
por participar no mecanismo e usinas térmicas com envio centralizado, incluídas nos contratos iniciais e cujos custos são subsidiados
pela CCC. Desde 2003, as usinas da CCC participam apenas parcialmente desse mecanismo, devido à gradual redução de subsídios.
Taxa de Fiscalização da ANEEL – TFSEE
A ANEEL também cobra uma taxa de supervisão dos agentes e concessionárias de serviços de energia elétrica. Esta é chamada de
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica e foi criada sob a lei No. 9.427 de 26 de dezembro de 1996, alterada pela Lei No.
12.111 de 9 de dezembro de 2009, e é cobrada no limite de 0,5% do benefício econômico anual auferido pelo agente ou
concessionária. O benefício econômico é determinado com base na capacidade instalada das concessionárias autorizadas de geração e
transmissão ou na receita anual com vendas autorizadas de geração ou transmissão. O benefício econômico é determinado com base
no rendimento anual de vendas informado pelas concessionárias distribuidoras. Esta taxa é recolhida pela ANEEL em doze parcelas
mensais.
Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos - CFURH
Os estados, o Distrito Federal, os municípios e outros órgãos da administração pública direta recebem compensação financeira por
parte de companhias geradoras devido à perda de terrenos produtivos ocasionada pelo uso de reservas hídricas com o intuito de
provocar o alagamento destes terrenos, possibilitando a construção de usinas hidrelétricas e, consequentemente, a geração de energia
elétrica. A CFURH é calculada com base no volume de produção de energia elétrica e é paga aos estados e municípios nos quais a
usina ou reservatório está situado. A ANEEL é responsável pelo recolhimento e gerenciamento desta taxa. As PCHs não estão
submetidas a tal cobrança, pois são isentas desta exigência.
Encargo de Capacidade Emergencial (ECE)
O Encargo de Capacidade Emergencial foi criado conforme o previsto no artigo 1° da Lei No. 10.438 de 26 de abril de 2002, alterada
pela Lei No. 12.212, de 20 de janeiro de 2010. É avaliado proporcionalmente ao consumo individual final total de todos os
consumidores servidos pelo SIN e classificado como um encargo específico. A ANEEL determinou que sua base de cálculo seria o
custo da capacidade de geração contratada ou voltagem estimada pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE)
em um determinado ano.
Racionamento
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, caso o Governo Federal decrete uma redução compulsória no consumo de
energia elétrica em determinada região, todos os contratos referentes à energia elétrica do Ambiente de Contratação Regulado,
registrados no CCEE, devem ter seus volumes ajustados na mesma proporção da redução de consumo anunciada.
Racionamento
A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, caso o Governo Federal decrete uma redução compulsória no consumo de
energia elétrica em determinada região, todos os contratos referentes à energia elétrica do Ambiente de Contratação Regulado,
registrados no CCEE, devem ter seus volumes ajustados na mesma proporção da redução de consumo anunciada.
Os Efeitos da Nova Lei de Falências na Eletrobras
Em 9 de fevereiro de 2005, o Governo Federal promulgou a Lei nº 11.101, (“Nova Lei de Falências”). A Nova Lei de Falências, que
entrou em vigor na mesma data, regula a recuperação judicial e extrajudicial e os procedimentos de liquidação e substitui a concordata
(procedimento judicial de reestruturação de dívidas) pela recuperação judicial e extrajudicial. A Nova Lei de Falências prevê que suas
regras não se aplicam às empresas públicas e às sociedades de economia mista. Contudo, a Constituição Federal brasileira estabelece
que as sociedades de economia mista, como a Eletrobras, que exerçam atividade econômica, estarão sujeitas ao regime aplicável às
- 66 -
sociedades privadas no que diz respeito às matérias cível, comercial, trabalhista e tributária. Desta forma, não restou claro se as regras
relativas à recuperação judicial e extrajudicial e aos procedimentos de liquidação da Nova Lei de Falências aplicam-se à Eletrobras.
Recuperação Judicial
Para requerer a recuperação judicial, o devedor precisa preencher os seguintes requisitos: (i) conduzir seus negócios de maneira
regular por mais de dois anos; (ii) não estar com sua falência decretada (ou, na hipótese do devedor ter tido sua falência decretada no
passado, todas as obrigações oriundas desde a decretação devem ter sido declaradas extintas por uma decisão judicial não sujeita a
recurso); (iii) não ter requerido recuperação judicial ou recuperação judicial com base em plano especial nos últimos cinco ou oito
anos, respectivamente; e (iv) não ter sido condenada por (ou não ter um controlador ou administrador que tenha sido condenado por)
crime falimentar. Todas as ações existentes ao tempo do pedido de recuperação judicial estão sujeitas a tal procedimento (incluindo
ações em potencial), com exceção das execuções fiscais, credores agindo como proprietários fiduciários de bens imóveis, locadores,
proprietários ou promitentes vendedores de imóveis, incluindo empreendimentos imobiliários, ou proprietários cujos contratos de
compra e venda contenham cláusula de reserva de domínio (Artigo 49, parágrafo terceiro da Nova Lei de Falências). A recuperação
judicial pode ocorrer mediante a instauração de um ou mais dos seguintes mecanismos, dentre outros: (i) a concessão de termos e
condições especiais para o pagamento de obrigações do devedor; (ii) cisão, incorporação, transformação da sociedade, incorporação
de subsidiária integral ou a transferência de quotas ou ações; (iii) transferência do controle acionário; (iv) substituição total ou parcial
da administração do devedor, bem como a concessão aos credores do direito de veto ou do direito de eleger administradores; (v)
aumento de capital social; (vi) arrendamento de seus estabelecimentos; (vii) reduções salariais, compensação de horas e redução da
jornada de trabalho, por meio de negociação coletiva; (viii) dação em pagamento ou novação das dívidas do devedor; (ix) constituição
de sociedade de credores; (x) venda parcial de ativos; (xi) equilíbrio dos débitos financeiros do devedor; (xii) constituição de usufruto
sobre a sociedade; (xiii) administração compartilhada da sociedade; (xiv) emissão de valores mobiliários; e (xv) criação de sociedade
de propósito específico com o objetivo de receber os ativos do devedor.
Entretanto, nos termos da Lei n.º 12.787/2012, as concessionárias de energia não podem mais propor procedimentos de recuperação
judicial ou extrajudicial.
Recuperação Extrajudicial
A Nova Lei de Falências também criou o mecanismo da recuperação extrajudicial, pelo qual um devedor que se enquadre nos
requisitos da recuperação judicial (conforme explicado acima) pode propor e negociar com seus credores um plano de recuperação
extrajudicial, que deve ser submetido à aprovação judicial. Uma vez aprovado, tal plano irá constituir instrumento vinculante. A
recuperação extrajudicial não é aplicável, contudo, a nenhuma ação relativa a débitos trabalhistas ou relativos à acidente de trabalho,
bem como a nenhuma das ações excluídas do regime de recuperação judicial. Adicionalmente, o pedido de aprovação judicial de um
plano de recuperação extrajudicial não constitui moratória em relação aos direitos, ações e execuções dos credores não sujeitos ao
plano e tais credores ainda poderão requerer a falência do devedor.
Conforme indicado acima, as concessionárias de energia não podem mais propor procedimentos de recuperação judicial ou
extrajudicial.
Liquidação
A Nova Lei de Falências modificou a ordem na qual os créditos são classificados no âmbito de uma liquidação, que passou a ser, em
ordem de prioridade: (i) créditos trabalhistas (limitado ao valor máximo de 150 salários mínimos por credor) e créditos trabalhistas
relativos às indenizações por acidentes de trabalho; (ii) créditos com garantia real (limitado ao valor de tal garantia); (iii) créditos
tributários (exceto por multas tributárias); (iv) créditos com privilégio especial (conforme definidos em outras leis); (v) créditos com
privilégio geral (dentre outros, credores não garantidos que tenham contribuído com bens ou serviços ao devedor durante a
recuperação judicial e credores assim definidos em outras leis); (vi) créditos quirografários (credores não incluídos nos itens acima,
credores trabalhistas cujos créditos excedam 150 salários mínimos e credores cujos créditos excedem o valor de suas respectivas
garantias); (vii) as multas contratuais e as penas pecuniárias por infração das leis penais ou administrativas; e (viii) créditos
subordinados (conforme definido por lei ou contrato, e credores que sejam sócios ou administradores da sociedade devedora, desde
que não haja relação de emprego). A Nova Lei de Falências estabelece que somente os credores titulares de créditos que excedam 40
salários mínimos podem dar início a um procedimento de liquidação. No entanto, é permitido aos credores propor uma ação
coletivamente para atingir o valor mínimo mencionado acima. A Nova Lei de Falências, também aumentou (i) o prazo no qual o
devedor deve apresentar sua defesa contra o pedido de falência, que passou de 24 horas para 10 dias; e (ii) o prazo de suspensão,
durante o qual nenhum ativo pode ser vendido ou liquidado, que passou de 60 para 90 dias (contado da data do protocolo da petição
requerendo a falência, do pedido de recuperação judicial ou do dia do primeiro protesto de um título por falta de pagamento pela
sociedade).
- 67 -
C. Estrutura Organizacional
As atividades de geração, transmissão e distribuição da Eletrobras são desenvolvidas no Brasil, por meio das seguintes subsidiárias
regionais:

Itaipu, uma usina em que a Eletrobras e uma entidade governamental paraguaia (ANDE) detêm, cada, uma
participação de 50,0%, e que é uma das maiores hidrelétricas do mundo em volume de energia elétrica gerada;

Eletrobras Furnas, que desenvolve atividades de geração e transmissão no sudeste e parte do centro-oeste do Brasil;

Eletrobras Chesf, que desenvolve atividades de geração e transmissão na região Nordeste do Brasil;

Eletrobras Eletronorte, que desenvolve atividades de geração, transmissão e distribuição no norte e parte do centrooeste do Brasil, além de ser a empresa por meio da qual é detida participação na Eletrobras Distribuição Roraima;

Eletrobras Eletronuclear, que possui e opera duas usinas nucleares, Angra 1 e Angra 2, e está construindo uma
terceira, Angra 3;

Eletrobras Amazonas Energia, que desenvolve atividades de geração e distribuição no Estado do Amazonas. A
Eletrobras Amazonas Energia opera no interior do Estado do Amazonas, uma área que era atendida, até março de
2008, pela Ceam, que era detida diretamente pela Eletrobras mas não mais existe como uma empresa operacional;

Eletrobras Eletrosul, que desenvolve atividades de transmissão no Estado de Santa Catarina, Rio Grande do Sul,
Mato Grosso do Sul e Paraná;

Eletrobras Distribuição Piauí, que desenvolve atividades de distribuição no Estado do Piauí;

Eletrobras Distribuição Alagoas, que desenvolve atividades de distribuição no Estado de Alagoas;

Eletrobras Distribuição Rondônia, que desenvolve atividades de distribuição no Estado de Rondônia;

Eletrobras CGTEE, que possui e opera usinas termelétricas na região sul do Brasil; e

Eletrobras Distribuição Acre, que desenvolve atividades de distribuição no Estado do Acre.
A Eletrobras é, também, a principal patrocinadora do Cepel, o maior centro de pesquisa tecnológica e desenvolvimento no setor
elétrico na América Latina, além de deter participação majoritária na Eletropar, uma empresa holding que detém participações
minoritárias nas seguintes distribuidoras brasileiras: (i) AES Eletropaulo Metropolitana de Eletricidade 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 mostra a estrutura acionária da Companhia e suas subsidiárias de forma resumida em 31 de dezembro de 2012
(a Companhia também detém participações minoritárias em 29 empresas de serviços públicos estaduais em todo o Brasil, que não
estão indicadas neste organograma):
- 68 -
Note: IC representa capacidade instalada e TL linha de transmissão.
Em 22 de fevereiro de 2008, o conselho de administração da subsidiária Eletrobras Eletrosul aprovou a aquisição de 69.352.857 ações,
ou 51% do total das ações, de emissão da Empresa de Transmissão de Energia de Santa Catarina S.A. – SC Energia, além de 72.537
ações, ou 51% do total das ações, de emissão da Empresa de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. – RS Energia, ambas
com atividades de transmissão de energia elétrica. As aquisições foram aprovadas pela ANEEL por meio da Resolução Autorizativa n.
1.665, de 18 de novembro de 2008, e a aquisição foi concluída em 11 de fevereiro de 2009. Esta aquisição representou um aumento da
capacidade de transmissão da Eletrobras na região Sul do Brasil, por meio de 620km de linhas de transmissão (360km da SC Energia e
260km da RS Energia).
Em 31 de janeiro de 2011, o conselho de administração da subsidiária Eletrobras Eletrosul aprovou a aquisição de 71.264.300 ações,
ou 51% do total das ações, da Artemis Transmissora de Energia S.A., e 5.100.000 ações, ou 26% do total das ações, da Uirapuru
Transmissora de Energia S.A., ambas com atividades de transmissão de energia elétrica. As aquisições foram aprovadas pela ANEEL
por meio da Resolução Autorizativa n. 2.840, de 29 de março de 2011 e foram concluídas em 11 de agosto de 2011. A incorporação da
Artemis Transmissora de Energia S.A. foi aprovada pelos acionistas da subsidiária Eletrobras Eletrosul em 11 de janeiro de 2013.
Adicionalmente, a Eletrobras celebrou protocolos de intenções visando a aquisição, mediante certas condições, de participação
majoritária em três sociedades nas quais já detém participação. Para maiores informações, vide item 6.5 deste Formulário de
Referência.
D. Ativo Imobilizado
Nosso ativo imobilizado consiste em usinas de geração hidrelétrica e redes de transmissão situadas no território nacional. O valor
contábil de nosso imobilizado em 31 de dezembro de 2012, 31 de dezembro de 2011 e 31 de dezembro de 2010 foi de R$ 47.407
milhões, R$ 53.215 milhões, R$ 46.682 milhões, respectivamente. Como resultado da atual grande capacidade de energia hidrelétrica
ainda disponível no Brasil, acreditamos que a energia hidrelétrica continuará exercendo um papel relevante contribuindo para o
crescimento no consumo de energia elétrica.
- 69 -
ÍTEM 4A. COMENTÁRIOS NÃO RESOLVIDOS DE FUNCIONÁRIOS
Não se aplica.
ÍTEM 5. REVISÃO E PROSPECTOS DE OPERAÇÕES E FINANÇAS
A discussão a seguir deve ser lida em conjunto com nossos demonstrativos financeiros consolidados auditados inclusos em outra
parte deste relatório anual.
Visão geral
De forma direta e através de nossas subsidiárias, estamos envolvidos na geração, transmissão e distribuição de eletricidade no Brasil.
Nossa receita é proveniente principalmente:
•
da geração de eletricidade através de nossas subsidiárias e sua venda a companhias de distribuição e consumidores livres,
que em 2012, 2011 e 2010 foi responsável por R$21.073 milhões, ou 70,6%, R$19.093 milhões, ou 65,2% e R$18.398
milhões, ou 74,0% de nossa receita total líquida, respectivamente;
•
da transmissão de eletricidade, que em 2012, 2011 e 2010 foi responsável por R$8.689 milhões, ou 27,6%, R$7.778
milhões, ou 28,3% e R$5.894 milhões, ou 23,5% de nossa renda total líquida, respectivamente; e
•
da distribuição de eletricidade a consumidores finais, que em 2012, 2011 e 2010 foi responsável por R$4.139 milhões, ou
15,8%, R$2.468 milhões, ou 18,4% e R$2.413 milhões, ou 13,9% de nossa renda total líquida, respectivamente.
Os principais fatores determinantes de nosso desempenho financeiro são a demanda por eletricidade (que por sua vez é impactada
pelas condições macroeconômicas e eventos externos tais como o racionamento de energia que ocorreu em 2001 e 2002) e o preço da
eletricidade (que é determinado conforme exposto sob “Item 4.B A Indústria de Energia Elétrica no Brasil”). Apesar de os níveis de
consumo de eletricidade hoje excederem aqueles que existiam antes da crise que ocorreu em 2001 e 2002, tal crise de energia continua
a impactar nosso reconhecimento de receitas e, por consequência, nossos resultados operacionais.
Efeitos da Lei n.º 12.783/2013
Em 2012, o Governo Federal promulgou a medida provisória n.º 579/2012, convertida na Lei n.º 12.783/2013, que alterou
significativamente o setor elétrico brasileiro. A lei permitiu aos detentores de concessões para operar ativos de geração e transmissão
de energia, cujo término estava previsto para o período entre 2015 e 2017, renovar tais concessões por um período máximo de 30 anos
a contar de 1º de janeiro de 2013, mas sujeitos a níveis tarifários significativamente menores. Conforme opção outorgada pela lei, a
Eletrobras e outras concessionárias poderiam se sujeitar a processos competitivos para renovar suas concessões de geração e
transmissão. A Lei n.º 12.783 afetou, também, as concessões de distribuição, pela redução de tarifas, mas ainda não afetou a
renovação de tais concessões. A Eletrobras manifestou seu interesse em renovar suas concessões de distribuição de acordo com os
níveis tarifários reduzidos, mas a regulamentação ainda não foi promulgada.
Nos termos da Lei n.º 12.783/2013, o Governo Federal concordou em indenizar a Eletrobras e outras concessionárias de energia
elétrica pela parte do valor dos investimentos não amortizados realizados durante o prazo de concessão. Algumas indenizações já
foram acordadas e pagas, enquanto outras foram estimadas para fins da elaboração das demonstrações financeiras do exercício social
encerrado em 31 de dezembro de 2012, com base em informações disponíveis. Determinadas indenizações serão pagas às
concessionárias em prestações ao longo de vários anos, entretanto o valor integral dessas indenizações foi registrado nas referidas
demonstrações financeiras. Consequentemente, a Eletrobras reconheceu uma perda de R$10,09 bilhões em suas demonstrações
financeiras de 2012, com base nos impactos da renovação de suas concessões nos termos da Lei n.º 12.783/2013. Embora tenha sido
uma perda não recorrente, a Eletrobras estima que, no futuro, as receitas decorrentes das concessões renovadas serão
significativamente menores, e a Companhia poderá incorrer em prejuízos no exercício social de 2013 e seguintes.
Os acionistas da Eletrobras aprovaram a renovação das concessões nos termos da nova lei apesar da perda não recorrente de R$10,09
bilhões e do impacto negativo significativo esperado nas receitas derivadas de tais concessões nos exercícios subsequentes.
Contratos Onerosos
A Eletrobras era parte de vários contratos de compra e venda de energia relativos às concessões cujo prazo de término se daria entre os
anos de 2015 e 2017. Mediante a promulgação da Lei n.º 12.783/2013, diversos desses contratos se tornaram onerosos para a
Eletrobras, tendo em vista que foram celebrados com base nos antigos níveis tarifários. A Eletrobras estimava que tais contratos, com
- 70 -
base nos antigos níveis tarifários, seriam lucrativos. Entretanto, com base nas novas tarifas reduzidas, os contratos resultarão em
perdas adicionais para a Eletrobras.
Principais Fatores que afetam nosso Desempenho Financeiro
Condições Macroeconômicas Brasileiras
A Eletrobras é afetada pelas condições da economia brasileira. O cenário macroeconômico brasileiro tem se caracterizado por uma
crescente atividade econômica e uma trajetória consistente dos níveis de inflação. As taxas de câmbio, entretanto, têm sido voláteis.
Com exceção do ano de 2009, muito afetado pela crise financeira internacional, o nível de atividade da economia Brasileira tem
evoluído positivamente nos últimos anos. Em 2007, O PIB brasileiro cresceu 5,4%, de acordo com o Instituto Brasileiro de Geografia
e Estatística – IBGE, comparado a um crescimento de 3,7% em 2006. Neste mesmo ano, a taxa de inflação, medida pelo IPCA, foi de
4,5%, o que permitiu a redução da taxa básica de juros (SELIC) – para 11,25%.
No ano de 2009, a economia brasileira demonstrou relativa resistência aos efeitos da crise financeira internacional deflagrada em
2008. Ainda assim, encerrou o ano com um nível de crescimento econômico próximo de zero, influenciada pelo desempenho
desfavorável do setor industrial. Adicionalmente, as condições macroeconômicas e a estabilidade econômica permitiram ao Banco
Central retomar a trajetória de redução das taxas de juros, de maneira que a taxa SELIC atingiu seu nível histórico mais baixo,
equivalente a 8,7%, em julho de 2009, de acordo com dados do Banco Central. De forma semelhante, o Real apresentou valorização
de 34,2% com relação ao Dólar ao longo do ano de 2009. As reservas internacionais, segundo o Banco Central, se mantiveram em
patamares acima de US$200,0 bilhões (US$239,1 bilhões em 31 de dezembro de 2009), demonstrando uma melhoria considerável em
comparação a 2008, de acordo com dados do Banco Central.
Após verificar uma queda de 0,2% do PIB, em 2009, a economia brasileira recuperou-se em 2010, com um crescimento de
aproximadamente 7,5%. Essa recuperação foi alavancada parcialmente pela vigorosa expansão do mercado interno. As políticas de
transferência de renda, o aumento contínuo do salário mínimo, o crescimento da massa salarial e do crédito foram determinantes para
esse resultado. Nesse compasso, o consumo das famílias tinha um crescimento estimado de 7,9%, que, em conjunto com o
investimento de longo prazo, foram os principais fatores para um forte desempenho da demanda agregada em 2010. A formação bruta
de capital fixo cresceu 25,59%, em 2010, atingindo uma taxa de investimento de 18,4%.
Em 2011, o PIB apresentou crescimento de 2,73%, em razão do crescimento da demanda interna. A redução da taxa de crescimento
em relação a 2010 resulta da redução do crescimento global.
No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, o PIB apresentou crescimento de 0,9%, apesar da crise financeira internacional.
O IPCA apresentou um valor máximo de 5,84%, influenciado principalmente por fatores internos. Internamente, os preços de
alimentos e bebidas exerceram pressão relevante sobre o índice de inflação.
Quanto à política monetária, frente ao acirramento da crise financeira internacional, procurou melhorar as condições de liquidez da
economia, reduzindo a taxa mínima de reservas. Adicionalmente, a Selic apresentou redução de 34,3% em 2012 (passando de 10,9%
em 2011 para 7,2% em 2012).
No que se refere à balança comercial líquida brasileira, segundo informações do Banco Central (Relatório de Inflação, dezembro de
2012), o Brasil apresentou um superávit de US$19,4 bilhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, com as exportações
totalizando US$242,6 bilhões (uma redução de 5,3% em relação ao mesmo período de 2011), principalmente em razão do ritmo
moderado da atividade econômica global e da reedição dos preços de commodities relevantes para o país, tais como o minério de
ferro. As importações totalizaram US$223,1 bilhões no período, em comparação a US$226,2 bilhões em 2011, uma redução de 1,4%,
principalmente em razão de um aumento de 0,4% nos preços e redução de 1,3% no volume de importações. Em termos de preços, os
principais eventos foram o aumento nas categorias de bens de consumo duráveis (5,8%) e combustíveis e lubrificantes (3,3%),
parcialmente compensados por uma redução de 1,1% em matérias primas e produtos intermediários. A redução do volume de
importações refletiu, principalmente, reduções nas quantidades de bens de consumos duráveis importados (17,9%) e combustíveis e
lubrificantes (4,8%), contrastando com um aumento de 9,6% no volume de bens de consumo não duráveis.
Por sua vez, em 2011, o Brasil apresentou um superávit de US$29,8 bilhões com as exportações totalizando US$256,0 bilhões (26,8%
acima do registrado em 2010), principalmente em razão da recuperação da economia mundial e do aumento dos preços das
commodities. As importações registraram o valor de US$ 226,2 bilhões, comparado a US$ 181,6 bilhões em 2010, o que significa um
crescimento de 24,5%. Esse crescimento foi impulsionado pela valorização do Real e pelo crescimento da demanda interna.
A balança de pagamentos totalizou um superávit de US$ 49,1 bilhões em 2010, um superávit de US$58,6 bilhões em 2011 e um
superávit de US$18,9 bilhões em 2012. As transações correntes apresentaram déficit de US$ 47,4 bilhões em 2010, um superávit de
US$52,5 bilhões em 2011 e um déficit de US$54,2 bilhões em 2012 (o que equivale a 2,2%, 2,1% e 2,4% do PIB, respectivamente).
- 71 -
Os ingressos líquidos de investimentos estrangeiros diretos (IED) alcançaram o valor recorde de US$68,0 bilhões em 2012, com
elevação de 0,6% na comparação com o resultado do ano anterior (US$67,7 bilhões). Já os investimentos estrangeiros em carteira
apresentaram ingressos líquidos de US$8,2 bilhões em 2012, 76,6% inferior ao verificado em 2011.
A taxa de câmbio, em 2012, apresentou baixa volatilidade se comparada ao período durante a crise financeira internacional. Assim, o
influxo de capitais exerceu pouca pressão na taxa de câmbio. Consequentemente, a taxa de câmbio em relação ao dólar apresentou
valorização ao longo de 2012, iniciando o ano cotado a R$1,87 e finalizando o ano em R$2,04.
As políticas do Banco Central, tanto no mercado à vista como no mercado futuro de câmbio, fizeram com que as reservas
internacionais crescessem 6,0%, somando US$373,1 bilhões em dezembro de 2012.
A tabela abaixo apresenta o crescimento do PIB, inflação e taxa de câmbio para o Dólar nos períodos ou datas indicadas:
Exercício Encerrado em 31 Dezembro,
2012
Taxa de crescimento do PIB ..........................................................
0,9%
Inflação (IGP-M) ...........................................................................
7,82%
Inflação (IPCA) .............................................................................
5,84%
Valorização (desvalorização) do real vs. dólar norte8,94%
americano ..................................................................................
Taxa de câmbio no final do período – US$ 1,00 ...........................
R$ 2,0435
Taxa média de câmbio – US$ 1,00 ................................................
R$ 1,9544
2011
2010
2,7%
5,1%
6,5%
R$
R$
12,6%
1,8758
1,6746
7,53%
11,32%
5,91%
R$
R$
4,31%
1,666
1,756
Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Ipeadata Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística and the Central Bank.
Mercado de Energia Elétrica
O consumo de energia elétrica registrou um aumento de 3,5% em 2012, superior ao crescimento do PIB no período (de 0,9%). Todas
as classes de consumidores apresentaram crescimento no consumo de energia elétrica, com destaque para as classes outros clientes e
comercial, que cresceram 4,9% e 7,9%, respectivamente.
Por sua vez, o consumo de energia elétrica registrou uma elevação de 3,6% em 2011, taxa superior ao crescimento do PIB para o
mesmo período, que registrou um aumento de 3,3%. Todas as classes de consumidores apresentaram crescimento no consumo de
energia elétrica, com destaque para as classes residencial e comercial, que cresceram 4,6% e 6,3%, respectivamente.
Após a estagnação econômica em 2009, o ano de 2010 apresentou uma forte recuperação da produção industrial e, consequentemente,
do consumo industrial de energia elétrica. Em 2012, o consumo industrial de energia elétrica apresentou redução, devido à redução
dos níveis de consumo nas regiões Nordeste e Sudeste. A região Centro-Oeste foi a região que mais expandiu o consumo industrial,
com crescimento de 11,6%.
O consumo de energia elétrica por região geográfica é apresentado na tabela abaixo:
Consumo de Energia na Rede (GWh):
Classe de Consumo
Região
Residencial Industrial
Norte ...................................................................
Norteste ...............................................................
Sudeste ................................................................
Sul ..............................................................
Centro-oeste ...............................................
6.762
21.294
61.593
18.692
9.224
14.114
28.796
100.771
31.297
8.493
Comercial
Outros
4.141
11.598
43.364
13.747
6.436
3.858
13.592
29.572
14.349
6.582
2012
2011
Variação
Total
Total
%
28.876
75.280
235.300
78.085
30.735
27.777
71.914
230.668
74.470
28.205
Fonte: Comitê Permanente de Análise e Monitoramento do Mercado de Energia Elétrica – Copam/EPE.
- 72 -
3,95
4,68
2,01
4,86
8,97
Itaipu
Itaipu, a maior usina hidrelétrica do mundo, é detida conjuntamente pelo Brasil e Paraguai e foi criada de acordo com um tratado entre
esses países, que também regula os termos de sua operação. Este tratado estabelece, ainda, a forma de contabilização dos resultados de
Itaipu tanto pela Itaipu Binacional, companhia responsável pela operação de Itaipu, como pela Eletrobras no momento da
consolidação dos resultados das operações de Itaipu Binacional.
De acordo com as exigências do IFRS, a Eletrobras consolida os resultados de Itaipu em suas demonstrações financeiras. De acordo
com o tratado de Itaipu, a Eletrobras deve vender não apenas os 50,0% da energia elétrica produzida por Itaipu que é detida pelo
Brasil através da Eletrobras, como também a parcela de energia elétrica detida pelo Paraguai que não é usada por este país.
Consequentemente, a Eletrobras vende aproximadamente 95,0% da energia elétrica produzida por Itaipu. Os Artigos 7º e 8º da Lei n.
5.899, de 5 de julho de 1973, estabelecem a estrutura por meio da qual as empresas de distribuição calculam o montante total de
energia comprada junto a Itaipu.
Apesar de Itaipu produzir um grande montante de energia elétrica, o tratado de Itaipu exige que as vendas da energia produzida por
Itaipu sejam feitas sem fins lucrativos, ou seja, sem efeitos líquidos sobre os resultados da Eletrobras.
Para cumprir tal exigência, os lucros provenientes da venda de energia de Itaipu são creditados em períodos subsequentes nas contas
de energia dos consumidores residenciais e rurais através do Sistema Interligado Nacional (reduzindo, assim, as receitas da Eletrobras
provenientes das vendas de energia) e as perdas são levadas em consideração pela ANEEL no cálculo das tarifas de energia elétrica
nos períodos subsequentes (aumentando, assim, as receitas da Eletrobras provenientes das vendas de energia elétrica).
Embora o resultado operacional líquido da Eletrobras não seja afetado pelas operações de Itaipu, diversos itens das demonstrações
contábeis da Eletrobras são significativamente impactados por elas, principalmente a linha “energia adquirida para revenda”, tendo em
vista que a maioria dos valores nela registrados correspondem a energia produzida por Itaipu. Este montante, que corresponde, após a
consolidação dos resultados, à parcela detida pelo Paraguai da energia gerada por Itaipu, seria significativamente maior caso a
Eletrobras não consolidasse a parcela de energia detida pelo Brasil. Adicionalmente, tendo em vista que as demonstrações contábeis
de Itaipu Binacional são elaboradas em dólares norte-americanos e convertidas em reais com base na cotação de fechamento da moeda
divulgada pelo Banco Central no fim do período, qualquer flutuação na taxa de câmbio entre o real e o dólar norte-americano pode
impactar significativamente o componente “Ganho monetário e câmbio” da linha “Despesa Financeira”. Os royalties pagos por Itaipu
correspondem a grande parte do componente “Despesa financeira” da linha “Despesas operacionais”.
Ao amparo da Lei n. 11.480, de 30 de maio de 2007, a Eletrobras foi capaz de aplicar um fator de reajuste a qualquer contrato
financeiro celebrado entre esta e Itaipu, bem como a quaisquer cessões de crédito entre a Companhia e o Tesouro Nacional anterior a
31 de dezembro de 2007. O propósito deste fator de reajuste era o de compensar o impacto das taxas de inflação nos Estados Unidos
aos pagamentos em dólares norte-americanos. Nesse sentido, o fator de reajuste é calculado com base no índice de preços ao
consumidor (consumer price index - CPI) e em outro índice que acompanha as variações de preço na indústria. A lei n. 11.480 foi
revogada e o Decreto n. 6.265, de 22 de novembro de 2007 foi promulgado, determinando que um fator equivalente ao anterior fator
de reajuste seja repassado aos consumidores anualmente. A Eletrobras aplica o fator de reajuste à integralidade dos contratos de
empréstimo celebrados com Itaipu, ainda que seja responsável por 30% do valor total. A Companhia contabiliza o saldo remanescente
desses empréstimos como “Direitos de ressarcimento”, com efeito de compensação em suas demonstrações de resultados.
A partir do exercício social de 2010, a Eletrobras passou a contabilizar quaisquer ganhos ou perdas relacionadas a Itaipu como um
ativo financeiro em seu balanço patrimonial, e a registrar a receita correspondente em suas receitas operacionais, de modo a atender
aos IFRS. Para maiores detalhes sobre o tratamento contábil de Itaipu, vide os itens II e IV da nota explicativa 3.11 das demonstrações
financeiras da Eletrobras relativas ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012.
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 da Eletrobras. Particularmente, em conformidade com o tratado de Itaipu, todas as
receitas de Itaipu são determinadas em dólares americanos. Pelo fato de as demonstrações contábeis de Itaipu Binacional serem
preparadas em dólares americanos e convertidas 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 da
Eletrobras, particularmente no componente “Ganho monetário e câmbio” da linha “Receitas(despesas) financeiras líquidas”.
Entretanto, tendo em vista que, nos termos do tratado de Itaipu, suas operações não devem resultar em nenhum efeito líquido sobre os
resultados da Eletrobras, qualquer perda ou ganho incorrido em consequência de uma valorização ou desvalorização do dólar
americano em relação ao real será subsequentemente compensado por meio das tarifas cobradas dos consumidores residenciais e
rurais. Nas demonstrações contábeis da Eletrobras, os efeitos decorrentes de Itaipu nas rubricas acima descritas são compensados e
contabilizados na linha “Resultado a Compensar de Itaipu”. Até o momento da compensação, os resultados acumulados de ganhos ou
- 73 -
perdas das operações de Itaipu, líquidas dos ajustes de tarifas, são contabilizados no balanço patrimonial da Eletrobras como um
ativo circulante, na linha “Direitos de ressarcimento”.
Eletrobras Eletronorte
Durante muitos anos, a subsidiária Eletrobras Eletronorte foi usada como instrumento para o desenvolvimento da região norte do
Brasil, operando, de certa forma, como uma agência de desenvolvimento. Em particular, a Eletrobras Eletronorte forneceu energia
elétrica nos termos de contratos de fornecimento celebrados a preços que não cobriam seus custos. A Eletrobras iniciou, em 2004, a
renegociação destes contratos de fornecimento, firmados principalmente com empresas na indústria de fundição de alumínio, com o
objetivo de rever as tarifas de forma a cobrir os custos operacionais da Eletrobras Eletronorte e liquidar gradativamente suas dívidas.
A Eletrobras Eletronorte firmou um contrato em 11 de maio de com a ALBRAS – Alumínio Brasileiro S.A., sociedade localizada no
norte do Brasil e produtora de alumínio, estabelecendo o fornecimento de energia elétrica para as operações industriais da ALBRAS,
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 sua produção ou começar a usar seus próprios recursos
para a geração de energia. A ALBRAS está sujeita ao pagamento de quaisquer quantias referentes ao término antecipado de contrato.
O prazo total deste contrato é de 20 anos e o inclui um pagamento antecipado por energia de R$876 milhões. Para maiores
informações, vide nota explicativa 21 de nossas demonstrações financeiras relativas ao exercício encerrado em 31 de dezembro de
2012.
Uma das principais fontes de receita da Eletrobras Eletronorte advém da exploração da Usina Hidrelétrica de Samuel – UHE Samuel,
cujo prazo inicial de concessão esgotou-se em setembro de 2009. Em 18 de julho de 2006, a Eletrobras Eletronorte encaminhou à
ANEEL pedido de prorrogação do prazo de concessão da UHE Samuel e da consequente assinatura de um novo contrato de
concessão. Em 11 de março de 2010, a ANEEL concedeu uma prorrogação da concessão da UHE Samuel por mais vinte anos.
No exercício social encerrado em 31 de dezembro 2012, as perdas líquidas atribuídas à Eletrobras Eletronorte chegaram a R$738,6
milhões, comparados a ganhos de R$58,3 milhões em 2011 e R$154,2 milhões em 2010.
Tarifas Reguladas de Distribuição
No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, 12,15% das receitas líquidas da Eletrobras decorreram da distribuição de energia
elétrica. As empresas distribuidoras de energia elétrica em geral apresentam prejuízos, que provavelmente continuarão a ocorrer, dado
que as tarifas que podem ser cobradas por elas são reguladas e reajustadas pela ANEEL.
Receitas Fixas de Transmissão
Diferentemente das receitas das atividades de distribuição e geração, as receitas da atividade de transmissão são fixadas pelo Governo
Federal. Isto se aplica a todas as empresas de energia elétrica com operações de transmissão no Brasil. Consequentemente, as receitas
da atividade de transmissão não aumentam nem diminuem com base no montante de energia elétrica transmitida. O Governo Federal
estabelece uma taxa de receita fixa de transmissão a cada ano que os consumidores finais devem pagar e isto é repassado à Eletrobras
e registrado como receita da atividade de transmissão. Assim, o lucro líquido da Eletrobras pode ser afetado pelo fato de que os custos
neste setor não podem ser facilmente repassados para seus clientes.
Políticas contábeis críticas
A Eletrobras prepara suas demonstrações financeiras com base em estimativas e assunções decorrentes de sua experiência e diversos
outros fatores que acredita serem razoáveis e relevantes. As práticas contábeis críticas que a Eletrobras adota são aquelas que acredita
serem relevantes para determinar sua condição financeira e resultados operacionais, mas a definição de tais práticas é complexa e
subjetiva, levando sua administração a fazer estimativas sobre eventos futuros ou incertos. A aplicação de suas práticas e estimativas
contábeis críticas geralmente requer que sua administração se baseie em julgamentos sobre os efeitos de certas transações que afetam
os seus ativos, passivos, receitas e despesas.
Investimentos em Coligadas
Sempre que necessário, as demonstrações financeiras das coligadas da Eletrobras são ajustadas para que suas políticas contábeis sejam
conformadas às políticas e premissas adotadas pela Eletrobras, que aplica o método de equivalência patrimonial nos termos dos IAS
27 e 28.
Impairment
Nos termos do IAS 36 (“Impairment de Ativos”), a Eletrobras analisa o valor recuperável de seus ativos anualmente, além das
situações em que tal avaliação é necessária. Caso a Companhia encontre evidências de que um determinado ativo pode não ser
- 74 -
recuperável, são estimadas as chances de sua recuperação. Quando o valor contábil residual excede o valor recuperável de tal ativo, a
Eletrobras reduz o valor do ativo, sendo o montante de tal redução denominado impairment. O impairment é então reconhecido como
uma provisão para o período. Caso não seja possível estimar o montante recuperável de um determinado ativo individualmente, é feita
uma estimativa da probabilidade de recuperação da unidade de geração de caixa à qual o ativo pertence. Quando esta técnica é
utilizada, é aplicado um desconto no montante determinado com base no valor presente do fluxo de caixa (antes dos impostos) que
reflete as condições de mercado, no valor financeiro presente e nos riscos específicos do grupo a que pertence tal ativo. O montante
recuperável do ativo ou da unidade de geração de caixa é revisto periodicamente. Tal reversão gera um impacto nas demonstrações do
resultado da Eletrobras, bem como no valor contábil do ativo ou da unidade de geração de caixa.
Provisões para Contingências
A Eletrobras é parte em determinados processos judiciais e administrativos. Além dos empréstimos compulsórios, a Companhia
registra provisões de acordo com o IAS 37 (“Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes”), o qual determina que a perda
estimada deve ser registrada quando a informação disponível à época da publicação das demonstrações financeiras indica a
probabilidade que um evento futuro pode gerar a desvalorização de um ativo, ou mediante a identificação de um passivo incorrido se
tal passivo pode ser estimado. Nos termos do IAS 37, a Eletrobras não registra provisões se a chance de perda em uma demanda é
considerada remota, ou razoavelmente possível. Adicionalmente, a Eletrobras não registra provisões para procedimentos
administrativos sempre que tais demandas se tornam ações judiciais. Ao calcular suas provisões, a Companhia consulta os assessores
legais internos e externos que a representam em tais demandas, e as estimativas são baseadas em uma análise dos possíveis resultados,
levanto em consideração as estratégias de condução do processo aplicáveis. A Eletrobras solicita trimestralmente relatórios sobre os
procedimentos conduzidos por assessores legais externos, que identificam os casos em que há potenciais perdas. A contabilização de
contingências requer o uso de julgamento pela administração com relação às probabilidades estimadas e os limites de exposição a
passivos potenciais, especialmente no contexto da legislação tributária brasileira, tendo em vista que tal legislação historicamente se
mostrou incerta quanto ao seu escopo e aplicação.
Benefícios a Empregados
A Eletrobras patrocina plano de previdência complementar de contribuição definida que cobre praticamente todos os seus
colaboradores. O passivo atuarial relativo a este plano é contabilizado nos termos do IAS 19 (“Benefícios a Empregados”) e é
calculado por um atuário independente. Adicionalmente, a Eletrobras e algumas de suas subsidiárias também implementaram planos
de saúde pós-emprego e subsidiam prêmios de seguro vitalícios como “Benefícios Pós-Emprego não relacionados a Previdência”. As
estimativas da evolução dos custos de atendimento médico, as hipóteses biométricas e econômicas, bem como as informações
históricas sobre custos incorridos e contribuições feitas pelos colaboradores também são levadas em consideração.
Custos de Reparação por Danos Ambientais
A Eletrobras incorre em determinados custos para reduzir o impacto que suas atividades operacionais têm no meio-ambiente. Esses
custos incluem os custos de descomissionamento, que envolve uma série de medidas para interromper, de forma segura, as operações
de suas usinas nucleares (Angra 1 e Angra 2), com o objetivo de reduzir os níveis residuais de radioatividade. A Companhia aplica o
IAS 37 e a Interpretação IFRIC 1 (“Alterações aos Passivos de Restauração por Descomissionamento e Passivos Similares”) ao
contabilizar esses custos. O IAS 37 determina o registro do valor justo da obrigação legal relacionada à obrigação de
descomissionamento de um ativo no período em que incorrido. Quando uma nova obrigação legal é exigida, a empresa deve
capitalizar os custos da obrigação por meio da promoção de um aumento no valor contábil do ativo imobilizado correspondente. A
obrigação é trazida a valor presente em cada período, e o custo capitalizado é depreciado ao longo da vida útil do ativo
correspondente.
Mediante a liquidação, uma entidade liquida a obrigação pelo seu valor contabilizado ou incorre em um ganho ou perda. Por exemplo,
no caso do descomissionamento nuclear, o IAS 37 exige que a Eletrobras contabilize o valor justo integral das obrigações
correspondentes ao descomissionamento e um ativo correspondente, que por sua vez será depreciado ao longo da vida útil esperada de
cada usina. A administração da Eletrobras tem que exercer julgamento na implementação dessa política e os seguintes fatores são
relevantes nesse processo de decisão: (i) as estimativas devem cobrir os custos que são incorridos em um período de tempo longo e,
assim, a administração tem que considerar incertezas inerentes a este processos, tais como alterações legislativas e o nível e natureza
das operações; e (ii) o IAS 37 exige que a Companhia presuma as probabilidades de fluxos de caixa projetados e posições de longo
prazo com relação a inflação para então determinar o crédito, ajustado pela taxa de juros sem prêmio e prêmios sobre riscos de
mercado que não são aplicáveis às operações. Adicionalmente, possíveis mudanças das estimativas podem originar impactos
significativos no lucro líquido, já que tais custos são descontados a valor presente considerando um longo período de tempo.
Base de Cálculo para Indenização pelo Poder Concedente
As demonstrações financeiras da Eletrobras são preparadas sob a premissa que suas concessões estão sujeitas a reversão ao final do
período da concessão, enquanto existe um direito de plena indenização pelo poder concedente para investimentos ainda não
- 75 -
recuperados. A Eletrobras recentemente avaliou as várias interpretações legais e regulatórias da base de cálculo para montantes
indenizáveis para concessões revertidas. Baseada nos termos contratuais de suas concessões e em suas interpretações legais e
regulatórias, a Eletrobras, amparada por um parecer de um assessor legal independente, elaborou suas demonstrações financeiras
baseada na premissa que a Companhia seria indenizada, para cada concessão, com base no valor contábil residual da concessão após
seu término. Esta decisão afetou a base de cálculo dos ativos utilizados no segmento de geração, que estão sujeitos a cláusulas
contratuais de indenização, bem como quaisquer outros ativos nos segmentos de transmissão e distribuição que se encaixem no escopo
do IFRIC-12.
Remuneração por Indenizações
Nos termos da Lei 12.738/2013, o Governo Federal concordo em indenizar certos investimentos não amortizados realizados no âmbito
das concessões da Eletrobras que tinham término previsto para o período entre 2015 e 2017 e foram renovadas, a partir de 1º de
janeiro de 2013, mediante tarifas reduzidas. Apesar de alguns valores de indenização já terem sido acordados (e alguns valores já
pagos), a Eletrobra estimou os montantes relativos a outros pagamentos de indenização incluídos na rubrica “remuneração por
indenizações” na demonstração dos resultados das demonstrações financeiras relativas ao exercício encerrado em 31 de dezembro de
2012. Tais estimativas se basearam nas informações disponíveis à época em que foram preparadas e podem ser alteradas após a
definição dos valores de indenização junto ao Governo Federal. Quaisquer mudanças seriam registradas como “ganhos ou perdas em
indenizações”, incluindo ajustes inflacionários a tais ganhos ou perdas.
Efeitos da Lei n.º 12.783/2013
A Eletrobras registrou os efeitos da Lei n.º 12.738/2013 (exceto pela remuneração por indenizações) em uma rubrica específica da
demonstração de resultados. Esta rubrica se baseia em várias estimativas preparadas de acordo com o julgamento da Eletrobras. Por
exemplo, as reduções nos valores das concessões renovadas a partir de 1º de janeiro de 2013 são baseadas, em parte, no volume de
energia que as respectivas usinas vão gerar e as respectivas linhas de transmissão vão transmitir. Adicionalmente, tais montantes
refletem impairments em unidades geradoras de caixa em razão dos valores reduzidos de tarifa baseados em estimativas de fluxos de
caixa futuros, bem como ajustes em ativos compensáveis de modo a obter valores de reposição, baseados, em parte, em estimativas
das indenizações a serem pagas às concessionárias nos termos da Lei n.º 12.783/2013.
Contratos Onerosos
A Eletrobras era parte de vários contratos de compra e venda de energia relativos às concessões cujo prazo de término se daria entre os
anos de 2015 e 2017. Mediante a promulgação da Lei n.º 12.783/2013, diversos desses contratos se tornaram onerosos para a
Eletrobras, tendo em vista que foram celebrados com base nos antigos níveis tarifários. A Eletrobras estimava que tais contratos, com
base nos antigos níveis tarifários, seriam lucrativos. Entretanto, com base nas novas tarifas reduzidas, os contratos resultarão em
perdas adicionais para a Eletrobras.
Imposto de Renda
A Eletrobras contabiliza os montantes referentes a imposto de renda nos termos do IAS 12 (“Imposto sobre a Renda”). O IAS 12
determina que a Companhia reconheça os efeitos de perdas fiscais diferidas e diferenças temporárias em suas demonstrações
financeiras consolidadas. A Eletrobras reconhece uma provisão quando acredita que há uma elevada possibilidade de que não
recuperará créditos fiscais no futuro. Este requisito exige que a Companhia realize estimativas sobre sua exposição fiscal atual e avalie
as diferenças temporárias resultantes dos tratamentos fiscais e contábeis diferenciados atribuídos a determinados itens. Essas
diferenças originam ativos e passivos fiscais diferidos, que são apresentados no balanço patrimonial consolidado. Dessa forma, a
Eletrobras avalia a probabilidade de que seus créditos fiscais diferidos serão recuperados a partir de sua receita tributável futura. Caso
a administração acredite que tal recuperação não será provável, é reconhecida uma provisão e uma despesa fiscal nas demonstrações
do resultado. Qualquer redução da provisão gera o reconhecimento de um benefício fiscal nas demonstrações do resultado. A
determinação da provisão para imposto de renda, bem como para ativos ou passivos fiscais diferidos exige julgamentos e estimativas
pela administração. Para cada crédito fiscal futuro, a Companhia avalia a probabilidade que o ativo fiscal correspondente não será
recuperado em sua totalidade ou em parte.
Descrição dos Principais Itens de Linha
Receitas Operacionais
Venda de Energia Elétrica
Nossas receitas são provenientes de geração, transmissão e distribuição de eletricidade, conforme abaixo:
•
receitas em nosso segmento de geração vêm da comercialização e venda da eletricidade que geramos (incluindo a
eletricidade gerada por nossa participação no projeto Itaipu) a companhias de distribuição e consumidores livres e da
revenda de eletricidade proveniente da participação paraguaia no projeto Itaipu não utilizada no Paraguai. Receitas de
- 76 -
nosso segmento de geração de eletricidade são registrados com base na quantidade fornecida a taxas específicas sob
termos de contrato ou taxas regulatórias permanecentes;
•
receitas de nosso segmento de transmissão provêm da construção, operação e manutenção de redes de transmissão para
outras concessionárias de eletricidade e certas receitas provenientes da aplicação de inflação e outros índices ao valor de
nossos investimentos. Receitas recebidas de outras concessionárias que utilizam nossa rede de transmissão básica são
reconhecidas no mês em que os serviços são fornecidos às outras concessionárias. Tais receitas são fixadas a cada ano
pelo governo brasileiro. Essas receitas também incluem como receita financeira o valor calculado sobre recebíveis
registrados como ativos financeiros (antigamente registrados como “Propriedade, Usinas e Equipamento”), com base nas
taxas calculadas do recebimento de receita anual permitida, ou RAP (cujo cálculo é feito pelo RAP bruto menos o valor
alocado para receita de operações e manutenção) até que o acordo de concessão para transmissão de energia termine; e
•
receitas de nosso segmento de distribuição provêm da venda a consumidores finais de eletricidade que compramos de
companhias de geração e também de certa quantidade de eletricidade que geramos em usinas termelétricas em certas áreas
isoladas da região norte do Brasil para distribuição, bem como certas receitas provenientes da construção, operação e
manutenção de redes de distribuição. Vendas de distribuição de eletricidade a consumidores finais são reconhecidas
quando energia é fornecida. Faturas para tais vendas são emitidas mensalmente. Receitas não faturadas do ciclo de
faturamento até o final de cada mês são estimadas com base no faturamento do mês anterior e acumuladas no final do
mês. Diferenças entre as receitas não faturadas estimadas e reais, caso existam, são reconhecidas no mês seguinte.
Grande parte de nossas receitas, em qualquer ano, provém da venda e revenda de eletricidade de Itaipu. Contudo, o tratado entre Brasil
e Paraguai, com base no qual Itaipu opera, dita que tais atividades não devem afetar nossa receita líquida.
Outras Receitas Operacionais
Outras receitas operacionais provêm de cobranças impostas a consumidores finais por atrasos em pagamentos relacionados à
eletricidade vendida em nosso segmento de distribuição e, em menor escala, em outras receitas operacionais que não podem ser
atribuídas a nossos segmentos de distribuição, geração ou transmissão, as quais registramos sob nosso segmento “corporativo”. Estas
incluem principalmente taxas pela administração do fundo RGR e outros fundos governamentais. Também temos receitas operacionais
proveniente de empresas de telecomunicações que utilizam certas partes de nossa infraestrutura para instalar linhas de
telecomunicação.
Imposto Sobre Receita
O imposto sobre receita consiste no Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS, um imposto sobre vendas cobrado
da receita bruta. Estamos sujeitos a alíquotas diferentes de ICMS nos diferentes estados em que atuamos, com ALIQUOTAS variando
de 7,0% a 27,0%. De acordo com regulamentações aplicáveis, não somos responsáveis por quaisquer impostos ou receitas em nosso
segmento de transmissão.
Adicionalmente, estamos sujeitos a dois impostos federais sobre a receita bruta de entidades corporativas: o Programa de Integração
Social – PIS/PASEP e a Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS.
Taxas Regulatórias Sobre Receitas
Essas deduções sobre receita bruta compõe pagamentos feitos à CCC, ao Fundo RGR, à CDE, ao PROINFA e taxas semelhantes
impostas a participantes do setor de eletricidade. Taxas regulatórias são calculadas de acordo com formulas estabelecidas pela
ANEEL, que variam de acordo com o tipo de cobranças do setor, portanto não há relação direta entre receitas e taxas do setor.
Custos e Despesas Operacionais
Pessoal, Material e Serviços
Nossos custos operacionais e despesas relacionadas a pessoal, material e serviços consistem principalmente em despesas
administrativas diárias para funcionários, equipamento e infraestrutura, bem como despesas relacionadas à terceirização de segurança,
manutenção e consultores e conselheiros externos. Devido à natureza diversificada de tais despesas, podemos aplicar critérios
subjetivos para alocar tais despesas em nossas atividades operacionais. Essas despesas não incluem matéria prima utilizada para a
geração de energia.
Eletricidade Comprada para Revenda
Tanto nosso segmento de geração quanto o de distribuição 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 porção paraguaia da
energia de Itaipu que não é utilizada no Paraguai e que nós revendemos para companhias de distribuição e consumidores finais.
- 77 -
Combustível Para a Produção de Eletricidade
O custo de combustível é um elemento significativo de nossas despesas operacionais. Esse custo, entretanto, é reembolsado em
seguida pela CCC, de acordo com a Lei No. 12.111.
Uso da Rede
Esse custo representa cobranças pela transmissão de energia através das linhas de força de terceiros.
Pagamento de Juros e Penalidades
Esse custo representa pagamento de juros relacionados ao nosso financiamento com terceiros, bem como potenciais penalidades por
pagamentos em atraso.
Desvalorização e Amortização
Isso representa a desvalorização e amortização de nossas propriedades, usinas e equipamentos. Registramos nossas propriedades,
usinas e equipamentos como custos de construção e aquisição, conforme aplicável, menos a desvalorização acumulada calculada com
base no método de linha reta, a taxas que levam em consideração a vida útil estimada dos ativos. Custos de reparo e manutenção que
prolonguem a vida útil dos ativos relacionados são capitalizados, enquanto custos de rotina são cobrados de nosso resultado
operacional. Juros relacionados à divida contraída com terceiros durante o período de construção estão capitalizados.
Provisões Operacionais
Reflete provisões que fazemos em relação a: (i) processos legais dos quais fazemos parte; (ii) reservas para contas dúbias e
impedimentos; e (iii) custos de desinvestimento, que são os custos associados com a desativação de instalações nucleares (por
exemplo, o fechamento seguro de instalações nucleares).
Prejuízo Deferido de Itaipu
Conforme descrito acima em “– Principais fatores afetando nosso desempenho financeiro – Itaipu”, o efeito líquido dos resultados
operacionais de Itaipu estão registrados neste item de linha e os efeitos operacionais acumulados de Itaipu, após a compensação
através do ajuste tarifário, é registrado em nosso balanco patrimonial ativos circulantes e não circulantes sob “Ativos Financeiros –
Itaipu”.
Doações e Contribuições
Reflete despesas relacionadas a investimentos em novas techonolgias da informação e pesquisa e desenvolvimento, bem como
investimentos em programas culturais e patrocínios.
Outros Custos Operacionais
Nossos outros custos operacionais compõem uma série de diversos custos acarretados por nós como parte de nossas operações diárias.
Os elementos mais significativos são: (i) o custo do aluguel de bens tais como unidades de geração para o Sistema Isolado; (ii) custos
de operação e manutenção de nossas instalações que fornecem serviços de eletricidade; (iii) custos de telecomunicação compondo
principalmente custos acarretados por nossos serviços de telefonia e internet; (iv) custos de seguro, incluindo apólices para nossas
instalações e propriedades; e (v) custo de descarte de bens, principalmente transformadores.
Resultados de Participações Societárias
Resultados provenientes o ajuste de nossa participação societária em outras empresas.
Renda Financeira (Despesa), Líquida
Renda Financeira
Reflete a receita de juros e comissões que recebemos de empréstimos feitos de acordo com as determinações da lei brasileira que nos
permite conceder empréstimos a certas companhias de utilidade pública (vide “Item 4.B, Visão Geral de Negócios – Atividades de
Empréstimos e Financiamentos” para uma descrição de nossos empréstimos ativos concedidos a outras empresas brasileiras de
serviços públicos).
Despesas Financeiras
Reflete principalmente o pagamento de dividendos a nossos acionistas, bem como despesas de dívidas e aluguel. Reflete também a
variação da taxa de câmbio dólar/real em relacionada à Itaipu.
- 78 -
Câmbio Estrangeiro e Ganho Monetário (Perda)
Ganho (perdas) em câmbio estrangeiro se relaciona principalmente a Itaipu, pois os demonstrativos financeiros da Itaipu Binacional
são apresentados em dólares americanos, e isso representa nossa maior exposição ao risco da moeda estrangeira. A desvalorização ou
depreciação do real em relação ao dólar americano aumenta nossa receita, pois aumenta o valor da contribuição de Itaipu, apesar de os
efeitos dessa contribuição serem descontados, conforma já discutido anteriormente. A valorização do real diminui nossa receita pois
ela diminui o valor da contribuição de Itaipu, apesar de o efeito dessa contribuição ser descontado, de forma semelhante, como sendo
desvalorização do custo de construção de Itaipu.
A. Resultados Operacionais
As tabelas seguintes demonstram nossas receitas e despesas operacionais como uma porcentagem da receita operacional líquida:
Exercício Findo em 31 de Dezembro,
2012
Receita
Vendas de eletricidade:
Distribuição .....................................................................................
15,8%
Geração ............................................................................................
70,6%
Transmissão .....................................................................................
27,6%
Outras receitas operacionais ......................................................................2,0%
Imposto sobre a receita ..............................................................................
(10,70)%
Encargos regulatórios sobre a receita ........................................................
(5,3)%
Receita operacional líquida .......................................................................
100,0%
Despesas
Despesas operacionais ...............................................................................
(95,1)%
Despesas financeiras, líquidas ...................................................................1,9%
Ganhos sobre os resultados de afiliadas ....................................................1,4%
Lucro antes do imposto de renda e contribuição social .............................
(21,5)%
Imposto de renda .......................................................................................
(1,1)%
Participação minoritária ............................................................................
(0,1)%
Lucro líquido .............................................................................................
(20,3)%
2011
2010
18,4%
65,2%
28,3%
4,1%
(10,2)%
(5,8)%
100,0%
13,9%
74,0%
23,5%
4,5%
(10,3)%
(5,7)%
100,0%
(86,0)%
0,8%
1,6%
16,5%
(3,7)%
(0,1)%
12,6%
(86,1)%
(1,4)%
2,5%
15,1%
(5,6)%
(1,1)%
8,4%
Demonstrações de Resultado Consolidadas
Este tópico apresenta uma visão geral dos resultados consolidados da Eletrobras, que são discutidos em relação a cada segmento
abaixo:
Receita Operacional Líquida
A receita líquida operacional em 2012 aumentou R$4.531 milhões, ou 15,3%, para R$34.064 milhões, comparado a R$29.533 milhões
em 2011, tendo sido o aumento causado por:

Um aumento de R$695 milhões, ou 16,0%, nas receitas de construção, que aumentaram de R$4.332 milhões em 2011 para
R$5.027 milhões em 2012, principalmente em razão do aumento dos investimentos nos ativos de concessão, incluindo
investimentos na expansão da rede de transmissão e no contínuo investimento em infraestrutura de distribuição. Essas
receitas foram compensadas pelos respectivos custos de construção.

Um aumento de R$1.591 milhões, ou 8,3%, nas receitas de geração, que passaram de R$20.684 milhões em 2011 para
R$21.073 milhões em 2012, devido a (i) um aumento de 13,3% no volume de energia vendida, que passou de R$20.608
milhões em 2011 para R$23.357 milhões em 2012; (ii) um aumento do volume de energia vendida, de 268 MWh em 2011
para 269 MWh em 2012; (iii) um aumento na venda de energia por Itaipu e a valorização do dólar face o real em 2012, e (iv)
um montante de reembolso de R$581 milhões em 2012 relacionado às tarifas cobradas da Eletrobras Eletronuclear.

Um aumento de R$910 milhões, ou 11,7%, nas receitas de transmissão, que totalizaram R$7.779 milhões em 2011, em
comparação a R$8.689 milhões em 2012, principalmente em razão de um ajuste no cálculo das tarifas de transmissão de
modo a refletir, de forma adequada, a taxa de retorno contratual para o ativo financeiro, que resultou em um aumento de
R$384 milhões nas receitas. Adicionalmente, as receitas de operação e manutenção apresentaram aumento, passando de
R$1.979 milhões em 2011 para R$2.562 milhões em 2012.
- 79 -

Um aumento de R$2.060 milhões, ou 83,5%, nas receitas do segmento de distribuição, que passaram de R$2.467 milhões em
2011 para R$4.527 milhões em 2012, em razão de (i) um aumento de 120,7% no fornecimento de energia, cujo montante
passou de R$1.954 milhões em 2011 para R$4.312 milhões em 2012; (ii) um aumento no volume de energia vendida, de
13,6MWh em 2011 para 15,2MWh em 2012, devido, em parte, a maior volume de venda de energia na região Norte do país,
e (iii) um aumento de 160.000 consumidores de distribuição.
Despesas Operacionais
As despesas operacionais apresentaram aumento, em 2012, de R$7.006 milhões, ou 27,6%, atingindo R$32.396 milhões em 2012, em
comparação a R$25.390 milhões em 2011. As principais razões que levaram ao aumento das despesas operacionais foram:

Um aumento de 35,1% na energia comprada para revenda, que passou de R$3.386 milhões em 2011 para R$4.574 milhões
em 2012, principalmente em razão de (i) um aumento no custo da energia comprada no mercado spot, e (ii) um grande
volume de energia comprada e penalidades relacionadas à usina termelétrica Candiota III (fase C);

Um aumento de R$748 milhões, ou 17,5%, em custos de construção, que passaram de R$4.280 milhões em 2011 para
R$5.027 milhões em 2012, principalmente em razão do aumento dos investimentos relacionados à infraestrutura de
distribuição, tais como na expansão da rede de distribuição;

Um aumento de R$768 milhões, ou 10,0%, nas despesas com pessoal, que passaram de R$7.671 milhões em 2011 para
R$8.439 milhões em 2012, principalmente devido a aumento no valor do bônus anual aos empregados;

Um aumento de 335,7% em custos de combustível para produção de energia. Em 2012, esses custos totalizaram R$709
milhões, em comparação a R$163 milhões em 2011. A diferença foi causada pelo aumento da produção de gás em razão da
necessidade de complementar a energia de fonte hidrelétrica com energia termelétrica, em parte por conta de atrasos na
entrada em operação da usina de Candiota III (fase C);

Um aumento de R$2.478 milhões, ou 87,0%, nas provisões operacionais, que totalizaram R$5.237 milhões em 2012 em
comparação a R$2.849 milhões em 2011, em razão (i) prestação de garantia para a compra da usina de Jirau pela Eletrobras,
no montante de R$1,6 bilhão, e (ii) o reconhecimento de uma provisão atuarial de R$0,8 bilhão.

Um aumento de R$323 milhões, ou 24,3%, em remuneração e ressarcimento, que passou para R$1.652 milhões em 2012 em
comparação a R$1.329 milhões em 2011, principalmente em razão de aumentos nos royalties devidos em consequência da
entrada em operação de novas usinas hidrelétricas, incluindo as usinas de São Antônio, Passo São João e Mauá;

Um aumento de R$343 milhões, ou 24,1%, em despesas de uso da rede elétrica, que passaram de R$1.421 milhões em 2011
para R$1.764 milhões em 2012, em razão do aumento nas tarifas e no uso de linhas de transmissão de terceiros, refletindo o
aumento do volume de transmissão de energia no período; e

Um aumento de R$952 milhões, ou 72,9%, em outros custos e despesas operacionais, que passaram de R$1.306 milhões em
2011 para R$2.258 milhões em 2012, principalmente em razão de aluguel de equipamentos para as linhas de distribuição
relacionados à expansão da rede de distribuição.

Os custos e despesas operacionais para 2011 aumentaram R$2.299 milhões, ou 10.0%, para R$25.390 milhões em 2011 de
R$23.090 milhões em 2010. Como uma porcentagem da receita operacional líquida, os custos e despesas operacionais
aumentaram para 86,1% em 2011, de 86,0% em 2010. Os principais fatores motivadores do aumento nos custos e despesas
operacionais foram:

um aumento de R$1.326 milhões, ou 44,9% nas despesas de construção para R$4.280 milhões em 2011 de R$2.953
milhões em 2010, devido principalmente a um aumento nas despesas de capital relacionadas a projetos de
infraestrutura de transmissão, incluindo Rio Madeira e Tucuruí – linhas de transmissão de Manaus;

um aumento de R$637 milhões, ou 95,1% nos custos e despesas de operação para R$1.306 milhões em 2011 de
R$669 milhões em 2010, devido principalmente ao aluguel de equipamento para nossas instalações de distribuição
como resultado da extensão de nossas rede de distribuição;

um aumento de R$352 milhões, ou 14.1% nas provisões operacionais para R$2.849 milhões em 2011 de R$2.497
milhões em 2010, devido principalmente a (i) provisões operacionais feitas por Furnas e Eletronorte em 2011, no
valor de R$498 milhões, para pagamentos a certos funcionários como incentive pela aposentadoria antecipada, e
(ii) demais provisões para contingências, especificamente, uma provisão legal para a usina hidrelétrica de Balbina –
para maiores informações, vide “Litígio – Desapropriação de Terras”;
- 80 -


um aumento de R$242 milhões, ou 22,3% na remuneração e reembolsos para R$1.329 milhões em 2011 de R$1.087
milhões em 2010, como resultado de crescentes cobranças de royalties devido ao volume maior de energia
produzido em 2011;

um aumento de R$214 milhões, ou 32,7% nos resultados para a compensação da Itaipu para R$655 milhões em
2011 de R$441 milhões em 2010, resultante do aumento da receita líquida de Itaipu;

um aumento de R$132 milhões, ou 8,3% na desvalorização e amortização para R$1.724 milhões em 2011 de
R$1.592 milhões em 2010, devido principalmente ao fato que novas usinas de geração, tais como Candiota III,
Dardanelos, Cerro Chato e Mangue Seco, começaram a operar em 2011;

um aumento de R$67 milhões, ou 5,0% das despesas de utilização da rede para R$1.421 milhões em 2011 de
R$1.354 milhões em 2010, devido principalmente ao fato que utilizamos mais linhas de transmissão terceirizadas;

um aumento de R$21 milhões, ou 6,6% da participação de funcionários e executivos em nossos resultados para
R$317 milhões em 2011 de R$296 milhões em 2010, devido principalmente ao aumento de salários, que ocorreu em
paralelo à inflação; e

um aumento de R$0.3 milhões ou 4,1% nos custos de pessoal, material e serviços para R$7.671 milhões em 2011
de R$7.371 milhões em 2010, devido principalmente ao aumento médio de salários, em alinhamento com a inflação.
Os aumentos em tais custos e despesas foram balanceados, em parte, por:

uma diminuição de R$929 milhões, ou 21,5% na eletricidade comprada para a revenda para R$3.386 milhões em
2011 de R$4.315 milhões em 2010, devida principalmente (i) ao fato de a Eletrobras Amazonas Energia ter
modificado a maneira em que registra os custos de eletricidade comprada para a revenda, que antes incluía custos
agregados de combustível, o que já não mais se aplica, pois o gás natural é mais utilizado e seu custo faturado
diretamente; e (ii) ao atraso no início das operações da usina de geração Candiota III do início de 2010 para janeiro
de 2011, o que levou à compra de energia pela CGTEE durante 2010 para cumprir os contratos de venda assinados
pela Candiota III; e

uma diminuição de R$90 milhões, ou 35,7% em combustível para a produção de energia para R$163 milhões em
2011 de R$253 milhões em 2010, devida em grande parte ao fato que desde 2011, utilizamos principalmente gás
natural para a produção de energia, ao invés de combustível.
Resultado Financeiro
O resultado financeiro correspondeu a receitas de R$633 milhões em 2012, comparados a despesas de R$234 milhões em 2011. Este
aumento decorreu principalmente de um aumento nos valores de remuneração a acionistas, de R$1.179 milhões em 2011 para R$572
milhões em 2012, resultantes de (i) pagamento de um pequeno montante do dividendo anual que havia sido retido, (ii) redução da taxa
Selic, e (iii) o recebimento de R$326 milhões relacionados à indenização de ativos nos termos da Lei n.º 12.783/2013.
Resultado das Participações Societárias
O resultado das participações societárias apresentou uma redução de R$14 milhões, ou 2,9%, passando de R$483 milhões em 2011
para R$469 milhões em 2012, refletindo ajustes realizados pela Eletrobras aos resultados de determinadas afiliadas em razão dos
efeitos da Lei n.º 12.783/2013.
Impacto da Lei n.º 12.783/2013
Em 2012, em razão da Lei n. 12.783/2013, a Eletrobras reconheceu uma perda contábil de R$10.085 milhões relativa a impairment
(R$1.161 milhões), reconhecimento de valores de indenização (R$5.842 milhões) e à avaliação de contratos de concessão (R$3.082
milhões).
Imposto de Renda e Contribuição Social
Os montantes correspondentes a imposto de renda e contribuição social sofreram uma redução de R$1.488 milhões, correspondendo a
um crédito de R$390 milhões em 2012, em comparação a uma despesa de R$1.098 milhões em 2011.
Lucro Líquido
Como resultado dos fatores discutidos acima, o lucro líquido da Eletrobras em 2012 apresentou uma redução de R$10.688 milhões, ou
284,1%, correspondendo a um prejuízo de R$6.926 milhões em 2012, comparado a um lucro de R$3.762 milhões em 2011.
- 81 -
Resultados do Segmento de Geração
Receita Operacional Líquida
A receita operacional líquida do segmento de geração apresentou um aumento de R$1.591 milhões, ou 8,3%, passando de R$19.093
milhões em 2011 para R$20.684 milhões em 2012, devido aos fatores abaixo descritos.
Venda de Energia Elétrica
A venda de energia elétrica apresentou um aumento de R$590 milhões em 2012, ou 3,2%, quando totalizou R$19.003 milhões, em
comparação a R$18.413 milhões em 2011. Este aumento decorreu do aumento no volume de energia vendida por Itaipu, bem como na
desvalorização do real face ao dólar, que resultou em aumento real das vendas de Itaipu.
Outras Receitas Operacionais
As outras receitas operacionais no segmento de geração apresentaram redução de R$470 milhões, ou 69,9%, totalizando R$202
milhões em 2012 em comparação a R$672 milhões em 2011, principalmente devido à redução da locação de equipamentos de geração
a terceiros durante o ano, quando comparado ao ano anterior.
Tributos sobre a Receita
Os tributos sobre a receita apresentaram aumento de R$72 milhões, ou 3,6%, passando de R$2.013 milhões em 2011 para R$2.085
milhões em 2012, principalmente em razão do aumento da receita no período.
Encargos Setoriais
O montante referente a encargos setoriais apresentou uma redução de R$21 milhões, ou 1,8%, totalizando R$1.098 milhões em 2012,
em comparação a R$1.119 milhões em 2011. Apesar do aumento das receitas, os montantes correspondentes a encargos setoriais
apresentaram redução, como consequência do aumento das receitas de Itaipu.
Despesas Operacionais
As despesas operacionais para o segmento de geração aumentaram R$5.131 milhões, ou 37,5%, totalizando R$18.822 milhões em
2012 em comparação a R$13.691 milhões em 2011. Os principais componentes deste aumento foram:

Um aumento de R$175 milhões, ou 22,79%, em outras despesas operacionais, que corresponderam a R$943 milhões em
2012, em comparação a R$768 milhões em 2011. Este aumento se deu em razão de um aumento no preço médio de
equipamentos de geração de terceiros no Sistema Isolado, bem como de uma redução no valor recuperado por meio de
reembolsos pela CCC por custos operacionais excessivos. A redução do reembolso pela CCC, apesar do aumento dos custos
de combustíveis em 2012, se deu por uma mudança nos níveis de reembolso baseado em regulamentação da ANEEL, que
implicaram redução dos montantes de reembolso para usinas menos eficientes;

Um aumento de R$2.817 milhões, ou 201,0%, nas provisões operacionais, que totalizaram R$4.218 milhões em 2012, em
comparação a R$1.401 milhões em 2011. O aumento se deu em razão da (i) prestação de garantia relativa à compra da usina
de Jirau pela Eletrobras; no montante de R$1,6 bilhão, e (ii) o reconhecimento de uma provisão atuarial de R$0,8 bilhão;

Um aumento de R$726 milhões, ou 53,9%, em despesas de uso da rede elétrica, que passaram de R$1.346 milhões em 2011
para R$2.072 milhões em 2012. O aumento foi causado pelo aumento do uso da rede de transmissão de terceiros, em razão
do aumento do volume de energia gerada, bem como do reajuste anual de tarifas, baseado no índice de inflação;

Um aumento de R$558 milhões, ou 19,5%, em energia comprada para revenda, que correspondeu a R$3.425 milhões em
2012, em comparação com R$2.867 milhões em 2011. Este aumento decorreu de (i) um aumento no custo da energia
adquirida no mercado spot, e (ii) um grande volume de energia comprada e para satisfazer obrigações contratuais baseadas na
estimativa da entrada em operação da usina termelétrica Candiota III (fase C) (que foi atrasada);

Um aumento de R$546 milhões, ou 335%, na rubrica de combustível para produção de energia elétrica, que totalizou R$163
milhões em 2011, em comparação a R$709 milhões em 2012. Tal aumento foi causado por um aumento na produção de gás
em razão da necessidade de complementar a geração de energia de fonte hidrelétrica com energia termelétrica, parcialmente
em razão de atrasos na entrada em operação da usina de Candiota III (fase C); e
- 82 -

Um aumento de R$323 milhões, ou 24,3%, na rubrica remuneração e ressarcimento, que passou de R$1.329 milhões em
2011 para R$1.652 milhões em 2012. O aumento foi causado pelo aumento do volume de energia gerada e pelo aumento dos
valores pagos aos Estados e Municípios onde o reservatório da usina de Candiota III se localiza.
Resultados do Segmento de Transmissão
Receita Operacional Líquida
A receita operacional líquida do segmento de transmissão aumentou R$910 milhões, ou 11,7%, totalizando R$8.689 milhões em 2012,
em comparação a R$7.779 milhões em 2011, devido aos fatores evidenciados abaixo.
Transmissão de energia elétrica
O montante correspondente à transmissão de energia elétrica apresentou aumento de R$968 milhões, ou 20,4%, em 2012, passando de
R$4.743 milhões em 2011 para R$5.711 milhões em 2012, em razão do ajuste pela inflação à tarifa fixa estabelecida pelo Governo
Federal, em como pela operação e construção de novas linhas de transmissão em 2012.
Outras Receitas Operacionais
As outras receitas operacionais do segmento de transmissão apresentaram redução de R$45 milhões, ou 28,8%, passando de R$156
milhões em 2011 para R$111 milhões em 2012, principalmente em razão da redução nos arrendamentos de ativos imobilizados,
incluindo postes usados para transmissão de banda larga.
Tributos sobre as Receitas
Os tributos sobre as receitas apresentaram aumento de R$44 milhões, ou 15,3%, correspondendo a R$332 milhões em 2012,
comparado a R$288 milhões em 2011, primordialmente em consequência do aumento da receita.
Encargos Setoriais
Os encargos setoriais apresentaram aumento de R$46 milhões, ou 10,6%, totalizando R$482 milhões em 2012, comparado a R$436
milhões em 2011, principalmente em consequência do aumento da receita.
Despesas Operacionais
As despesas operacionais para o segmento de transmissão apresentaram aumento de R$186 milhões, ou 2,6%, correspondendo a
R$7.257 milhões em 2012, enquanto corresponderam a R$7.071 milhões em 2011. O principal componente da redução foi um
aumento de R$166 milhões, ou 6,0%, em despesas com pessoal, que totalizaram R$2.932 milhões em 2012, comparado a R$2.766
milhões em 2011. Este aumento foi causado principalmente por reajustes salarias em linha com a inflação.
Cobranças Regulatórias Sobre Receita
As cobranças regulatórias sobre receita aumentaram R$46 milhões, ou 10,6%, para R$482 milhões em 2012 de R$436 milhões em
2011, primariamente como um resultado de maior receita. Para uma descrição dos cálculos de impostos sobre receita, consulte “–
Descrição dos Principais Itens de Linha – Receitas Operacionais – Cobranças Regulatórias Sobre Receitas” acima.
As cobranças regulatórias sobre receitas aumentaram R$31,3 milhões, ou 7,7%, para R$435,5 milhões em 2011 de R$404,2 milhões
em 2010 primariamente como um resultado de maior receita. Para uma descrição dos cálculos de impostos sobre receita, consulte “–
Descrição dos Principais Itens de Linha – Receitas Operacionais – Cobranças Regulatórias Sobre Receitas” acima.
Custos e Despesas Operacionais
Os custos e despesas operacionais para o segmento de transmissão aumentaram R$186 milhões, ou 2,6%, para R$7.257 milhões em
2012 de R$7.071 milhões em 2011. O principal elemento deste aumento foi um incremento de R$166 milhões, ou 6,0 %, na despesa
de pessoal para R$2.932 milhões em 2012 de R$2.766 milhões em 2011. Tal aumento se deve principalmente ao aumento médio de
salários em paralelo à inflação.
- 83 -
Os custos e despesas operacionais para o segmento de transmissão aumentaram R$1.513,3 milhões, ou 27,2%, para R$7.071,4 milhões
em 2011 de R$5.558,1 milhões em 2010. Os principais elementos desse aumento foram:
•
um aumento de R$1.424,9 milhões, ou 66,5%,em despesas de construção para R$3.567,9 milhões em 2011 de R$2.143,0
milhões em 2010. Tal aumento se deve ao início da construção de diversas novas linhas de transmissão e a existente
construção das linhas de transmissão Rio Madeira e Tucuruí – Manaus;
•
um aumento de R$212,4 milhões, ou 66,8%, em provisões operacionais para R$530,5 milhões em 2011 de R$318,2
milhões em 2010. Tal aumento se deve às provisões operacionais feitas por Furnas e Eletronorte em 2011, para o
pagamento de incentivo à aposentadoria adiantada a alguns funcionários;
•
um aumento de R$154,6 milhões, ou 5,9%, em despesas de pessoal, material e serviços, para R$2.766,2 milhões em 2011
de R$2.611,5 milhões em 2010. Tal aumento se deve principalmente ao aumento na média salarial em paralelo com a
inflação; e
•
um aumento de R$10,7 milhões, ou 6,6%, na participação de nossos funcionários e executivos em nossos resultados para
R$173,5 milhões em 2011 de R$162,8 milhões em 2010, sendo que a participação de nossos funcionários e executivos é
determinada em referência a seus salários, que por sua vez foram elevados de forma alinhada à inflação.
Tais aumentos foram balanceados, em parte, por uma diminuição de R$168,6 milhões ou 74,6% em outras despesas operacionais para
R$57,3 milhões em 2011 de R$225,9 milhões em 2010. Essa diminuição foi devida a menores custos corporativos e pagamentos de
aluguel de equipamento.
Resultados do Segmento de Distribuição
Receita Operacional Líquida
A receita operacional líquida para o segmento de distribuição apresentou aumento de R$2.060 milhões, ou 83,5%, totalizando
R$4.527 milhões em 2012, comparado a R$2.468 milhões em 2011, devido aos fatores abaixo evidenciados.
A receita operacional líquida para o segmento de distribuição aumentou R$54,8 milhões, ou 2,3%, para R$2.468 milhões em 2011 de
R$2,413 milhões em 2010, devido aos fatores evidenciados abaixo.
Venda de Energia Elétrica
As vendas de energia elétrica apresentaram aumento de R$2.233 milhões, ou 70,6%, correspondendo a R$5.395 milhões em 2012,
comparado a R$3.162 milhões em 2011. Este aumento decorreu de um aumento de 70,6% no volume de energia vendida, bem como
de um aumento no número de consumidores (especialmente na região Norte do Brasil, em consequência do programa Luz para Todos)
e na tarifa média para os consumidores finais.
Outras Receitas Operacionais
As outras receitas operacionais apresentaram aumento de R$49 milhões, ou 29,3%, totalizando R$216 milhões em 2012, comparado a
R$167 milhões em 2011, principalmente devido a um ligeiro aumento nos arrendamentos de linhas de telecomunicações a terceiros,
principalmente relacionados a telefonia celular.
Tributos sobre a Receita
Os tributos sobre a receita apresentaram aumento de R$529 milhões, ou 75,4%, totalizando R$1.231 milhões em 2012, em
comparação a R$702 milhões em 2011, primordialmente em consequência do aumento da receita.
Encargos Setoriais
Os montantes correspondentes a encargos setoriais apresentaram aumento de R$82 milhões, ou 51,6%, correspondendo a R$241
milhões em 2012, em comparação a R$159 milhões em 2011, principalmente em razão do aumento da receita no período.
Despesas Operacionais
As despesas operacionais do segmento de distribuição apresentaram aumento de R$2.219 milhões, ou 87,6%, totalizando R$4.752
milhões em 2012 em comparação a R$2.533 milhões em 2011. Os principais motivos da redução foram:

Um aumento de R$117 milhões, ou 45,0%, em provisões operacionais, que passaram de R$260 milhões em 2011 para R$377
- 84 -
milhões em 2012. Esta redução decorreu do contrato celebrado entre a Telenorte II e a Eletrobras Distribuição Rondônia,
uma distribuidora considerada onerosa, tendo em vista que o valor de venda da energia elétrica é inferior ao valor obtido com
a geração de energia nos termos da Lei n.º 12.783/2013;

Um aumento de R$628 milhões, ou 120,8%, no custo de energia comprado para revenda, que passou de R$520 milhões em
2011 para R$1.148 milhões em 2012. O aumento foi causado principalmente por um aumento no custo da energia elétrica no
mercado spot.

Um aumento de R$459 milhões, ou 76,1%, em despesas de construção, que corresponderam a R$1.062 milhões em 2012 em
comparação a R$603 milhões em 2011, em consequência do aumento dos investimentos em construção para a expansão da
rede de distribuição;

Um aumento de R$184 milhões, ou 19,8%, nas despesas com pessoal, material e serviços, que totalizaram R$1.112 milhões
em 2012, em comparação a R$928 milhões em 2011. Este aumento decorreu principalmente de aumentos salariais e outros
encargos;

Um aumento de R$276 milhões, ou 353,8%, em outras despesas operacionais, que corresponderam a R$354 milhões em
2012, em comparação a R$78 milhões em 2011, sendo o aumento causado principalmente pelo aumento das despesas de
aluguel de equipamento utilizado para geração de energia no Sistema Isolado pela Eletrobra Distribuição Acre; e

Um aumento de R$72 milhões, ou 97,3%, nas despesas de uso de rede elétrica, que totalizaram R$146 milhões em 2012, em
comparação a R$74 milhões em 2011. Esta redução decorreu do aumento do uso das redes de terceiros.

Um aumento de R$21 milhões, ou 6,6%, na participação de empregados e administradores nos resultados da Eletrobras, que
passou de R$296 milhões em 2010 para R$317 milhões em 2011, principalmente em razão do aumento dos salários, em linha
com a inflação do período; e

Um aumento de R$0,3 milhão, ou 4,1%, nas despesas com pessoal, material e serviços, que passou de R$7.371 milhões em
2010 para R$7.671 milhões em 2011, principalmente devido a um aumento nos salários médios, em linha com a inflação.
Custos e despesas operacionais para o segmento de distribuição diminuíram R$229 milhões, ou 8.3%, para R$2.533 milhões em 2011
de R$2.762 milhões em 2010. Os principais elementos dessa diminuição foram:
•
uma diminuição de R$175 milhões, ou 40,2%, em provisões operacionais para R$260 milhões em 2011 de R$435 milhões
em 2010. Essa diminuição se deve principalmente a uma redução em nossas provisões operacionais para o segmento de
distribuição resultante da renegociação de inúmeros contratos com consumidores inadimplentes;
•
uma diminuição de R$81 milhões, ou 10,0%, nas despesas de construção para R$729 milhões em 2011 de R$810 milhões
em 2010, como resultado de investimentos em nossa infraestrutura de distribuição. Os custos de construção foram
parcialmente balanceados por receitas de construção; e
•
uma diminuição de R$10 milhões, ou 11,9%, nas despesas de utilização da rede para R$74 milhões em 2011 de R$84
milhões em 2010, devido à menor utilização de redes terceirizadas.
Tais diminuições foram compensadas, em parte, por:
•
um aumento de R$50 milhões, ou 6,1%, em despesas de pessoal, material e serviços para R$924 milhões em 2011 de
R$874 milhões em 2010. Incremento que se deve, principalmente, ao aumento da média salarial em paralelo com a
inflação; e
•
um aumento de R$43 milhões, ou 122,8%, em nossas despesas operacionais para R$78 milhões em 2011 de R$35 milhões
em 2010. Tal aumento se deve principalmente a maiores despesas de aluguel de equipamento utilizado para a geração de
energia no Sistema Isolado.
B. Liquidez e Recursos de Capital
Nossas principais fontes de liquidez vêm do dinheiro gerado por nossas operações e por empréstimos recebidos de diversas fontes,
incluindo o Fundo RGR (estabelecido para remunerar concessionárias de eletricidade por despesas não compensadas quando suas
concessões terminam), empréstimos de terceiros, incluindo certas agências internacionais, e da realização de vários investimentos que
fizemos com o Banco do Brasil S.A., onde somos obrigados, por lei, a depositar qualquer bem monetário sobressalente. Além disso,
em 20 de outubro de 2011, emitimos U.S.$1,75 bilhões em títulos a 5.75% válidos até 2021.
- 85 -
Precisamos de fundos principalmente para manter a atualização e expansão de nossas instalações de geração e transmissão e para
saldar nossas obrigações de dívidas a vencer. Además, através de nossas subsidiárias, participamos de leilões de novas linhas de
transmissão e novos contratos de geração. Caso tenhamos sucesso em tais licitações, precisaremos de fundos adicionais para financiar
os investimentos necessários para expandir as operações necessárias.
De tempos em tempos, consideramos novas oportunidades de investimento potenciais e podemos financiar tais investimentos com o
dinheiro gerado por nossas operações, empréstimos, emissão de títulos de dívida e ações, aumento de capital ou outras fontes de
financiamento que disponíveis no momento. Atualmente, somos capazes de financiar até R$1,2 bilhões em despesas de caixa com
nossos recurso existentes, sem a necessidade de acessar o mercado de capitais. Esses fundos representam um a porção das receitas que
geramos com nossas vendas de eletricidade e juros que recebemos de nossas atividades de empréstimo.
As tabelas abaixo resumem a evolução dos fluxos de caixa líquidos da Eletrobras para os períodos apresentados:
Exercício Encerrado em 31 de Dezembro,
2012
2011
2010
(milhares de R$)
Fluxo de caixa líquido:
Fornecido pelas atividades operacionais ............................ 13.826.590
Fornecido (utilizado em) atividades de investimento ........ (13.455.415)
Fornecido por (utilizado em) atividades de
(901.590)
financiamento ................................................................
Total ..................................................................................
(530.412)
4.286.867
(10.904.111)
8.244.780
(7.735.792)
2.356.861
93.887
(4.260.382)
602.875
Atividades Operacionais
Os fluxos de caixa provenientes das atividades operacionais da Eletrobras resultam principalmente:

da venda e transmissão de energia elétrica para uma base estável e diversificada de clientes no varejo e no atacado a preços
fixos; e

de depósitos restritos no âmbito de processos judiciais em casos em que a Eletrobras seja autora e seja obrigada a efetuar um
depósito em favor do juízo aplicável.
Os fluxos de caixa das atividades operacionais têm se mostrado suficientes para atender às necessidades operacionais e de
investimentos de capital da Eletrobras para os períodos analisados.
Em 2012, o fluxo de caixa gerado pelas atividades operacionais apresentou um aumento de R$9,5 bilhões, passando de R$4,3 bilhões
em 2011 para R$13,8 bilhões em 2012. Este aumento foi causado principalmente (i) pela aquisição de propriedades para as linhas de
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, (ii) por uma redução de R$8 bilhões em títulos e valores mobiliários, e (iii) R$3
bilhões em operações especiais.
Em 2011, o fluxo de caixa gerado pelas atividades operacionais apresentou uma redução de R$4,0 bilhões, passando de R$8,2 bilhões
em 2010 para R$4,2 bilhões em 2011. Esta redução foi causada principalmente pela aquisição de propriedades para as linhas de
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica e por aumentos de capital em SPEs.
Fluxo de Caixa de Atividades de Investimento
O fluxo de caixa da atividade de investimento da Eletrobras reflete principalmente:

investimentos restritos, que são o caixa excedente que a Eletrobras tem que aplicar junto ao Banco do Brasil S.A. (ou em
outros investimentos determinados pelo Governo Brasileiro);

aquisições de certos investimentos - parcerias celebradas pela Eletrobras com terceiros do setor privado com relação à
operação de novas usinas;

aquisições de ativos fixos, consistindo principalmente de investimentos em equipamentos necessários para as atividades
operacionais da Eletrobras;
- 86 -

receita decorrente dos:
(i) títulos de dívida "CFT-E1" emitidos pelo Governo Brasileiro: estes títulos são indexados ao IGP-M, não
produzem juros e venceram em agosto de 2012;
(ii) títulos de dívida "NTN-P" emitidos pelo Governo Brasileiro: estes títulos são indexados à Taxa Referencial
(ou TR), e rendem juros de 6,0% por ano e vencem em datas variadas a partir de fevereiro de 2012; e
(iii) “Partes beneficiárias” emitidas 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. A Eletrobras recebe
remuneração destes títulos com base nos lucros anuais que cada empresa aufere.
Em 2012, o fluxo de caixa proveniente das atividades de investimento apresentou aumento de R$2,5 bilhões, ou 23,4%, passando de
R$(10,9) bilhões em 2011 para R$(13,4) bilhões em 2012. Este aumento decorreu da aquisição de ativos fixos e ativos de concessões.
Em 2011, o fluxo de caixa proveniente das atividades de investimento apresentou redução de R$3,1 bilhões, ou 41,0%, passando de
R$(7,7) bilhões para R$(10,9) bilhões em 2011. Esta redução decorreu da aquisição de ativos fixos e ativos de concessões.
Fluxo de Caixa de Atividades de Financiamento
Os fluxos de caixa usados em atividades de financiamento da Eletrobras refletem principalmente a renda proveniente de juros que a
mesma recebe de empréstimos feitos a empresas que operam no setor elétrico brasileiro, de curto e longo prazos.
Em 2012, o fluxo de caixa das atividades de financiamento da Eletrobras apresentou redução de R$3,3 bilhões, passando de R$2,3
bilhões em 2011 para R$(901) milhões em 2012. Este aumento foi causado principalmente pelo pagamento de (i) dividendos, e (ii)
empréstimos e financiamentos.
Relação entre Rendimento Retido Adequado e Fluxo de Caixa
Em 31 de dezembro de 2012, nosso balance refletia reservas retidas de R$8.566 bilhões, compostas por nossas reservas obrigatórias,
porém não incluem remuneração não paga a acionistas (vide “Item 8.A, Declarações Financeiras Consolidadas e Outras Informações –
Política de distribuição de dividendos”).
Gastos de Capital
Nos últimos cinco anos, investimos em média R$5,4 bilhões ao ano em projetos de capital. Aproximadamente 39% foram investidos
em nosso segmento de geração, 34% em nosso segmento de transmissão e o restante em nosso segmento de distribuição e outros
investimentos.
Nosso principal negócio é a geração, transmissão e distribuição de energia, e pretendemos investir fortemente em tais segmentos nos
próximos anos.
As companhias que construirão novas unidades de geração e linhas de transmissão já foram escolhidas através de um processo de
contratação pública. Portanto, é difícil prever os valores precisos que investiremos nesses segmentos de agora em diante. Contudo,
estamos trabalhando para assegurar um número significativo de novos contratos, tanto singulars, quanto como parte de um consórcio
envolvendo o setor privado.
De acordo com o plano de 10 anos da EPE, estima-se que o Brasil terá 148.969 km de linhas de transmissão e 182.408 MW de
capacidade instalada de geração até 2021. Tais investimentos da União representarão aproximadamente R$269 bilhões. Na posição de
principal participante do mercado em extensão de linhas de transmissão, temos a expectativa de participar da maioria desses
investimentos. Segundo o Plano de Negócios, acreditamos que durante os próximos cinco anos, investiremos uma média de
aproximadamente R$52,4 bilhões em nossos negócios de geração, transmissão e distribuição. Para tais investimentos, esperamos
utilizar fundos provenientes de nosso fluxo de caixa líquido, bem como ao acessar mercados de capital nacionais e internacionais e
através de financiamentos bancários.
Nossos gastos de capital em 2012, 2011 e 2010 foram de R$5,9 bilhões, R$6,8 bilhões e R$5,3 bilhões, respectivamente.
C. Pesquisa e Desenvolvimento, Patentes e Licenças
Pesquisa e Desenvolvimento
- 87 -
As atividades de pesquisa e desenvolvimento da Eletrobras são realizadas pelo Cepel, uma entidade sem fins lucrativos criada em
1974 com o objetivo de apoiar o desenvolvimento tecnológico do setor elétrico brasileiro. A Companhia é o principal patrocinador do
Cepel e participa na coordenação de planejamento ambiental e programas de conservação de energia. Os clientes da Cepel são as
subsidiárias operacionais da Eletrobras (incluindo Itaipu e Eletronuclear Eletrobras) e outras empresas brasileiras e estrangeiras
concessionárias de energia elétrica. As atividades do Cepel visam atingir altos padrões de qualidade e produtividade no setor elétrico
por meio de pesquisa e desenvolvimento tecnológico. O Cepel possui uma rede de laboratórios para realizar as suas atividades e
possui acordos de cooperação técnica com os diversos institutos internacionais de pesquisa e desenvolvimento em energia elétrica. O
Cepel prioriza projetos estratégicos e estruturantes, com suas atividades concentradas em cinco departamentos:





Departamento de Sistemas de Automação: este departamento se concentra no desenvolvimento de ferramentas para obtenção
de dados, operação em tempo real de sistemas elétricos e análise de perturbações;
Departamento de Sistemas Elétricos: este departamento se concentra no desenvolvimento de metodologias e programas de
computador que fornecem as condições para a expansão, supervisão, controle e operação de sistemas chave;
Departamento de Tecnologias Especiais: este departamento pesquisa a aplicação de tecnologias relacionadas com a
utilização de materiais para instalações elétricas, eficiência energética e fontes renováveis, incluindo a análise da
sustentabilidade e viabilidade econômica;
Departamento de Instalação e Equipamentos: este departamento se concentra no desenvolvimento de tecnologias para
melhorar os equipamentos utilizados na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica (modelos de computador,
testes e técnicas de medição, sistemas de monitoramento e diagnóstico);
Departamento de Otimização Energética e Meio Ambiente: este departamento se concentra no desenvolvimento de
metodologias e programas de computador para o planejamento da expansão e operação de sistemas hidrotérmicos
interligados e na avaliação integrada das questões ambientais.
A Eletrobras possui, ainda, um centro de pesquisa central que realiza estudos científicos, medições, análises de especialistas e outros
testes e análises que são relevantes para nossas principais operações. Este centro é certificado pelo Instituto Nacional de Metrologia, o
que lhe permite certificar equipamentos elétricos. O Cepel também se concentra no desenvolvimento de projetos de eficiência
energética, incluindo projetos relativos à geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis, tais como energia solar e eólica.
Como parte deste enfoque, a estrutura do Cepel inclui os seguintes projetos: (i) o Centro de Referência parágrafo 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
Temos “Eletrobras”, entre outras, como marca registrada junto ao Instituto Nacional de Propriedade Industrial – INPI. Além disso, a
Cepel possui vinte e sete patentes, Eletrobras Eletronorte possui trinta e sete patentes, Eletrobras Eletrosul possui duas patentes e
Eletrobras Furnas possui nove patentes registradas junto ao INPI relacionadas a equipamentos e processos de manufatura.
Adicionalmente, a Eletrobras Furnas tem uma patente registrada nos Estados Unidos e a Cepel tem seis patentes registradas fora do
Brasil.
Seguros
Temos apólices de seguro contra incêndio, desastres naturais, acidentes envolvendo terceiros, certos outros riscos associados com o
transporte e montagem de equipamento, construção de usinas e riscos múltiplos. Nossas subsidiárias e Itaipu são cobertas por apólices
de seguro semelhantes. Não temos seguro contra risco de interrupção de negócios, pois não acreditamos que sinistros tão altos sejam
justificados por tão baixo risco de interrupção, levando em consideração a energia disponível no Sistema Interligado de Energia.
Acreditamos que as apólices de seguro que mantemos são tanto costumeiras no Brasil quanto adequadas para o negócio em que
atuamos.
D. Informações sobre Tendências
A Administração da Eletrobras identificou as seguintes tendências, que contêm certas informações prospectivas e devem ser lidas em
conjunto com o Item 4.1 deste Formulário de Referência. Fundamentalmente, a Companhia acredita que estas tendências
possibilitarão à Eletrobras continuar crescendo em suas atividades e melhorar sua imagem corporativa:

Há uma demanda constante por energia elétrica: diferentemente de certas indústrias que são particularmente vulneráveis a
- 88 -
condições cíclicas no mercado e/ou sazonalidade, a demanda por energia elétrica é constante. A Companhia acredita que
continuará tendo a capacidade de fixar tarifas de acordo com as condições de mercado, particularmente no segmento de
geração. Embora as tarifas no segmento de transmissão sejam fixadas pelo Governo Brasileiro anualmente, a Eletrobras
acredita que estas tarifas continuarão aumentando na medida em que o PIB cresce.

A participação em futuros leilões possibilitará o crescimento da Eletrobras: a Companhia espera participar de um
número crescente de novos leilões de energia no futuro, assim como de novos leilões de transmissão e, consequentemente,
será necessário investir em novas usinas de geração de energia (hidrelétrica, eólica, biomassa e térmica) e novas linhas de
transmissão, para poder expandir a malha existente e manter sua participação de mercado atual. A Eletrobras acredita,
também, que ao concentrar suas atividades na geração e transmissão, terá condições de maximizar seus lucros ao melhorar a
eficiência de seus atuais ativos e capitalizar oportunidades decorrentes de novos ativos.

Redução nos encargos regulatórios após a conclusão dos investimentos em infraestrutura: em períodos recentes, os
resultados financeiros da Eletrobras foram impactados pelos encargos regulatórios estabelecidos pela Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL). Estes encargos, como a Conta de Consumo de Combustível (CCC) e a Reserva Global de
Reversão (RGR), têm sido usados pelo Governo Brasileiro para investimentos em infraestrutura. Na medida em que estes
investimentos estiverem concluídos, a Companhia acredita que a ANEEL reduzirá os níveis de encargos regulatórios, o que
terá um efeito positivo nos resultados financeiros da Eletrobras. No entanto, a Companhia não acredita que haverá qualquer
alteração nesse sentido no curto prazo. Assim, a Eletrobras acredita que a conclusão destes projetos de infraestrutura terão um
efeito benéfico, no longo prazo, sobre sua capacidade de crescimento.

Receitas de terceiros para manutenção das instalações: apesar do foco das atividades da Eletrobras continuar sendo os
segmentos de geração e transmissão, a Companhia aumentou com sucesso suas receitas em períodos recentes por meio de sua
experiência na prestação de serviços de manutenção para outras companhias da mesma indústria. A subsidiária Eletronorte
tem sido a condutora chave para o desenvolvimento desses serviços. A Eletrobras espera que esta tendência continue,
melhorando assim sua condição financeira.

Enfoque maior nos problemas ambientais, saúde e segurança: existe uma tendência no Brasil e global para o aumento das
preocupações voltadas à proteção do meio ambiente. Isto impacta a Eletrobras e seus negócios de diversas formas, incluindo
negociação de questões sociais e políticas que possam surgir na construção de novos empreendimentos (particularmente em
áreas remotas do Brasil) e metas a redução da emissão de carbono pelas instalações que se baseiam em combustível fóssil.
Um dos desafios chave para na Companhia será equilibrar as questões ambientais frente ao crescimento de suas atividades, já
que tais assuntos podem, naturalmente, determinar um aumento das pressões de custo. Existe, também, uma tendência
crescente no Brasil de haver exigências mais severas na área de saúde e segurança com relação às permissões para operação
dos empreendimentos no setor de energia, o que também impõe desafios de pressão de custo a tais projetos.

Efeito da Lei n.° 12.783/2013: a Lei n. 12.783 continuará afetando a maneira pela qual a Eletrobras contabiliza suas
concessões. A Eletrobras estima renovar contratos de concessão adicionais pelo período máximo de 30 anos mediante a
aplicação de tarifas significativamente inferiores às atuais. Consequentemente, a Eletrobras estima que terá que rever, para
baixo, os valores das concessões renovadas. Tais efeitos reduzem o fluxo de caixa operacional da Eletrobras, afetando sua
capacidade de investimento.
E. Acordos Não Incluídos no Balanço Patrimonial
Nenhum de nossos acordos não incluídos no balance patrimonial são da espécie sobre a qual nos é exigido que forneçamos
informações de acordo com o Item 5.E do Formulário 20-F.
F. Obrigações Contratuais
Demonstramos abaixo, por segmento, nossa dívida de longo prazo, obrigações de compra de longo prazo e obrigações de venda
de longo prazo para os exercícios apresentados:
- 89 -
Pagamentos devidos por período em 31 de Dezembro
de 2012
(R$ milhões)
2014
2015
2016
2017
e depois
Obrigações de compra de longo prazo::
Generação ................................................................................................................... 631
Transmissão ................................................................................................................ —
Distribuição ................................................................................................................ 1.237
586
—
987
556
—
—
3.542
—
—
Total........................................................................................................................... 1.868
1.573
556
3.542
Nossas obrigações de arrendamento mercantil são as seguintes, a partir de 31 de dezembro de 2012:
31 de dezembro,
2012
(R$ milhões)
Obrigações de arrendamento:
Mais de um ano ................................................................................................... 298.231
Mais de um ano e menos de cinco anos ...............................................................1.491.157
Mais de cinco anos ..............................................................................................1.913.652
Valor presente dos pagamentos ........................................................................... 299.932
Nossas obrigações de aluguel são demonstradas abaixo, em 31 de dezembro de 2012:
Pagamentos devidos por período em 31 de Dezembro 2013
(R$ milhões)
até 1 ano
1 a 2 anos
2 a 5 anos
mais de 5 anos
Total
4.793
3.369
9.957
35.153
53.272
Em relação às obrigações de aposentadoria de benefício definido, a contribuição anual estimada da Companhia é de R$1.069 milhões.
- 90 -
ÍTEM 6. DIRETORES, GERÊNCIA SÊNIOR E FUNCIONÁRIOS
A. Conselho de Administração e Gerência Sênior
Somos administrados por nosso Conselho de Administração, composto de até dez membros, e por nossa Diretoria, que atualmente
consiste em seis membros. Nosso estatuto social também prevê um Conselho Fiscal permanente, que é formado de seis membros. Em
cumprimento de nosso estatuto social, todos os membros de nosso Conselho de Administração, Diretoria e Conselho Fiscal devem ser
cidadãos brasileiros.
Conselho de Administração
Os membros de nosso Conselho de Administração são eleitos na assembleia geral de acionistas por um mandato renovável de um ano.
Como nosso acionista majoritário, o governo brasileiro tem o direito de nomear sete membros de nosso Conselho de Administração,
dos quais seis são nomeados pelo MME, e um pelo Ministério do Estado do Planejamento, Orçamento e Gestão. Acionistas
minoritários têm o direito de eleger um membro, acionistas detentores de ações preferenciais sem direito a voto representando no
mínimo dez por cento de nosso capital total têm direito de eleger um membro, e um diretor será eleito como representante dos
funcionários da companha. Atualmente, nosso Conselho de Administração é composto de nove membros. Um dos membros do
Conselho de Administração é nomeado Presidente do Conselho. O endereço do escritório de nosso Conselho de Administração é Av.
Presidente Vargas, 409 13º andar – Rio de Janeiro.
Tradicionalmente, nosso Conselho de Administração se reúne mensalmente e quando convocados pela maioria dos diretores ou pelo
Presidente do Conselho. Dentre outras obrigações, nosso Conselho de Administração é responsável por: (i) estabelecer nossas
diretrizes de negócios; (ii) determinar a organização corporativo de nossas subsidiárias ou qualquer participação societária nossa em
outras empresas; (iii) aprovar nosso ingresso em qualquer acordo de empréstimo e determinar nossa política de financiamento; e (iv)
aprovar qualquer garantia a favor de qualquer uma de nossas subsidiárias em relação a qualquer acordo financeiro.
A tabela abaixo lista os atuais membros de nosso Conselho de Administração e seus respectivos cargos. O mandato de cada membro
de nosso Conselho de Administração termina em nossa próxima Assembléia Ordinária de Acionistas. Todos os membros foram eleitos
pelo governo brasileiro, com a exceção de Thadeu Figueiredo Rocha, eleito por nossos acionistas minoritários.
Nome
Posição
Márcio Pereira Zimmermann .............................................................................................
Presidente
Maurício Muniz Barreto de Carvalho ................................................................................
Diretor
Marcelo Gasparino da Silva...............................................................................................
Diretor
Lindemberg de Lima Bezerra ............................................................................................
Diretor
Wagner Bittencourt de Oliveira .........................................................................................
Diretor
José Antonio Corrêa Coimbra ...........................................................................................
Diretor
José da Costa Carvalho Neto .............................................................................................
Diretor
Thadeu Figueiredo Rocha ..................................................................................................
Diretor
Beto Ferreira Martins Vasconcelos....................................................................................
Diretor
Márcio Pereira Zimmermann – Presidente e Membro do Conselho de Administração: Márcio Zimmerman foi nomeado como
Presidente imediatamente após se tornar parte do Conselho de Administração em 30 de abril de 2010. Ele foi nomeado para um
segundo mantado como Presidente do Conselho em 16 de junho de 2011. Márcio já foi Ministro de Minas e Energia de abril a
dezembro de 2010, e desde dezembro de 2010, é o Secretário Executivo do mesmo ministério. No passado, foi Diretor de Engenharia
da Eletrobrás, de outubro de 2001 até janeiro de 2003, e Diretor de Pesquisa e Desenvolvimento da Eletrobras Cepel de 2003 a 2004.
Zimmerman é formado em engenharia eletrônica pela Universidade Católica do Rio Grande do Sul, pós-graduado em engenharia de
sistemas elétricos pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá e mestre em engenharia elétrica pela Pontifícia Universidade Católica
of Rio de Janeiro.
Maurício Muniz Barreto de Carvalho – Membro do Conselho: Maurício se tornou parte do Conselho de Administração em 16 de
junho de 2011. Atualmente é Secretário do Programa de Aceleração do Crescimento – PAC, assumindo tal gabinete em maio de 2011.
Já foi diretor da Escola Nacional de Administração Pública (ENAP) nas áreas de (1) administração e finanças e (2) desenvolvimento
de gerentes e servidores de 1999 a 2002. Em 2003 foi nomeado chefe do Conselho de Acompanhamento, Avaliação, Auditoria e
Capacidade do Ministério da Educação, posteriormente, do Conselho dos Programas de Inclusão Educacional. Foi Conselheiro
Especial para a presidência da república de 2003 a 2007, quando foi feito Subchefe de Articulação e Monitoramento da Casa Civil da
Presidência, responsável por articular ações do governo e monitorar projetos estratégicos, principalmente o PAC. Carvalho é mestre
em administração pública e planejamento urbano e bacharel em administração pública pela Fundação Getúlio Vargas (FGV).
Marcelo Gasparino da Silva – Membro do Conselho: Marcelo se tornou parte do Conselho de Administração em 03 de dezembro de
2012. Anteriormente foi Presidente do Conselho do escritório de advocacia Gasparino, Fabri, Lebarbenchon, Roman, Sachet &
Marchiori, até 2006, onde se especializou em leis fiscais e comerciais de Brasília, Rio de Janeiro, São Paulo e Manaus, e serviu uma
- 91 -
variedade de clientes tais como Vale, CSN, Brasil Telecom, Paranapanema, Petrobrás Distribuidora e Claro. De 2007 a 2008, Marcelo
foi um dos diretores executivos da Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A. (CELESC). É membro de diversos comitês e firmas legais
e estatais. Atualmente é coordenador e consultor do comitê jurídico da CELESC. Participou do Programa Executivo de Fusões e
Aquisições da Escola de Administração de Londres. É formado em direito pela Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC).
Também é formado em administração fiscal de negócios pela ESAG e atualmente busca seu MBA em controladoria, auditoria e
finanças pela FGV.
Lindemberg de Lima Bezerra – Membro do Conselho: Lindemberg se tornou parte de nosso Conselho de Administração em 16 de
junho de 2011. É Chefe do Gabinete da Secretaria Nacional da Fazenda desde Julho de 2007. De 1997 a junho de 2007, Bezerra foi
assistente de impostos e economia no Ministério da Fazenda. Formado em economia pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul
e mestre em economia pela Universidade de São Paulo.
Wagner Bittencourt de Oliveira – Membro do Conselho: Wagner se tornou parte do Conselho de Administração em abril de 2007. Em
1975, participou de concurso publico e foi contratado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Social – BNDES. Teve diferentes
cargos durante sua carreira no BNDES: Diretor Divisional, Diretor Departamental, Superintendente e, desde dezembro de 2004, é
Superintendente de Materiais Básicos, que incluem minas, metalurgia, cimento, papel e celulose, químicos, petroquímicos e
fertilizantes. Wagner tem 20 anos de experiência executiva, tendo sido Secretário do Ministério de Integração Nacional (2001),
Superintendente do SUDENE (2000 a 2001), Diretor Executivo da Companhia Ferroviária do Nordeste (1998 a 2000) e
Superintendente da Área Industrial (1996 a 1998). Membro da diretoria de diversas empresas tais como Usiminas Mecânica e
CADAM. Oliveira é engenheiro metalúrgico graduado pela PUC-RJ, com cursos de especialização em finanças e mercados de
capitais.
José Antonio Corrêa Coimbra – Membro do Conselho: José Antonio se tornou parte do Conselho de Administração em abril de 2009.
Atualmente é Chefe do Gabinete do Ministério de Minas e Energia do Brasil e já publicou diversos artigos no Brasil e no exterior. No
âmbito da Eletrobras, já foi diretor de engenharia da Eletrobras Eletronorte, e ali trabalhou de 1977 até 2005. Também é membro do
Conselho de Administração da Eletrobras Eletronorte, bem como da Eletrobras Cepel. Coimbra é formado em engenharia civil pela
Universidade Federal do Pará, com mestrado em engenharia de produção pela Universidade Federal de Santa Catarina.
José da Costa Carvalho Neto – Membro do Conselho: José se tornou parte do Conselho de Administração em 16 de junho de 2011.
Anteriormente, foi professor de usinas de energia na Pontifícia Universidade Católica-MG, de 1970 a 1977. Em seguida, foi Secretário
Adjunto de Minas e Energia de Minas Gerais, nomeado em 1987. Foi Diretor de Distribuição (Chief Distribution Officer, CDO) da
Cemig de 1991 a 1997, e já foi Superintendente, Gerente Departamental e Divisional, bem como Presidente da Cemig entre julho de
1998 e janeiro de 1999. Também já ocupou or cardos de Diretor Executivo da Arcadis Logos Energia, Membro do Conselho de
Administração da Logos Engenharia e Enerconsult e Diretor da Orteng Equipamentos e Sistemas. Neto é bacharel e mestre em
engenharia elétrica pela Universidade Federal de Minas Gerais.
Thadeu Figueiredo Rocha – Membro do Conselho: Thadeu se tornou parte de nosso Conselho de Administração em 18 de maio de
2012. Trabalhou na CEMIG, de 2001 a 2002 e, em 2003, começou a trabalhar na Eletrobras, onde realizou estudos sobre a análise de
mercado de longo prazo do setor de energia e da Eletrobras, sobre o comportamento de grandes consumidores industriais, sobre
condições econômicas regionais e nacionais, e políticas fiscais. Atualmente trabalha no departamento de comercialização da
Eletrobras e também tem se comprometido com estudos relacionados ao PROINFA e mercados de carbono. Formado em economia
pela Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG), em administração de empresas pelo Centro Universitário (UNA) e em
administração de energia e economia pelo Instituto Coppead de Administração of Universidade Federal do Rio de Janeiro e Instituto
de Economia. Também é mestre e doutor em ciências políticas pela Universidade Federal Fluminense. Rocha tem MBA executivo em
liderança e gerenciamento de empresas estatais pela Fundação Coge, Franklin Covey Business e Uniceub, e já participou de vários
workshops e cursos relacionados ao setor de energia e economia geral.
Beto Ferreira Martins Vasconcelos – Membro do Conselho: Eleito para nosso Conselho de Administração em 11 de agosto de 2011, e
empossado em 18 de abril de 2012, Vasconcelos é bacharel em direito pela Universidade de São Paulo e pós-graduado em leis
ambientais pela Universidade de São Paulo e biossegurança pela Universidade de Santa Catarina. Praticou direito privado em São
Paulo de 2000 a 2003, antes de se tornar parte do governo federal, onde ocupou os cargos de Secretário Adjunto para Políticas de
Tecnologia (2003-2004), Conselheiro do Ministro da Justiça (2004-2005), Subchefe Conselheiro para Assuntos Legais da Presidência
da República (2005-2006), Secretário Executivo do Conselho Nacional de Biossegurança (2006- julho 2010) e Conselheiro Chefe para
Assuntos Legais da Presidência da República e Presidente do Centro de Estudos Legais para a Presidência (2007 – Dezembro de
2010). Desde janeiro de 2011, é Subchefe do Gabinete da Presidência da República.
Diretoria
Nossa Diretoria atualmente é composta de seis membros, nomeados por nosso Conselho de Administração por tempo indefinido.
Nossa Diretoria se reúne de forma regular e semanal, ou quando convocada pela maioria dos diretores ou pelo Presidente. Nossa
diretoria determina nossas políticas gerais de negócios, é responsável por todas as questões relacionadas a nossa administração e
operação diária e é o principal órgão de controle em relação à execução de nossas diretrizes. Não temos controle sobre os
- 92 -
compromissos de nosso Diretor Executivo ou Diretor Financeiro, pois tais compromissos são firmados por nosso acionista majoritário,
o governo federal do Brasil. Nosso Diretor Administrativo é responsável por coordenar a administração geral de nosso negócio
incluindo materiais, assuntos empregatícios, treinamento, apólices de seguro e administração de nosso patrimônio. O endereço do
escritório de nossa Diretoria é Av. Presidente Vargas, 409 13º andar – Rio de Janeiro.
Os atuais membros de nossa Diretoria foram nomeados por nosso Conselho Administrativo e seus nomes e cargos estão listados
abaixo:
Nome
José da Costa Carvalho Neto
Armando Casado de Araújo
Valter Luiz Cardeal de Souza
Miguel Colasuonno
Marcos Aurélio Madureira da Silva
José Antonio Muniz Lopes
Posição
Diretor Executivo
Diretor Financeiro e Diretor de Relações com Investidor
Diretor de Geração
Diretor Administrativo
Diretor de Distribuição
Dirwetor de Trasmissão
José da Costa Carvalho Neto – Diretor Executivo: Vide “– Conselho de Administração.”
Armando Casado de Araújo – Diretor Financeiro e Diretor de Relações com Investidor: Armando tem mais de 30 anos de experiência
no setor de energia domestica. Trabalhou para a Eletrobras Eletronorte como Superintendente Orçamentário desde 1977. Foi então
nomeado Presidente da Integração Transmissão de Energia S.A. Trabalha na Eletrobras desde junho de 2008, quando se tornou
assistente e substituto do Diretor Financeiro. Foi nomeado Diretor Financeiro e Diretor de Relações com Investidor em 30 de março
de 2010. Araújo é formado em administração de empresas pela Faculdade de Ciências Exatas, Administrativas e Sociais de Brasília, e
já completou diversos cursos de pós-graduação em finanças.
Valter Luiz Cardeal de Souza – Diretor de Geração: Valter Luiz é Diretor de Engenharia da Eletrobras desde 14 de janeiro de 2003.
Atua no setor de eletricidade há mais de trinta e dois anos como funcionário da Companhia Estadual de Energia Elétrica S.A. (CEEE)
onde, desde1971, já teve importantes cargos técnicos e administrativos como diretor das áreas de geração, transmissão e distribuição.
No Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), era Assistente Executivo do Gerente Geral, Coordenador do
Departamento de Construção e Aplicação de Energia Elétrica e Coordenador e Diretor Substituto do Departamento de Economia e
Finanças. É também Presidente do Conselho de Administração da Eletrobras Eletronorte e Eletrobras CGTEE. Souza é engenheiro
elétrico e eletrônico, formado pela Pontifícia Universidade Católica Rio Grande do Sul, especializado em engenharia de energia, bem
como em engenharia de produção.
Miguel Colasuonno – Diretor Administrativo: Miguel foi nomeado Diretor Administrativo em 6 de março de 2008 e assumiu o cargo
em 26 de abril de 2009. Foi prefeito de São Paulo de 1973 a 1975, presidente da Empresa Brasileira de Turismo – Embratur de 1980 a
1985, e presidente do Sindicato dos Economistas do Estado de São Paulo de 1986 a 1995. Também atuou como parte do conselho de
São Paulo de 1992 a 2001, onde foi nomeado presidente do conselho. Colasuonno é professor da Universidade de São Paulo há sete
anos. PhD em Relações Internacionais pela Vanderbilt University e pós graduado em economia, com especialização em comércio
exterior pela Universidade de São Paulo.
Marcos Aurélio Madureira da Silva – Diretor de Distribuição: Marcos foi nomeado Diretor de Distribuição em 12 de maio de 2011.
Anteriormente, era funcionário da Companhia Energética de Minas Gerais S.A. – CEMIG, onde foi Diretor de Distribuição de 1998 a
2010. Também já foi Diretor de Operações e Diretor Comercial da Energisa Soluções e Diretor do Operador Nacional do Sistema
Electrico (ONS). Silva é formado em engenharia elétrica e pós-graduado em administração de empresas e engenharia econômica.
José Antonio Muniz Lopes – Diretor de Transmissão: José Antônio foi nomeado Diretor Executivo da Eletrobras em 6 de março de
2008. Na Assembléia Extraordinária de Acionistas em 4 de março de 2008, ele foi eleito como membro de nosso Conselho de
Administração. Já ocupou diversos cargos executivos nas companhias do grupo Eletrobras, tais como Diretor Executivo e Diretos de
Planejamento e Engenharia da Eletrobras Eletronorte de 1996 a 2003, Diretor Executivo, Diretor Presidente e Diretor Financeiro da
Eletrobras Chesf de 1992 a 1993 e Diretor Executivo da Eletrobras de março de 2008 a fevereiro de 2011. Também já foi Sub-Diretor
do Departamento Nacional do Desenvolvimento de Energia – DNDE do Ministério de Minas e Energia, onde também foi Secretário
Executivo. Lopes é bacharel em engenharia elétrica pela Universidade Federal de Pernambuco. É especialista no setor de eletricidade
brasileiro, no qual trabalha há mais de 30 anos.
B. Remuneração
A remuneração de nosso Conselho de Administração, Diretoria e Conselho Fiscal é determinada por nossos acionistas na Assembléia
Ordinária de Acionistas, realizada nos primeiros quatro meses do exercício fiscal. Tal remuneração pode incluir um valor de
participação nos lucros por decisão de nossos acionistas.
Para 2012, 2011 e 2010 a remuneração agregada paga a Membros do Conselho de Administração, Diretores e membros do Conselho
Fiscal (incluindo o pagamento feito por nossas subsidiárias e Itaipu, com exceção das companhias de distribuição) foi de
- 93 -
R$21.631.259,50, R$19.815.743,05 e R$18.417.084,63, respectivamente. O valor total agregado da participação nos lucros paga a
nossos diretores (incluindo o pagamento feito por nossas subsidiárias e Itaipu) foi de R$2.631.834,89 para 2012, R$2.395.432,75 para
2011 e R$2.647.443,82 para 2010. A Diretoria é responsável pela divisão da remuneração entre seus membros, membros do Conselho
de Administração e do Conselho Fiscal. Não reservamos ou acumulamos qualquer montante para fornecer pensão, aposentadoria ou
benefícios semelhantes.
C. Atos da Diretoria
Contratos de Serviço
Não temos contratos de serviço com nenhum membro de nosso Conselho de Administração, Diretoria ou Conselho Fiscal.
Conselho Fiscal
Nosso Conselho Fiscal foi estabelecido de forma permanente e é composto de cinco membros e cinco suplentes eleitos na assembleia
anual de acionistas por mandatos renováveis de um ano. O governo brasileiro tem o direito de nomear três dos membros de nosso
Conselho Fiscal, e tanto nossos acionistas minoritários quanto acionistas detentores de ações preferenciais sem direito a voto,
representando no mínimo dez por cento de nosso capital total, podem eleger um membro cada.
Os atuais membros de nosso Conselho Fiscal, apresentados na tabela a seguir, e seus respectivos suplentes foram eleitos durante a
assembleia geral de acionistas realizada em 18 de maio de 2012, na qual somente elegemos quatro membros do Conselho Fiscal. Seus
mandatos se finam na data da assembleia ordinária de acionistas, agendada para abril de 2013.
Membro
Suplente
Jarbas Raimundo de Aldano Matos
Danilo de Jesus Vieira Furtado
Charles Carvalho Guedes
Manuel Jeremias Leite Caldas
Fernando Pessoa Lopes
Ricardo de Paula Monteiro
Jairez Elói de Souza Paulista
Hailton Madureira de Almeida
Fernando Cézar Maia
D. Funcionários
Em 12 de dezembro de 2012, tínhamos um total de 27.940 funcionários assalariados, em comparação com 28.370 e 28.310
funcionários em 31 de dezembro de 2011 e 2010, respectivamente. Eletrobras por si só, excluindo Itaipu e outras subsidiárias, tinha
1.269 funcionários em 31 de dezembro de 2012. Nos últimos cinco anos, não tivemos greves ou qualquer outra forma de suspensão de
trabalho que tenha afetado nossas operações ou que tenha impactado nossos resultados de forma significativa.
Como empresa de economia mista, não podemos contratar funcionários sem concurso public. Concurso público envolve a publicação
de propaganda na imprensa brasileira para vagas em aberto e o convite a participarem de uma prova. O último concurso público
aconteceu em 2010 e resultou na contratação de aproximadamente 35 novos funcionários.
A tabela a seguir demonstra o número de funcionário por tempo de serviço:
Quadro de Funcionários por Tempo de Serviço
Quadro de Funcionários por Tempo de Serviço
Em
Até 5
Dezembro 31, 2012 ...................................................................6.802
Dezembro 31, 2011 ...................................................................7.867
6 a 10
5.263
4.165
11 a 15
1.331
1.416
16 a 20
21 ta 25
837
609
Mais de 25
4.486
5.510
9.222
8.802
A tabela a seguir demonstra o número de funcionários por departamento:
Número de Funcionários
Assalariados em 31 de
dezembro,
Departamento
2012
2011
Campo ........................................................................................................................15.415
Administrativo ...........................................................................................................12.525
17.247
11.122
Total ..........................................................................................................................27.940
28.370
- 94 -
Total
27.940
28.370
Apesar de não nos ser permitido a contratação de funcionários terceirizados, nossas subsidiárias Eletrobras Eletronorte e Eletrobras
Furnas empregam 2,004 terceiros a fim de cumprir com as regras estabelecidas pelo governo brasileiro durante o plano nacional de
privatização.
A tabela a seguir demonstra o número de funcionários terceirizados que trabalham na Eletrobras Eletronorte e Eletrobras Furnas:
Número de Funcionários
Terceirizados em 31 de
dezembro,
Controlada
2012
2011
Eletrobras Eletronorte ..............................................................................................
471
Eletrobras Furnas ..................................................................................................... 1.533
Total ........................................................................................................................ 2.004
507
1.541
2.048
A maioria de nossos funcionários fazem parte de sindicatos. Os principais sindicatos que representam nossos funcionários 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. Nosso relacionamento com nossos funcionários é dirigido pelo acordo coletivo assinado entre tais sindicatos e a
Associação dos Empregados da Eletrobras, e renegociado a cada ano, no mês de maio. Tal acordo se aplica somente a funcionários da
Eletrobras. Cada uma de nossas subsidiárias negocia seus próprio acordo coletivo, anualmente, com seus respectivos sindicatos.
Geralmente enfrentamos greves de um dia em função de tais acordos coletivos.
E. Detenção de Ações
Nenhum membro de nosso Conselho Fiscal possui nenhuma de nossas ações. As tabelas a seguir demonstram a detenção de ações por
membros de nosso Conselho de Administração e Diretoria:
Conselho de Administração
No. de
ações
ordinárias
detidas
Nome:
Maurício Muniz Barreto de Carvalho ......................................................................
Lindemberg de Lima Bezerra ..................................................................................
Wagner Bittencourt de Oliveira ...............................................................................
Marcio Pereira Zimmermann ...................................................................................
José Antonio Corrêa Coimbra .................................................................................
José da Costa Carvalho Neto ...................................................................................
Marcelo Gasparino da Silva*...................................................................................
Thadeu Figueiredo Rocha ........................................................................................
Beto Ferreira Martins Vasconcelos..........................................................................
2
1
3
10
1
100
1
—
—
* Também possui uma ação preferencial da classe “B”.
Diretoria
No. de ações
ordinárias
detidas
Nome:
José da Costa Carvalho Neto ..................................................................................
José Antonio Muniz Lopes .....................................................................................
Marcos Aurélio Madureira da Silva ........................................................................
Valter Luiz Cardeal de Souza .................................................................................
Miguel Colasuono ...................................................................................................
Armando Casado de Araújo ....................................................................................
- 95 -
100
1
—
—
—
—
ÍTEM 7. ACIONISTAS MAJORITÁRIOS E TRANSAÇÕES COM EMPRESAS DO GRUPO
A. Acionistas Majoritários
Em 31 de dezembro de 2012, o valor total agregado de nosso capital social em circulação era de R$31.305.331, composto de
1.087.050.297 ações ordinárias em circulação, em conjunto com 146.920 ações preferenciais da classe “A” em circulação e
265.436.883 ações preferenciais da classe “B” em circulação. Isso representava 80,4%, 0,01% e 19,6% de nosso capital social total,
respectivamente.
Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos 42.486 beneficiários e 9 detentores registrados de ADSs representando ações ordinárias e
22.030 beneficiários e 6 detentores registrados de ADSs representando ações preferenciais.
As tabelas a seguir apresentam informações relacionadas à posse beneficiária de nossas ações ordinárias e preferenciais em 31 de
dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011:
Em 31 de dezembro de 2012
Acionista
Governo brasileiro ......................
BNDES Participações S.A. .........
BNDES .......................................
FND ............................................
FGHAB .......................................
CEF .............................................
FGI ..............................................
FGO ............................................
Outros .........................................
Sob a custódia
BM&FBOVESPA ........
Residente..................
Não Residente ..........
Banco J.P. Morgan
Chase ...................
Outros ................................
Residente..................
Não Residente ..........
Ações Ordinárias
(número)
%
Ações Preferenciais
Classe A
(número)
%
591.968.382 54,46%
141.757.951 13,04%
76.338.832 7,02%
45.621.589 4,20%
1.000.000 0,09%
8.701.564 0,80%
Ações Preferenciais Classe B
(número)
%
2.252
18.691.102
18.262.671
0,00%
7,04%
6,88%
221.661.979 20,39%
146.920
100,00%
8.750.000 3,30%
468.600 0,18%
219.262.258 82,60%
221.423.953 20,37%
62.118.451 5,71%
91.394.577 8,41%
85.508
85.507
1
58,20%
58,20%
0,00%
212.496.289 80,05%
90.872.349 34,24%
95.637.799 36,03%
18.580
18.553
27
12,65%
12,63%
0,02%
67.910.925
238.026
210.297
27.729
Total ........................................... 1.087.050.297
6,25%
0,02%
0,02%
0,00%
146.920
- 96 -
25.986.141
6.765.969
6.761.967
4.002
265.436.883
9,79%
2,55%
2,55%
0,00%
Total
(número)
%
591.970.634
160.449.053
94.601.503
45.621.589
1.000.000
8.701.564
8.750.000
468.600
441.071.157
43,76%
11,86%
6,99%
3,37%
0,07%
0,64%
0,65%
0,03%
32,61%
386.456.775
137.875.099
154.684.610
28,57%
10,19%
11,44%
93.897.066
7.022.575
6.990.817
31.758
6,94%
0,52%
0,52%
0,00%
1.352.634.100
Em 31 de dezembro de 2011
Acionista
Ações Ordinárias
(número)
%
Governo brasileiro ...........................552.968.382
BNDES Participações S.A. ..............180.757.951
BNDES ............................................ 76.338.832
FND ................................................. 45.621.589
FGHAB ............................................ 1.000.000
CEF .................................................. 8.701.564
FGI ...................................................
FGO .................................................
Outros ..............................................221.661.979
Sob a custódia
BM&FBOVESPA .............221.439.414
Residente....................... 56.490.457
Não Residente ............... 88.700.063
Banco J.P. Morgan
Chase ........................ 76.248.894
Outros .....................................
222.565
Residente.......................
194.836
Não Residente ...............
27.729
Total
1.087.050.297
Ações Preferenciais
Classe A
(número)
%
50,87%
16,63%
7,02%
4,20%
0,09%
0,80%
Ações Preferenciais Classe B
(número)
%
Total
(número)
%
2.252
18.691.102
18.262.671
0,00%
7,04%
6,88%
3,30%
0,18%
82,60%
552.970.634 40,88%
199.449.053 14,75%
94.601.503 6,99%
45.621.589 3,37%
1.000.000 0,07%
8.701.564 0,64%
8.750.000 0,65%
468.600 0,03%
441.071.157 32,61%
20,39%
146.920
100,00%
8.750.000
468.600
219.262.258
20,37%
5,20%
8,16%
84.997
84.996
1
57,85%
57,85%
0,00%
194.510.561
49.816.612
107.309.594
73,28%
18,77%
40,43%
416.034.972 30,76%
106.392.658 7,87%
196.009.658 14,49%
7,01%
0,02%
0,02%
0,00%
61.923
61.896
27
42,15%
42,13%
0,02%
37.384.355
24.751.697
24.747.695
4.002
14,08%
9,32%
9,32%
0,00%
113.633.249
25.036.185
25.004.427
31.758
146.920
265.436.883
8,40%
1,85%
1,85%
0,00%
1.352.634.100
B. Transações com Empresas do Grupo
Somos os admnistradores de certos fundos, incluindo o fundo RGR, a CCC e a CDE, em nome do governo brasileiro, nosso acionista
majoritário.
Em certas ocasiões, agimos em conjunto com outras empresas estatais ou órgãos governamentais brasileiros. Tais atividades são
principalmente em áreas de cooperação técnica e pesquisa e desenvolvimento. Em 2000, nosso Conselho de Administração aprovou a
execução de um Acordo de Cooperação Técnica e Financeira entre a Eletrobras e o MME, para que nós realizemos estudos de
viabilidade em relação à base hidrográfica do Brasil, com o objetivo de identificar locais potenciais para a futura construção de usinas
hidrelétricas. O valor estimado desse contrato é de R$25 milhões, a ser pago à Eletrobras pelo MME.
Entramos em um contrato de joint venture com a Petrobras Energia S.A., que também é de propriedade parcial do governo brasileiro,
para a construção de uma usina termelétrica em Manaus. Também assinamos um acordo de escopo de trabalho para estabelecer a base
e as condições para o desenvolvimento de contratos de comercialização de energia a serem executados entre a Eletrobras e a Petrobrás
no futuro.
Além disso, também fornecemos inúmeros empréstimos a nossas subsidiárias. Para maiores detalhes, por favor consulte a descrição
sob “Item 4. B, Informações sobre a Companhia – Visão Geral de Negócios – Atividades de Empréstimo e Financiamento –
Empréstimos Concedidos”.
Existem certos acordos contratuais em vigor entre Eletrobras Eletronuclear e Eletrobras Furnas para a compra e venda de energia
produzida pela Eletrobras Eletronuclear, que são descritos em maiores detalhes sob “Item 4.B, Informações sobre a Companhia –
Visão Geral de Negócios de Usinas Nucleares”.
Acreditamos que nossas transações com empresas relacionadas sejam conduzidas nos termos aceitáveis do mercado.
Para maiores informações, consulte Nota 46 de nossos Demonstrativos Financeiros.
C. Interesse de Especialistas e Conselho
Não se aplica.
- 97 -
ÍTEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS
A. Demonstrativos Financeiros Consolidados e outras informações
Vide “Item 3.A, Dados Financeiros Selecionados” e “Item 18, Demonstrativos Financeiros.”
Litígio
Em 31 de dezembro de 2012, fazíamos parte de diversos processos jurídicos relacionados a causas civis, administrativas, ambientais,
trabalhistas e fiscais abertas contra nós. Tais causas envolvem quantias significativas de dinheiro e outras soluções. Diversas disputas
individuais resultam em uma parte significativa do total de processos abertos contra nós. Estabelecemos provisões para os valores das
causas que apresentam perda provável, do ponto de vista de nossos conselheiros jurídicos, e para disputas cobertas por leis, decretos
administrativos, decretos ou decisões de cortes desfavoráveis a nós. Em 31 de dezembro de 2012, o valor agregado das provisões
totalizava aproximadamente R$5.556 milhões para nossos processos legais, dos quais R$637 milhões eram relacionados a processos
tributáis, R$3.780 milhões eram relacionados a processos civis e R$1.139 milhões relacionados a processos trabalhistas.
Processos Ambientais
Somos obrigados a cumprir as rígidas leis e regulamentações ambientais que nos sujeitam à abertura de diversos processos
administrativos e ambientais contra nós. Em 2002 e 2003, duas associações da comunidade do Cabeço abriram processos de classe
independentes acerca de danos ambientais causados pela Eletrobras Chesf. A comunidade do Cabeço é localizada em uma ilha do Rio
São Francisco. Ambas as associações alegam que as usinas hidrelétricas perturbaram o fluxo normal do rio e resultaram em um
declínio da atividade de pesca, e gradual desaparecimento da ilha do rio. O juiz determinou que qualquer pedido de recurso deve
esperar até que uma decisão final tenha sido promulgada. Em 9 de agosto de 2010, entramos com uma solicitação para o
esclarecimento dessa decisão. Tal solicitação foi rejeitada em setembro de 2010. Entramos, a seguir, com um pedido para que seja
reconsiderada a decisão de postergação do pedido de recurso, que por sua vez também foi rejeitada pelo juiz em 18 de outubro de
2010. O juiz deste caso agendou uma audiência com todas as partes envolvidas para 21 de maio de 2013 para definir o prazo e escopo
do trabalho a ser realizado por especialistas. Não temos provisão a respeito deste litígio pois consideramos possível o risco de uma
decisão desfavorável, e os valores totais envolvidos são de R$ 368,5 milhões e R$ 309,1 milhões.
Processos Trabalhistas
Em 31 de dezembro de 2012, fazíamos parte de diversos processos trabalhistas abertos por funcionários, ex-funcionários e
funcionários de alguns de nossos provedores de serviço, abertos contra nós, envolvendo um valor total de R$1.139 milhões. A maioria
desses processos são relacionados à remuneração por horas-extra e seus efeitos indiretos, equalização salarial, pagamentos de pensão e
valores rescisórios. Apesar de sermos parte de um número significativo de processos trabalhistas, acreditamos que nenhum de tais
processos, quando considerados individualmente, possam ter efeitos negativos em nossos resultados operacionais ou condição
financeira.
Em ligação às sucessivas tentativas do governo brasileiro em controlar as taxas de inflação, no passado, a lei exigia que empresas
brasileiras desconsiderassem a taxa de inflação daquele ano quando do cálculo dos ajustes salariais de seus funcionários. Como a
maioria as empresas brasileiras, somos ré em processos legais abertos no tribunal do trabalho por sindicatos ou indivíduos buscando
remuneração por perda de renda resultante da implementação dos planos anti-inflacionários do governo brasileiro, principalmente: (i)
o plano implementado em 1987 pelo Ministro das Finanças, Luiz Carlos Bresser Pereira (o Plano Bresser); (ii) o plano implementado
no início de 1989 (o Plano Verão); e (iii) o plano implementado em 1990 pelo então Presidente, Fernando Collor de Melo (o Plano
Collor). Alguns dos processos coletivos abertos contra nós acerca de tais planos foram jugados em definitiva pelo Tribunal Superior
Federal em nosso favor. Em 31 de dezembro de 2012, ainda haviam processos individuais pendentes de julgamento, os quais não
consideramos graves. Em 31 de dezembro de 2012, haviam poucas contingências trabalhistas sérias, e a perda na maioria de tais
processos é considerada possível por nossos conselheiros jurídicos. Para maiores informações, vide Nota 31 de nossos demonstrativos
financeiros para o exercício findo em 31 de dezembro de 2012.
Empréstimos Compulsórios
Em cumprimento à Lei No. 4.156 de 28 de novembro de 1962, certos usuários finais de eletricidade foram obrigados a realizar
“empréstimos compulsórios” (através de coletas por distribuidores) a fim de prover fundos para o desenvolvimento do setor de
eletricidade. Consumidores industriais com consumo mensal superior a 2.000kWh de eletricidade eram obrigados a nos pagar um
valor equivalente a 32,5% de cada conta de energia na forma de empréstimo compulsório, o qual poderíamos reembolsar dentro de 20
anos a contar do depósito. Juros sobre o empréstimo compulsório incorrem pelo IPCA – E, acrescidos de 6,0% ao ano. A Lei No.
7.181 de 20 de dezembro de 1983, prorrogou o programa até 31 de dezembro de 1993 e determinou que tais empréstimos podem,
dependendo da aprovação dos acionistas, ser pago na forma de ações preferenciais emitidas a valor nominal ao invés de moeda.
- 98 -
Disponibilizamos aos consumidores, na primeira e segunda conversões de créditos do empréstimo compulsório, aproximadamente
42,5 bilhões de ações preferenciais da classe “B”, e na Terceira conversão de créditos do empréstimo compulsório, aproximadamente
27.2 bilhões de ações preferenciais da classe “B”. Além disso, nossos acionistas aprovaram, em 30 de abril de 2008, a emissão de
ações preferenciais adicionais para clientes qualificados a valor nominal, como reembolso de nossos empréstimos compulsórios
remanescentes. Se ações adicionais forem emitidas no futuro e o valor nominal de tais ações seja menor que seu valor de mercado, o
valor das ações existentes atualmente em posse de nossos acionistas podem estar sujeitas à dispersão. Em 31 de dezembro de 2008,
registramos aproximadamente R$215 milhões para dívidas do empréstimo compulsório que ainda não foram convertidas e que, a
qualquer momento, por decisão de nossos acionistas, podem ser reembolsadas aos consumidores industriais, através da emissão de
ações preferenciais da classe “B”, de acordo com os processos descritos acima.
Em 31 de dezembro de 2012, haviam 5.670 processos legais pendentes abertos por consumidores contra nós, questionando ajustes
monetários, inflação insuficiente e cálculos de juros relacionados ao reembolso de empréstimos compulsórios. De tais processos, 720
tiveram decisões desfavoráveis a nós e se encontram na fase de execução. O valor total envolvido em tais processos legais não é
ajustado par correção monetária e requer uma avaliação para ser estimado mais precisamente. O valor total reclamado pelos
requerentes nesses processos é de aproximadamente R$2.592 milhões. No curso da execução dos processos, fomos obrigados a
penhorar alguns de nossos bens, principalmente consistindo em ações preferenciais de nossa propriedade em outras empresas do setor
de eletricidade. Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos uma provisão de R$1.085 milhões para cobrir perdas resultantes de decisões
desfavoráveis em tais processos legais.
Também estamos envolvidos em aproximadamente 2.317 processos legais pendentes relacionados ao reembolso do empréstimo
compulsório, nos quais consumidores buscam exercer seu direito de opção e converter seus créditos apresentados em títulos pagáveis
ao portador. Tais títulos são chamados “obrigações da Eletrobras”. Contudo, acreditamos que não haja mais nenhum risco no que diz
respeito a tais títulos, pois os mesmos têm uma data de vencimento para sua apresentação, e tal data já se passou.
Na mesma data, haviam 340 processos legais em relação à designação e reembolso monetário dos créditos do empréstimo
compulsório. A Eletrobras acredita que tais designações sejam inválidas e nuas, pois não são expressamente permitidas pela legislação
relevante. O Tribunal Superior de Justiça promulgará sua decisão, que guiará todas as decisões judiciais em tais processos. Porém, não
existem garantias quanto à data em que tal julgamento ocorrerá. A Eletrobras considera possível a chance de perda nesses processos.
Processos Tributários
Eletrobras Furnas/COFINS – PASEP – FINSOCIAL
Em 2001, recebemos avisos de infração relacionados aos impostos FINSOCIAL, COFINS e PASEP como resultado de sua exclusão
da base de cálculo de certos empréstimos e transportes de energia de Itaipu, durante um período de 10 anos. O valor do processo era
de R$1.099 milhões (ajustado por inflação a partir da cifra original de R$792 milhões). Em 12 de junho de 2008, com a promulgação
do precedente No. 8 pelo Supremo Tribunl Federal, o período do questionamento do pagamento de tais impostos foi reduzido de dez
para cinco anos e, por consequência, o valor dos processos reduzido para R$202,2 milhões.
Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos uma provisão de R$246 milhões, por recomendação de nossos conselheiros jurídicos. O
restante do valor não foi provisionado pois o risco de uma decisão desfavorável a nós é considerado possível.
Eletrobras Chesf / PIS/PASEP – COFINS
O Supremo Tribunal Federal – STF declarou a inconstitucionalidade do parágrafo 1 do artigo 3 da Lei No. 9718/98, que aumentava a
base de cálculo dos impostos PIS/PASEP e COFINS e criava, à época, um novo conceito de faturamento, que cobria as receitas totais
de rendimento da pessoa jurídica, independente do tipo de atividade e classificação contábil adotadas. Tal provisão não tinha base
constitucional, de foi posteriormente agregada à Constituição. A decisão do Supremo Tribunal Federal – STF somente beneficia
empresas que sejam partes de recursos extraordinários julgados anteriormente.
Com base no Código Tributário Nacional, em 9 de junho de 2005, a Eletrobras Chesf abriu processo administrativo diante da Receita
Federal do Brasil, buscando o reconhecimento de seus créditos tributários e um reembolso de qualquer quantia paga em excesso como
resultado de um aumento inconstitucional baseado nessas contribuições. Quando esse processo administrativo foi negado, a Eletrobras
Chesf entrou com processos legais em julho de 2006 para garantir seu direito de reclamar tais créditos tributários do PIS/PASEP e
COFINS, e obteve veredito positivo. Entretanto, o STF, ao analisar a constitucionalidade da Lei Complementar No. 118/2005,
concluiu que as limitações de estatuto de dez anos aplicam-se somente a processos legais ou administrativos iniciados até 8 de junho
de 2005. Baseado nesta decisão, o governo federal brasileiro questionou os valores dos créditos tributários e entrou com uma ação
rescisória ante o 5a Tribunal Federal Regional, com o objetivo de reverter a decisão a favor da Eletrobras Chesf. Dessa forma, com
base nas decisões promulgadas pelo STF, é provável que os recursos, atualmente em transitado, sejam enviados de volta aos tribunais
iniciais para a revisão devido posição da Suprema Corte. Baseada na opinião de seu conselho jurídico em relação aos créditos da
COFINS (sobre os quais a decisão final e definitiva já foi promulgada), no Comunicado Técnico No. 5 e na Deliberação CVM
No. 549/2009, a Eletrobras Chesf registra, em seu item de linha “impostos e contribuições”, o valor dos créditos tributários
correspondentes ao provável valor real estimado (valor original com correção monetária) de tais créditos, somando R$128,1 milhões,
- 99 -
que serão balanceados por impostos devidos pela Eletrobras Chesf. Em 31 de dezembro de 2012, a Eletrobras Chesf também era parte
de processo jurídico semelhante, atualmente em trâmites legais, em relação a possíveis créditos tributários do PIS/PASEP, que não
estão reconhecidos em seus registros contábeis, referentes ao período entre fevereiro de 1999 e novembro de 2002, no valor de R$14,3
milhões, que serão balanceados por impostos federais devidos pela Chesf no futuro.
Processos Civis
Desapropriação de Terras
Nossas subsidiárias são normalmente envolvidas em diversos processos jurídicos envolvendo a desapropriação de terras utilizadas
para a construção de usinas hidrelétricas, principalmente nas regiões norte e nordeste. A maioria desses processos são referentes a
indenizações pagas às populações afetadas pela construção de reservatórios e danos econômicos ou ambientais causados às populações
afetadas ou cidades vizinhas. Os principais processos jurídicos relacionados à desapropriações de terras envolvendo nossas
subsidiárias estão descritos abaixo.
No norte do Brasil, a Eletrobras Eletronorte está envolvida em diversos processos legais relacionados à desapropriação de terras para a
construção das usinas hidrelétricas de Balbina, no estado do Amazonas, e Tucuruí, no estado do Pará. Os processos relacionados à
desapropriação de Balbina envolvem o valor a ser pago pela área desapropriada e a legalidade de propriedade da área reclamada pelos
alegados proprietários. O valor total, provisionado, era de aproximadamente R$333 milhões. Recentemente, o Ministério Público
Federal apresentou novas provas de que a área pertence à República Federal, e não ao estado do Amazonas. O governo brasileiro se
uniu à Eletrobras Eletronorte nos processos envolvendo a usina hidrelétrica de Balbina.
Dos 232 processos legais originais relacionados à desapropriação, somente 2 ainda permaneciam ativos em 31 de dezembro de
2012. A Eletrobras Eletronorte ganhou outros 8 processos e espera ter os mesmos resultados nos processos pendentes.
Mendes Jr.
Em 31 de dezembro de 2012, a Eletrobras Chesf estava envolvida em processos litigiosos significativos com a Mendes Jr., uma
empresa brasileira de construção. A Eletrobras Chesf e a Mendes Jr. assinaram um acordo em 1981 para certas obras de construção a
serem realizadas pela Mendes Jr.. O acordo, conforme seus adendos, estabelecia que, em caso de atrasos em pagamentos devidos pela
Eletrobras Chesf à Mendes Jr., a Mendes Jr. teria o direito de receber juros de inadimplência de 1,0% ao mês, mais a correção pelo
índice de inflação. Durante a realização das obras, pagamentos da Eletrobras Chesf foram atrasados e a Eletrobras Chesf pagou,
consequentemente, os juros de inadimplência à taxa de 1%, mais a correção, em tais pagamentos em atraso. Mendes Jr. Alega que
como foi obrigada a se autofinanciar no mercado a fim de não interromper as obras de construção, tem direito a ser reembolsada por
tal financiamento à taxas de juro de mercado, que eram muito mais altas do que a taxa de juros de inadimplência no contrato.
O juiz de primeira instância julgou improcedente a solicitação de Mendes Jr. e a mesma entrou com recurso no Tribunal de Justiça do
Estado de Pernambuco (ou Tribunal TJPE). O Tribunal de Justiça aceitou a causa da Mendes Jr. e acabou por declarar a Eletrobras
Chesf responsável por reembolsar os custos de financiamento da Mendes Jr. em relação aos pagamentos atrasados a taxas de mercado,
além de emolumentos legais de 20.0% do valor da disputa, com o total sendo corrigido por juros a taxa de mercado até a data do
pagamento. A Eletrobras Chesf entrou com recurso sobre a decisão do Tribunal de Justiça diante do Superior Tribunal de Justiça (ou
STJ), que foi julgado improcedente por motivos de jurisdição. A Mendes Jr. então abriu um segundo processo junto ao Tribunal
Estadual de Pernambuco para exigir que a Eletrobras Chesf realize o pagamento dos prejuízos reais acarretados pela Mendes Jr., e
para a determinação do valor a pagar. Na execução do processo, a decisão do tribunal em primeira instância foi favorável à Mendes
Jr., mas o Tribunal de Justiça promulgou decisão favorável à Eletrobras Chesf, anulando a decisão judicial em primeira instância para
a execução do processo. A Mendes Jr. entrou com recurso contra a decisão do Tribunal de Justiça junto ao STJ e ao Supremo Tribunal
Federal, ambos negados. Concomitantemente, o governo brasileiro também solicitou que o STJ permita que o governo participe do
processo como assistente da Eletrobras Chesf. Em dezembro de 1997, o STJ decidiu que: (i) o segundo processo deveria ser julgado
novamente no tribunal; (ii) o governo brasileiro poderia participar do processo como assistente da Eletrobras Chesf; e (iii) o segundo
processo deve ser julgado por tribunais federais do Brasil, ao invés dos tribunais estaduais onde foram abertos. O segundo processo foi
julgado novamente em tribunais federais do Brasil para determinar o valor final a ser pago pela Eletrobras Chesf à Mendes Jr. Um
especialista foi convocado para determinar o valor da causa, e sua conclusão foi questionada pela Eletrobras Chesf.
Consequentemente, o tribunal decidiu por rejeitar a opinião do especialista mas fixou os critérios a serem aplicados para a
determinação do valor devido. A Mendes Jr. entrou com recurso, pedindo ao tribunal que exija que a Eletrobras Chesf pague o valor
determinado pelo especialista. A Eletrobras Chesf e o governo brasileiro também entraram com recurso, solicitando que o caso seja
rescindido já que não há provas que a Mendes Jr. tenha obtido empréstimos para concluir a construção. Em 25 de outubro de 2010, o
5a Tribunal Regional Federal aceitou os recursos solicitados pela Eletrobras Chesf e pelo governo brasileiro e determinou que o
processo é improcedente. A Mendes Jr. entrou com recurso contra essa decisão diante do 5a Tribunal Regional Federal, o qual foi
negado. Mendes Jr. entrou com recurso contra essa negação, que atualmente está em trâmite diante do STJ. O valor inicial reclamado
pelos autores era de aproximadamente R$7 bilhões (sem considerar a inflação). Em 31 de dezembro de 2012, não tínhamos provisões
relacionadas a essa questão. Considerando a decisão do Tribunal Federal da 5a Região, o risco de perda neste processo litigioso foi
considerado remoto. Vide Nota 31 dos Demonstrativos Financeiros.
- 100 -
Processo Litigioso Sobre o “Fator K” da Usina do Xingó
Em 31 de dezembro de 2012, a Eletrobras Chesf também estava envolvida em processo litigioso com o consórcio responsável pela
construção da Usina do Xingó (ou Consórcio do Xingó). Relacionado à construção da usina do Xingó, a Eletrobras Chesf e o
Consórcio do Xingó assinaram um acordo de construção, com adendo em 1988, para include ajustes inflacionários adicionais
(chamado que “Fator K”) a ser acrescentado a certos pagamentos de correção monetária obrigatórios pela Eletrobras Chesf ao
Consórcio do Xingó sob tal acordo. Esse adendo resultou em pagamentos realizados pela Eletrobras Chesf ao Consórcio do Xingó em
valores mais altos do que os valores originais contidos na convocação para a licitação, que seriam pagos ao vencedor do processo de
licitação.
Em 1994, a Eletrobras Chesf por decisão própria, deixou de aplicar o Fator K a seus pagamentos ao Consórcio do Xingó (e
consequentemente reduziu o valor dos pagamentos ao Consórcio do Xingó aos valores que a Eletrobrás Chesf teria pago se o fator K
não tivesse sido aplicado a tais pagamentos) e entrou com processo contra o Consórcio do Xingó, em busca de reembolso por valores
adicionais pagos em virtude do ajuste do fator K, declarando que o uso de tal sistema de correção mais favorável ao Consórcio do
Xingó do que o sistema original determinado na convocação para o processo de licitação é ilegal em processos de licitação pública. O
O Consórcio do Xingó também abriu processo contra a Eletrobras Chesf, requisitando pagamento total dos valores devidos com a
aplicação do fator K. O processo da Eletrobras Chesf foi rejeitado e o processo do Consórcio do Xingó foi julgado favorável a seus
autores, e a Eletrobras Chesf foi ordenada a pagar os valores correspondentes à aplicação do fator K. A Eletrobras Chesf e o governo
brasileiro, que atua como assistente da companhia nesse processo, entraram com recurso junto ao STJ. Em Agosto de 2010, o STJ
aceitou o recurso da Eletrobras Chesf para reduzir o valor da causa. O STJ também negou os outros recursos especiais apresentados
pela Eletrobras Chesf e aceitou manteve a decisão do TJPE que julgou improcedente a ação declaratória ajuizada pela Eletrobras
Chesf e manteve o recurso aberto pelos réus. Em 31 de dezembro de 2012, as partes envolvidas ainda não haviam sido informadas de
tal decisão do STJ, que está sujeita a recursos. Se a decisão for final contra a Eletrobras Chesf, a mesma estará sujeita à execução final
da sentença. Em março de 2012, o TJPE julgou a favor do Consórcio a respeito do pagamento pela Chesf de certos emolumentos
legais do Consórcios e contra a Chesf a respeito do pagamento de todos os monumentos legais. O TJPE também aceitou a solicitação
para maiores esclarecimentos por parte da Chesf e do governo brasileiro para a exclusão da incidência de “juros obrigatórios ou de
mora” incluída nos “juros contratuais de mora”, a fim de manter no cálculo da liquidação somente os “juros contratuais de mora”. A
Chesf também entrou com pedido de esclarecimento a respeito de alguns pontos da decisão do TJPE. Em 31 de dezembro de 2012, a
Eletrobras Chesf tinha R$723,3 milhões provisionados em relação a esse processo, já que o risco de uma decisão desfavorável é
considerado provável.
A Eletrobras Chesf abriu processo contra a Companhia Brasileira de Projetos e Obras (CBPO) e Construções e Comércio e Mendes
Júnior Engenharia S.A. (CONSTRAN), solicitando a invalidação parcial de um contrato de empreitada global assinado entre as partes
referente à Xingó, uma usina hidrelétrica, com o objetivo de reaver os valores pagos, no valor de aproximadamente R$350 milhões.
O Tribunal Federal Regional determinou que o Tribunal Estadual de Pernambuco era o foro competente para o julgamento dessa
causa. O tribunal julgou a causa da Eletrobras Chesf improcedente. Em seguida, os réus entraram com recurso e obtiveram decisão
favorável em primeira instância, que foi mantida em recurso pelo TJPE. Em 22 de abril de 2013, um pedido de esclarecimento feito
pela Eletrobras Chesf ainda não havia sido julgado pelo Superior Tribunal de Justiça.
Eletrobras Chesf – Processo Litigioso da Fazenda Aldeia
Os curadores do patrimônio de Aderson Moura de Souza e sua esposa abriram processo por danos contra a Eletrobras Chesf,
referentes a 14.400 hectares de terra. O juiz de primeira instância determinou que a causa era procedente e determinou que a
Eletrobras Chesf pagasse R$50 milhões, equivalentes ao valor principal acrescido de juros e correção monetária. Em dezembro de
2008, a Eletrobras Chesf entrou com recurso junto ao Tribunal de Justiça do Estado da Bahia. Em março de 2009, o processo foi
transferido para a esfera federal, que anulou a sentença por danos. O 1o Tribunal Regional Federal manteve parcialmente a primeira
decisão, mas sua decisão foi suspensa já que um dos juízes solicitou a prorrogação no prazo de julgamento para este caso. Em 30 de
setembro de 2011, uma ação rescisória foi ajuizada junto ao 1o Tribunal Regional Federal. Em 31 de dezembro de 2011, uma liminar
para suspender a execução do processo principal foi concedida. Em 31 de dezembro de 2012, ainda não havíamos obtido a decisão
legal sobre o recurso. A Eletrobras Chesf tem uma provisão de R$100 milhões referentes a esse processo, pois o risco de uma decisão
desfavorável é considerado provável. Para uma discussão mais detalhada sobre esse processo, vide Nota 31 de nossos demonstrativos
financeiros em, e para o exercício findo em 31 de dezembro 2012.
Para uma discussão mais detalhada de nossos processos litigiosos e administrativos pendentes, vide a Nota 31 de nossos
demonstrativos financeiros em, e para o exercício findo em 31 de dezembro 2012.
Política de Distribuição de Dividendos
A lei brasileira das corporações e nosso estatuto social determinam que devemos pagar a nossos acionistas uma distribuição
obrigatória equivalente a, no mínimo, 25% de nossa receita líquida para o exercício anterior. Além disso, nosso estatuto social nos
exige dar: (i) prioridade na distribuição dos dividendos a ações preferenciais da classe “A”, a 8% ao ano sobre o capital ligado a essas
- 101 -
ações; e (ii) prioridade na distribuição dos dividendos a ações preferenciais da classe “B” emitias em ou após 23 de junho de 1969, a
6% ao ano sobre o capital ligado a essas ações. Além disso, ações preferenciais devem receber dividendos de 10% acima dos
dividendos pagos a ações ordinárias.
A tabela a seguir demonstra nossos dividendos para os exercícios indicados:
Exercício
2012
2011
2010
Ações Ordinárias (ELET 3) ................................................................................0,39
Ações Preferenciais Classe A (ELET 5) .............................................................2,17
Ações Preferenciais Classe B (ELET 6) .............................................................1,63
0,58
2,17
1,63
0,83
2,17
1,63
Em 31 de dezembro de 2012, nosso balanço continha dividendos retidos de anos anteriores no valor de R$3,4 bilhões, bem como
R$0,9 milhões de dividendos acumulados declarados mas ainda não pagos a nossos acionistas, conforme permitido sob a lei brasileira
das corporações. Nosso Conselho de Administração tem o poder de decidir quando tais dividendos serão pagos a nossos acionistas.
Assim, nossa diretoria acredita que qualquer decisão de pagar os dividendos relacionados deve ser feita somente quando nosso
Conselho de Administração considerar que tal pagamento não resultará em perda financeira. Para maiores informações, vide Nota 28
de nossos demonstrativos financeiros em, e para o exercício findo em 31 de dezembro 2012.
B. Mudanças Significativas
Nenhuma.
- 102 -
ITEM 9. OFERTA E LISTAGEM
A. Detalhes da Oferta e Listagem
Detalhes da Oferta e Listagem – Ações Ordinárias
Nossas ações ordinárias começaram a ser negociadas nas bolsas de valores do Brasil em 7 de setembro de 1971. A tabela a seguir
apresenta as maiores altas e baixas registradas nos preços finais de nossas ações ordinárias na BM&FBOVESPA e o valor diário
médio aproximado do volume de negociação para os exercícios indicados.
Reais nominais por ação
ordinári
Máximo
Mínimo
2008 ...................................................................................................
31,25
2009 ...................................................................................................
38,75
2010 ...................................................................................................
42,00
2011 ...................................................................................................
25,40
2012 ...................................................................................................
19,36
19,64
24,07
21,00
15,35
6,16
Volume Médio
Diário de Negociação
Average
(milhões de ações)
1,338
1,102
1,141
1,087
2,052
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
A tabela a seguir apresenta as maiores altas e baixas registradas nos preços finais de nossas ações ordinárias na BM&FBOVESPA e o
valor diário médio aproximado do volume de negociação para os trimestres indicados.
Reais nominais
por ação ordinária
Máximo
Mínimo
42,00
26,57
23,25
26,05
24,68
25,40
20,86
18,32
19,36
17,38
15,94
12,22
23,25
21,86
21,00
21,08
22,13
20,34
15,75
15,35
17,13
12,70
11,70
6,16
Volume Médio
Diário de Negociação
Average
(milhões de ações)
Primeiro trimestre de 2010 ..........................................................
Segundo trimestre de 2010 ..........................................................
Terceiro trimestre de 2010 ...........................................................
Quarto trimestre de 2010 .............................................................
Primeiro trimestre de 2011 ..........................................................
Segundo trimestre de 2011 ..........................................................
Terceiro trimestre de 2011 ...........................................................
Quarto trimestre de 2011 .............................................................
Primeiro trimestre de 2012 ..........................................................
Segundo trimestre de 2012 ..........................................................
Terceiro trimestre de 2012 ...........................................................
Quarto trimestre de 2012 .............................................................
1,610
1,136
0,810
1,033
1,229
1,141
1,068
0,935
0,852
2,898
1,611
2,896
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
A tabela a seguir apresenta as maiores altas e baixas registradas nos preços finais de nossas ações ordinárias na BM&FBOVESPA e o
valor diário médio aproximado do volume de negociação para os períodos indicados:
Reais nominais
por ação ordinária
Máximo
Mínimo
Junho 2012 .......................................................................................14,39
Julho 2012........................................................................................14,68
Agosto 2012 .....................................................................................15,94
Setembro 2012 .................................................................................13,22
Outubro 2012 ...................................................................................12,22
Novembro 2012 ...............................................................................11,58
Dezembro 2012................................................................................ 7,45
Janeiro 2013 ..................................................................................... 8,10
Fevereiro 2013 ................................................................................. 7,12
12,83
13,12
13,02
11,70
11,10
6,16
6,32
6,40
6,13
Volume Médio
Diário de Negociação
(milhões de ações)
- 103 -
1,524
0,784
1,364
2,823
1,293
5,025
2,608
3,325
1,594
Reais nominais
por ação ordinária
Máximo
Mínimo
Março 2013 ...................................................................................... 7,44
April 2013 (até o 5 April 2013) ...................................................... 6,95
6,25
6,45
Volume Médio
Diário de Negociação
(milhões de ações)
2,022
2,202
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
Nos Estados Unidos, nossas ações ordinárias são negociadas na forma de ADSs. A tabela a seguir apresenta as maiores altas e baixas
registradas nos preços finais de nossas ADSs na NYSE e o valor diário médio aproximado do volume de negociação para os períodos
indicados:
US$ por ADS
(ações ordinárias)
Máximo
Mínimo
Junho 2012 ...........................................................................................
7,07
Julho 2012............................................................................................
7,17
Agosto 2012 .........................................................................................
7,95
Setembro 2012 .....................................................................................
6,52
Outubro 2012 .......................................................................................
6,04
Novembro 2012 ...................................................................................
5,67
Dezembro 2012....................................................................................
3,46
Janeiro 2013 .........................................................................................
3,93
Fevereiro 2013 .....................................................................................
3,58
6,31
6,48
6,50
5,82
5,56
3,17
3,01
3,10
3,07
Volume Médio
Diário de Negociação
(milhões de ações)
US$ por ADS
(ações ordinárias)
Máximo
Mínimo
1,216
0,676
1,039
1,372
1,034
1,948
1,229
1,440
0,947
Volume Médio
Diário de Negociação
(milhões de ações)
Março 2013 .................................................................................... 3,78
April 2013 (até o 5 April 2013) .................................................... 3,46
3,12
3,17
1,092
1,402
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
Detalhes e Listagem da Oferta – Ações Preferenciais
A tabela a seguir apresenta as maiores altas e baixas registradas nos preços finais de nossas ações preferenciais da Classe B na
BM&FBOVESPA e o valor diário médio aproximado do volume de negociação para os exercícios indicados.
Reais nominais
por ação ordinária
Máximo
Mínimo
Volume Médio
Diário de Negociação
(milhões de ações)
2008 ................................................................................................27,60
2009 ................................................................................................33,90
2010 ................................................................................................35,19
2011 ................................................................................................31,46
2012 ................................................................................................27,49
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
- 104 -
18,61
22,30
24,67
20,34
7,30
1,338
1,000
0,790
0,736
1,724
A tabela a seguir apresenta as maiores altas e baixas registradas nos preços finais de nossas ações preferenciais da Classe B na
BM&FBOVESPA e o valor diário médio aproximado do volume de negociação para os trimestres indicados.
Reais nominais
por ação ordinária
Máximo
Mínimo
Volume Médio
Diário de Negociação
(milhões de ações)
Primeiro trimestre de2010................................................................35,19
Segundo trimestre de 2010...............................................................32,56
Terceiro trimestre de 2010 ...............................................................27,71
Quarto trimestre de 2010..................................................................30,72
Primeiro trimestre de 2011...............................................................30,62
Segundo trimestre de 2011...............................................................31,46
Terceiro trimestre de 2011 ...............................................................26,16
Quarto trimestre de 2011..................................................................26,98
Primeiro trimestre de 2012...............................................................27,49
Segundo trimestre de 2012...............................................................24,09
Terceiro trimestre de 2012 ............................................................... 21,2
Quarto trimestre de 2012..................................................................18,25
28,30
25,91
24,67
24,70
26,73
25,97
20,34
20,82
23,31
17,31
17,74
7,30
0,978
0,751
0,714
0,723
0,943
0,627
0,702
0,685
0,694
2,314
1,064
2,891
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
A tabela a seguir apresenta as maiores altas e baixas registradas nos preços finais de nossas ações preferenciais da Classe B na
BM&FBOVESPA e o valor diário médio aproximado do volume de negociação para os períodos indicados:
Reais nominais
por ação ordinária
Máximo
Mínimo
Volume Médio
Diário de Negociação
(milhões de ações)
Junho 2012 ......................................................................................19,80
Julho 2012.......................................................................................20,10
Agosto 2012 ....................................................................................21,20
Setembro 2012 ................................................................................19,20
Outubro 2012 ..................................................................................18,25
Novembro 2012 ..............................................................................16,80
Dezembro 2012...............................................................................10,48
Janeiro 2013 ....................................................................................13,70
Fevereiro 2013 ................................................................................12,62
Março 2013 .....................................................................................12,77
April 2013 (até o 5 April 2013) .....................................................12,75
17,94
18,64
18,55
17,74
15,95
7,30
9,15
9,69
11,44
10,93
11,90
0,744
0,633
0,862
1,751
0,857
5,628
2,489
2,803
1,567
1,471
1,670
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
Nos Estados Unidos, nossas ações preferenciais Classe B são negociadas na forma de ADSs. A tabela abaixo demonstra os preços de
venda máximos e mínimos de fechamento de nossas ADSs representando as ações preferenciais Classe B na NYSE e o volume médio
diário de negociação aproximado nos períodos indicados:
US$ por ADS
(Classe B
ações preferenciais)
Máximo
Mínimo
Volume Médio
Diário de Negociação
(milhões de ações)
Junho 2012 ......................................................................................... 9,60
Julho 2012.......................................................................................... 9,85
Agosto 2012 .......................................................................................10,45
Setembro 2012 ................................................................................... 9,50
Outubro 2012 ..................................................................................... 9,03
Novembro 2012 ................................................................................. 8,16
Dezembro 2012.................................................................................. 5,03
- 105 -
8,86
9,16
9,20
8,68
8,00
3,57
4,34
0,365
0,309
0,308
0,633
0,209
0,625
0,499
US$ por ADS
(Classe B
ações preferenciais)
Máximo
Mínimo
Volume Médio
Diário de Negociação
(milhões de ações)
Janeiro 2013 ....................................................................................... 6,60
Fevereiro 2013 ................................................................................... 6,52
Março 2013 ........................................................................................ 6,47
April 2013 (até o 5 April 2013) ........................................................ 6,25
4,70
5,65
5,50
5,76
0,342
0,289
0,232
0,278
Fonte: Bolsa de Valores de São Paulo.
Temos um número não significativo de ações preferenciais da Classe A, sem efeito significativo no volume de negociações na
BM&FBOVESPA.
Como resultado, em 31 de dezembro de 2012, nosso capital social era composto de um total de 1.352.634.100 ações, das quais
1.087.050.297 são ações ordinárias, 146.920 são ações preferenciais da classe “A” e 265.436.883 são ações preferenciais da classe
“B”.
Não existem restrições contra a detenção de nossas ações ordinárias ou preferenciais por indivíduos ou empresas domiciliados fora do
Brasil.
O direto de converter pagamentos de dividendos e lucros de venda de ações para moeda estrangeira e o envio de tais valores para for a
do Brasil está sujeito a restrições mediante regulamentações de investimento estrangeiro, que geralmente exigem, entre outras coisas,
que os investimentos relevantes sejam registrados no Banco Central. O Banco Itaú S.A., como administrador de nossas ações
preferenciais da classe “B” representadas pelas ADSs, registrou as ações preferenciais da classe “B” junto ao Banco Central em nome
do Depositário que as deterá. Isso permite que os detentores de ADS convertam os dividendos, distribuições ou lucros de qualquer
venda de tais ações preferenciais da classe “B” ou ações ordinárias, seja qual for, para dólares americanos e enviem tais montantes ao
exterior. Contudo, os detentores de ADSs podem ser prejudicados por atrasos ou recusas no consentimento de qualquer aprovação
governamental necessária para a conversão de pagamentos em moeda brasileira e remessas de dinheiro ao exterior para as ações
preferenciais da classe “B” subjacentes a nossas ADSs.
No Brasil existem diversos mecanismos disponíveis para investidores que negociam diretamente nas bolsas de valores do país ou em
mercados de balcão organizados.
Sob as regulamentações determinadas pela Resolução No. 2.689 promulgada pelo Conselho Monetário Nacional, investidores
estrangeiros que queiram negociar diretamente em uma bolsa de valores no país ou em mercados de balcão organizados devem
cumprir as seguintes exigências:
•
investimentos devem ser registrados com um administrador, sistema de compensação ou sistema depositário autorizado
pelo CVM ou pelo Banco Central;
•
negociação de títulos estão restritas a transações realizadas em bolsas de valores ou mercados de balcão organizados
autorizados pelo CVM;
•
devem ter um representante estabelecido no Brasil;
•
devem completar o formulário anexado à Resolução No. 2.689; e
•
devem se registar no CVM e registrar o fluxo de entrada de fundos no Banco Central.
Se tais exigências forem cumpridas, investidores internacionais poderão negociar diretamente nas bolsas de valores ou mercados de
balcão organizados do Brasil. Essas regras proporcionam tratamentos fiscais favoráveis a todos os investidores estrangeiros que
invistam de acordo com as mesmas. Vide “Item 10.E, Impostos” . Tais regulamentações contêm certas restrições para transferências
de títulos ao exterior, exceto no caso de reorganizações corporativas realizadas no exterior por um investidor estrangeiro.
Um certificado de registro de capital estrangeiro foi emitido em nome do Depositário a respeito das ADSs e é mantido pelo Banco Itaú
S.A., como administrador de nossas ações ordinárias e ações preferenciais da classe “B” representadas pelas ADSs, em nome do
Depositário. Segundo esse certificado de registro de capital estrangeiro, espera-se que o Depositário seja capaz de converter
dividendos e outras distribuições referentes a ações ordinárias e ações preferenciais da classe “B” representadas por ADSs para moeda
estrangeira e enviar os lucros para fora do Brasil.
Caso um detentor de ADSs negocie tais ADSs em troca de ações ordinárias ou ações preferenciais da classe “B”, tal acionista terá o
direto de continuar a contar com o certificado de registro de capital estrangeiro do Depositário por cinco dias úteis após tal troca,
período após o qual o acionista deve buscar obter seu próprio certificado de registro de capital estrangeiro com o Banco Central. A
partir de então, qualquer acionistas com ações ordinárias ou ações preferenciais da classe “B” pode não ser capaz de converter os
- 106 -
lucros de venda ou distribuição referentes a tais ações ordinárias e preferenciais da classe “B” para moeda estrangeira e enviá-los ao
exterior, a menos que esse acionista seja qualificado sob a Resolução No. 2.689 ou obtenha seu próprio certificado de registro de
capital estrangeiro. Um acionista que obtém um certificado de registro de capital estrangeiro estará sujeito a tratamentos fiscais menos
favoráveis no Brasil, em comparação ao um acionista detentor de ADSs. Vide “Item 10.E, Impostos – Considerações Fiscais
Negativas sobre o Brasil.”
Conforme a atual legislação brasileira, o governo brasileiro pode impor restrições temporárias sobre remessas de capital estrangeiro ao
exterior no caso de sério desequilíbrio ou previsão de sério desequilíbrio nos pagamentos do saldo brasileiro. Por aproximadamente
seis meses em 1989 e início de 1990, o governo brasileiro congelou todas as transferências internacionais de capital e dividendos em
poder do Banco Central devidos a investidores societários internacionais, a fim de conservar as reservas de moeda estrangeira do país.
Tais valores foram posteriormente liberados, de acordo com diretivas do governo brasileiro. Não há como garantir que o governo
brasileiro não imporá restrições semelhantes a transferências internacionais no futuro.
B. Plano de Distribuição
Não se aplica.
C. Mercados
Nossas ações ordinárias são negociadas sob o símbolo “ELET3” e nossas ações preferenciais da classe “B” são negociadas sob o
símbolo “ELET6” na BM&F BOVESPA S.A. – Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (ou BM&FBOVESPA). A Bolsa de Valores
do Rio de Janeiro negocia somente dívidas públicas federais, estaduais e municipais ou realiza leilões de privatização. Ações e Títulos
são negociados exclusivamente na BM&FBOVESPA. Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos aproximadamente 28.215 acionistas
registrados.
Nossas ADRs estão listadas na NYSE. Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos registrados 42.486 beneficiários e nove acionistas
detentores de ADSs rapresentando ações ordinárias e 22.030 beneficiários e seis acionistas detentores de ADSs representando ações
preferenciais.
Negociação, Acordo e Liquidação
Regulamentação do Mercado Brasileiro de Títulos
O mercado brasileiro de títulos é regido pela Comissão de Valores Mobiliários (a “CVM”), que tem autoridade regulatória sobre os
mercados de ações e bolsas de valores do país, segundo Lei No. 6.385, promulgada em 7 de dezembro de 1976 (a “Lei de Mercado de
Valores Mobiliários) e lei federal no. 6.404, promulgada em 15 de dezembro de 1976 (a “Lei das Sociedades Anônimas”), e também
pelo Conselho Monetário Nacional (o “CMN”) e pelo Banco Central que possui, entre outros poderes, a autoridade de licenciamento
de firmas de negociação e controla investimentos financeiros e transações de câmbio internacional.
Os mercados brasileiros de títulos são regidos pela Lei de mercado de Valores Mobiliários e pela Lei das Sociedades Anônimas, bem
como por regulamentações emitidas pela CVM, Banco Central e CMN. Essas leis e regulamentações determinam, entre outras coisas,
exigências de informação aplicáveis aos emissores dos títulos negociados, restrições no comércio interno e manipulação de preços e
proteção de acionistas minoritários. Em 3 de janeiro de 2002, a CVM publicou a Instrução No 358, que ealtera as regras aplicáveis à
informação de fatos relevantes, que entrou em efeito em 18 de abril de 2002. A CVM também publicou diversas instruções
relacionadas às exigências de informação, incluindo Instruções No. 361 e No. 400 para a regulamentação de ofertas públicas,
Instrução No. 380 para a regulamentação de ofertas pela internet e Instrução No. 381 para a regulamentação de auditores
independentes. Instrução No. 480 para a regulamentação do registro de emissores de títulos autorizados a negociar em mercados
regulados no Brasil e Instrução No. 481 para a regulamentação de informação e a solicitação pública de substitutos para reuniões de
acionistas. Instrução No. 480 também solicita que empresas de capital aberto publiquem um Formulário de Referência que mantém
um registro permanentemente atualizado de informações relevantes sobre o emissor. Acreditamos atualmente estar em cumprimento
de todas os padrões de governança aplicáveis no Brasil.
Sob a Lei das Sociedades Anônimas, uma companhia somente pode ser uma companhia aberta, ou uma companhia fechada. Todas as
companhias abertas estão registradas na CVM e sujeitas a exigências regulatórias de reporte. Uma empresa registrada com a CVM
deve seus títulos negociados em uma bolsa de valores do Brasil, incluindo a BM&FBOVESPA, ou no mercado de balcão brasileiro.
As ações de uma companhia aberta também podem ser negociadas em particular, dentro de certos limites. Para ser listada na
BM&FBOVESPA, uma empresa deve primeiro solicitar seu registro junto à BM&FBOVESPA e à CVM e está sujeita exigências
regulatórias e de informação.
Negociações na BM&FBOVESPA
Em 2000, as atividades de negociação de ações no Brasil foram reorganizadas através da execução de memoranda de entendimento
pelas bolsas de valores regionais do Brasil. De acordo com tais memoranda, todas as negociações públicas de ações são realizadas
exclusivamente na Bolsa de Valores de São Paulo – BOVESPA.
- 107 -
A BOVESPA era uma entidade sem fins lucrativos de propriedade seus membros – fins de negociação. Em 2008, a BOVESPA foi
transformada em uma companha aberta e recebeu o nome de BM&FBOVESPA, como resultado de uma fusão entre a BOVESPA e a
Bolsa de Mercadorias e Futuros – BM&F. A BM&FBOVESPA atualmente é a mais importante instituição brasileira a intermediar
transações do mercado societário e é a única bolsa de títulos, mercadorias e futuros do país. As negociações em tal bolsa são realizadas
por firmas de negociação, membros da BM&FBOVESPA.
As negociações de títulos na BM&FBOVESPA podem ser suspensas a pedido de uma companhia na previsão de um anúncio
significativo. As negociações também podem ser suspensas por iniciativa da BM&FBOVESPA ou da CVM com base em, ou devido
a, outros motivos, como a crença de que uma companhia tenha fornecido informações inadequadas sobre um evento significativo ou
tenha fornecido respostas inadequadas a solicitações da CVM ou da BM&FBOVESPA.
A negociação de títulos listados na BM&FBOVESPA, incluindo Novo Mercado e Níveis 1 e 2 do Segmento de Práticas Diferenciais
de Governança Corporativa, pode ser realizada fora da bolsa de valores no mercado de balcão não organizado, em situações
específicas.
Apesar de o mercado brasileiro de títulos ser o maior da América Latina em termos de capitalização, o menor e menos líquido que os
maiores mercados de títulos dos Estados Unidos e Europa. Además, a BM&FBOVESPA é consideravelmente menos líquida que a
NYSE, ou outras grandes bolsas de valores no mundo.
Apesar de todas as ações em circulação de uma empresa poderem ser negociadas na BM&FBOVESPA, menos da metade das ações
listadas estão realmente disponíveis para negociação para o público, lembrete mantido por um pequeno grupo de indivíduos
controladores, por entidades governamentais ou por um acionista majoritário. A relativa volatilidade e falta de liquidez do mercado de
títulos brasileiro pode limitar significativamente sua capacidade de vender ações preferencias no momento e ao preço desejado e, por
consequência, impactar negativamente o preço de mercado de tais títulos.
A fim de reduzir sua volatilidade, a BM&FBOVESPA adotou um sistema “disjuntor” no qual sessões de negociação podem ser
suspensas por um período de 30 minutos, uma hora ou mais tempo sempre que índices específicos da BM&FBOVESPA caiam abaixo
dos limites de 10%, 15% e 20% respectivamente, em relação aos níveis desses índices na sessão anterior.
Quando acionistas negociam ações na BM&FBOVESPA, e o negócio é concluído em até três dias úteis após a data da negociação. A
entrega e pagamento das ações são realizados pela BM&FBOVESPA, que lida com acordos multilaterais tanto para obrigações
financeiras quanto para transações envolvendo títulos. Segundo regulamentações aplicáveis, a conclusão financeira é realizada através
do sistema do Banco Central e transações envolvendo a compra e venda de ações são concluídas através da BM&FBOVESPA. Todas
as entregas contra pagamentos finais são irrevogáveis.
Negociações nas bolsas de valores do Brasil por não-residentes do país estão sujeitas a processos de registro.
Práticas de Governança Corporativa
Em 2000, a BM&FBOVESPA introduziu três segmentos especiais de listagem, chamados de Níveis 1 e 2 de Práticas Diferenciais de
Governança Corporativa e Novo Mercado, com o objetivo de abranger um mercado secundário para títulos emitidos por empresas
brasileiras listadas na BM&FBOVESPA, encorajando tais empresas a seguir boas práticas de governança corporativa. Os segmentos
de listagem foram desenvolvidos para a negociação de ações emitidas por companhias que voluntariamente decidem atuar com
práticas de governança corporativa e para exigências de informação além daquelas já impostas pela lei brasileira. Tais regras
geralmente aumentam os diretos dos acionistas e melhoram a qualidade das informações fornecidas aos mesmos. Recentemente, a
BM&FBOVESPA revisou as regras dos Níveis 1 e 2 de Práticas Diferenciais de Governança Corporativa e Novo Mercado em duas
ocasiões. A primeira leva de emendas às regras do Novo Mercado entraram em efeito em 6 de fevereiro de 2006, e a primeira leva de
emendas aos Níveis 1 e 2 de Práticas Diferenciais de Governança Corporativa entraram em efeito em 10 de fevereiro de 2006. A
segunda e mais recente leva de emendas às regras do Novo Mercado e Níveis 1 e 2 de Práticas Diferenciais de Governança
Corporativa entraram em vigor em 10 de maio de 2011.
Desde a data efetiva, para se tornar uma empresa de Nível 1, além das obrigações impostas pelas leis aplicáveis, uma emissora deve
concordar em: (i) garantir que 25% de ações representando seu capital social total estejam efetivamente disponíveis para negociação;
(ii) adotar procedimentos de oferta que favoreçam a diluída propriedade de ações sempre que fizer uma oferta pública; (iii) cumprir
com os padrões mínimos de publicações trimestrais; (iv) seguir políticas de publicações mais restritas em relação às transações
realizadas por seus acionistas controladores, membros de seu conselho administrativo e sua diretoria envolvendo títulos emitidos pela
emissora; (v) enviar acordos de acionistas e planos de opção de ação já existentes para a BM&FBOVESPA; (vi) disponibilizar um
calendário de eventos corporativos a seus acionistas; (vii) elaborar e publicar uma política de negociação de títulos aplicável à
companhia, seus acionistas controladores, membros de conselhos e da diretoria, bem como os membros dos órgãos estatutários da
companhia com funções técnicas e de consultoria; (viii) elaborar e publicar um código de conduta estabelecendo valores e princípios
que serão as diretrizes para as atividades da companhia e relacionamento com a diretoria, funcionários, prestadores de serviços e
outros órgãos e indivíduos afetados pela companhia; e (ix) proibir o duplo cargo do Presidente e Diretor Executivo (ou diretor
executivo primário) da companhia.
- 108 -
Para se tornar uma empresa de Nível 2, além das obrigações impostas pelas leis aplicáveis, uma emissora deve concordar, entre outras
coisas, em: (i) cumprir todas as exigências de listagem para empresas do Nível 1; (ii) conceder direitos de acompanhamento a todos os
seus acionistas em relação a uma transferência de controle da companhia, oferecendo o mesmo preço pago por ação para ações
ordinárias do bloco majoritário; (iii) conceder direito de voto a acionistas preferenciais em relação a certas reestruturações
corporativas e transações com empresas do grupo, tais como (a) qualquer mudança da companhia para outra pessoa jurídica; (b)
qualquer fusão, consolidação ou cisão da companhia; (c) aprovação de quaisquer transações entre a companhia e seu acionista
majoritário, incluindo terceiros relacionados ao acionista majoritário; (d) aprovação de qualquer valorização de bens a serem entregues
à companhia como pagamento de ações emitidas no aumento de capital social; (e) nomeação de um especialista para avaliar o valor
justo das ações da companhia em relação a qualquer cancelamento de registro ou de listagem de oferta feita em nível 2; e (f) qualquer
mudanças a esses direitos de voto, que prevalecerão enquanto o acordo de adesão ao Segmento Nível 2 com a BM&FBOVESPA
estiver em efeito; (iv) ter um conselho de administração composto de no mínimo cinco membros, dos quais no mínimo 20% dos
membros devem ser independentes, com mandatos limitados de dois anos; (v) preparar demonstrativos anuais em inglês, incluindo
demonstrativos de fluxo de caixa, de acordo com padrões internacionais de contabilidade, tais como U.S. GAAP ou International
Financial Reporting Standards – IFRS; (vi) ter oferta realizada pelo acionista majoritário da companhia (o preço mínimo das ações a
serem oferecidas será determinado por um processo de avaliação), caso tal acionista opte por cancelar a listagem do Nível 2 do
Segmento; (vii) cumprir exclusivamente as regras da Câmara de Arbitragem da BM&FBOVESPA para a resolução de disputas entre
companhias e investidores; (viii) fazer com que o Conselho de Administração elabore e publique uma opinião prévia e justificada em
relação a toda e qualquer oferta pública para a aquisição de ações emitidas pela companha, analisando, entre outros aspectos, os
impactos da oferta nos interesses da companhia e seus acionistas, bem como na liquidez das ações emitidas pela companhia, contendo
uma recomendação final e justificada para a aceitação ou rejeição da oferta pelos acionistas; e (ix) não incluir no estatuo social da
companhia provisões que (a) restrinjam o número de votos que um acionista ou grupo de acionistas a porcentagem inferiores a 5%
(cinco por cento) das ações com direto a voto, exceto em casos de expatriação ou dos limites impostos pelas leis e regulamentações
aplicáveis à companhia; e, a menos que determinado contrariamente pelas leis e regulamentações (b) exijam um quórum qualificado
para assuntos que devam ser submetidos à assembleia geral de acionistas, ou (c) restrinjam o exercício de voto favorável pelos
acionistas ou os enfardem a votar a favor de uma supressão ou mudança do estatuto social.
Para ser listado no segmento Novo Mercado da BM&FBOVESPA, um emissor precisa atender a todas as exigências descritas acima
sob os Níveis 1 e 2, além de emitir somente ações ordinárias (com direito a voto).
Em 26 de setembro de 2006, assinamos um acordo com a BM&FBOVESPA para listar nossas ações preferenciais no segmento do
Nível 1, com efeito na data imediatamente a seguir da data de publicação do anúncio da listagem no Brasil, de acordo com o que
concordamos a nos submeter, e continuamos a cumprir com todos os requerimentos de uma listagem do Nível 1.
Investimento em Nossas Ações Preferenciais por Não Residentes do Brasil
Investidores residentes fora do Brasil, inclusive investidores institucionais, estão autorizados a adquirir títulos capital, incluindo nossas
ações preferenciais, na bolsa de valores brasileira, desde que cumpram com as exigências de registro estabelecidas na Resolução No.
2.689 do CMN e Instrução CVM No. 325 , a partir de 27 janeiro de 2000, conforme seus adendos. Com algumas poucas exceções, nos
termos da Resolução No. 2.689, os investidores estão autorizados a realizar qualquer tipo de transação no mercado de capitais
financeiras brasileiras envolvendo um título negociado em bolsa, futuro ou mercado de balcão organizado. Os investimentos e
remessas para fora do Brasil de ganhos, dividendos, lucros ou outros pagamentos de nossas ações preferenciais são feitas através do
mercado de câmbio
Para se tornar um investidor Resolução nº 2.689, o investidor residente fora do Brasil deve:
•
nomear pelo menos um representante no Brasil, que será responsável pelo cumprimento de requisitos e procedimentos
com o Banco Central e a CVM de registo e informação. Caso o representante seja um indivíduo ou uma empresa não
financeira, o investidor deve nomear também uma instituição devidamente autorizada pelo Banco Central que será
solidariamente responsável pelas obrigações do representante;
•
preencher o formulário de registro de investidor estrangeiro;
•
através de seu representante, registrar-se como investidor estrangeiro juntoà CVM e registrar o investimento no Banco
Central;
•
nomear um representante no Brasil para fins de tributação;
•
obter um número da pessoa física (CPF) das autoridades fiscais federais brasileiras - Receita Federal (Secretaria da
Receita Federal do Brasil); e
•
títulos e outros ativos financeiros detidos por investidores estrangeiros nos termos da Resolução n º 2.689 devem ser
registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente licenciada pelo Banco
Central ou pela CVM. Além disso, a negociação de títulos por investidores estrangeiros são geralmente restritas a
transações envolvendo títulos listados nas bolsas de valores brasileiras ou negociados em mercados de balcão organizado
licenciados pelo CVM.
- 109 -
Diferenças significativas entre nossas Práticas de Governança Corporativa e os padrões de governança da NYSE
Estamos sujeitos aos padrões de listagem de governança corporativa da NYSE. Como emissor privado estrangeiro, os padrões
aplicáveis a nós são consideravelmente diferentes dos padrões aplicados a empresas norte-americanas. Segundo as normas da NYSE,
devemos respeitar as seguintes regras de governança corporativa: (i) satisfazer os requisitos da Regra 10A-3 do Ato de Câmbio,
incluindo ter um comitê de auditoria ou conselho fiscal, de acordo com uma isenção aplicável disponível para emissores estrangeiros
privados, que atenda a determinados requisitos, como discutido abaixo, (ii) fornecer à NYSE, afirmações por escrito, anuais e
semestrais, conforme exigido pelas regras de governança corporativa da NYSE, (iii) fornecer certificação imediata por nosso diretor
executivo de qualquer não-cumprimento grave de quaisquer regras de governança corporativa, e (iv) devemos fornecer uma breve
descrição das diferenças significativas entre nossas práticas de governança corporativa e práticas de governança corporativa da NYSE
que devem ser seguidas por empresas americanas. A discussão das diferenças significativas entre nossas práticas de governança
corporativa e aquelas exigidas das empresas cotadas dos Estados Unidos segue abaixo.
Maioria de Conselheiros Independentes
As regras da NYSE exigem que a maioria do conselho deve seja composta por conselheiros independentes. A independência é
definida por vários critérios, inclusive a ausência de vínculo empregatício entre o conselheiro e a companhia. Embora a legislação
brasileira não tem um requisito semelhante, as regras do Novo Mercado e Nível 2 exigem que as companhias listadas tenham um
conselho de administração composto de no mínimo cinco membros, dos quais um mínimo de 20% dos diretores devem ser
independentes de acordo com os diferentes critérios definidos nos regulamentos (como a ausência de vínculo empregatício entre o
diretor e a companhia ou o acionista controlador). O segmento Nível 1 da BM&FBOVESPA em que estamos listados só exige que o
conselho deve ser composto por um mínimo de três membros e não requer nenhuma participação de conselheiros independentes e,
portanto, segundo a legislação brasileira e as regras do Nível 1, não e exigido de nosso Conselho de Administração nem de nossa
administração que teste a independência dos conselheiros antes de sua eleição para o conselho. No entanto, tanto a Lei das Sociedades
Anônimas e pela CVM estabeleceram normas que exigem que diretores atendam a certos requisitos de qualificação e que administrem
a remuneração e as atribuições e responsabilidades do conselho de administração e diretoria da empresa, bem como as restrições
aplicáveis eles aplicáveis. Enquanto nossos conselheiros satisfizerem as exigências de qualificação da legislação societária brasileira e
pela CVM, bem como do segmento da BM&FBOVESPA Nível 1, não acreditamos que a maioria dos nossos conselheiros seria
considerada independente segundo o teste da NYSE. Lei das Sociedades Anônimas e nosso estatuto social exigem que nossos
conselheiros sejam eleitos por nossos acionistas em assembleia geral de acionistas.
Sessões Executivas
As regras da NYSE exigem que os conselheiros não-administrativos reunam-se regularmente sem a presença da do conselho de
administração. A Lei das Sociedades Anônimas não tem uma disposição semelhante. De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas,
até um terço dos membros do Conselho de Administração poderão ser eleitos para a Diretoria Executiva. Os administradores não
executivos não têm poderes expressos para atuar com controle sobre a gestão, e não há nenhuma exigência para que esses conselheiros
se reúnam regularmente. Como resultado, os conselheiros não-administrativos em nosso conselho tipicamente não se reúnem em
sessão executiva.
Comitê de Nomeação / Governança Corporativa
As regras da NYSE exigem que as companhias listadas tenham um comitê de nomeação / governança corporativa composto
inteiramente por conselheiros independentes e regido por um estatuto escrito direcionando ao propósito específico do comitê e
detalhando suas responsabilidades, que incluem, entre outras coisas, a identificação e seleção de candidatos qualificados ao Conselho
e desenvolvimento de um conjunto de princípios de governança corporativa aplicável à companhia. A lei brasileira não tem um
requisito semelhante.
Comitê de Remuneração
As regras da NYSE exigem que as companhias emissoras tenham um comitê de remuneração composto inteiramente por conselheiros
independentes e regido por um estatuto escrito direcionando direcionando ao propósito específico do comitê e detalhando suas
responsabilidades, que incluem, entre outras coisas, a revisão das metas corporativas relevantes à remuneração do diretor-presidente,
avaliação do desempenho do diretor executivo, aprovação dos níveis de remuneração do diretor-presidente e recomendação da
remuneração, remuneração de incentivo e planos baseados em participações. Não somos obrigados, pela legislação brasileira
aplicável, a ter um comitê de remuneração. Nos termos da Lei das Sociedades Anônimas, o montante total disponível para
remuneração de nossos conselheiros e diretores e para pagamentos de participação nos lucros aos nossos diretores é estabelecido pelos
nossos acionistas na assembleia geral ordinária. O Conselho de Administração é responsável por determinar a remuneração individual
e participação nos lucros de cada diretor, bem como a remuneração da diretoria e membros do comitê. Ao fazer tais determinações, o
conselho analisa o desempenho dos diretores, inclusive o desempenho do nosso diretor executivo, que tipicamente isenta-se de
discussões relativas ao 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 um mínimo de três
conselheiros independentes que sejam especialistas financeiros, (ii) atenda as regras da SEC sobre comitês de auditoria de companhias
- 110 -
emissoras, (iii) tenha pelo menos um membro que seja contador ou administrador de empresas, e (iv) seja regido por um estatuto
escrito direcionando a finalidade do comitê e detalhando suas responsabilidades. No entanto, como um emissor estrangeiro privado,
precisamos apenas para cumprir a exigência de que o comitê de auditoria atenda às regras da SEC sobre comitês de auditoria para
companhias listadas. Lei das Sociedades por Ações exige que as empresas tenham um Conselho Fiscal não permanente composto por
três a cinco membros, eleitos os em assembleia geral de acionistas.
Aprovação dos Acionistas dos Planos de ações
As regras da NYSE exigem que seja dada aos acionistas a oportunidade de voto em todos os planos de remuneração por ações e
respectivas revisões relevantes, com poucas exceções. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os acionistas devem aprovar
todos os planos de opção de ações. Além disso, qualquer emissão de novas ações está sujeita à aprovação dos acionistas.
As regras da NYSE exigem que as companhias adotem e divulguem diretrizes de governança corporativa. Embora a legislação
brasileira aplicável não tem um requisito semelhante, adotamos práticas de governança corporativa, que são estabelecidos no Código
de Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa da Eletrobras ("Código das Práticas de Governança Corporativa da Eletrobras").
Além disso, também adotamos e observamos uma política de divulgação, que exige a publicação de todas as informações relevantes
de acordo com as diretrizes estabelecidas pela CVM, bem como uma política de insider trading, que, entre outras coisas, estabelece
períodos de blecaute e requer informações sobre gestão de todas as operações que envolvam nossos títulos.
Código de Conduta e Ética nos Negócios
As regras da NYSE exigem que as companhias listadas adotem e divulguem um código de conduta e ética para conselheiros, diretores
e funcionários, e divulguem quaisquer exceções do código para conselheiros ou diretores. BM&FBovespa tem uma exigência de
governança corporativa semelhante para as empresas que estão listadas nos segmentos Nível 1, Nível 2 ou no Mercado do Novo
Mercado, e em 2010 nós introduzimos o Código de Ética Único das Empresas Eletrobras, que dispõe sobre os princípios éticos que
devem ser observados por todos os membros do conselho de administração, diretores, funcionários, prestadores de serviço, estagiários
e jovens aprendizes.
Função da Auditoria Interna
As regras da NYSE exigem que as companhias emissoras mantenham uma função de auditoria interna para fornecer avaliações
contínuas sobre os processos de gestão de risco da empresa e do sistema de controle interno à administração e ao comitê de auditoria.
A lei brasileira não tem um requisito semelhante.
D. Acionistas Vendedores
Não se aplica.
E. Diluição
Não se aplica.
F. Despesas da Emissão
Não se aplica.
- 111 -
ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS
A. Capital Social
Não se aplica.
B. Memorando e Artigos de Associação
Objeto Social
Nosso estatuto social estabelece nossos propósitos corporativos:
(1) construir e operar usinas e linhas de transmissão para gerar e distribuir energia elétrica e entrar em transações de negócios
relacionados, tais como o comércio de energia elétrica;
(2) cooperar com o governo para estabelecer a política energética nacional;
(3) dar apoio financeiro às nossas subsidiárias;
(4) promover e apoiar pesquisas de interesse do setor energético, ligadas à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, bem
como estudos de aproveitamento de reservatórios para múltiplos fins;
(5) contribuir para a formação do pessoal técnico necessário ao setor elétrico brasileiro, por meio de cursos de especialização, que
também possa conceder assistência a entidades educacionais no Brasil ou no exterior, e
(6) cooperar técnica e administrativamente com nossas subsidiárias e governo.
Nosso Conselho de Administração não tem o poder de votar sobre sua remuneração ou para conceder empréstimo. Somente nossos
acionistas podem aprovar questões como essas. Não há limites de idade estabelecidos para a aposentadoria dos membros do nosso
Conselho de Administração.
Descrição da Nosso Capital Social
Visão Geral
Somos uma empresa de economia mista, autorizada e constituída de acordo com a Lei brasileira n º 3.890-A, em 25 de abril de 1961.
Estamos registrados no Cadastro Nacional de Pessoas Jurídicas sob n º. 00.001.180/0001-26.
Nosso capital social é dividido em três tipos de ações: ações ordinárias, ações preferenciais da classe "A" (emitidas até 23 de junho de
1969) e ações preferenciais da classe "B" (emitidas a partir 23 de junho de 1969).
Em setembro de 2006, firmamos um acordo com a BM&FBOVESPA para listar nossas ações no segmento de governança corporativa
da BM&FBOVESPA, e o Nível 1 entrou em vigor em 29 de setembro de 2006. A negociação de nossas ações no Nível 1 começou em
29 de setembro de 2006.
História do Nosso Capital Social
Em 2012, nosso capital social era de R $ 31.305 Milhões, em comparação com R $ 31.305 Milhões em 2011.
Ações em Tesouraria
Não temos ações em tesouraria e não temos um programa de recompra de nossas ações.
Direitos Vinculados a Nossas Ações
Ações Ordinárias
Cada uma de nossas ações ordinárias confere ao seu titular direito a um voto em todas as questões submetidas à votação dos acionistas
na assembleia geral ordinária ou um extraordinária de acionistas. Além disso, em caso de liquidação, os detentores de nossas ações
têm o direito de tomar parte de todos os nossos ativos remanescentes, após o pagamento de todas as nossas obrigações,
proporcionalmente, de acordo com suas respectivas participações no total das ações ordinárias emitidas e em circulação. Os detentores
de nossas ações ordinárias têm direito a participar em todos os futuros aumentos de capital social.
Ações preferenciais
Nossas ações preferenciais têm atributos diferentes de nossas ações ordinárias pois os detentores de ações preferenciais não têm direito
a voto nas assembleias gerais ordinárias ou extraordinárias de acionistas, mas têm o direito preferencial de reembolso de capital,
distribuição de dividendos e prioridade na insolvência. Nossas ações preferenciais não podem ser convertidas em ações ordinárias.
As ações preferenciais da Classe "A", bônus e ações relacionadas a essas ações, têm direito a dividendos de 8% ao ano, com
prioridade para a distribuição de outros dividendos, a serem divididos igualmente entre eles. As ações preferenciais da Classe "B",
bônus e ações relacionadas a essas ações, têm direito a dividendos de 6% ao ano, com prioridade para a distribuição de outros
- 112 -
dividendos, a serem divididos igualmente entre eles. Dividendos não pagos não são recebíveis nos anos seguintes. As ações
preferenciais da Classe "A" e as ações preferenciais classe da "B", são consideradas iguais em caso de solvência.
Além disso, as ações preferenciais têm direito a receber o dividendo pelo menos dez por cento acima do dividendo atribuído a cada
ação ordinária.
Transferência de Nossas Ações
Nossas ações não estão sujeitas a quaisquer restrições de transferência. Sempre que uma transferência de titularidade de ações ocorre,
a empresa de financiamento com que tais ações estejam depositadas pode cobrar do acionista o custo de transferência de quaisquer
serviços relacionados com a transferência mesmo dentro do Brasil, sujeito a taxas máximas estabelecidas pela CVM.
Direito de preferência
Não há direito de preferência aplicáveis à transferência de nossas ações.
Redenção
Não podemos resgatar nossas ações.
Registro
Nossas ações são mantidas sob a forma escritural junto ao JP Morgan Chase Bank NA, que irá atuar como agente custodiante para
nossas ações. A transferência de nossas ações será realizada por meio de escritural pelo JP Morgan Chase Bank NA em seu sistema de
contabilidade, debitando a conta de ações do vendedor e creditando a conta de ações do comprador, mediante ordem escrita do
cedente, ou autorização judicial ou ordem para afetar essas transferências.
Notificação de Interesses em nossas ações
Qualquer acionista que adquira ou se desfaça de 5% ou mais do nosso capital social de qualquer classe é obrigado a notificar a
Companhia imediatamente após a conclusão da transação. Esta obrigação aplica-se também aos detentores de ADRs, debêntures
conversíveis e opções de ações. Após o recebimento da notificação, a Companhia deve informar tal operação por meio de um aviso
que deve ser carregados ao site da CVM e atualizar devidamente suas informações corporativas em seu Formulário de Referência, no
prazo de sete dias úteis após a ocorrência de a transação.
Assembleia Geral de Acionistas
A legislação societária brasileira não permite aos acionistas aprovarem questões por consentimento escrito obtido como resposta a um
procedimento de solicitação de aprovação. Todas as matérias sujeitas à aprovação dos acionistas devem ser aprovadas em uma
assembleia geral devidamente convocada. Existem dois tipos de assembleias: ordinárias e extraordinárias. As assembleias ordinárias
ocorrem uma vez por ano, no dentro de 120 do fim exercício e assembleias extraordinárias podem ser convocadas sempre que
necessário.
As assembleias de acionistas são convocadas pelo Conselho de Administração. Aviso de tais reuniões é enviado aos acionistas pelo
correio, além de anúncios colocados em jornal de grande circulação em nosso principal mercado de negócios e em nosso website, pelo
menos 15 dias antes da reunião.
Assembleias gerais são realizadas em nossa sede, em Brasília. Acionistas poderão ser representados na assembleia geral de acionistas
por procuradores de fato que sejam: (i) acionistas da empresa, (ii) advogados brasileiros, (iii) membros de nossa administração, ou (iv)
uma instituição financeira.
Nas assembleias devidamente convocadas, nossos acionistas podem tomar parte em qualquer decisão em relação ao nosso negócio. As
decisões a seguir só podem ser tomadas por nossos acionistas em assembleia geral:
• provação anual de nossas contas;
• eleição e deposição os membros do nosso conselho de administração e do conselho fiscal;
• alteração de nosso estatuto social;
• aprovação de fusão, incorporação ou cisão;
- 113 -
• aprovação de dissolução ou liquidação, bem como a eleição e destituição dos liquidantes e a aprovação de suas contas;
• concessão de prêmios em ações e aprovação de desdobramentos ou agrupamentos;
• aprovação planos de opção de compra de ações para nossos administradores e empregados, e
• aprovação do pagamento de dividendos.
Conselho de Administração, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal
Nosso Estatuto Social prevê um Conselho de Administração, composto por dez membros, a Diretoria Executiva, de adesão plena, e
um Conselho Fiscal permanente, composto por cinco membros.
Qualificações
Todos os membros do nosso Conselho Administrativo, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal devem ser cidadãos brasileiros. Nosso
estatuto social também prevê que certas pessoas não podem ser nomeados para a gestão da empresa, incluindo aqueles que: são
desqualificados pela CVM, declaram falência, ou que tenham sido condenados por alguns delitos, tais como a corrupção e crimes
contra a economia.
As minutas das reuniões de acionistas ou diretores que nomeiam um membro do Conselho Administrativo ou da Diretoria Executiva,
respectivamente, devem detalhar as qualificações dessa pessoa e especificar o período do seu mandato.
Nomeação
Os membros do nosso Conselho Administrativo são eleitos na assembleia geral de acionistas para um mandato renovável de um ano.
Como nosso acionista majoritário, o governo brasileiro tem o direito de designar sete membros do nosso Conselho Administrativo, dos
quais seis são nomeados pelo MME e um pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão. Os outros detentores de ações
ordinárias têm o direito de eleger um membro, os titulares de ações preferenciais sem direito a voto que representem pelo menos dez
por cento do nosso capital total têm o direito de eleger um membro, e um membro deve ser eleito como representante dos empregados,
por meio de uma eleição organizada pela empresa e pelas entidades sindicais. Um dos membros do Conselho Administrativo é
nomeado presidente da empresa.
Os membros da nossa Diretoria Executiva são eleitos pelo Conselho Administrativo por prazo indeterminado.
O governo brasileiro tem o direito de nomear três dos membros do nosso Conselho Fiscal, e tanto os acionistas minoritários quanto os
detentores de ações preferenciais têm o direito de indicar um membro cada.
Assembleias
De acordo com o nosso estatuto social, o Conselho Administrativo se reúne pelo menos uma vez por ano sem a presença do CEO, e
duas vezes por ano com a presença de nossos auditores independentes. Historicamente, nosso Conselho Administrativo se reúne uma
vez por mês e quando convocado pela maioria dos conselheiros ou pelo presidente. Entre outras atribuições, o Conselho
Administrativo é responsável por: (i) estabelecer as diretrizes de negócios; (ii) determinar a organização social de nossas subsidiárias
ou qualquer participação adquirida por nós em outras pessoas jurídicas; (iii) determinar nossas políticas de empréstimos e
financiamentos; e (iv) aprovar qualquer garantia a favor de qualquer uma de nossas subsidiárias em qualquer acordo financeiro. Os
diretores não podem participar de discussões ou votar em matérias que lhes interesse de outra forma.
Nossa Diretoria Executiva se reúne ordinariamente a cada semana, ou quando convidado pela maioria dos diretores ou pelo presidente.
Nossa Diretoria Executiva determina nossa política de negócios em geral, é responsável por todos os assuntos relacionados à
administração e operações do dia-a-dia, e é o mais alto órgão de controle no que diz respeito à execução de nossas diretrizes. Os
membro da Diretoria Executiva não podem participar de discussões ou votar em matérias que lhes interesse de outra forma.
O Conselho Fiscal se reúne uma vez por mês.
Obrigações de Divulgação
Nossas obrigações de divulgação são determinadas pelo Manual de Divulgação e Uso de Informações Relevantes e Política de
Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Eletrobras (emitida pelo Eletrobras), cuja cópia encontra-se disponível em nosso
site. As informações encontradas neste website não estão incorporadas por referência neste relatório anual.
- 114 -
C. Contratos Relevantes
Nossas operações de Itapu são feitas de acordo com um tratado firmado em 26 de Abril de 1973 entre o governo brasileiro e o
Paraguai. A tradução deste tratado é incluída como anexo neste relatório anual. Os termos materiais deste tratado são descritos no
"Item 5. Análise e Perspectiva Operacional e Financeira."
D. Controles Cambiais
O direito de converter dividendos ou pagamentos de juros e receitas provenientes da venda de ações em moeda estrangeira e de
remeter esses valores para fora do Brasil está sujeito a restrições da legislação sobre investimentos estrangeiros que normalmente
exige, entre outras coisas, que os investimentos relevantes tenham sido registrados com o Banco Central e aCVM. Tais restrições à
remessa de capital estrangeiro para o exterior podem dificultar ou impedir o custodiante das ações preferenciais, representadas por
ADSs, ou os detentores de ações preferenciais de converter dividendos, distribuições ou o produto de qualquer venda dessas ações
preferenciais em dólares americanos, remetendo dólares para o exterior. Os detentores das nossas ADSs podem ser adversamente
afetados por atrasos ou recusa de conceder qualquer aprovação governamental necessária para converter os pagamentos das ações
preferenciais subjacentes às nossas ADSs em moeda brasileira, bem como para remeter os recursos para o exterior.
A Resolução nº 1.927 do Conselho Monetário Nacional prevê a emissão de recibos de depósito em mercados estrangeiros com relação
a ações de emissores brasileiros. Ela corrige 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, conforme os Regulamentos do Anexo V, pelo Banco Central e pela
CVM antes da emissão das ADSs. Assim, as receitas provenientes da venda de ADSs por detentores de ADRs fora do Brasil estão
livres dos controles brasileiros sobre investimentos estrangeiros, e os detentores de ADSs terão direito a tratamento fiscal favorável.
Vide "Item 10.E, Tributação - Considerações Sobre Impostos Brasileiros Relevantes."
Nos termos da Resolução nº 2.689 do CMN, os investidores estrangeiros registrados na CVM podem comprar e vender ações
brasileiras, incluindo nossas ações preferenciais nas bolsas de valores brasileiras, sem obter certificados de registro separados para
cada transação. O registro está disponível para investidores estrangeiros qualificados, que incluem principalmente instituições
financeiras estrangeiras, companhias de seguros, fundos de pensão e de investimento, instituições beneficentes estrangeiras e outras
instituições que alcancem um certo capital mínimo e outros requisitos. A Resolução nº 2.689 também estende o tratamento fiscal
favorável a investidores cadastrados. Vide "Item 10.E, Tributação - Considerações Sobre Impostos Brasileiros Relevantes."
Nos termos da Resolução nº 2.689, os investidores estrangeiros devem: (i) nomear pelo menos um representante no Brasil com a
capacidade de realizar atos relativos ao investimento estrangeiro; (ii) preencher o formulário de registro de investidor estrangeiro; (iii)
obter registro como investidor estrangeiro junto à CVM; e (iv) registrar o investimento estrangeiro no Banco Central.
Os títulos e outros ativos financeiros detidos por um investidor estrangeiro nos termos da Resolução nº 2.689 devem ser registrados ou
mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente licenciada pelo Banco Central ou pela CVM, ou ser
registrado no registro, compensação e sistemas de custódia autorizados pelo Banco Central ou pela CVM. Além disso, a negociação de
títulos é restrita às operações realizadas em bolsas de valores ou mercados legalmente licenciados pela CVM.
Capital Social
Valores investidos em nossas ações por um detentor não-brasileiro que se qualifique nos termos da Resolução nº 2.689 e obtenha
registro na CVM, ou pelo depositário representando um detentor de ADS, são elegíveis para registro junto ao Banco Central. Este
registro (o valor assim registrado é referido como capital registrado) permite a remessa de moeda estrangeira para fora do Brasil,
convertida à taxa de mercado comercial, adquirida com o produto de distribuições e montantes realizados com a alienação de nossas
ações. O capital registrado por ação adquirida na forma de ADS, ou comprada no Brasil e depositada com o depositário em troca de
uma ADS, será igual ao seu preço de compra (em dólares americanos). O capital registrado por ação retirado mediante ao
cancelamento de uma ADS será o equivalente em dólares americanos considerando: (i) o preço médio de uma ação na bolsa de valores
brasileira na qual o maior número de ações foram negociadas no dia da retirada ou; (ii) se nenhuma ação foi negociada naquele dia, o
preço médio na bolsa de valores brasileira na qual o maior número de ações foram negociadas nos quinze pregões imediatamente
anteriores à retirada. O equivalente em dólares americanos será determinado com base nas taxas médias do mercado comercial cotadas
pelo Banco Central nessas datas.
Um detentor estrangeiro de ações pode sofrer atrasos em efetuar o registro no Banco Central, o que pode atrasar as remessas para o
exterior. Esse atraso pode afetar adversamente o montante em dólares americanos recebido pelo detentor não-brasileiro.
Um certificado de registro foi emitido em nome do depositário com relação às ADSs, e é mantido pelo custodiante em nome do
depositário. De acordo com o certificado de registro, o custodiante e o depositário podem converter dividendos e outras distribuições
com relação às ações representadas por ADSs em moeda estrangeira e remeter o produto para fora do Brasil. No caso de um detentor
de ADSs trocar suas ADSs por ações, tal detentor terá o direito de continuar a contar com o certificado de registro do depositário por
cinco dias úteis depois da troca, após os quais esse detentor deve procurar obter seu próprio certificado de registro com o Banco
Central. Depois disso, qualquer detentor de ações pode não ser capaz de converter em moeda estrangeira e remeter para fora do Brasil
- 115 -
os recursos obtidos com a alienação de, ou distribuições com relação a, tais ações, a menos que o titular seja um investidor
devidamente qualificado nos termos da Resolução nº 2.689 ou obtiver seu próprio certificado de registro. Um detentor que obtiver um
certificado de registro estará sujeito a um tratamento fiscal brasileiro menos favorável que um detentor de ADSs. Vide "Item 10.E,
Tributação - Considerações Sobre Impostos Brasileiros Relevantes."
Se o titular não se qualificar nos termos da Resolução nº 2.689 a registrar-se com a CVM e o Banco Central e a nomear um
representante no Brasil, o detentor terá ficará sujeito a tratamento fiscal brasileiro menos favorável que um detentor de ADSs.
Independente da qualificação de acordo com Resolução nº 2.689, os residentes em paraísos fiscais estão sujeitas a tratamento fiscal
menos favorável que outros investidores estrangeiros. Vide "Item 10.E, Tributação - Considerações Sobre Impostos Brasileiros
Relevantes."
Segundo a atual legislação brasileira, o governo brasileiro pode impor restrições temporárias às remessas de capital estrangeiro para o
exterior no caso de um sério desequilíbrio ou um grave desequilíbrio antecipado na balança de pagamentos do Brasil. Por
aproximadamente seis meses em 1989 e no início de 1990, o governo brasileiro congelou todos os dividendos e repatriações de capital
detidos pelo Banco Central que eram devidos a investidores estrangeiros, a fim de conservar as reservas de moeda estrangeira do
Brasil. Esses valores foram posteriormente liberados de acordo com diretrizes do governo brasileiro. Não se pode haver garantia de
que o governo brasileiro não imporá restrições similares às repatriações estrangeiras no futuro. Vide "Item 3.D, Fatores de Risco Riscos Relativos ao Brasil".
E. Tributação
A discussão a seguir aborda o material de imposto de renda do Brasil e Estados Unidos decorrentes da aquisição, detenção e alienação
de nossas ações ou ADSs.
Essa discussão não é uma discussão que abrange todas as considerações fiscais que possam ser relevantes para uma decisão de compra
de nossas ações ou ADSs e não é aplicável a todas as categorias de investidores, alguns dos quais podem estar sujeitos a regras
especiais, e não trata especificamente de todas as considerações tributárias brasileiras e de renda federal dos Estados Unidos aplicáveis
a qualquer detentor particular. Ela é baseada nas leis tributárias do Brasil e dos Estados Unidos em vigor na data deste relatório anual,
que estão sujeitas a mudanças, possivelmente com efeito retroativo, e a diferentes interpretações. Qualquer alteração na lei pode ter
um impacto sobre as consequências descritas abaixo. Cada comprador em potencial deve consultar seu próprio consultor tributário
sobre quaisquer particularidades decorrentes de imposto de renda ao investir em nossas ações ou ADSs no Brasil e nos Estados
Unidos. Esta discussão também se baseia nas declarações do depositário e no pressuposto de que cada obrigação no contrato de
depósito entre nós, JP Morgan Chase Bank NA, como depositário, e os detentores registrados e usufrutuários das ADSs, e quaisquer
documentos relacionados , será realizada de acordo com seus termos.
Embora atualmente não haja nenhum tratado de imposto de renda entre o Brasil e os Estados Unidos, as autoridades fiscais dos dois
países têm mantido discussões que podem culminar em tal tratado. Não podemos assegurar-lhes, no entanto, sobre se ou quando um
tratado entrará em vigor ou como ele afetará os detentores de nossas ações ou ADSs.
Considerações Tributárias Brasileiras Relevantes
A discussão a seguir é um resumo das considerações tributárias brasileiras relevantes sobre a aquisição, propriedade e alienação de
nossas ações ou ADSs por um detentor que não seja domiciliado no Brasil para fins de tributação brasileira, e que tenha registrado seu
investimento nesses títulos com a Banco Central como um investimento em dólares dos EUA (em cada caso, o titular não-residente).
As consequências fiscais descritas a seguir não levam em conta os efeitos de quaisquer tratados fiscais ou de reciprocidade de
tratamento fiscal firmado entre o Brasil e outros países. A discussão também não aborda as consequências fiscais previstas nas leis
tributárias de qualquer estado ou município do Brasil.
Introdução
Nos termos da legislação brasileira, os investidores estrangeiros podem investir em ações sob a Resolução nº 2.689 do Banco Central.
A Resolução nº 2.689 permite que investidores estrangeiros investem nos mercados financeiros e capitais brasileiros, desde que alguns
requisitos aqui descritos sejam cumpridos. De acordo com a Resolução nº 2.689, a definição de investidor estrangeiro inclui pessoas
físicas, jurídicas, fundos mútuos, e outras entidades de investimento coletivo, domiciliadas ou com sede no exterior.
Nos termos da Resolução nº 2.689, os investidores estrangeiros devem: (i) nomear pelo menos um representante no Brasil com
poderes para praticar atos relativos ao investimento estrangeiro; (ii) preencher o formulário de registro de investidor estrangeiro; (iii)
registrar-se como estrangeiro investidor junto à CVM e registrar o investimento estrangeiro junto ao Banco Central; (iv) nomear um
representante no Brasil para fins de tributação; e (v) obter um número de identificação de contribuinte com as autoridades fiscais
federais brasileiras (que serão solicitadas pela CVM). Para mais detalhes sobre as exigências a serem cumpridas, a fim de qualificar-se
como investidor estrangeiro nos termos da Resolução nº 2.689, consulte o "Item 9.C, Mercados - Investimento em Ações Preferenciais
por Não-Residentes no Brasil."
- 116 -
Títulos e de outros ativos financeiros pertencentes a investidores estrangeiros nos termos da Resolução nº 2.689 devem ser registrados
ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente licenciada pelo Banco Central ou pela CVM.
Além disso, a negociação de títulos é restrita às operações realizadas em bolsas de valores ou mercados legalmente licenciados pelo
CVM, exceto para transferências resultantes de uma reorganização societária, que ocorre após a morte de um investidor, por força de
lei ou como consequência do fechamento das ações relevantes de uma bolsa de valores e o cancelamento do registro junto à CVM.
Imposto de renda
Para fins de tributação brasileira, há dois tipos de detentores não residentes de nossas ações ou ADSs: (i) detentores não residentes que
não sejam residentes ou domiciliados em um "paraíso fiscal" (ex: um país ou local que não tribute a renda ou onde a alíquota máxima
de imposto de renda é inferior a 20% ou onde a legislação interna imponha restrições à divulgação da composição acionária ou a
titularidade do investimento) e que, no caso de titulares de nossas ações, são registradas perante o Banco Central e a CVM serem
capazes de investir no Brasil, em conformidade com a Resolução nº 2.689 ("Detentor Registrado"); e (ii) outros detentores não
residentes, que incluem todos e quaisquer não residentes no Brasil que investem em títulos de equidade de empresas brasileiras através
de quaisquer outros meios e todos os tipos de investidores que estão localizados em paraíso fiscal. Os investidores mencionados no
item (i) acima, que são registrados pelo Banco Central e pela CVM como sendo capazes de investir no Brasil de acordo com a
Resolução nº 2.689, estão sujeitos a um regime fiscal favorável no Brasil, conforme descrito abaixo. No entanto, não pode haver
garantia de que o atual tratamento preferencial para detentores de ADSs e detentores não residentes de ações preferenciais ou
ordinárias nos termos da Resolução nº 2.689 continuará igual ou não será alterada no futuro.
Dividendos. Os dividendos pagos por nós ao depositário em relação às ações subjacentes às ADSs, ou a um Detentor Não Residente
em relação a nossas ações não estão sujeitos à retenção de imposto de renda brasileiro, na medida em que tais valores estão
relacionados a lucros gerados a partir 1 de janeiro de 1996. Os dividendos relativos a lucros gerados antes de 31 de dezembro de 1995
podem estar sujeitos ao imposto brasileiro retido na fonte sob taxas variáveis, dependendo do ano em que os lucros foram gerados.
Ganhos de Capital. Como regra geral, os ganhos de capital realizados como resultado de uma transação de alienação são a diferença
positiva entre o montante recebido com a alienação das unidades e o respectivo custo de aquisição. Segundo a legislação brasileira, o
imposto de renda sobre os ganhos podem variar dependendo do domicílio do detentor não residente, o tipo de registro do investimento
pelo detentor não residente junto ao Banco Central e como a alienação é realizada, conforme descrito abaixo .
(a) venda de ADS
Os ganhos realizados fora do Brasil por um detentor não residente na alienação de ADSs a outro detentor não residente não estão
sujeitos à tributação brasileira. No entanto, de acordo com a Lei nº 10.833, promulgada em 29 de dezembro de 2003, ou Lei nº 10.833,
os ganhos reconhecidos na alienação de ativos localizados no Brasil por um titular não residente, quer a outros detentores não
residentes ou titulares brasileiros, estão sujeitos à tributação no Brasil. Esta regra é aplicável independente de a alienação ser
conduzida no Brasil ou no exterior. Embora acreditemos que as ADSs não se enquadram na definição de ativos localizados no Brasil
para fins da Lei n° 10.833, porque elas representam títulos emitidos e renegociados em um mercado de câmbio no exterior,
considerando o escopo geral e vago dessas disposições, bem como a falta de precedente das cortes em relação aos mesmos, somos
incapazes de prever se tal entendimento prevalecerá nos tribunais do Brasil. É importante notar, contudo, que mesmo se as ADSs
foram consideradas ativos localizados no Brasil, os investidores que sejam residentes em paraísos fiscais não poderiam candidatar-se à
isenção de imposto de ganho de capital de acordo com o artigo 81 da Lei nº 8981/95.
Se esse argumento não prevalecer, é importante mencionar que, em relação ao custo de aquisição a ser adotado para o cálculo de tais
ganhos, a legislação brasileira tem conflitantes disposições relativas à moeda em que tal montante deve ser determinado. Nossa visão é
que os ganhos de capital devem basear-se na diferença positiva entre o custo de aquisição das ações preferenciais ou ordinárias
registrados no Banco Central do Brasil em moeda estrangeira e o valor da alienação das ações preferenciais ou ordinárias da mesma
moeda estrangeira. No entanto, considerando que as autoridades fiscais não estão vinculadas a tal precedente, as avaliações foram
emitidas adotando o custo de aquisição em moeda brasileira.
(b) Conversão de ações em ADSs
O depósito de nossas ações em troca de ADSs pode estar sujeito ao imposto brasileiro sobre ganhos de capital sob alíquota de 15%, ou
25%, no caso de investidores domiciliados em paraísos fiscais, se o custo de aquisição das ações, no caso de outros investidores do
mercado de acordo com a Resolução nº 2.689, ou o valor de outra forma anteriormente registrado no Banco Central como
investimento estrangeiro em ações preferenciais ou ordinárias for inferior a:
(i)
o preço médio por ação preferencial ou ordinária na bolsa de valores brasileira na qual o maior número de tais ações tenha
sido vendido no dia do depósito, ou o preço médio por ação preferencial ou ordinária na bolsa de valores brasileira na qual
o maior número de tais ações foram vendidas no dia do depósito; ou
(ii) se nenhuma ação preferencial ou ordinária tiver sido vendida naquele dia, o preço médio na bolsa de valores brasileira em
que foram vendidos o maior número de ações preferenciais ou ordinárias nos 15 pregões imediatamente anteriores a tal
depósito.
- 117 -
Neste caso, a diferença entre o valor previamente registado, ou o custo de aquisição, conforme o caso, e o preço médio das partes
calculado conforme estabelecido acima, será considerado um ganho capital. Embora não haja uma orientação regulatória clara, tal
tributação não se aplica ao caso de detentores não residentes registrados nos termos da Resolução nº 2.689 que não esteja situado em
um paraíso fiscal.
(c) Conversão de ADSs em ações
Embora não haja uma orientação regulatória clara, a troca de ADSs por ações não deve estar sujeita à tributação brasileira. Os
detentores não residentes podem trocar ADSs pelas ações subjacentes, vender as ações na bolsa de valores brasileira e remeter ao
exterior o produto da venda no prazo de cinco dias úteis a partir da data da troca (com base no registro eletrônico do depositário), sem
consequências fiscais.
Após o recebimento das ações subjacentes em troca de ADSs, detentores não residentes também podem optar por registrar no Banco
Central o valor em dólares dos EUA de tais ações como uma carteira de investimento estrangeiro nos termos da Resolução nº 2.689,
que lhes permite o tratamento fiscal acima referido.
Alternativamente, o detentor não residente também tem o direito de registrar no Banco Central o valor em dólares dos EUA de tais
ações como investimento estrangeiro direto, nos termos da Lei 4131/62, e, neste caso, a respectiva venda estaria sujeita ao tratamento
fiscal aplicável às operações realizadas por um detentor não residente que não seja um detentor registrado.
(d) Ações Ordinárias e Preferenciais negociadas no Brasil
Os ganhos de capital auferidos por titular não residente na alienação de ações vendidas na bolsa de valores brasileira (que inclui as
operações realizadas no mercado legalmente organizado):
•
estão sujeitos ao imposto de renda na fonte sob alíquota de zero por cento, quando auferidos por um detentor não residente
que (a) tenha registrado seu investimento no Brasil junto ao Banco Central. Um detentor registrado sob as normas da
Resolução 2.689 e (b) não seja residente em um paraíso fiscal; e
•
estão sujeitos ao imposto de renda sob alíquota de 15% em relação aos ganhos realizados por um detentor não residente
que não seja um detentor registrado (incluindo um detentor não residente que se enquadrar na Lei 4131/62) e os ganhos
auferidos por residentes de paraíso fiscal que são proprietários. Neste caso, uma taxa de 0,005% sobre o preço de venda de
renda retido na fonte será aplicável e retido pela instituição intermediária (ou seja, um corretor), que recebe a encomenda
diretamente do detentor não residente, e que pode ser posteriormente compensado com qualquer imposto de renda devido
sobre o ganho de capital que será recolhido pelo representante fiscal do detentor não residente no Brasil.
Quaisquer outros ganhos realizados na alienação de unidades que não sejam realizadas na bolsa de valores brasileira:
•
estão sujeitos ao imposto de renda sob alíquota de 15% quando realizados por qualquer detentor não residente que não
seja residente em paraíso fiscal, não importando se é um detentor registrado ou não; e
•
estão sujeitos ao imposto de renda sob alíquota de 25% quando realizado por um residente em paraíso fiscal, não
importando se é um detentor registrado ou não.
Nos casos acima, se os ganhos estão relacionados às operações realizadas no mercado não organizado legalmente com intermediação,
o imposto de renda retido na fonte de 0,005% também será aplicável e retido pela instituição intermediária (ou seja, um corretor ) que
recebe a ordem diretamente do detentor não residente, podendo ser posteriormente compensado com qualquer imposto de renda
devido sobre o ganho de capital que será recolhido pelo representante fiscal do detentor não residente no Brasil. O titular não residente
não precisará apresentar uma declaração fiscal brasileira às autoridades fiscais brasileiras.
Qualquer exercício de direitos de preferência relativos às ações preferenciais ou ordinárias ou ADSs não estará sujeito ao imposto de
renda retido na fonte brasileiro. Qualquer ganho sobre a venda ou cessão de direitos de preferência relativos às ações pelo depositário
em nome dos detentores de ADSs estará sujeito a tributação de renda no Brasil de acordo com as mesmas regras aplicáveis à venda ou
alienação de ações.
Pagamentos dos Juros sobre o Capital Próprio. De acordo com a Lei nº 9.249, de 26 de dezembro de 1995, conforme alterada, as
empresas brasileiras podem efetuar pagamentos aos acionistas caracterizados como distribuições de juros sobre o capital próprio e
tratar esses pagamentos como despesa dedutível para fins de apuração do imposto de renda de pessoa jurídica brasileira, e, a partir de
1997, da contribuição social sobre o lucro líquido, como medida em que certos limites sejam respeitados. Tais juros estão limitados à
variação diária pro rata da TJLP (Taxa de Juros Longo Prazo), conforme determinado periodicamente pelo Banco Central, e da
quantidade de dedução não poderá exceder o maior de:
•
50% do lucro líquido (após a contribuição social sobre o lucro líquido e antes da provisão para imposto de renda e os
valores atribuíveis aos acionistas na forma de juros sobre capital próprio) para o período em relação ao qual o pagamento
é feito; ou
- 118 -
•
50% da soma dos lucros acumulados e reservas de lucros a partir da data do início do período em relação ao qual o
pagamento é feito.
Os pagamentos de juros sobre o capital próprio em relação às ações ordinárias ou preferenciais pagos aos acionistas brasileiros
residentes ou não residentes, inclusive detentores de ADSs, estão sujeitos à retenção de imposto de renda no Brasil sob alíquota de
15% ou 25%, no caso de acionistas domiciliados em paraísos fiscais, e serão dedutíveis por nós, desde que o pagamento de uma
distribuição de juros seja aprovado pelos nossos acionistas. Essas distribuições podem ser incluídas, pelo seu valor líquido, como parte
de qualquer dividendo obrigatório. Para que o pagamento de juros sobre o capital próprio seja incluído, a empresa é obrigada a
distribuir aos acionistas um valor adicional para garantir que o valor líquido recebido por eles, após o pagamento do imposto de renda
brasileiro retido na fonte aplicável acrescida do valor dos declarados dividendos, seja pelo menos igual ao dividendo obrigatório. Se
nós pagarmos juros sobre o capital próprio, em qualquer ano, e o pagamento não for registrado como parte da distribuição obrigatória,
nenhum valor adicional seria necessário a ser pago pela Companhia, no que diz respeito ao valor do dividendo obrigatório. O
pagamento de juros sobre capital próprio pode ser determinado pelo nosso Conselho Administrativo. Nós não podemos garantir que
nosso conselho administrativo não determinará que futuras distribuições de lucros possam ser feitas por meio de juros sobre o capital
próprio os invés de por meio de dividendos. Os pagamentos de juros sobre o capital próprio para detentores não residentes poderão ser
convertidos em dólares americanos e remetidos para fora do Brasil, sujeitos aos controles cambiais aplicáveis, na medida em que o
investimento é registrado no Banco Central.
Discussão sobre Jurisdições de Tributação Favorecida
Em 24 de junho de 2008, a Lei nº 11.727 foi promulgada, estabelecendo o conceito de um "regime fiscal privilegiado". De acordo com
esta nova lei, um "regime fiscal privilegiado" é considerado para aplicar a uma jurisdição que atenda a qualquer um dos seguintes
requisitos: (1) que não tribute a renda ou a tribute sob alíquota máxima inferior a 20%; (2) que conceda benefícios fiscais a uma
entidade ou indivíduo não residente (a) sem exigir atividade econômica substancial na jurisdição da referida entidade ou indivíduo não
residente ou (b) à medida em que essa entidade ou indivíduo não residente não conduza à uma atividade econômica substancial na
jurisdição de tal entidade ou indivíduo não residente; (3) que não tribute a renda gerada no exterior, ou que imponha impostos sobre a
renda gerada no exterior sob uma alíquota máxima inferior a 20%; ou (4) que restrinja a divulgação da propriedade de bens e direitos
de propriedade ou restrinja a divulgação sobre a execução das transações econômicas.
Embora a interpretação da atual legislação tributária brasileira possa levar à conclusão de que o conceito acima mencionado de
"regime fiscal privilegiado" deva aplicar-se somente para fins de fixação de preços e fina normas brasileiras de capitalização de
transferência, não está claro se esse conceito também se aplicaria aos investimentos realizados nos mercados financeiros e de capitais
brasileiros para os fins desta lei. Não há orientação judicial quanto à aplicação da Lei nº 11.727, de 24 de junho de 2008 e, portanto,
não é possível prever se a Receita Federal ou os tribunais brasileiros podem decidir que o conceito de "regime fiscal privilegiado" seja
aplicável ao considerar um titular não residente como um residente de paraíso fiscal na realização de investimentos nos mercados
financeiro e de capitais brasileiros. No caso de o conceito de "regime fiscal privilegiado" ser interpretado como sendo aplicável às
operações realizadas nos mercados financeiros e de capitais brasileiros, essa lei tributária resultaria, consequentemente, na imposição
de tributação de um titular não residente que atenda aos requisitos do regime fiscal privilegiado da mesma forma e na mesma medida
aplicável a um residente de paraíso fiscal.
Além disso, a Lei nº 12.249, de 11 de junho de 2010, aplicou o conceito de regime fiscal privilegiado a outros rendimentos remetidos
ao exterior. Embora o conceito de regime fiscal privilegiado não deva afetar o tratamento fiscal de um detentor não residente descrito
acima, não é certo se a legislação ou interpretações por parte das autoridades fiscais brasileiras em relação à definição de "regime
fiscal privilegiado" subsequente irá estender tal conceito ao tratamento fiscal de um detentor não residente descrito acima.
Imposto sobre Câmbio e Transações Financeiras
Operações de Câmbio (IOF / Câmbio)
A legislação brasileira impõe um Imposto sobre Operações de Câmbio, ou "IOF / Câmbio", desencadeado pela conversão de reais em
moeda estrangeira e sobre a conversão de moeda estrangeira em reais.
Em conformidade com o Decreto nº 6306/07, conforme alterado, o IOF / Câmbio pode ser cobrado sobre operações de câmbio,
afetando uma ou ambas a entrada ou saída de investimentos. As alíquotas do IOF são definidos pelo Poder Executivo brasileiro, e a
maior taxa aplicável é de 25%. Atualmente, para a maioria das operações de câmbio, a taxa de IOF / Câmbio é de 0,38%.
A taxa de IOF / Câmbio imposta sobre as operações de câmbio realizadas por investidor estrangeiro com o propósito de investir nos
mercados financeiros e de capital podem variar ao longo do tempo, tal como definido pelo governo, e os preços podem ser diferentes
em função do tipo de investimento, bem como o tempo no qual tal investimento é mantido no Brasil.
O ingresso de recursos estrangeiros para a compra de ações nos termos da Resolução nº 2.689 está sujeito a 0% do IOF / Taxa de
câmbio e a mesma taxa de impostos 0% sobre a remessa de dividendos e pagamentos de juros sobre o capital próprio. Embora não seja
claramente regulamentada, a conversão de reais em dólares para o pagamento de dividendos aos detentores de ADSs também deve se
- 119 -
beneficiar do IOF / Câmbio sob taxa de 0%. O ingresso de recursos provenientes do estorno da ADS para fins de investimento em
ações também está sujeito a uma taxa de IOF / Câmbio de 0%.
Imposto sobre Operações Relativas a Títulos e Valores Mobiliários (IOF / Títulos)
A legislação brasileira impõe um Imposto sobre Operações Relativas a Títulos e Valores Mobiliários, conhecido como "IOF / Títulos".
Atualmente, a taxa de IOF / Títulos aplicável às transações envolvendo ações ordinárias ou preferenciais é zero, embora o governo
brasileiro possa aumentar essa taxa a qualquer momento, para até 1,5% ao dia, mas apenas em relação às operações futuras.
A conversão de ações em ADRs ou de unidades em ADSs não era tributável antes de 17 de novembro de 2009. Após a promulgação
do Decreto nº 7.011, de 18 de novembro de 2009, estas operações passaram a ser tributadas pelo IOF / Títulos sob alíquota de 1,5%
sobre o valor da transação (obtido pela multiplicação do número de ações / unidades convertidas pelo fechamento do preço no dia
antes da conversão, ou, no caso nenhuma negociação ter sido feita no mesmo dia, pelo último preço de fechamento disponível).
Outros Impostos Brasileiros Relevantes
Alguns estados brasileiros impõem imposto sobre doações e herança em doações ou legados feitos por pessoas físicas ou jurídicas não
residentes ou domiciliadas no Brasil a pessoas físicas ou jurídicas domiciliadas ou residentes nesses estados. Não há impostos
brasileiros ou obrigações a pagar sobre selo, emissão, registro ou similares pelos detentores de nossas ações ou ADSs.
Capital Registrado. O valor de um investimento em ações detidas por um detentor não brasileiro que se qualifique nos termos da
Resolução nº 2.689 e obtenha registro na CVM, ou pelo depositário, conforme o depositário representando o detentor, está qualificado
para registro junto ao Banco Central. Esse registro permite a remessa para fora do Brasil de qualquer produto de distribuições das
ações e dos valores realizados em relação à alienação de tais ações. Os valores recebidos em moeda brasileira são convertidos em
moeda estrangeira através da utilização da taxa de câmbio comercial. O capital registrado das ações preferenciais ou ordinárias
compradas na forma de ADSs ou comprada no Brasil e depositada com o depositário em troca de ADSs será igual ao seu preço de
compra (em dólares americanos) para o comprador. O capital registrado para as ações que são retirados mediante a entrega de ADSs,
conforme o caso, será o equivalente ao preço médio das ações preferenciais ou ordinárias em dólares americanos, conforme o caso, em
em uma bolsa de valores brasileira na qual o maior número de tais ações, conforme aplicável, foi vendido no dia da retirada. Se não
houverem ações preferenciais ou ordinárias, conforme o caso, vendidas nesse dia, o capital social se refere ao preço médio na bolsa de
valores brasileira na qual o maior número de tais ações, conforme o caso, foram vendidas nos 15 pregões imediatamente anteriores à
retirada. O valor das ações preferenciais ou ordinárias dólar dos EUA, conforme o caso, é determinado com base na taxa de câmbio
comercial média cotada pelo Banco Central nessa data ou, se o preço médio das ações for determinado de acordo com a última frase
anterior, a média de tais taxas médias cotadas nas mesmas 15 datas utilizadas para determinar o preço médio das ações.
Um detentor não residente de nossas ações pode enfrentar atrasos para efetuar tal ação, o que poderá atrasar as remessas para o
exterior. Este atraso pode afetar adversamente o valor, em dólares, recebido pelo titular não residente.
Consequências Relevantes do Imposto de Renda Federal dos Estados Unidos
A discussão a seguir descreve as consequências relevantes do imposto de renda federal dos Estados Unidos na aquisição, detenção e
alienação de nossas ações ou ADSs. Esta discussão aplica-se somente aos beneficiários de nossas ADSs ou ações que são de "Titulares
americanos", conforme definido abaixo. Esta discussão é baseada no Código de Receita Interno dos EUA de 1986, conforme alterado,
ou o Código, sua história legislativa, e Regulamentos do Tesouro propostos, definitivos e temporários, pronunciamentos
administrativos do Serviço de Receita Interna dos Estados Unidos, ou IRS, e decisões judiciais, todos atualmente em vigor e todas as
quais estão sujeitas a alterações (possivelmente com efeito retroativo) e a diferentes interpretações. Esta discussão também se baseia
nas declarações do depositário e no pressuposto de que cada obrigação no contrato de depósito entre nós, JP Morgan Chase Bank,
N.A., como depositário, e os detentores registrados e usufrutuários das ADSs, e quaisquer documentos relacionados , será realizada de
acordo com seus termos.
Essa discussão não pretende tratar de todas as consequências fiscais de renda federal dos Estados Unidos que podem ser relevantes
para um detentor em particular, e pede-se que consultem seus próprios consultores tributários a respeito de sua situação fiscal
específica. A discussão se aplica apenas aos detentores norte-americanos que detêm nossas ações ou ADSs como "bens de capital"
(em geral, bens detidos para investimento) nos termos do Código, e não aborda as consequências tributárias que podem ser relevantes
para detentores norte-americanos em situações fiscais especiais, incluindo, por exemplo:
•
instituições financeiras ou companhias de seguros;
•
organizações isentas de impostos;
•
corretoras de valores;
•
comerciantes de títulos que optem por marcação a mercado;
•
setor imobiliário, fundos de investimentos, companhias de investimento regulamentadas, parcerias ou relações de
confiança concedentes;
- 120 -
•
investidores cuja moeda funcional não é o dólar dos Estados Unidos;
•
expatriados dos Estados Unidos;
•
titulares que detenham nossas ações ou ADSs como parte de uma transação restrita, de expansão ou conversão; ou
•
titulares que detenham, direta, indireta ou implicitamente, 10% ou mais do total dos votos computáveis combinados, se
houver, de nossas ações ou ADSs.
Exceto onde especificamente descrito abaixo, esta discussão pressupõe que não somos uma empresa de investimento estrangeiro
passivo, ou PFIC, para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos. Favor ver a discussão no "Item 10.E, Tributação Consequências Relevantes do Imposto de Renda Federal dos Estados Unidos - Regras de Investimento Passivo de Empresas
Estrangeiras" abaixo. Além disso, esta discussão não aborda as consequências tributárias mínimas alternativas para manter nossas
ações ou ADSs, nem as consequências indiretas a detentores de participações societárias em sociedades ou outras entidades que
detenham nossas ações ou ADSs. Além disso, esta discussão não trata do estado, local e consequências fiscais não-americanas para
manter nossas ações ou ADSs.
Você deve consultar seu próprio consultor tributário para lidar com a renda federal, estadual, local e outras consequências fiscais, nos
Estados Unidos e fora dele, quanto à aquisição, detenção e alienação de nossas ações ou ADSs em suas circunstâncias particulares.
Você é um "Titular dos EUA" se você for o proprietário beneficiário de ações ou ADSs e for, para fins de imposto de renda federal
dos Estados Unidos:
•
um indivíduo cidadão ou residente dos Estados Unidos;
•
uma corporação ou qualquer outra entidade tributável como uma sociedade, criada ou organizada sob as leis dos Estados
Unidos, de qualquer estado do mesmo, ou do Distrito de Columbia;
•
um espólio cuja renda está sujeita ao imposto de renda federal dos Estados Unidos, independente de sua origem; ou
•
um fundo, se um tribunal dos Estados Unidos for capaz de exercer fiscalização primária de sua administração e uma ou
mais pessoas dos Estados Unidos tiverem a autoridade para controlar todas as decisões substanciais do fundo.
Se uma sociedade detiver ações ou ADSs, o tratamento fiscal de um sócio em geral dependerá do status do sócio e das atividades da
sociedade. Um potencial investidor, que é um sócio de uma sociedade detentora de nossas ações ou ADSs, deve consultar seu próprio
consultor tributário.
A propriedade de ADSs em Geral
Para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos, se você é um detentor de ADSs, você geralmente será tratado como o
proprietário das ações representadas pelas ADSs. Os depósitos e retiradas de ações por um detentor dos EUA em troca de ADSs
geralmente não resultarão na realização de ganho ou perda para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos.
O Tesouro dos EUA manifestou preocupações de que as partes para as quais as receitas semelhantes às ADSs são liberadas pode
tomar medidas que sejam inconsistentes com a reivindicação de créditos fiscais estrangeiros por detentores de ADSs que também
seriam inconsistentes com a reivindicação da taxa de imposto reduzida descrita abaixo, aplicável aos dividendos recebidos por
determinados detentores não corporativos norte-americanos. Assim, a análise da credibilidade dos impostos brasileiros e a
disponibilidade da redução de taxa para dividendos recebidos por determinados detentores não corporativos poderiam ser afetadas por
medidas tomadas pelas partes às quais os ADSs são liberados.
Distribuições de Ações ou ADSs
O valor bruto das distribuições feitas a você de dinheiro ou bens com respeito às suas ações ou ADSs, antes da redução de qualquer
imposto brasileiro retido, será incluído em sua renda como receita de dividendos na medida em que tais distribuições são pagas fora do
nosso lucro atual ou acumulado, conforme determinado pelos princípios do imposto renda federal dos EUA. Tais dividendos não serão
passíveis de dedução de dividendos recebidos, geralmente permitido aos detentores norte-americanos corporativos. Sujeitos às
limitações aplicáveis, inclusive segurando as limitações da época, e à discussão acima relativa às preocupações expressas pelo
Tesouro dos EUA, os dividendos pagos a detentores de ADSs não-corporativos em anos fiscais americanos iniciados antes de 1 de
janeiro de 2013, são tributados sob uma alíquota máxima de 15,0 %, e os dividendos pagos a detentores de ADSs não-corporativos em
anos mais tarde tributáveis dos EUA serão tributados sob uma alíquota máxima de 20,0%. Detentores norte-americanos, em especial
os detentores de ações norte-americanos, devem consultar seus próprios consultores fiscais sobre as implicações dessa legislação em
suas circunstâncias particulares.
Se você for um detentor americano e nós pagarmos um dividendo em reais, qualquer dividendo será incluído em sua renda bruta em
um montante igual ao valor em reais pelo valor do dólar americano na data em que você o receber, ou, no caso de ADSs, o
depositário, independente de haver ou quando o pagamento for de fato convertido para dólares americanos. Se o dividendo for
- 121 -
convertido em dólares americanos na data do recebimento, o detentor americano geralmente não deve ser obrigado a reconhecer ganho
ou perda cambial em relação à receita de dividendos.
Se você é um detentor americano, os dividendos pagos a você no que diz respeito às suas ações ou ADSs serão tratados como receita
de origem estrangeira, o que pode ser relevante no cálculo da limitação de crédito fiscal estrangeiro. Sujeito a certas condições e
limitações, o imposto brasileiro retido na fonte sobre os dividendos pode ser creditado contra o imposto de renda federal dos EUA. Em
vez de reivindicar um crédito, você poderá, a seu critério, deduzir os impostos brasileiros creditáveis ao calcular sua renda tributável,
sujeito às limitações geralmente aplicáveis sob a lei dos EUA. As regras que regem os créditos fiscais estrangeiros e deduções de
impostos não-americanos são complexas e, portanto, você deve consultar seu próprio consultor tributário sobre a aplicabilidade dessas
regras em suas circunstâncias particulares.
Venda ou Troca ou outra Alienação Tributável de Ações ou ADSs
Um detentor dos EUA geralmente reconhecerá ganho ou perda de capital sobre a venda, troca ou outra alienação tributável de nossas
ações ou ADSs, medido pela diferença entre o valor do dólar americano do montante auferido e a base fiscal ajustada do detentor
americano nas ações ou ADSs. Qualquer ganho ou perda será ganho de capital de longo prazo, ou perda, se as ações ou ADSs tiverem
sido mantidas por mais de um ano. Ganhos de capital de longo prazo de certos detentores dos EUA (inclusive pessoas físicas) são
passíveis de redução tarifária no imposto de renda federal dos Estados Unidos. A dedutibilidade de perdas de capital está sujeita a
certas limitações nos termos do Código.
Se um imposto brasileiro for retido na venda ou outra alienação de uma ação ou ADS, o montante auferido pelo detentor americanos
incluirá o valor bruto do produto da venda ou outra alienação antes da dedução do imposto brasileiro. Ganho ou perda de capital, se
houver, realizado por um detentor dos EUA sobre a venda, troca ou outra alienação tributável de uma ação ou ADS, geralmente será
tratado como fonte de renda ou perda para fins de crédito fiscal estrangeiro nos Estados Unidos. Consequentemente, no caso da
alienação de uma ação que está sujeita ao imposto brasileiro incidente sobre o ganho (ou, no caso de um depósito, em troca de uma
ADS ou ação, conforme pode ser o caso), que não esteja registrada nos termos a Resolução nº 2.689, em que se impõe uma tributação
brasileira sobre ganhos de capital, o detentor americano pode não ser capaz de se beneficiar do crédito fiscal estrangeiro referente ao
imposto brasileiro, a menos que o detentor dos EUA possa aplicar o crédito contra o imposto de renda americano devido sobre outras
receitas de fontes não-americanas na categoria de renda pertinente. Alternativamente, o detentor americano pode ter uma dedução para
o imposto brasileiro se ele não optar por reivindicar um crédito de imposto estrangeiro para quaisquer impostos não norte-americanos
pagos durante o ano-base
Regras de Investimento Passivo de Empresas Estrangeiras
Em geral, uma empresa não norte-americana é uma PFIC com relação a um detentor dos EUA se, por qualquer exercício fiscal em que
o detentor americano detém ações da empresa fora dos Estados Unidos, pelo menos 75% de sua receita bruta for renda passiva ou pelo
menos 50% do valor de seus ativos (determinado com base em uma média trimestral) produzir receita passiva ou for detido para a
produção de renda passiva. Para este efeito, a renda passiva geralmente inclui, entre outras coisas, dividendos, juros, aluguéis,
royalties e ganhos provenientes da alienação de ativos de investimento (sujeito a várias exceções). Com base na natureza da nossa
renda atual e projetada, bens e atividades, não acreditamos que as ações ou ADSs do ano fiscal anterior fossem, e nem esperamos que
sejam, ações de uma PFIC para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos. No entanto, a determinação de se as ações ou
ADSs constituem ações de uma PFIC é uma determinação factual feita anualmente e, portanto, podem estar sujeitas a alterações.
Porque essas determinações são baseadas na natureza de nossa receita e ativos ao longo do tempo, bem como alguns itens que não
estão diretamente sob nosso controle, tais como o valor de nossas ações e ADSs, e envolvem a aplicação de regras fiscais complexas
da aplicação dos quais para o nosso negócio nem sempre é totalmente claro, nenhuma garantia pode ser dada de que que não sejamos
considerados uma PFIC para o atual ou qualquer ano fiscal passado ou futuro.
Se formos tratados como uma PFIC em qualquer exercício fiscal durante o qual você for um detentor americano, várias consequências
adversas podem se aplicar a você. Nem os ganhos nem os dividendos estariam sujeitos às taxas de imposto reduzidas acima discutidas
se aplicam em determinadas situações. Pelo contrário, o ganho reconhecido por você em uma venda ou outra alienação de ações
ordinárias ou ADSs seria alocado proporcionalmente ao longo do seu período para as ações ordinárias ou ADSs. Os valores alocados
para o exercício tributável da venda ou alienação a qualquer ano antes de nos tornarmos uma PFIC seriam tributados como renda
ordinária. O montante atribuído a cada outro exercício tributável estaria sujeito a imposto sob a taxa mais alta em vigor para pessoas
físicas ou jurídicas, conforme o caso, e uma taxa de juros seria imposta sobre esse imposto como se não tivesse sido pago a partir da
data original de vencimento para sua declaração de imposto de tal ano. Além disso, qualquer distribuição em relação às ações
ordinárias ou ADSs superiores a 125 por cento da média das distribuições anuais sobre as ações ordinárias ou ADSs recebidas por
você durante os três últimos anos ou, se menor, seu período de detenção, estariam sujeitas a tributação conforme descrito acima.
Certas escolhas podem estar disponíveis (incluindo uma marca de eleição do mercado) para pessoas dos EUA que podem atenuar as
consequências adversas resultantes da situação PFIC. Em qualquer caso, você estaria sujeito às exigências de apresentação de
adicionais formulários de impostos dos Estados Unidos.
- 122 -
Retenção na Fonte e Relatório de Informações
Em geral, os dividendos sobre nossas ações ou ADSs e os pagamentos dos proventos de uma venda, permuta ou outra alienação de
ações ou ADSs pagos dentro dos Estados Unidos ou através de certos intermediários financeiros relacionados aos Estados Unidos a
um detentor dos EUA estão sujeitos à relatórios de informações e podem estar sujeitos à retenção na fonte a uma alíquota máxima
atual de 28% a menos que o titular: (i) estabelecer, se for necessário, que é um recebedor isento; ou (ii) no caso de retenção na fonte,
fornecer um número de identificação de contribuinte certifica que ele é uma pessoa que está nos EUA e não perdeu a sua isenção de
retenção na fonte.
Você pode creditar quantias retidas de acordo com estas regras contra a sua responsabilidade por Estados Federal do imposto de renda,
ou obter a restituição dos valores que excedam seu imposto de renda federal nos Estados Unidos, desde que as informações exigidas
sejam fornecidas à Receita Federal.
Legislações recentes introduziram novos requisitos de informação para determinados detentores norte-americanos. A penalidade para
o não cumprimento destes, ou já existentes, relatórios de informação, pode ser significativa. Você deve consultar seus próprios
assessores tributários relativos a quaisquer requisitos de informação dos Estados Unidos que podem surgir de sua titularidade ou
alienação de ADSs ou ações preferenciais, à luz de suas circunstâncias particulares.
F. Dividendos e Agentes Pagadores
Não aplicável.
G. Declaração de Especialistas
Não aplicável.
H. Documentos em Exibição
As declarações contidas neste relatório anual com relação ao conteúdo de qualquer contrato ou outro documento são completares em
todos os aspectos relevantes, porém, onde o contrato ou outro documento constituir uma exibição deste relatório anual, cada uma
dessas declarações é qualificada em todos os aspectos pelas disposições do contrato atual ou outros documentos.
Estamos sujeitos às exigências de informações do Exchange Act aplicáveis a um emissor privado estrangeiro. Assim, seremos
obrigados a apresentar relatórios e outras informações na SEC, inclusive relatórios anuais no Formulário 20-F e os relatórios no
Formulário 6-K. Você pode inspecionar relatórios, cópias de relatórios, e outras informações arquivadas ou fornecidos à SEC na Sala
de Consulta Pública da SEC, localizada à 100 F Street, NE, Washington, DC 20549. Para mais informações, ligue para a SEC pelo
telefone 1-800-SEC-0330. Além disso, a SEC mantém um site na internet que contém documentos, relatórios e outras informações
sobre emitentes que, como nós, arquivam eletronicamente na SEC. O endereço desse site é http://www.sec.gov.
Como emitente privado estrangeiro, estamos isentos sob o Exchange Act de, entre outras coisas, regras que estabelecem o
fornecimento e o conteúdo de declarações para procuração, e membros do nosso Conselho Administrativo, da Diretoria Executiva e
nossos principais acionistas estão isentos de relatórios e disposições de recuperação de lucros de curto prazo contidos na Seção 16 da
Lei de câmbio. Além disso, como emissor privado estrangeiro, não será exigida nos termos da Lei de Mercado de Valores Mobiliários
a apresentação de relatórios periódicos e demonstrações financeiras junto à SEC com frequência ou tão prontamente quanto as
empresas americanas cujos títulos mobiliários estão registrados sob a Lei de Mercado de Valores Mobiliários.
Nós também apresentamos relatórios periódicos e demonstrações financeiras à CVM, localizada na Rua Sete de Setembro, 111, Rio de
Janeiro, Rio de Janeiro 20159-900, Brasil. Os detentores de ADR também são obrigados a pagar taxas adicionais para determinados
serviços prestados pelo depositário, conforme estabelecido na tabela abaixo:
I. Informações de Subsidiárias
Não aplicável.
ITEM 11. INFORMAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE RISCO DE MERCADO
Os riscos inerentes a nossos instrumentos sensíveis ao mercado são as perdas potenciais que podem surgir de mudanças adversas nas
taxas de juros e / ou taxas de câmbio. Estamos sujeitos ao risco de mercado decorrente de mudanças nas taxas de juros, pois tais
mudanças podem afetar o custo em que obtemos financiamento. Estamos sujeitos ao risco cambial em relação à nossa dívida
denominada em moeda estrangeira.
Riscos de Taxas de Juros
Além de empréstimos no valor total de R$19.331 milhões atrelados à taxa LIBOR, não temos qualquer dívida que esteja diretamente
ligada às taxas de juros variáveis. Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos R$30.320 milhões de dívida que estavam indexadas ao IGP- 123 -
M. As variações nas taxas de juros podem impactar a inflação e, consequentemente, estamos indiretamente sujeitos a mudanças nas
taxas de juros que podem aumentar o custo de financiamento.
Em 31 de dezembro de 2012, 61,12% do nosso endividamento total de R$49.651 milhões estavam indexados ao IGP-M ou outros
índices de inflação. Como resultado, nossa exposição ao risco de inflação brasileira foi de R$30.320 milhões em 31 de dezembro de
2012. Cada variação de 1,0% na taxa de IGP-M ou outro índice de inflação teria um impacto de R$303 milhões em nosso lucro
líquido.
Riscos da Taxa de Câmbio
Desde 31 de dezembro de 2012, cerca de 38,93% do nosso endividamento total consolidado de R$49 bilhões foram denominados em
moedas estrangeiras. Das nossas dívidas em moeda estrangeira em 2012, R$19 bilhões, ou cerca de 38,28% estavam denominados em
dólares americanos.
Temos uma exposição em moeda estrangeira afetando nossos ativos e passivos, devido aos empréstimos que prestamos aos Itaipu,
cujas demonstrações financeiras são preparadas em dólares norte-americanos. A fim de nos proteger contra as flutuações de câmbio
dólar / real dos EUA, a Diretoria Executiva aprovou a implementação de uma política de proteção em julho de 2007, que foi projetada
para reduzir a exposição à estas variações de moeda estrangeira através da utilização de contratos de derivativos .
Em 2008, celebramos contratos de derivativos de curto prazo, que expiraram em dezembro de 2008. Desde 1º de janeiro de 2009, não
temos quaisquer contratos de derivativos em aberto e não estamos nos propondo a firmar contratos de derivativos, proporcionando
alavancagem ou proteção ao crédito. Nossa estratégia geral é focar na proteção contra as flutuações cambiais. No entanto, estamos
considerando ampliar nossa política de proteção para cobrir outros riscos de mercado, tais como taxas de juros e índices, bem como os
derivativos embutidos.
Como resultado, nossa exposição ao risco de taxa real de câmbio do dólar dos EUA foi de R$19 bilhões em 31 de dezembro de 2012.
Cada variação de 1,0% no dólar dos EUA / taxa de câmbio real brasileira teria um impacto negativo de R$189 milhões em nosso lucro
líquido.
ITEM 12. DESCRIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS QUE NÃO AÇÕES
12.D. Ações Depositárias Americanas
Taxas a pagar pelos detentores de nossas ADSs
O banco JP Morgan Chase, NA, atua como depositário para ambas as ADSs ordinárias e preferenciais. Os detentores de ADRs são
obrigados a pagar várias taxas ao depositário, e o depositário pode recusar-se a prestar qualquer serviço para o qual a taxa é avaliada
até que a taxa aplicável tenha sido paga.
Os detentores de ADRs são obrigados a pagar ao depositário: (i) uma taxa anual de U$ 0,02 por ADS para administrar o programa de
ADR e (ii) os valores referentes às despesas incorridas pelo depositário ou seus agentes em nome de detentores de ADRs, incluindo as
despesas decorrentes de conformidade com a legislação aplicável, impostos ou outros encargos governamentais, envio de fax, ou
conversão de moeda estrangeira em dólares americanos. Em ambos os casos, o depositário pode decidir, a seu exclusivo critério,
buscar o pagamento tanto por titulares de faturamento quanto deduzindo a taxa de um ou mais dividendos ou outras distribuições em
dinheiro.
Atribuições do Depositário
Tarifa
Emissão, entrega, redução, cancelamento ou resgate de ADSs
U.S.$5,00 por 100 ADSs
Qualquer distribuição em dinheiro aos titulares registrados de ADS U.S.$0,02 (ou menos) por ADSs
Taxas de transferência (até a extensão não proibida pelas normas
da bolsa de valores
primária na qual as ADSs estão listadas)
U.S.$1,50 por ADR ou ADRs
Reembolsos de Depósitos
De acordo com o contrato de depósito firmado entre o depositário e nós, o depositário nos reembolsa para certas despesas que
incorremos em conexão com o programa de ADR. De 1 de Janeiro a 31 de dezembro de 2012, nosso banco depositário nos
reembolsado a quantidade de $6.9 milhões de dólares americanos.
- 124 -
PARTE II
ITEM 13. INADIMPLÊNCIA, DIVIDENDOS E INFRAÇÕES
Não aplicável.
ITEM 14. MODIFICAÇÕES RELEVANTES DOS DIREITOS DOS ACIONISTAS E USO DE RECURSOS
Não aplicável.
ITEM 15. CONTROLES AND PROCEDIMENTOS
(a) Controles e procedimentos de divulgação
Foi realizada uma avaliação sob a supervisão de, e com a participação de, a nossa administração, incluindo o Diretor Presidente e o
Diretor Financeiro, da eficácia do projeto e operação de nossos controles e procedimentos de divulgação, inclusive os definidos na Lei
de Mercado de Câmbio dos Estados Unidos 13a-15e, a partir do exercício findo em 31 de dezembro de 2012. Há limitações inerentes à
eficácia de qualquer sistema de controles e procedimentos de divulgação, incluindo a possibilidade de erro humano e de fraude ou de
desconsideração desses controles e procedimentos. Assim, mesmo controles e procedimentos eficazes só podem fornecer uma garantia
razoável de atingir seus objetivos de controle.
Como resultado desta avaliação, nosso Diretor Presidente e Diretor Financeiro concluíram que nossos controles e procedimentos de
divulgação não foram eficazes em 31 de dezembro de 2012, e que o projeto e a operação de nossos controles e procedimentos de
divulgação não foram eficazes para fornecer uma garantia razoável de que todas as informações relevantes sobre a nossa empresa foi
relatada como necessária, porque fraquezas materiais na operação atual de nosso controle interno sobre os relatórios financeiros foram
identificados como descrito abaixo.
(b) Relatório Anual da Administração sobre Controles Internos dos Relatórios Financeiros
Nossa administração é responsável por estabelecer e manter controles internos adequados dos relatórios financeiros conforme definido
nas Regras 13a-15 (f) e 15d-15 (f) sob a Lei de Mercado de Valores Mobiliários e o Exchange Act de1934. Nosso controle interno
sobre os relatórios financeiros é um processo desenvolvido para fornecer uma garantia razoável em relação à confiabilidade dos
relatórios financeiros e da preparação das demonstrações financeiras para fins externos de acordo com os princípios contábeis
geralmente aceitos. Nosso controle interno sobre os relatórios financeiros incluem as políticas e procedimentos que (a) se referem à
manutenção dos registros que, com detalhes razoáveis, refletem precisa e adequadamente as transações e disposições dos ativos; (b)
fornecer uma garantia razoável de que as transações são registradas como necessário para permitir a preparação das demonstrações
financeiras de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos, e que as nossas receitas e despesas estão sendo feitas somente
de acordo com autorizações da nossa administração e diretores; e (c) fornecem segurança razoável em relação à prevenção ou detecção
oportuna de aquisição, uso ou disposição de nossos ativos que poderiam ter um efeito relevante sobre as demonstrações financeiras.
Devido às suas limitações inerentes, o controle interno sobre o relatório financeiro pode não evitar ou detectar erros. Além disso,
projeções de qualquer avaliação da eficácia do controle interno para períodos futuros estão sujeitas ao risco de que os controles
possam se tornar inadequados devido a mudanças nas condições, e que o grau de cumprimento das políticas ou procedimentos pode se
deteriorar.
Nossa administração avaliou a eficácia de nossos controles internos sobre relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2012. Ao fazer
esta avaliação, a administração usou os critérios estabelecidos pelo Comitê das Organizações Patrocinadoras da Comissão Treadway
(COSO) em "Controle Interno – Estrutura Integrada." Com base nesta avaliação, a administração concluiu que, a partir de 31 de
dezembro de 2012 , nossos controles internos sobre relatórios financeiros não eram eficazes porque existiram fraquezas materiais. A
fraqueza material é uma deficiência de controle, ou a combinação de deficiências de controle, no controle interno sobre os relatórios
financeiros, de tal forma que existe uma possibilidade razoável de que uma distorção relevante nas demonstrações financeiras anuais
não serão evitadas ou detectadas em tempo hábil. As fraquezas materiais identificadas foram:
1. Não mantivemos controles internos efetivos sobre as demonstrações financeiras com base nos critérios COSO. As
seguintes deficiências materiais relacionadas aos nossos controles sobre os relatórios financeiros foram identificados: 1) que não
mantivemos um controle de ambiente eficaz, especificamente as deficiências de controle interno que não foram corrigidas em tempo
hábil; 2) que não realizamos um processo de avaliação de riscos adequado para garantir que controles eficazes fossem adequadamente
concebidos e implementados para prevenir e detectar distorções relevantes em nossas demonstrações financeiras, com base nos riscos
conhecidos por nós; 3) que não implementamos e mantivemos controles adequados e efetivos de tecnologia da informação, incluindo
- 125 -
os relacionados com a segregação de funções, a segurança, e monitoramento ao acesso dos nossos programas de aplicação e dados
financeiros.
2. Não mantivemos processos eficazes de revisão, acompanhamento e aprovação relativos ao registro de lançamentos
contábeis recorrentes e não recorrentes.
3. Não mantivemos controles eficazes para garantir a integridade / precisão dos depósitos judiciais e processos legais,
incluindo revisões periódicas / atualizações destes e as perdas esperadas para fins de exercício.
4. Não mantivemos controles eficazes para garantir a integridade / precisão ou a revisão / acompanhamento dos planos de
benefícios pós-aposentadoria (previdência) patrocinados por nós.
5. Não projetamos e mantivemos controles efetivos adequados com relação ao cálculo do valor recuperável de ativos.
Especificamente, não há evidência da análise da informação financeira que foi utilizado para o cálculo do valor recuperável de ativos.
6. Não mantivemos controles eficazes para garantir revisão / acompanhamento adequados relacionado à preparação das
demonstrações financeiras e às divulgações, e o número insuficiente de funcionários da contabilidade interna.
Não obstante à avaliação da administração que nossos controles e procedimentos de divulgação que não foram eficazes e
demonstraram as deficiências materiais acima identificadas, acreditamos que nossas demonstrações financeiras incluídas neste
relatório anual apresentam a posição financeira adequada, provenientes de operações e fluxos de caixa nos anos desse modo
abrangidos em todos os aspectos relevantes.
A eficácia do controle interno sobre os relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2012, foi auditada pela PricewaterhouseCoopers
Auditores Independentes, uma empresa de auditoria independente, conforme declarado em seu relatório a partir da página F-1 das
demonstrações financeiras deste Formulário 20-F.
Providências adotadas
De modo a remediar a fraqueza material relacionada aos controles internos sobre divulgação de informações financeiras, a Eletrobras
estabeleceu lideranças de controles internos em suas diferentes áreas de negócios, e estabeleceu metas para os gerentes de tais áreas. A
Companhia também promoveu cursos sobre riscos e controles internos a determinados funcionários na Universidade Corporativa e
organizou seminários com conteúdo semelhante em suas subsidiárias. Adicionalmente, a Eletrobras está atualmente implementando
controles internos de governança, risco e monitoramento visando a redução das deficiências.
Com relação às providências para sanar a fraqueza material relacionada ao controle sobre a avaliação, monitoramento e aprovação de
lançamentos manuais sobre itens recorrentes e não recorrentes em nossas demonstrações financeiras, a administração acredita que a
implementação plena do software ERP (Enterprise Resource Planning) resultará na eliminação da fraqueza material.
No que tange à remediação da fraqueza material relacionada aos processos judiciais, o departamento de contabilidade da Eletrobras e
de suas subsidiárias que apresentaram tal fraqueza foram monitorados para assegurar a precisão das informações reportadas nas
demonstrações financeiras.
Com relação à fraqueza material relacionada aos controles sobre planos de previdência complementar, a Companhia implementou um
programa destinado a criar controles efetivos sobre os processos e assegurar a precisão dos lançamentos para sanear a fraqueza
material.
Com relação à fraqueza material relacionada ao desenvolvimento e implementação de controles relacionados à contabilização de
propriedades, plantas e equipamentos (PPE), especificamente, com relação ao cálculo de impairment, a administração acredita que
segue estritamente a aplicação da Lei n.º 12.783/2013, e implementou os ajustes necessários impostos por tal lei em suas
demonstrações financeiras. Adicionalmente, a Eletrobras acredita que esta fraqueza é não recorrente.
De modo a remediar a fraqueza material relacionada à preparação e divulgação de demonstrações financeiras em IFRS, bem como à
falta de pessoal interno na área de contabilidade, a Eletrobras está reavaliando a necessidade de contratar mais pessoal e de,
potencialmente, promover uma reorganização de seu departamento de contabilidade e a aplicação mais eficiente de ferramentas de
tecnologia da informação.
(c) Mudanças no Controle Interno sobre os Relatórios Financeiros
Além do que fora estabelecido acima, não houve nenhuma mudança em nosso controle interno sobre os relatórios financeiros que
ocorreram durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2012 que tenha afetado ou possa vir a afetar materialmente nosso controle
interno sobre relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2012.
- 126 -
(d) Relatório de Certificação de Auditores Independentes
Para relatório da PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, nossa empresa independente de contabilidade pública registrada,
datada de 29 de abril de 2013, sobre a eficácia dos controles internos nos relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2011, ver "Item
18, Demonstrações Financeiras".
ITEM 15T. CONTROLES E PROCEDIMENTOS
Não aplicável.
ITEM 16A. ESPECIALISTA FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA
Nosso conselho administrativo determinou que Charles Carvalho Guedes, um membro do nosso Conselho Fiscal, é o "especialista
financeiro do comitê de auditoria", conforme definido pelas atuais normas da SEC, e atende aos requisitos de independência da SEC e
normas de listagem da NYSE. Para uma discussão sobre o papel do nosso Conselho Fiscal, consulte o "Item 6.C, Práticas do Conselho
- Conselho Fiscal."
ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA
Adotamos um código de ética que se aplica a todos os nossos colaboradores, incluindo nosso diretor executivo, diretor financeiro,
diretor de contabilidade e pessoas que exercem funções similares, bem como outros diretores e funcionários. Postamos este código de
ética em nosso site no: http://www.eletrobras.com/elb/data/Pages/ LUMISB877EC49ENIE.htm. Cópias de nosso código de ética
podem ser obtidas escrevendo para o endereço indicado na capa deste Formulário 20-F. Não concedemos quaisquer isenções
implícitas ou explícitas de qualquer disposição do nosso código de ética desde a sua adoção.
ITEM 16C. HONORÁRIOS E SERVIÇOS PRINCIPAIS
A tabela a seguir apresenta, por categoria de serviço, o total das taxas por serviços prestados à Eletrobras pela
PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, durante os exercícios fiscais encerrados em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010.
2012
2011
2010
(R$)
Honorários de Auditoria ........................................... 9.356.316.00
Honorários Relacionados com Auditoria ..................
—
Honorários de Serviços Tributários ..........................
—
Outras Taxas .............................................................
—
7.860.000.00
230.000.00
—
—
5.100.000.00
—
—
—
Total .......................................................................... 9.356.316.00
8.090.000.00
5.100.000.00
Honorários de Auditoria
Os honorários de auditoria consistem dos honorários totais faturados pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, em
conexão com a auditoria de nossas demonstrações financeiras anuais e controles internos, reexames intercalares de nossas cartas
informativas trimestrais sobre alívio financeiro, procedimentos relacionados à auditoria de provisões de imposto de renda em conexão
com o auditoria, e revisão de nossas demonstrações financeiras.
Honorários Relacionados à Auditoria
Honorários relacionados à auditoria foram pagos a PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes pelo ano fiscal encerrado em 31
de dezembro de 2011, que se referia a um relatório em conexão com uma certificação de sustentabilidade.
Honorários Fiscais
Nenhuma taxa de imposto foi pago à PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes para os exercícios fiscais encerrados em 31 de
dezembro de 2012, 2011 e 2010.
Demais Honorários
Nenhuma outra taxa de imposto foi pago à PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes para os exercícios fiscais encerrados em
31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010.
- 127 -
Políticas e Procedimentos Pré-Aprovados
Em 27 de abril de 2005, foi adotado um código de ética que se aplica a todos os nossos colaboradores, incluindo nosso diretor
executivo, financeiro, contábil e pessoas que exercem funções similares, bem como outros diretores e funcionários. O objetivo deste
código é: (i) reduzir a possibilidade de erros de interpretação de princípios éticos, como resultado de interpretação pessoal subjetiva;
(ii) ser uma referência formal e institucional para a conduta profissional dos nossos colaboradores, incluindo a ética manipulação de
conflitos de interesses reais ou aparentes; (iii) fornecer um padrão para nossas relações internas e externas com nossos acionistas,
investidores, clientes, colaboradores, parceiros, fornecedores, prestadores de serviços, sindicatos, concorrentes e a sociedade, o
governo e os comunidades em que atuamos; e (iv) assegurar que nossas preocupações diárias com eficiência, competitividade e
lucratividade incluam o comportamento ético. Nosso código de ética está disponível gratuitamente, solicitando uma cópia com o nosso
Departamento de Relações com Investidores no seguinte endereço: Avenida Presidente Vargas, 409, 9º 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].
Criamos, também , em 2008, um "canal de comunicação", a fim de receber "reclamações" de qualquer pessoa (desde que tal denúncia
seja relatada pela primeira vez para o Conselho Fiscal), em relação a qualquer "conduta desonesta ou antiética", "contabilidade,
controles de contabilidade interna, ou questões de auditoria", e quaisquer submissões igualmente confidenciais e anônimas de
"preocupações" do mesmo tipo por nossos funcionários e colaboradores. O "canal de comunicação" pode ser acessado através do
nosso site ou por carta enviada para a nossa sede, à atenção do nosso Conselho Fiscal. Desde sua criação, oito questões foram
relatadas em nosso "canal de comunicação", as quais relacionadas à conduta pessoal e, portanto, não possuem impacto financeiro
sobre os resultados de nossas operações.
ITEM 16D. ISENÇÃO DAS NORMAS DE REGISTRO PARA OS COMITÊS DE AUDITORIA
Nós designamos e habilitamos nosso Conselho Fiscal para desempenhar o papel de um comitê de auditoria nos termos do artigo 10A-3
da Lei de Mercado. Foi-nos exigido, tanto pela SEC quanto pelas regras do comitê da NYSE listados empresa de auditoria em
conformidade com a Regra 10A-3 da Lei de Mercado, que exige que seja estabelecer um comitê de auditoria, composto por membros
do nosso Conselho Administrativo, a atender aos requisitos especificados ou designar e habilitar nosso Conselho Fiscal para
desempenhar o papel do comitê de auditoria com base na isenção estabelecida na Regra 10A-3 (c)(3) da Lei de Mercado. Acreditamos
que o nosso Conselho Fiscal satisfaz a independência e outras exigências da Regra 10A-3 da Lei de Mercado, que se aplicaria n
ausência de nossa dependência da isenção.
ITEM 16E. COMPRAS DE TÍTULOS DE CAPITAL PELO EMISSOR E COMPRADORES AFILIADOS
Não aplicável.
ITEM 16F. MUDANÇA NO CERTIFICADO DE REGISTRO CONTÁBIL
Não houve mudança no Certificado Contábil.
ITEM 16G. GOVERNANÇA CORPORATIVA
Vide "Item 9.C, Mercados - Diferenças Significativas entre nossas Práticas de Governança Corporativa e Padrões de Governança
Corporativa da NYSE.
PARTE III
ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
Vide "Item 18, Demonstrações Financeiras."
ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
Favor ver nossas demonstrações financeiras consolidadas a partir da página F-1.
- 128 -
ITEM 19. ANEXOS
2.1
Alteração e Consolidação de Contrato de Depósito datado de 18 de outubro de 2002 entre a Centrais Elétricas Brasileiras SA
- Eletrobras e JP Morgan Chase Bank, NA, aqui incorporado como referência de nossa Declaração de Registro no
Formulário 20-F, arquivado em 21 de julho de 2008, Arquivo nº 001-34129.
2.2
O valor total dos títulos de dívida de longo prazo da nossa empresa e suas subsidiárias sob qualquer instrumento não excede
10% do total de ativos da companhia e suas subsidiárias, em base consolidada. Nós concordamos em fornecer cópias de
qualquer ou de todos esses instrumentos para a SEC, mediante solicitação.
3.2
Estatuto Social da Centrais Elétricas Brasileiras SA - Eletrobras, de 23 de dezembro de 2011.
4.1
Tratado de Itaipu assinado pelo Brasil e Paraguai - Lei nº 5.899 de 5 de julho de 1973, aqui incorporado como referência de
nossa Declaração de Registro no Formulário 20-F, arquivado em 21 de julho de 2008, Arquivo nº 001-34129.
8.1
Lista de subsidiárias.
12.1
Norma 13a-14 (a) / 15d-14 (a) Certificação do Diretor Executivo das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras.
12.2
Norma 13a-14 (a) / 15d-14 (a) Certificação do Diretor Financeiro das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras.
13.1
Cláusula 906 Certificação do Diretor Executivo das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras.
13.2
Cláusula 906 Certificação do Diretor Financeiro das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras.
- 129 -
Assinaturas
A registrante certifica que atende a todas as exigências para arquivamento do Formulário 20-F e que devidamente autorizou o
signatário a assinar este relatório anual em seu nome.
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. –
ELETROBRAS
Por: /s/ José da Costa Carvalho Neto
Nome: José da Costa Carvalho Neto
Cargo: Diretor Executivo
Por: /s/ Armando Casado de Araújo
Nome: Armando Casado de Araújo
Cargo: Diretor Financeiro
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRAS
E SUBSIDIÁRIAS
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
A partir de e para o exercício findo em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010
Conteúdo
Relatório dos Auditores Independentes Registrados no PCAOB ............................................................................................................F-1
Demonstrações Financeiras Auditadas ....................................................................................................................................................
Balanço Patrimonial Consolidado ............................................................................................................................................................F-2
Demonstrações dos Resultados Consolidados .........................................................................................................................................F-5
Demonstrações Consolidadas das Mutações do Patrimônio Líquido.......................................................................................................F-8
Demonstrações Consolidadas dos Fluxos de Caixa .................................................................................................................................F-9
F-11
Notas Explicativas às Demonstrações Financeiras Consolidadas ............................................................................................................
Relatório dos Auditores Independentes Registrados no PCAOB
Ao Conselho Administrativo e aos Acionistas da
Centrais Elétricas Brasileiras S.A.—Eletrobras
Na nossa opinião, os balanços patrimoniais consolidados e as respectivas demonstrações consolidadas do resultado, do resultado
abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa apresentaram adequadamente, em todos os aspectos relevantes,
a posição patrimonial e financeira da Centrais Elétricas Brasileiras S.A.—Eletrobras e suas subsidiárias em 31 de dezembro de 2012 e
2011, bem como os resultados das suas operações e fluxos de caixa para cada um dos três exercícios do período findo em 31 de
dezembro de 2012, em conformidade com as Normas Internacionais de Relato Financeiro (IFRS) emitidas pelo Conselho de Normas
Internacionais de Contabilidade. Além disso, na nossa opinião, a Companhia não manteve, em todos os aspectos relevantes, controles
internos efetivos sobre as demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2012, com base nos critérios estabelecidos no Quadro de
Controle Interno Integrado emitido pelo Comitê das Organizações Patrocinadoras da Comissão Treadway (COSO), pois existiam
fraquezas materiais nos controles internos sobre relatórios financeiros naquela data, referente à i) falta de um ambiente de controle
interno eficaz, considerando que: a) deficiências de controle interno não foram corrigidas em tempo hábil; b) a Companhia não
implementou adequadamente um processo de avaliação de riscos para garantir que os controles eficazes fossem adequadamente
concebidos e implementados para prevenir e detectar distorções relevantes em suas demonstrações financeiras, com base nos riscos
conhecidos pela Companhia; e c) a Companhia não implementou e manteve controles eficazes e adequados de tecnologia da
informação, incluindo aqueles relacionados à segregação de funções, segurança e monitoramento de acesso aos seus programas de
aplicação e dados financeiros; (ii) falta de processos eficazes de avaliação, acompanhamento e aprovação relativas ao registro de
lançamentos contábeis recorrentes e não recorrentes; (iii) falta de controles eficazes para garantir a integridade / precisão dos depósitos
judiciais e processos legais, incluindo revisões periódicas / atualizações destes e as perdas esperadas para fins de acumulação, (iv)
falta de controles eficazes para garantir a integridade / precisão ou a revisão / acompanhamento dos planos de benefícios pósaposentadoria (previdência) patrocinados pela Companhia; (v) falta de controles eficazes no que diz respeito ao cálculo da
insuficiência ativos, mais especificamente, não existe qualquer evidência quanto à análise da informação financeira que foi utilizado
para o cálculo da insuficiência ativos; e (vi) falta de controle eficaz para assegurar a adequada avaliação / monitoramento relacionado
à preparação das demonstrações financeiras e divulgações relacionadas, e o número insuficiente de funcionários da contabilidade
interna.
A fraqueza material é uma deficiência, ou uma combinação de deficiências nos controles internos sobre relatórios financeiros, de tal
forma que existe uma possibilidade razoável de que uma distorção relevante nas demonstrações financeiras anuais ou intermediárias
não sejam evitadas ou detectadas em tempo hábil. As fraquezas materiais acima referidas são descritas no "Relatório Anual da
Administração sobre Controles Internos dos Relatórios Financeiros" que o acompanha. Consideramos estas fraquezas materiais na
determinação da natureza, época e extensão dos testes de auditoria aplicados em nossa auditoria das demonstrações financeiras
consolidadas de 2012, e nossa opinião sobre a eficácia do controle interno da Companhia sobre os relatórios financeiros não afeta a
nossa opinião sobre as demonstrações financeiras consolidadas. A administração da Companhia é responsável por essas
demonstrações financeiras, por manter um controle interno eficaz sobre relatórios financeiros, e pela avaliação da eficácia dos
controles internos sobre relatórios financeiros, incluídos no relatório administrativo acima referido. Nossa responsabilidade é a de
emitir um parecer sobre essas demonstrações financeiras e controles internos da Companhia sobre os relatórios financeiros com base
em nossas auditorias integradas. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas do Public Company Accounting
Oversight Board (PCAOB - Estados Unidos). Essas normas requerem que planejemos e executemos uma auditoria para obter
segurança razoável de que as demonstrações financeiras estejam isentas de distorções materiais, bem como verificar se o controle
interno eficaz sobre relatórios financeiros foi mantido em todos os aspectos relevantes. Nossos exames das demonstrações financeiras
consolidadas incluíram a constatação, com base em testes, das evidências que suportam os valores e as informações divulgadas nas
demonstrações financeiras consolidadas, a avaliação dos princípios contábeis utilizados e das estimativas significativas feitas pela
administração, bem como a apresentação das demonstrações financeiras consolidadas tomadas em conjunto. Nossa auditoria de
controles internos sobre relatórios financeiros incluíram obter um entendimento dos controles internos sobre relatórios financeiros,
avaliando o risco de que uma fraqueza material, e testes e avaliações do desenho e efetividade operacional dos controles internos
baseados na avaliação de risco. Nossos exames também incluíram a realização de outros procedimentos que consideramos necessários
nas circunstâncias. Acreditamos que nossos exames fornecem uma base razoável para nossas opiniões.
Conforme descrito na nota 2.1, o Governo Federal do Brasil mudou as leis e regulamentos sobre concessões de geração, distribuição e
transmissão de energia elétrica. Estas mudanças impactam tanto (i) a quantidade de tarifas que a empresa pode cobrar de seus clientes,
que poderiam afetar a capacidade de recuperação de determinados ativos, e (ii) o valor da empresa será pago por certos ativos sob
concessão no final do período de concessão. Como resultado, a empresa reconheceu uma provisão de perda para reduzir esses ativos
ao seu valor recuperável estimado. Alguns dos valores a receber relacionados à modernização de usinas de geração, ativos de
transmissão até maio de 2000 e ativos relacionados às usinas térmicas foram determinadas pela gerência com base em suas melhores
estimativas e interpretação da legislação, conforme descrito na nota 4. Esses valores podem mudar de acordo com a aprovação final do
regulador.
Conforme divulgado na Nota 15 às demonstrações financeiras, as controladas do segmento de distribuição sofreram perdas recorrentes
das operações e têm um patrimônio líquido negativo no valor de R$1.501.887 em 31 de dezembro de 2012.
Conforme divulgado na Nota 15 às demonstrações financeiras, a empresa associada Centrais Elétricas do Pará S.A.–CELPA tem um
capital de giro líquido negativo no valor de R$1.686.894 em 30 de junho de 2012, a informação mais recente. Além disso, a empresa
associada Centrais Elétricas Mato-grossenses S.A.–CEMAT apresentou um capital de giro líquido negativo no valor de R$438.922.
Os controles internos da empresa sobre relatórios financeiros é um processo desenvolvido para fornecer uma garantia razoável quanto
à confiabilidade dos relatórios financeiros e da preparação das demonstrações financeiras para fins externos de acordo com os
princípios contábeis geralmente aceitos. Os controles internos da empresa sobre relatórios financeiros incluem as políticas e
procedimentos que (i) dizem respeito à manutenção de registros que, em detalhes razoáveis, refletem precisa e adequadamente as
transações e disposições dos ativos da empresa; (ii) fornecem uma garantia razoável de que as transações serão registradas conforme
necessário para permitir a preparação das demonstrações financeiras de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos e que
os recebimentos e pagamentos da companhia estão sendo feitos somente de acordo com autorizações da gerência e dos diretores da
companhia; e (iii) fornecem garantia razoável quanto à prevenção ou detecção oportuna de aquisição, uso ou alienação de ativos da
companhia que poderiam ter um efeito relevante sobre as demonstrações financeiras.
Devido às suas limitações inerentes, o controle interno sobre o relatório financeiro pode não evitar ou detectar erros. Além disso,
projeções de qualquer avaliação de efetividade para períodos futuros estão sujeitas ao risco de que os controles possam se tornar
inadequados devido a mudanças nas condições, ou que o grau de cumprimento das políticas ou procedimentos pode se deteriorar. Nós
não expressamos uma opinião ou qualquer outra forma de garantia sobre a declaração de gestão referente a correção das deficiências
materiais incluídos no Relatório Anual da Administração sobre Controles Internos dos Relatórios Financeiros.
Rio de Janeiro, 30 de Abril de 2013
PricewaterhouseCoopers
Auditores Independentes
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A – ELETROBRAS
BALANÇOS PATRIMONIAIS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011
(em milhares de reais)
ATIVO
NOTA
CIRCULANTE
Caixa restrito............................................................................................................... .............
5
Títulos e valores mobiliários................................................................................................ ....
5
Clientes................................................... ................................................................................
6
Ativo financeiro - Concessões e Itaipu....................................................................................
7
Financiamentos e empréstimos................................................................................................
17
Conta de Consumo de Combustível - CCC..............................................................................
9
Remuneração de participações societárias...............................................................................
Tributos a recuperar......................................................................................................... ........ 10
Imposto de Renda e Contribuição Social................................................................................
11
Direito de ressarcimento..................................................................................................... .....
11
Almoxarifado..........................................................................................................................
12
Estoque de combustível nuclear...............................................................................................
Indenizações - Lei 12.783/2013...............................................................................................
13
Instrumentos financeiros derivativos.......................................................................................
8
Caixa restrito..................................................................................................................... ....
44
Outros .............................................................................................................................................
TOTAL DO ATIVO CIRCULANTE
31/12/201
2
31/12/2011
4.429.375
3.509.323
6.622.611
4.496.963
579.295
1.976.191
1.240.811
118.790
1.391.882
1.418.252
7.115.200
454.635
360.751
8.882.836
252.620
1.493.008
44.342.543
4.959.787
3.034.638
11.252.504
4.352.024
2.017.949
2.082.054
1.184.936
197.863
1.104.322
843.022
3.083.157
358.724
388.663
—
195.536
1.607.493
36.662.672
901.029
7.747.286
1.482.946
404.337
481.495
1.934.820
4.996.806
2.829.912
521.097
44.834.877
223.099
4.000
5.554.436
830.754
72.746.894
500.333
7.651.336
1.478.994
398.358
435.633
2.430.761
3.343.525
2.316.324
727.136
46.149.379
185.031
4.000
—
701.763
66.322.573
INVESTIMENTOS ........................................................................................................................ 15
5.398.299
5.510.192
IMOBILIZADO .............................................................................................................................. 16
47.407.102
53.214.861
ATIVO INTANGÍVEL ................................................................................................................... 18
TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE
2.300.740
127.853.035
2.371.367
127.418.993
172.195.578
164.081.665
NÃO CIRCULANTE
REALIZÁVEL A LONGO PRAZO ...............................................................................................
Direito de ressarcimento ................................................................................................................. 12
Financiamentos e empréstimos ....................................................................................................... 9
Clientes ........................................................................................................................................... 7
Títulos e valores mobiliários ........................................................................................................... 6
Estoque de combustível nuclear ...................................................................................................... 13
Tributos a recuperar ........................................................................................................................ 11
Imposto de Renda e Contribuição Social ........................................................................................ 11
Cauções e depósitos vinculados ......................................................................................................
Conta de Consumo de Combustível - CCC.....................................................................................
Ativo financeiro - Concessões e Itaipu ........................................................................................... 17
Instrumentos financeiros derivativos .............................................................................................. 44
Adiantamentos para futuro aumento de Capital .............................................................................. 14
Indenizações - Lei 12.783/2013 ............................................................................................ 8
Outros .............................................................................................................................................
TOTAL DO ATIVO ..................................................................................................
F-2
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A – ELETROBRAS
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012, 2011 E 2010
(em milhares de reais)
PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO
NOTE
CIRCULANTE
Financiamentos e empréstimos ........................................................................................................22
Debêntures .......................................................................................................................................23
Passivo financeiro ............................................................................................................................17
Empréstimo compulsório .................................................................................................................24
Fornecedores ....................................................................................................................................20
Adiantamento de clientes .................................................................................................................21
Tributos a recolher ...........................................................................................................................26
Imposto de Renda e Contribuição Social .........................................................................................
Conta de Consumo de Combustível - CCC......................................................................................25
Remuneração aos acionistas ............................................................................................................28
Créditos do Tesouro Nacional..........................................................................................................29
Obrigações estimadas.......................................................................................................................
Obrigações de Ressarcimento ..........................................................................................................12
Benefício pós-emprego ....................................................................................................................30
Provisões para contingências ...........................................................................................................31
Encargos Setoriais ............................................................................................................................27
Arrendamento mercantil ..................................................................................................................22
Concessões a pagar - Uso do bem Público ......................................................................................33
Instrumentos financeiros derivativos ...............................................................................................44
Outros ..............................................................................................................................................
31/12/2012
31/12/2011
4.447.175
316.899
52.862
12.298
7.490.802
469.892
886.312
370.704
1.369.201
3.977.667
131.047
1.444.992
5.988.698
118.553
267.940
1.308.152
162.929
40.131
185.031
1.808.362
4.005.326
739.237
—
15.620
6.338.102
413.041
815.236
217.285
3.079.796
4.373.773
109.050
802.864
1.955.966
451.801
240.190
1.218.768
142.997
35.233
269.718
900.806
TOTAL DO PASSIVO CIRCULANTE
30.849.647
26.124.809
NÃO CIRCULANTE
Financiamentos e empréstimos ........................................................................................................22
Créditos do Tesouro Nacional..........................................................................................................29
Debêntures .......................................................................................................................................23
Adiantamento de clientes .................................................................................................................21
Empréstimo compulsório .................................................................................................................24
Obrigação para desmobilização de ativos ........................................................................................32
Provisões operacionais .....................................................................................................................
Conta de Consumo de Combustível - CCC......................................................................................25
Provisões para contingências ...........................................................................................................31
Benefício pós-emprego ....................................................................................................................30
Contratos onerosos ...........................................................................................................................35
Obrigações de ressarcimento ...........................................................................................................12
Arrendamento mercantil ..................................................................................................................22
Remuneração aos acionistas ............................................................................................................28
Concessões a pagar - Uso do bem Público.......................................................................................33
Adiantamentos para futuro aumento de capital ................................................................................34
Instrumentos financeiros derivativos ...............................................................................................44
Encargos Setoriais ............................................................................................................................27
Tributos a recolher ...........................................................................................................................26
Imposto de Renda e Contribuição Social .........................................................................................26
Outros ..............................................................................................................................................
45.204.025
37.072
409.228
830.234
321.894
988.490
1.005.908
2.401.069
5.288.394
4.628.570
4.905.524
1.801.059
1.860.104
—
1.577.908
161.308
291.252
428.501
635.269
779.615
509.914
38.408.352
155.676
279.410
879.452
211.554
408.712
843.029
954.013
4.652.176
2.256.132
96.204
1.475.262
1.775.544
3.143.222
1.534.532
148.695
197.965
385.724
773.500
1.129.022
1.046.362
74.065.339
60.754.538
31.305.331
26.048.342
10.836.414
31.305.331
26.048.342
18.571.011
TOTAL DO PASSIVO NÃO CIRCULANTE
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital social....................................................................................................................................37
Reservas de capital...........................................................................................................................37
Reservas de lucros ...........................................................................................................................37
F-3
PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO
NOTE
31/12/2012
31/12/2011
Ajustes de avaliação patrimonial .....................................................................................................
Dividendo Adicional Proposto .........................................................................................................
Outros resultados abrangentes acumulados .....................................................................................
208,672
433,962
(1.748,776)
TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ..........................................................................................
Participação de acionistas não controladores ...................................................................................
67,083,945
196,648
76,843,506
358,812
TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ......................................................................................
67,280,593
77,202,318
TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO .........................................................
172,195,578
164,081,665
F-4
220,915
706,018
(8,111)
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRAS
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012, 2011 E 2010
(em milhares de reais)
NOTA
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
31/12/2012
31/12/2011
31/12/2010
39
34.064,477
29,211,486
26,832,085
DESPESAS OPERACIONAIS
Pessoal, Material e Serviços .......................................................................................
41
Energia comprada para revenda ..................................................................................
42
Encargos sobre uso da rede elétrica ............................................................................
42
Construção - Distribuição ...........................................................................................
Construção - Transmissão ...........................................................................................
Combustível para produção de energia elétrica ..........................................................
Remuneração e ressarcimento .....................................................................................
Depreciação ................................................................................................................
Amortização ................................................................................................................
Doações e contribuições .............................................................................................
Provisões operacionais ................................................................................................
43
Resultado a compensar de Itaipu ................................................................................
Outras ..........................................................................................................................
8,439,302
4,573,673
1,763,953
1,345,519
3,681,603
708,711
1,651,724
1,658,161
117,053
380,101
5,326,991
491,859
2,257,666
7.670.716
3.386.289
1.420.934
711.740
3.567.868
162.673
1.328.994
1.549.988
173.897
289.964
2.848.749
655.290
1.622.800
7.370.713
4.315.084
1.353.839
810.475
2.143.009
252.502
1.087.341
1.498.059
94.417
261.006
2.497.262
441.057
965.704
32,396,316
25.389.902
23.090.468
1.668.161
3.821.584
3.741.617
Receitas Financeiras
Receitas de juros, comissões e taxas ...........................................................................
Receita de aplicações financeiras ................................................................................
Acréscimo moratório sobre energia elétrica ...............................................................
Atualizações monetárias .............................................................................................
Variações cambiais .....................................................................................................
Remuneração das Indenizações - Lei 12.783/13 .........................................................
Outras receitas financeiras ..........................................................................................
767.534
1.731.870
230.597
858.049
421.013
326.379
—
757.450
1.664.517
359.208
652.949
669.731
—
158.471
781.872
1.537.435
393.987
616.141
—
—
394.890
Despesas Financeiras
Encargos de dívidas ....................................................................................................
Encargos de arrendamento mercantil ..........................................................................
Encargos sobre recursos de acionistas ........................................................................
Decorrentes de varação do câmbio .............................................................................
Outras despesas financeiras ........................................................................................
(2.333.643)
(412.152)
(572.322)
—
(384.816)
(1.708.670)
(350.861)
(1.178.989)
—
(789.353)
(1.675.821)
(332.449)
(1.298.647)
(431.497)
(350.033)
RESULTADO OPERACIONAL ANTES DO RESULTADO
FINANCEIRO
RESULTADO FINANCEIRO
RESULTADO ANTES DAS PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS ......................
RESULTADO DAS PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS ....................................
40
RESULTADO OPERACIONAL ANTES DA LEI 12.783/2013 ...........................
632.509
234.453
2.300.670
4.056.037
3.377.495
468.584
482.785
669.755
2.769.254
4.538.822
4.047.250
Efeitos - Lei 12.783/2013 ...........................................................................................2
(10.085.380) )
RESULTADO OPERACIONAL APÓS DA LEI 12.783/2013 ..............................
(7.316.126))
Imposto de renda .........................................................................................................
26
Contribuição social sobre o lucro líquido ...................................................................
26
F-5
244.688
145.786
—
4.538.822
(474.994)
(301.809)
(364.122)
—
4.047.250
(1.074.606)
(419.659)
NOTA
LUCRO (PREJUÍZO) LÍQUIDO DO EXERCÍCIO
31/12/2012
(6,925,652)
PARCELA ATRIBUIDA AOS CONTROLADORES ...............................................
PARCELA ATRIBUIDA AOS NÃO CONTROLADORES .....................................
LUCRO (PREJUÍZO) POR AÇÃO ............................................................................
F-6
(6,878,915)
(46,737)
(5.09)
31/12/2011
31/12/2010
3,762,019
2,552,985
3.732.565
29.454
2.60
2.247.913
305.072
2.25
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRAS
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO ABRANGENTE PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE
2012, 2011 E 2010
(em milhares de reais)
Lucro (prejuízo) líquido do exercício
31/12/2012
31/12/2011
31/12/2010
(6.925.652)
3.762.019
2.552.985
Outros componentes do resultado abrangente
Cumulative translation adjustments .........................................................................................
7.779
Ajuste ganhos e perdas atuariais .............................................................................................. (2.370.677)
IR / CSSL diferidos ........................................................................................................
806.030
Valor justo de instrumentos financeiros disponíveis para venda ............................................. (240.662)
IR / CSSL diferidos ........................................................................................................
81.825
'Hedge' de fluxo de caixa .........................................................................................................
—
IR / CSSL diferidos ........................................................................................................
—
Participação no resultado abrangente das subsidiárias, coligadas e sociedades de
(37.818)
controle compartilhado........................................................................................................
IR / CSSL diferidos ........................................................................................................
12.858
Outros componentes do resultado abrangente do exercício ............................................... (1.740.665)
15.878
(280.256)
95.287
152.385
(51.811)
—
—
(6.747)
55.300
(18.802)
158.697
(53.957)
12.862
(4.373)
(472.745)
155.336
(888.574)
295.920
(385.926)
(449.674)
Total do resultado abrangente do exercício ......................................................................... (8.666.317)
3.376.092
2.103.311
Parcela atribuída aos controladores .......................................................................................... (8.619.581)
Parcela atribuída aos não controladores ...................................................................................
(46.736)
3.346.639
29.453
1.798.239
305.072
(8.666.317)
3.376.092
2.103.311
F-7
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A – ELETROBRAS
DEMONSTRAÇÃO DAS ALTERAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011
(em milhares de reais)
Em 01 de janeiro de 2011
Integralização de capital
Dividendos Adicionais
Ajustes acumulados de conversão
Ajuste Benefício pós-emprego
Valor justo de instrumentos financeiros
disponíveis para venda
IR/CS diferido sobre outros resultados
abrangentes
Ajuste de Controladas / Coligadas
Realização de ajuste de avaliação
patrimonial
Lucro (prejuízo) líquido do
exercício
Constituição de reservas
Dividends proposal
Aprovação do dividendo adicional pela
AGO
Em 31 de dezembro de 2011
CAPITAL
SOCIAL
RESERVAS
DE
CAPITAL
26.156.567
26.048.342
LEGAL
2.046.388
AJUSTES DE
AVALIAÇÃO
'ESTATUTÁ DIVIDENDOS PATRIMONIAL
RIAS
ADICIONAIS
REFLEXO
14.758.463
753.201
163.335
LUCRO /
PREJUÍZOS
ACUMULADO
—
OUTROS PATRIMÔ PATRIMÔNIO
RESULTA
NIO
LÍQUIDO
DOS
LÍQUIDO
NÃO
PATRIMÔNIO
ABRANGE CONTROL CONTROLADO
LÍQUIDO
NTES
ADORA
RES
CONSOLIDADO
377.817
5.148.764
(213.862)
(20.424)
186.629
1.793.393
26.048.342
2.233.017
16.337.994
Dividendos Adicionais
Ajustes acumulados de conversão
Ajuste Benefício pós-emprego
Valor justo de instrumentos
financeiros disponíveis para
venda
IR/CS diferido sobre outros
resultados abrangentes
Ajuste de Controladas / Coligadas
Realização de ajuste de avaliação
patrimonial
Realização de reservas
Lucro (prejuízo) líquido do exercício
Dividends proposal
Aprovação do dividendo adicional pela
AGO
Absorção de prejuízos
706.018
152.385
152.385
152.385
198.812
(472.746)
198.814
(394.742)
198.814
(394.742)
—
20.424
3.732.566
—
(1.066.955)
—
(8.111) 76.843.506
(706.018)
(12.243)
(855.681)
433.962
12.243
855.681
(6.878.916)
(433.962)
(433.962)
6.878.916
(6.878.916)
5.251.826
(967.061)
15.878
(280.256)
—
29.453
3.762.020
—
(1.066.955)
358.811
77.202.318
—
(706.018)
220.915
103.062
70.530.410
15.878
(280.256)
3.732.565
(1.980.021)
(1.066.950)
706.018
31.305.331
226.296
5.148.764
(967.061)
15.878
(280.256)
(753.200)
78.004
70.304.114
—
11.780
(520.677)
(706.018)
11.780
(520.677)
(706.018)
11.780
(520.677)
(197.844)
(197.844)
(197.844)
896.712
(1.930.636)
896.712
(1.930.636)
—
—
(6.878.916)
(433.962)
(115.426)
(46.737)
—
—
896.712
(2.046.062)
—
—
(6.925.653)
(433.962)
—
—
Em 31 de dezembro de 2012
31.305.331
26.048.342
2.233.017
8.603.397
433.962
F-8
208.672
—
(1.748.776) 67.083.945
196.648
67.280.593
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A – ELETROBRÁS
DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA
(Em milhares de reais)
NOTA
31/12/2012
31/12/2011
31/12/2010
ATIVIDADES OPERACIONAIS
Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social
(7.316.126)
4.538.822
4.047.250
1.775.214
(1.166.958 )
526.646
(3.148.842)
(468.584)
10.085.380
724.731
564.909
2.666.809
438.328
187.741
367.741
(157.364)
70.814
572.322
126.979
(143.117)
690.824
1.723.958
(1.029.289)
774.140
(2.774.166)
(482.785)
—
808.487
677.998
434.538
172.246
91.989
403.903
7.954
(44.627)
1.178.989
—
124.770
171.488
1.592.476
(387.617)
2.008.270
(2.525.754)
(669.755)
—
600.251
287.821
379.048
280.965
421.629
395.756
314.518
(462.230)
1.298.647
—
(55.200)
(741.403)
13.713.573
2.239.594
2.688.137
(46.612)
4.623.914
(4.432.739)
(95.911)
(17.950)
(434.334)
(91.309)
(219.230)
(4.106.884)
(1.507.652)
214.603
(2.367)
(946.673)
251.503
(569.962)
805.850
(1.213.885)
(36.463)
(9.164)
(67.145)
(249.688)
(494.941)
(6.316.700)
(1.340.456)
1.045.106
(47.733)
(113.374)
653.483
4.418.652
132.161
302.958
1.172.337
(44.466)
103.509
30.793
1.629.649
317.452
111.938
2.086.151
70
66.757
99.857
655.723
(5.193)
(481.282)
6.391.253
3.321.212
2.422.083
Caixa proveniente das atividades operacionais
12.293.759
3.782.929
7.817.014
Pagamento de encargos financeiros ....................................................................
Pagamento de encargos da reserva global de reversão .......................................
Recebimento de receita anual permitida .............................................................
(1.812.722)
(257.580)
3.744.154
(1.368.244)
(465.318)
2.315.642
(1.453.344)
(864.871)
2.712.474
Ajustes para reconciliar o lucro com o caixa gerado pelas
operações:
Depreciação e amortização .................................................................................
Variações monetárias/cambiais líquidas .............................................................
Encargos financeiros ...........................................................................................
Receita de ativo financeiro .................................................................................
Resultado da equivalência patrimonial ...............................................................
Efeitos da Lei 12.783/2013 .................................................................................
Provisão para créditos de liquidação duvidosa ...................................................
Provisão para contingências ...............................................................................
Provisão para redução ao valor recuperável de ativos / contrato oneroso ..........
Provisão para plano de benefício pós emprego ...................................................
Provisão para perda com investimentos ..............................................................
Encargos da reserva global de reversão ..............................................................
Ajuste a valor presente / valor de mercado .........................................................
Participação minoritária no resultado .................................................................
Encargos sobre recursos de acionistas ................................................................
Baixa de ativos....................................................................................................
Instrumentos financeiros - derivativos ................................................................
Outras .................................................................................................................
(Acréscimos)/decréscimos nos ativos operacionais
Contas a receber..................................................................................................
Títulos e valores mobiliários ..............................................................................
Direito de ressarcimento .....................................................................................
Almoxarifado ......................................................................................................
Estoque de combustível nuclear .........................................................................
Ativo financeiro - concessões de serviço público ...............................................
Outros .................................................................................................................
Acréscimos/(decréscimos) nos passivos operacionais
Fornecedores .......................................................................................................
Adiantamento de clientes ....................................................................................
Arrendamento mercantil .....................................................................................
Obrigações estimadas .........................................................................................
Obrigações de ressarcimento ..............................................................................
Encargos setoriais ...............................................................................................
Outros .................................................................................................................
F-9
39
40
2
43
43
43
43
43
NOTA
31/12/2012
31/12/2011
31/12/2010
Recebimento de encargos financeiros .................................................................
Pagamento de imposto de renda e contribuição social .......................................
Recebimento de remuneração de investimentos em partipações societárias ......
Depósitos judiciais ..............................................................................................
723.815
(1.010.379)
636.719
(491.175)
739.709
(1.132.758)
689.370
(274.462)
Caixa líquido das atividades operacionais
13.826.591
4.286.866
8.244.781
7.623.386
(4.156.422)
(5.032.645)
(110.745)
885.457
(110.622)
7.273.908
(2.258.040)
(4.062.839)
(92.375)
1.376.452
119.755
3.829.260
(1.202.294)
(3.143.565)
(92.115)
1.049.035
(346.434)
468.975
(890.205)
600.869
(146.131)
ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO
Empréstimos e financiamentos obtidos a longo prazo ........................................
Pagamento de empréstimos e financiamentos - principal ...................................
Pagamento de remuneração aos acionistas .........................................................
Pagamento de refinanciamento de impostos e contribuições - principal ............
Empréstimo compulsório e reserva global de reversão ......................................
Outros .................................................................................................................
Caixa líquido das atividades de financimento
(901.590)
2.356.861
93.887
ATIVIDADES DE INVESTIMENTO
Concessão de empréstimos e financiamentos .....................................................
Recebimento de empréstimos e financiamentos .................................................
Créditos de energia renegociados recebidos .......................................................
Aquisição de ativo imobilizado ..........................................................................
Aquisição de ativos de concessão .......................................................................
Aquisição/aporte de capital em participações societárias ...................................
Outros .................................................................................................................
16
18
Caixa líquido das atividades de investimento
Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa
Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício ..........................................
Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício .............................................
F-10
5
5
(536.879)
1.834.949
313.865
(10.386.236)
(144.768)
(4.918.121)
381.778
(347.796)
1.123.886
277.728
(8.017.773)
(139.612)
(3.411.497)
(389.045)
(641.078)
2.871.385
342.745
(6.256.197)
(359.219)
(3.105.522)
(587.907)
(13.455.412)
(10.904.110)
(7.735.792)
(530.412)
(4.260.382)
4.959.787
4.429.375
9.220.169
4.959.787
(530.412)
(4.260.382)
602.875
8.617.294
9.220.169
602.875
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A.
Eletrobras
(COMPANHIA ABERTA)
CNPJ 00.001.180/0001-26
ANEXO ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
EM E PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM
31 de Dezembro de 2012, 2011 e 2010
(Em milhões de reais)
NOTA 1 - INFORMAÇÕES GERAIS
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobras) é uma empresa com sede em Brasília – DF – Setor Comercial Norte, Quadra 4, Bloco
B, 100, sala 203 – Asa Norte, registrada na Comissão de Valores Mobiliários – CVM e na Comissão de Valores Mobiliários – SEC,
com ações negociadas no mercados de ações das bolsas de valores de São Paulo (BOVESPA) – Brasil, Madri (Latibex) – Espanha, e
Nova Iorque (NYSE) – Estados Unidos da América. A empresa é uma sociedade de economia mista controlada pelo Governo Federal.
Sua finalidade comercial está estudando, projetando, construindo e operando usinas geradoras e de transmissão de energia elétrica e
linhas de distribuição, bem como a realização de operações comerciais decorrentes dessas atividades. Seu objetivo também é a
concessão de financiamento e prestação de garantias, no país e no exterior, para empresas de energia elétrica de serviço público que
estão sob seu controle acionário e em favor de entidades técnico-científicas; promovendo e apoiando a pesquisa no setor elétrico,
especialmente aquelas ligadas às atividades de geração, transmissão e distribuição, bem como a realização de estudos de bacias
hidrográficas com aproveitamento para fins múltiplos; contribuir para a formação do pessoal técnico necessário ao setor elétrico
brasileiro, bem como a preparação de operários qualificados, através de cursos especializados, o que também pode prestar assistência
a escolas do país ou bolsas de estudo no exterior e assinar contratos com entidades que contribuem para a formação de pessoal técnico
especializado; colaborar, técnica e administrativamente, com as empresas em que participa como acionista e com o Ministério de
Minas e Energia do Brasil.
A Companhia opera como detentora, gerindo investimentos em participações societárias, mantendo interesses controladores diretos
em seis empresas de geração de energia e/ou transmissão elétrica, listadas abaixo:
•
Furnas Centrais Elétricas S.A. – FURNAS;
•
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – ELETRONORTE;
•
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – CHESF;
•
ELETROSUL Centrais Elétricas S.A.;
•
Eletrobras Termonuclear S.A. – ELETRONUCLEAR; e
•
Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica – CGTEE.
Além de controlar as empresas de geração e/ou transmissão de energia elétrica listadas acima, a Companhia detém o controle
acionário direto de cinco distribuidoras de energia elétrica:
•
Boa Vista Energia;
•
Companhia de Eletricidade do Acre – Eletroacre;
•
Centrais Elétricas de Rondônia – Ceron;
•
Companhia Energética de Alagoas – Ceal; and
•
Companhia Energética do Piauí – Cepisa
A Companhia também detém o controle acionário da Amazonas Energia - AmE, ainda sob o controle da Companhia, atuando na
Geração e Distribuição e na Eletrobras Participações S.A. – Eletropar. Detém participações na Itaipu Binacional – Itaipu (sob controle
conjunto do Tratado Internacional assinado pelos governos do Brasil e Paraguai), na Inambari Geração de Energia S.A. e na Centrales
Hidroelectricas de Centroamérica S.A. – CHC.
A Companhia é a controladora ou participa como acionista minoritária de várias outras empresas nos segmentos de geração,
transmissão e distribuição de eletricidade diretamente ou através de suas controladas. (Nota 15)
F-11
A Companhia está autorizada, diretamente ou através de suas subsidiárias ou controladas, a associar, com ou sem aporte de recursos, a
constituir consórcios empresariais em empresas ou deter participação, com ou sem poder de controle, no exterior, direta ou
indiretamente, destinado a explorar a produção, transmissão ou distribuição de eletricidade.
A Companhia é responsável, também, pela gestão de recursos setoriais, representados pela Reserva Global de Reversão - RGR, Conta
de Desenvolvimento Energético - CDE, Utilização do Bem Público - UBP e Conta de Consumo de Combustíveis - CCC. Estes fundos
financiam programas do Governo Federal de acesso à universalização de energia elétrica, de eficiência da iluminação pública, de
incentivo às fontes alternativas de energia, de conservação de energia elétrica e de compra de combustíveis fósseis utilizados nos
sistemas isolados de geração de energia elétrica, cujas transações financeiras não afetam o lucro líquido da Companhia (exceto a taxa
de administração em determinados Fundos).
A Companhia também atua como agente de comercialização de energia elétrica da Itaipu Binacional e agente participante do Proinfa.
A emissão destas demonstrações financeiras consolidadas foi autorizada pelo Conselho Administrativo em 27 de março de 2013.
NOTA 2 - CONCESSÕES DE ENERGIA ELÉTRICA DE UTILIDADE PÚBLICA
A Companhia, através de suas subsidiárias, detém diversas concessões de serviço público de eletricidade, cujas rupturas, capacidade
instalada e datas de vencimento estão listadas abaixo:
I – Geração de Energia Elétrica
Capacidade
Instalada
(MW)
Não auditado
Ano de
Vencimento
Não auditado
UHE Paulo Afonso II ..........................................................................................
BA
UHE Paulo Afonso III ........................................................................................
BA
UHE Paulo Afonso IV ........................................................................................
BA
UHE Apolônio Sales...........................................................................................
BA
UHE Luiz Gonzaga .............................................................................................
BA
UHE Xingó .........................................................................................................
AL/SE
UHE Sobradinho .................................................................................................
BA/PE
UHE Belo Monte ................................................................................................
PA
UHE Tucuruí ......................................................................................................
PA
UHE Mauá ..........................................................................................................
PR
UHE Jirau ...........................................................................................................
RO
UTE Presidente Médici - Candiota I and II ........................................................
RS
UTE Candiota III ................................................................................................
RS
UTE Mauá ..........................................................................................................
AM
UTE Santa Cruz ..................................................................................................
RJ
443
794
2.462
400
1.480
3.162
1.050
11.233
8.535
363
3.750
446
350
738
932
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2022
2045
2024
2042
2043
2015
2041
Indefinido
2042
UHE Furnas ........................................................................................................
MG
UHE Luiz Carlos Barreto de Carvalho ...............................................................
SP/MG
UHE Marimbondo ..............................................................................................
SP/MG
UHE Mascarenhas de Moraes .............................................................................
MG
UHE Itumbiara....................................................................................................
MG/GO
UHE Corumbá I ..................................................................................................
GO
UHE Serra da Mesa ............................................................................................
GO
UHE Peixe Angical .............................................................................................
TO
UHE Foz do Chapecó .........................................................................................
RS
UTN Angra I .......................................................................................................
RJ
UTN Angra II .....................................................................................................
RJ
UTN Angra III ....................................................................................................
RJ
UHE Santo Antônio ............................................................................................
RO
Outros .................................................................................................................
Varios
1.216
1.050
1.440
476
2.082
375
1.275
452
855
640
1.350
1.405
3.150
15.633
2042
2042
2042
2023
2020
2042
2038
2036
2036
Indefinido
Indefinido
Indefinido
2043
—
Concessões/Permissões
Localização
F-12
A geração de energia elétrica considera as seguintes premissas:
a) a existência de períodos, tanto ao longo do dia quanto anualmente, em que há maior ou menor demanda de energia elétrica no
sistema para o qual a usina, ou sistema de geração, está escalada;
b) a existência, também, dos períodos em que as máquinas são retiradas de operação para manutenção, seja preventiva ou
corretiva, e
c) a disponibilidade de água no rio onde ela está localizada.
A produção de energia elétrica nas usinas é de responsabilidade da Operação de Planejamento e Programação de Eletricidade, com
períodos e dados que vão desde o anual até por hora ou dia, atualmente preparado pelo ONS – Operação Nacional do Sistema Elétrico,
que estabelece os volumes e as fontes de geração necessárias para atender a demanda do país de forma otimizada, com base na
disponibilidade da Bacia de água e de máquinas em operação, bem como os custos de geração e a viabilidade de transmissão dessa
energia através do sistema interligado.
II – Transmissão de Energia Elétrica:
Concessões/Permissões
Localização
LT 230 kV - SE Ribeiro Gonçalves / SE Balsas ...........................................................MA/TO/PI
LT Coxipó-Cuiabá-Rondonópolis (MT), 230 Kv ......................................................... MT
LT Colinas, Miracema,gurupi, Peixe Nova da Serra 2 (TO/GO) em 500 kV ............... TO/GO
LT Jauru-Juba-C2 (MT) e Maggi - Nova Mutum (MT), 230 kV, 30/138 kV .............. MT
LT Oriximiná - Itacoatiara - Cariri (PA/AM), em 500kV ............................................ PA/AM
LT Coletora Porto Velho (RO) - Araraquara (SP), 600kv ............................................ RO/SP
LT Porto Velho - Samuel Ariquemes - Ji-Paraná - Pimenta Bueno - Vilhena
(RO), Jaurú (MT), com , 230 kV ............................................................................. RO/MT
LT Porto Velho - Abunã (RO) - Rio Branco (AC),230 kV .......................................... RO/AC
LT Jaurú - Cuiabá (MT), e SE Jaurú,com 500 kV ........................................................ MT/SE
LT 525 kV Campos Novos/Biguaçu/Blumenau ........................................................... SC
LT 525 kV Itá/Nova Santa Rita .................................................................................... SC/RS
LT 525 kV Caxias/Itá ................................................................................................... RS/SC
LT 525 kV Areia/Curitiba I .......................................................................................... PR
LT 525 kV Areia/Bateias .............................................................................................. PR
LT 525 kV Campos Novos/Caxias ............................................................................... SC/RS
LT 525 kV Itá/Salto Santiago ....................................................................................... SC/PR
LT 525 kV Areia/Campos Novos ................................................................................. PR/SC
LT 525 kV Areia/Ivaiporã ............................................................................................ PR
LT 525 kV Ivaiporã/Salto Santiago .............................................................................. PR
LT 525 kV Blumenau/Curitiba ..................................................................................... SC/PR
LT 525 kV Ivaiporã/Londrina ...................................................................................... PR
Outras LT de 525 kV .................................................................................................... —
LT 230 kV Presidente Médice/Santa Cruz 1 ................................................................ RS
LT 230 kV Dourados/Guaíra ........................................................................................ MS/PR
LT 230 kV Monte Claro/Passo Fundo .......................................................................... RS
LT 230 kV Anastácio/Dourados ................................................................................... MS
LT 230 kV Passo Fundo/Nova Prata 2 ......................................................................... RS
LT 230 kV Areia/Ponta Grossa .................................................................................... PR
LT 230 kV Campo Mourão/Salto Osório 2 .................................................................. PR
LT 230 kV Campo Mourão/Salto Osório 1 .................................................................. PR
LT 230 kV Salto Osório/Xanxerê ................................................................................. PR/SC
LT 230 kV Areia/Salto Osório 1 .................................................................................. PR
LT 230 kV Areia/Salto Osório 2 .................................................................................. PR
LT 230 kV Londrina/Assis 1 ........................................................................................ PR/SP
LT 230 kV Blumenau/Palhoça ..................................................................................... SC
LT 230 kV Biguaçu/Blumenau 2 .................................................................................. SC
LT 230 kV Areia/São Mateus do Sul............................................................................ PR
F-13
Extensão
(km)
Ano de
Vencimento
Não auditado
Não auditado
95
193
695
402
586
2375
2039
2034
2036
2042
2038
2039
987
487
348
359
315
256
235
220
203
187
176
173
167
136
122
395
237
226
212
211
199
182
181
181
162
160
160
157
134
130
129
2039
2039
2039
2035
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2038
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
Concessões/Permissões
Localização
LT 230 kV Cascavel/Guaíra ......................................................................................... PR
LT 230 kV Lageado Grande/Siderópolis ...................................................................... RS/SC
LT 230 kV Jorge Lacerda “B”/Palhoça ........................................................................ SC
LT 230 kV Curitiba/São Mateus do Sul ....................................................................... PR
LT 230 kV Blumenau/Jorge Lacerda “B” .................................................................... SC
LT 230 kV Campo Mourão/Apucarana ........................................................................ PR
LT 230 kV Assis/Londrina ........................................................................................... SP/PR
LT 230 kV Atlântida 2/Gravataí 3 ................................................................................ RS
Outras LT de 230 kV .................................................................................................... —
LT 138 kV Jupiá/Mimoso 1 .......................................................................................... SP/MS
LT 138 kV Jupiá/Mimoso 3 .......................................................................................... SP/MS
LT 138 kV Jupiá/Mimoso 4 .......................................................................................... SP/MS
LT 138 kV Jorge Lacerda “A”/Palhoça 1 ..................................................................... SC
LT 138 kV Campo Grande/Mimoso 1 .......................................................................... MS
LT 138 kV Campo Grande/Mimoso 3 .......................................................................... MS
LT 138 kV Campo Grande/Mimoso 4 .......................................................................... MS
LT 138 kV Dourados das Nações/Ivinhema ................................................................. MS
Outras LT de 138 kV .................................................................................................... —
LT 132 kV Conversora de frequência de Uruguaiana/Paso de Los Libres ................... RS
LT 69 kV Salto Osório/Salto Santiago ......................................................................... PR
LT 345 kV Furnas - Pimenta II..................................................................................... MG
LT 500 kV Rio Verde Norte - Trindade; LT 500/230 kV - 1200 MVA
Subestação Trindade ................................................................................................ GO
LT 230 kV Trindade - Xavantes ................................................................................... GO
LT 230 kV Trindade - Carajás ...................................................................................... GO
LT Coletora Porto Velho - Araraquara 2; LT 500/±600 kV - 3.150 MW,
Subestação Estação retificadora 2 CA/CC e LT ±600/500 kV - 2.950 MW,
Subestação Estação Inversora 02 CC/CA ................................................................ RO
LT 500 kV Mesquita - Viana 2 ; LT 500/345kV 900 MVA - Viana 2 ......................... MG/ES
LT 345 kV Viana 2 - Viana .......................................................................................... MG/ES
2 LT 138 kV Unidade Geradora - Sistema Interligado Nacional; LT 138 kV,
Subestação Elevadora ..............................................................................................
LT 230 kV Serra da Mesa - Niquelândia; LT 230 kV, Subestação Serra da
Mesa......................................................................................................................... TO
LT 230 kV Niquelândia - Barro Alto; LT 230 kV, Subestação Niquelândia e LT
230 kV, Subestação Barro Alto ............................................................................... TO
LT 230 kV CS Barra dos Coqueiros - Quirinópolis .....................................................
MS/GO/MT
LT 230 kV CD Chapadão - Jataí Taquari .....................................................................
MS/GO/MT
LT 230 kV CS Palmeiras - Edéia .................................................................................
MS/GO/MT
2 LT 500 kV no seccionamento da LT Campinas - Ibiúna e a SE Itatiba 500/138
kV; LT 500/138 kV, Subestação Itatiba e LT 500 kV, Subestação Campinas e
SE Ibiúna ................................................................................................................. SP
LT 345 kV Montes Claros - Irapé................................................................................. MG
LT 345 kV Itutinga - Juiz de Fora ................................................................................ MG
LT 230 kV Milagres/Tauá (CE); LT 230 kV Subestação Tauá (CE) ........................... CE
LT 230 kV Milagres/Coremas (CE/PB) ....................................................................... CE/PB
LT 230 kV Paraíso/Açu II (RN) ................................................................................... RN
LT 230 kV Funi/Itapebi (BA) ....................................................................................... BA
LT 230 kV Ibicoara/Brumado (BA); LT 500/230 kV Subestação Ibicoara (PE) ......... BA/PE
LT 230 kV Eunápolis/Teixeira de Freitas II (BA); LT 230/138 kV Subestação
Teixeira de Freitas II (BA) ....................................................................................... BA
LT 230 kV Picos/Tauá (PI/CE) .................................................................................... PI/CE
LT 230 kV Jardim/Penedo (SE/AL) ............................................................................. SE/AL
LT 500/230 kV Subestações Suape II(PE); LT 230/69 kV Suape III (PE)................... PE
F-14
Extensão
(km)
Ano de
Vencimento
Não auditado
Não auditado
126
122
121
117
116
114
114
102
1556
219
219
219
109
108
108
108
95
657
12
56
66
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2035
193
37
29
2040
2040
2040
2,375
248
10
2038
2040
2040
33
2035
105
2042
88
ND
ND
ND
2042
2039
2039
2039
1
138
144
208
120
135
198
95
2039
2034
2035
2035
2035
2037
2042
2037
152
183
110
24
2038
2037
2038
2039
Concessões/Permissões
Localização
LT 230 kV Pau Ferro/Santa Rita II (PE/PB) ................................................................ PE/PB
LT 230 kV Paulo Afonso III/Zebu (AL); LT 230/69 kV Subestações Santa Rita
II; LT 230/69 kV Zebu (AL); LT 230/69 kV Natal III (RN) ...................................AL/PB/RN
LT 230 kV Eunápolis/Teixeira de Freitas II (BA) ........................................................ BA
LT 500/230 kV Subestação Camaçari IV ..................................................................... BA
LT 230/69 kV Subestação Arapiraca III; LT 230kV Circuito duplo rio
LargoII/Penedo ........................................................................................................ AL
LT 230 kV Paraíso/Açu (RN), circuito 3 ...................................................................... RN
LT 230 kV Açu/Mossoró II (RN), circuito 2 ................................................................ RN
LT 230 kV João Câmara / Extremoz II; LT 230 kV Subestação João Câmara
(RN); LT 230 kV Subestação Extremoz II (RN) ..................................................... RN
LT 230 kV Igaporã/Bom Jesus da Lapa II (BA); LT 230 kV Subestação Igaporã
(BA) ......................................................................................................................... BA
LT 230 kV Sobral III/Acaraú II (CE); LT 230 kV Subestação Acaraú (CE) ............... CE
83 subestações de transmissão; 15 subestações elevadoras ..........................................
LT 500 kV Teresina(PI)/Sobral/Fortaleza(CE) ............................................................ PI/CE
LT 500 kV Colinas/Miracema/ Urupi/ Peixe 2/Serra da Mesa (TO/GO) ..................... TO/GO
LT 500 kV Oriximiná/Itacoatiara CD ...........................................................................
LT 500 kV Itacoatiara/Cariri (PA/AM); LT 500/138 kV subestações Itacoatiara e
LT 500/230 kV Cariri .............................................................................................. PA/AM
LT +/- 600 kV Coletora Porto Velho (RO)/ Araraquara 2 (SP), 01 em CC; LT
500 kV/+/- 600kV - 3.150 MW Estação Retificadora 02 CA/CC; LT , +/- 600
kV/500kV - 2.950 MW Estação Inversora 02 CC/CA. ............................................ RO/SP
LT 230 kV São Luiz II/ São Luiz III (MA); LT 500 kV Subestação Pecém II
(CE) e LT 230 kV Aquiraz II (CE) .......................................................................... MA/CE
SE - Campos Novos ...................................................................................................... SC
SE - Caxias ................................................................................................................... RS
SE - Gravataí ................................................................................................................ RS
SE - Nova Santa Rita .................................................................................................... RS
SE - Blumenau .............................................................................................................. SC
SE - Curitiba ................................................................................................................. PR
SE - Londrina ............................................................................................................... PR
SE - Santo Ângelo ........................................................................................................ RS
SE - Biguaçu ................................................................................................................. SC
SE - Biguaçu ................................................................................................................. SC
SE - Joinville ................................................................................................................ SC
SE - Areia ..................................................................................................................... PR
SE - Itajaí ...................................................................................................................... SC
SE - Xanxerê................................................................................................................. SC
SE - Jorge Lacerda “A” ................................................................................................ SC
SE - Palhoça ................................................................................................................. SC
SE - Siderópolis ............................................................................................................ SC
SE - Assis ..................................................................................................................... SP
SE - Joinville Norte ...................................................................................................... SC
SE - Atlântida 2 ............................................................................................................ RS
SE - Canoinhas ............................................................................................................. SC
SE - Dourados............................................................................................................... MS
SE - Caxias 5 ................................................................................................................ RS
SE - Passo Fundo .......................................................................................................... RS
SE - Tapera 2 ................................................................................................................ RS
SE - Gravataí 3 ............................................................................................................. RS
SE - Desterro ................................................................................................................ SC
SE - Missões ................................................................................................................. RS
SE - Anastácio .............................................................................................................. MS
F-15
Extensão
(km)
Ano de
Vencimento
Não auditado
Não auditado
97
2039
6
152
81
2039
2038
2040
45
123
69
2040
2040
2040
82
2040
115
97
18,260
546
695
375
2040
2040
2042
2034
2036
2038
212
2038
2,375
2039
96
2,466
2,016
2,016
2,016
1,962
1,344
1,344
1,344
300
672
691
672
525
450
400
384
364
336
300
249
225
225
215
168
166
165
150
150
150
2040
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2035
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2042
2039
2042
Concessões/Permissões
Localização
SE - Ilhota .....................................................................................................................
Other substations ..........................................................................................................
F-16
SC
—
Extensão
(km)
Ano de
Vencimento
Não auditado
Não auditado
100
405
2042
2042
III – Transmissão de Energia Elétrica:
Concessões/ Permissões
Região Geográfica
Municípios
atendidos
Vencimento
da Concessão
Não auditado
Não auditado
Cia. de Eletricidade do Acre - Eletroacre ..................................................
Estado do Acre
Centrais Elétricas de Rondônia - Ceron .....................................................
Estado de Rondônia
Companhia Energétca de Alagoas - Ceal ...................................................
Estado de Alagoas
Companhia Energética do Piauí - Cepisa ...................................................
Estado do Piauí
Amazonas Energia .....................................................................................
Estado do Amazonas
Boa Vista Energia ......................................................................................
Estado de Roraima
22
52
102
224
62
1
2015
2015
2015
2015
2015
2015
Ver comentários sobre os efeitos da Lei 12.783/2013 em concessões detidas por subsidiárias da Companhia na Nota 2.1
2.1. Prorrogação das concessões de serviços públicos de energia elétrica
Eletrobras, por meio de suas subsidiárias, tem 42,3 GW de capacidade instalada, 61,7 mil quilômetros de linhas de transmissão e seis
distribuidoras de energia que atendem cerca de 3,7 milhões de consumidores, 4 (quatro) das quais com operações em sistemas isoladas
da região Norte do Brasil.
Em 11 de setembro de 2012, o Governo Federal editou a Medida Provisória nº 579, regulamentada pelo Decreto de Lei nº 7.805, de 14
de setembro de 2012, que trata de concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, com a redução dos encargos
setoriais, com tarifas moderada, e outras medidas. Ações realizadas pelo Governo Federal também visam beneficiar os consumidores
de energia elétrica através da redução de três componentes tarifários: geração de custos, custos de transmissão e encargos setoriais. Tal
Medida Provisória foi convertida, em 11 de janeiro de 2013, na Lei nº 12.783/2013, e tornou-se regulamentada pelo Decreto nº 7.891,
em 23 de janeiro de 2013.
Através da referida Lei, as concessões de energia elétrica, de que tratam os artigos 17, §5º, 19 e 22 da Lei nº 9.074 de 7 de julho de
1995, que estavam com vencimento para 2015, foram prorrogados por mais 30 anos, de acordo com as condições estabelecidas na Lei
e as respectivas alterações aos Contratos de Concessão.
Portanto, a Lei nº 12.783/2013, ao lidar com as extensões de distribuição, transmissão de energia elétrica e concessões de geração
alcançadas pelos artigos listados acima, impôs novas condições de extensão para as concessionárias, permitindo a prorrogação por um
período de 30 anos, com a antecipação do prazo de vencimento destas concessões e celebração de termos aditivos aos respectivos
Contratos de Concessão com o Poder Concedente estabelecendo novas condições.
A extensão pressupõe a aceitação expressa dos critérios de remuneração, alocação de energia e padrões de qualidade contidos na Lei,
considerando-se a indenização dos ativos, que ainda não tenham sido amortizados ou depreciados, com base no valor novo de
reposição – VNR.
As principais etapas para a implementação dos requisitos da Medida Provisória nº 579/2012 (atual Lei 12.783/2013), estão
apresentadas a seguir:
12/09/2012
17/09/2012
10/15/2012
01/11/2012
01/11/2012
29/11/2012
04/12/2012
11/12/2012
19/12/2012
01/01/2013
11/10/2013
20/01/2013
05/02/2013
Publicação da Medida Provisória No. 579/2012.
Edição do Decreto Regulatório No. 7,805/2012.
Prazo para declarações de intereste para renovação dos contratos de concessões pelas empresas.
Aprovação das minutas para contratos de concessões de geração e transmissão.
Publicação das taxas de geração e de receitas permitidas de transmissão.
Edição da Medida Provisória 591/2012, que alterou a Medida Provisória No. 579/2012.
Prazo para assinatura dos aditivos dos contratos de concessão de geração e transmissão.
Approvação da Tarifa de Uso dos Sistemas de Transmissão (Usage Rate of Transmission Systems) –
TUST – valores.
Provisional homologando resolução das quotas de energia para os distribuidores.
Começo das novas receitas permitidas dos transmissores, TUST, e taxas de geração.
Medida Provisória No. 579/2012 torna-se Lei No. 12.783/2013.
Homologação final da resolução das quotas de energia para os distribuidores.
Revisão da tarifa extraordinária dos dostribuidores para taxa de conhecimento pelos consumidores.
Em 31 de outubro de 2012, o Ministério de Minas e Energia – MME – publicou a Portaria que definiu:
(i) tarifas iniciais para usinas hidrelétricas estabelecidas no artigo 1º da Medida Provisória (Portaria nº 578); e
F-17
(ii) receitas anuais permitidas das concessões de instalações de transmissão integrantes estabelecidas no capítulo 6 da Medida
Provisória (Portaria nº 579).
Além disso, o MME e o Departamento do Tesouro emitiram, em 1º de novembro de 2012, a Portaria Interministerial nº 580, que
estabeleceu os valores de remuneração dos ativos de geração e transmissão afetadas pela Medida Provisória, referente aos preços de
junho de 2012 e outubro de 2012, respectivamente, fazendo com que os valores de remuneração dos ativos de geração fossem
ajustados em 29 de novembro de 2012, através da Portaria Interministerial nº 602.
A legislação prevê que as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica que não sejam renovadas através da
aceitação das condições apresentadas pelo Poder Concedente, certificados pela assinatura da Emenda aos contatos de concessão
existentes, nos termos da Lei nº 12783/2013, sejam leiloados quando terminar o prazo atual (2015 – 2017), sob a forma de leilão ou
concurso, por até trinta anos.
Impactos nas atividades de geração diretamente afetados pela Lei nº 12.783/2013
Receber a remuneração dos ativos de geração não amortizados por valores definidos na Portaria nº 580 e nº 602 acima mencionados.
O montante da indemnização será ajustado pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA (artigo 3º da Portaria nº 580 citado)
até a data do seu efetivo pagamento. O método de pagamento solicitado pelas subsidiárias da Companhia, conforme previsto pelo
artigo 4º da Portaria nº 580 citado, é descrito na Nota 45.
No artigo 2º do Decreto nº 7.850, anteriormente mencionado, até 31 de dezembro de 2013, a concessionária de geração deve
apresentar à ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), na forma definida pela Agência, quaisquer informações adicionais
(Projeto de pós-Base) necessárias para o cálculo das ações de investimento ligadas a bens reversíveis realizadas até 31 de dezembro de
2012, ainda não amortizadas ou depreciadas (modernizações e melhorias). Posteriormente, os valores encontrados estarão sujeitos a
indenização ou reconhecimento baseados em tarifa se o Poder Concedente assim o autorizar. No que diz respeito à geração térmica, os
valores de indenização ainda estão a ser divulgados pelo órgão regulador.
Alterações do preço para o regime tarifário, com revisão tarifária periódica nos mesmos modelos como os aplicados à atividade de
transmissão até então. A tarifa será calculada com base nos custos de operação e manutenção, além da taxa de 10%. Além disso, no
futuro pode ser incluída uma parcela dos ativos ainda não amortizados ou depreciados, desde que aprovados pela ANEEL.
Novos investimentos (modernizações e melhorias) ocorridos após 31 de dezembro de 2012, desde que formalmente aprovado, será
apresentado em tarifas futuras, considerando que o seu critério de remuneração ainda está para ser definido.
Alocação de garantia física de energia e de quotas de potência das usinas hidrelétricas para as concessionárias de serviço público de
distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN, a ser definido pela ANEEL, que será destinada ao mercado
regulado.
Redução ou eliminação dos seguintes encargos regulatórios: Reserva Global de Reversão – RGR, Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE e Conta de Consumo de Combustíveis – CCC.
Impactos nas atividades de transporte diretamente afetados pela Lei n º 12.783/2013
Recebimento de indenização dos ativos de transmissão amortizados adquiridos após 31 de maio de 2000 (RBNI), por valores
definidos na Portaria nº 580, anteriormente mencionado. O montante da indemnização será ajustado pelo Índice de Preços ao
Consumidor Amplo – IPCA (artigo 3º da Portaria nº 580 citado) até a data do seu efetivo pagamento. O método de pagamento
solicitado pelas subsidiárias da Companhia, conforme previsto pelo artigo 4º da Portaria nº 580 citado, é descrito na Nota 45.
Concessionárias de transmissão deverão enviar à ANEEL todas as informações relativas aos ativos adquiridos antes de 31 de maio de
2000 (RBSE), ainda não depreciados ou amortizados, necessárias para o cálculo do complemento de indenização dentro de um prazo a
ser definido pelo poder concedente, conforme §8º do artigo 15 da Lei nº 12.783/2013, que, quando acordado, será pago em 30 anos,
atualizado na forma da regulamentação.
A tarifa (nova Receita Anual Permitida – RAP) será calculada para cobrir os custos de operação e manutenção, inicialmente, 10%.
Adicionalmente, no futuro, pode ser incluída uma parcela dos ativos ainda não amortizados ou depreciados, desde que aprovados pela
ANEEL.
Novos investimentos (reforços e melhorias) ocorridos após 31 de dezembro de 2012, desde que formalmente aprovados, serão
apresentados em tarifas futuras, considerando que o seu critério de remuneração ainda está a ser definido.
Eliminação da Reserva Global de Reversão – RGR e Conta de Consumo de Combustíveis – CCC e redução da Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE para 25% da taxa atual.
F-18
Impactos sobre as empresas de distribuição em geral
•
Revisão Tarifária Extraordinária da Parcela A, com impactos a partir de 01 de fevereiro de 2013, para capturar a redução de
custos resultantes da geração e transmissão de novas concessões.
•
Redução ou eliminação de encargos regulatórios (CDE, CCC e RGR).
•
Eliminação dos impactos da variação cambial na compra de energia de Itaipu para os consumidores, considerando-se que o
Tesouro Nacional vai assumir esse custo.
•
Os componentes: poder de compra, taxas de regulação e custos de transporte de energia formam Parcela A – custos não
gerenciáveis pela concessionária, na redefinição da tarifa que é feita em cada aniversário do contrato de concessão (anualmente).
Assim sendo, não são esperadas alterações na margem dessas concessionárias.
•
Possível impacto sobre os custos de compra da energia devido à alocação de cotas de garantia física de energia e da potência das
Usinas Hidrelétricas para o mercado regulado (cativo-distribuidores), considerando a necessidade de compra de energia no
mercado aberto para cobrir as demandas de consumidores até então.
De acordo com o artigo 27 da Lei 12.783/13, que altera o artigo 3º §16 da Lei nº 12.111/2009: "§16 – a quantidade de energia a ser
considerada para o serviço do sistema público de distribuição de energia elétrica nos sistemas isolados será limitada a eficiente níveis
de perdas, de acordo com regulamentação da ANEEL". Para este fim, a Audiência Pública ANEEL nº AP-107/2012, que tem o
objetivo de obter subsídios e informações adicionais para definir o orçamento da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC, para o
ano de 2013, está com o seu tempo de contribuição, devido à troca de documentos, ainda não encerrado.
Incertezas nas atividades de distribuição diretamente afetadas pela Lei nº 12.783/13
Em 15 de outubro de 2012, distribuidoras cujas concessões expiram em 2015 tinham o direito de manifestar seu interesse em estender
suas concessões por um período adicional de 30 anos, o que elas fizeram. Até o presente momento, os critérios para prorrogação de
tais contratos não foram regulados pelo Poder Público e, portanto, a assinatura do contrato de concessão das distribuidoras que
manifestaram interesse não ocorreu em 15 outubro de 2012, o que só ocorrerá com o vencimento da concessão atual.
Não há garantias de que o Poder Concedente irá aprovar uma extensão de acordo com as novas condições, dependendo de vários
critérios, os quais serão analisados pelo Poder Concedente. Há uma previsão de ativos não amortizados indenização no final da
concessão.
A Companhia tinha como prazo limite para rever e aceitar as condições de indenização e taxas a data estipulada pelo Poder Público
para a assinatura da adenda ao contrato de concessão de geração e transmissão, prevista para 4 de dezembro de 2012, sendo os aditivos
contratuais assinados na mesma data .
A extensão pressupõe a aceitação expressa destas condições pelas concessionárias:
I – remuneração por taxa calculada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para cada usina hidrelétrica;
II – alocação de garantia física de energia e de cotas de usinas hidrelétricas às concessionárias de distribuição de energia elétrica do
Sistema Interligado Nacional serviço público – SIN, a ser definido pela ANEEL, de acordo com a regulamentação do concedente; e
III – adeguadação aos padrões de serviço de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
As concessões de geração de energia termelétrica com vencimento em 2015 podem ser prorrogadas, a critério do poder concedente,
uma única vez, por um período de até 20 anos, se ainda não foram estendidas.
As concessões de transmissão de energia elétrica obtidas por §5º do art. 17 da Lei n º9.074, de 1995, poderão ser prorrogadas, a
critério do poder concedente, uma única vez, por um período de até 30 anos. A extensão pressupõe a aceitação expressa das seguintes
condições pelas concessionárias:
I – receita fixa de acordo com critérios estabelecidos pela ANEEL; e
II – submissão aos padrões de serviço de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
Dada sua importância, este assunto foi submetido à deliberação da 160a Assembléia Geral Extraordinária realizada em 3 de dezembro
de 2012, que decidiu aprovar a extensão dos Contratos de Concessão Nos. 062/2001 – ANEEL e 004/2004 – ANEEL (Eletrobras
Furnas); Nos. 058/2001 – ANEEL e 02/2012 – ANEEL (Eletrobras Eletronorte); Nos. 061/2001 – ANEEL e 006/2004 – ANEEL
(Eletrobras Chesf); e nº 057/2001 – ANEEL (Eletrobras Eletrosul) sob a Medida Provisória nº 579 de 11/09/2012, Decreto nº 7.805 de
14/09/2012, Portaria MME nº 578 de 31/10/2012, Portaria MME nº 579 de 31/10/2012 e Portaria Interministerial nº 580/MME/MF de
01/11/2012.
F-19
Os efeitos dessas mudanças na Lei 12.783/2013 são os seguintes:
Efeitos sobre a declaração de renda em 2012
Total
Geração
(7.337.859)
Ganho (perda) com indenizações das concessões
(1.802.402)
prorrogadas .....................................................................
Ajuste ao Valor Novo de Reposição dos ativos
(2.825.060)
indenizáveis ....................................................................
Contratos onerosos ..............................................................
(1.591.200)
Parcela não recuperável de ativos - impairment ..................
(1.119.198)
Transmissão
(3.106.703)
Ganho (perda) com indenizações das concessões
(1.242.395)
prorrogadas .....................................................................
Ajuste ao Valor Novo de Reposição dos ativos
indenizáveis .................................................................... (331.602)
Contratos onerosos ..............................................................
(1.491.195)
Parcela não recuperável de ativos - impairment .................. (41.511)
Distribuição
359.182
Ajuste ao Valor Novo de Reposição dos ativos
indenizáveis .................................................................... 359.182
Total
(10.085.380)
Efeitos patrimoniais em 2012
Saldos em 31/12/2012 - antes dos efeitos da Lei 12.783/2013
Imobilizado
Intangível
Ativo
financeiro
Contratos
onerosos
Provisão /
Impairment
Geração ................................
51.269.690 1.221.929
— (1.691.928) (1.682.718)
Transmissão .........................
—
160.288 29.433.205
—
(60.283)
Distribuição ..........................1.410.976
837.779 4.236.765
(131.200)
—
Total
Efeitos no
resultado de
2012 da Lei
12.783/2013
(7.337.859)
(3.106.703)
359.182
195.419 41.974.533
150.785 26.577.291
—
6.713.502
52.680.666 2.219.996 33.669.970 (1.823.128) (1.743.001) (10.085.380)
346.204 75.265.326
Total dos
ativos
(passivos)
após impactos
da Lei
12.783/2013
Saldos em 31/12/2012 - após dos efeitos da Lei 12.783/2013
Imobilizado
Intangível
Ativo
financeiro
Geração....................................................................... 41.974.533 36.398.730 1.221.929 1.483.540
Transmissão............................................................... 26.577.291
—
160.288 19.624.390
Distribuição................................................................ 6.713.502 1.410.976
837.779 4.595.947
Total
Atualização
monetária da
indenização
Total dos
ativos
(passivos)
após impactos
da Lei
12.783/2013
75.265.326 37.809.706 2.219.996 25.703.877
Indenização a
receber
6.153.462 (3.283.128)
8.283.810 (1.491.196)
—
(131.200)
14.437.272 (4.905.524)
Para fins de apresentação, os ativos administrativos foram alocados para as atividades de geração e distribuição.
F-20
Contratos
onerosos
Ativos de concessões estendidas cujas indenizações ainda não foram aprovadas pelo Poder Concedente
Geração
Modernizações e melhorias ...................................................
1.483.540
Geração térmica .....................................................................
1.684.047
Transmissão
Modernizações e melhorias (RBNI) .....................................841.814
Rede básica - serviços existentes (RBSE) .............................
7.490.046
Total .............................................................................
11.499.447
Tarifas de Concessão de Geração de Energia Elétrica para 2013 – Portaria MME 578/2012
Concessionária
Potência
(MW)
Usina Hidrelétrica
CHESF ...............................................................................
Complexo Paulo Afonso
CHESF ...............................................................................
Xingó
CHESF ...............................................................................
Luiz Gonzaga (Itaparica)
Furnas ................................................................................
Marimbondo
Furnas ................................................................................
Furnas
Furnas ................................................................................
Estreito
Furnas ................................................................................
Corumbá I
Furnas ................................................................................
Porto Colômbia
CHESF ...............................................................................
Boa Esperança
Furnas ................................................................................
Funil
Eletronorte .........................................................................
Coaracy Nunes
CHESF ...............................................................................
Funil
CHESF ...............................................................................
Pedra
CHESF ...............................................................................
Araras
Tarifa
(R$/kW.)
4.279,60
3.162,00
1.479,60
1.440,00
1.216,00
1.048,00
375,30
319,20
237,30
216,00
76,95
30,00
20,01
4,00
29,92
35,61
42,67
39,22
40,60
41,58
57,59
60,94
66,74
66,59
100,25
103,71
82,65
38,86
Receita anual de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica permitida para 2013 – Portaria MME 579/2012
Concessionária
Contrato de Concessão
Indenização
CHESF ................................061/2001-ANEEL
Eletronorte ...........................058/2001-ANEEL
Eletrosul ..............................057/2001-ANEEL
Furnas ..................................062/2001-ANEEL
517.607
276.252
406.109
629.803
1.829.771
* Valores de Indenização dos Contratos de Concessão de Geração, Portaria 580/MME/MF, alterada pela Portaria MME/MF 602
Concessionária
Usina Hidrelétrica
CHESF ................................................................
Xingó
CHESF ................................................................
Paulo Afonso IV
CHESF ................................................................
Luiz Gonzaga (Itaparica)
Furnas ..................................................................
Marimbondo
CHESF ................................................................
Apolônio Sales (Moxotó)
Furnas ..................................................................
Corumbá I
CHESF ................................................................
Boa Esperança (Castelo Branco)
Eletronorte ...........................................................
Coaracy Nunes
Potência
(MW)
3.162,00
2.462,40
1.479,60
1.440,00
400,00
375,00
237,30
67,98
Indenização
2.929.832 12/16/94
360.473 12/1/79
1.730.602 6/13/88
64.368 10/25/75
84.613 4/15/77
679.880 4/1/97
72.783 4/7/70
35.492 12/30/75
5.958.043
Total
F-21
Início de
operação
* Valores de Indenização dos Contratos de Concessão de Transmissão, Portaria 580/MME/MF
Concessionária
Contrato de Concessão
Indenização
CHESF ........................................
061/2001-ANEEL
Eletronorte ...................................
058/2001-ANEEL
Eletrosul ......................................
057/2001-ANEEL
Furnas ..........................................
062/2001-ANEEL
1.587.161
1.682.268
1.985.568
2.878.028
8.133.025
* Referem-se a valores originais e não incluem juros ou correção monetária
NOTA 3 – RESUMO DAS PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTABILÍSTICAS
As principais políticas contábeis aplicadas na preparação destas demonstrações financeiras estão definidas abaixo. Estas políticas
foram aplicadas de forma consistente em todos os exercícios apresentados, salvo quando indicado o contrário.
3.1. Base de preparação
A preparação das demonstrações financeiras requer o uso de certas estimativas contábeis críticas e também o julgamento da Gerência
da Companhia sobre a processo de aplicação das políticas contábeis. Aquelas áreas que requerem maior nível de julgamento e que são
mais complexas, bem como as áreas nas quais premissas e estimativas são relevantes para as demonstrações financeiras consolidadas,
estão apresentadas na Nota 4.
As demonstrações financeiras foram elaboradas com base no custo histórico, exceto por determinados instrumentos financeiros
mensurados pelos seus valores justos, conforme descrito nas práticas contábeis a seguir. Geralmente o custo histórico é baseado no
valor justo das contraprestações pagas em troca de ativos.
(a) demonstrações financeiras consolidadas
As demonstrações financeiras consolidadas foram elaboradas e estão sendo apresentadas em conformidade com as Normas
Internacionais de Contabilidade (IFRS) emitidas pelo Comitê de Normas Internacionais de Contabilidade (IASB).
(b) alterações nas políticas e divulgações contábeis
(b.1) Novas e revisadas regras adotadas sem efeitos significativos nas demonstrações financeiras consolidadas
Alterações à IFRS 7 – Divulgações – Transferências de ativos financeiros
As alterações ao IFRS 7 – Instrumentos Financeiros: Um aumento em provas necessárias aumenta as exigências de divulgação para
transações envolvendo ativos financeiros. Estas mudanças visam dar mais transparência às exposições de risco quando um ativo
financeiro é transferido, mas o cedente ainda mantém algum nível de exposição no ativo. As alterações também exigem a divulgação
da transferência de ativos financeiros quando eles não são igualmente distribuídos ao longo do período.
Esta regra entrou em vigor em 1º de janeiro de 2012 e não teve impacto nas demonstrações financeiras individuais e consolidadas da
Companhia.
Alteração à IAS 12 - Impostos diferidos: recuperação de ativos subjacentes
Alterações à IAS 12 – Imposto de Renda apresentam uma exceção aos princípios gerais do IAS 12 no sentido de que a mensuração
dos ativos e passivos fiscais diferidos deve refletir os efeitos fiscais decorrentes da forma pela qual a entidade espera recuperar o valor
contábil de um ativo. Especificamente, de acordo com as alterações, espera-se que a propriedade de investimento mensurada pelo
modelo de valor justo de acordo com o IAS 40 – Propriedade para Investimento sejam recuperadas através da venda para fins de
mensuração dos impostos diferidos, a menos que a premissa não seja válida em determinadas circunstâncias. Esta regra entrou em
vigor em 1º de janeiro de 2012 e não teve impacto individual sobre as demonstrações financeiras da Companhia e de suas subsidiárias.
(b.2) Normas novas e revisadas e interpretações já emitidas e ainda não adotadas
Novos regulamentos e comentários sobre consolidação, acordos de participação, filiados e divulgações
Em maio de 2011, um pacote de cinco normas de consolidação, acordos de participação e respectivas divulgações foi emitido,
incluindo o IFRS 10, IFRS 11, IFRS 12, IAS 27 (revista em 2011) e IAS 28 (revista em 2011).
F-22
A IFRS 10 substitui partes da IAS 27, Demonstrações Financeiras Consolidadas e Separadas, que lidam com as demonstrações
financeiras consolidadas. SIC-12 Consolidação – Entidades de Propósito Específico serão eliminadas com a aplicação da IFRS 10. De
acordo com a IFRS 10, existe uma única base de consolidação, isto é, o controle. Além disso, a IFRS 10 inclui uma nova definição de
controle que contém três elementos: (a) poder sobre uma investida, (b) exposição, ou direitos, a retornos variáveis de seu
envolvimento com a investida, e (c) capacidade de usar o seu poder sobre a investida para afetar o valor de retorno do investidor.
Orientações mais abrangente foram incluídas na IFRS 10 para abordar cenários complexos.
A IFRS 11 substitui a IAS 31, Participação em Empresas Conjuntas. A IFRS 11 trata de situações em que um acordo de participação
com duas ou mais partes que têm controle conjunto deve ser classificado. SIC-13 Empresas Conjuntas – Contribuições Não
Monetárias do Investidor serão eliminados com a aplicação do IFRS 11. De acordo com a IFRS 11, os acordos de participação são
classificados como operações conjuntas ou joint ventures, de acordo com os direitos e as obrigações das partes nos acordos. Por outro
lado, de acordo com a IAS 31, existem três tipos de contratos de participação: entidades conjuntamente controladas, ativos
conjuntamente controlados e operações controladas em conjunto. Além disso, de acordo com a IFRS 11, empresas conjuntas devem
ser contabilizadas pelo método de equivalência patrimonial, enquanto entidades controladas em conjunto, de acordo com o IAS 31,
podem ser contabilizadas pelo método da equivalência patrimonial ou pelo método proporcional de contabilidade.
A IFRS 12 é uma regra de divulgação aplicável às entidades que possuem participações em controladas, acordos de participação,
consolidadas e / ou entidades estruturadas não consolidadas. Em geral, os requisitos de divulgação de acordo com a IAS 12 são mais
amplas que os padrões atuais.
Em junho de 2012, alterações à IFRS 10, IFRS 11 e IFRS 12 foram emitidas para esclarecer certas regras de transição na aplicação da
IFRS pela primeira vez.
Estas cinco regras, juntamente com as respectivas alterações relacionadas às regras de transição, são aplicáveis para períodos anuais
iniciando em ou após 1 de Janeiro de 2013.
A administração espera que a implementação destas cinco regras tenham um efeito significativo sobre os valores apresentados nas
demonstrações financeiras. Por exemplo, a adoção da IFRS 10 pode afetar na contabilização de investimentos em empresas listadas na
nota 14.b, atualmente classificada como Coligadas da Companhia. Dada a nova definição de controle e diretrizes de controle
adicionais previstas na IFRS 10, devido à adoção da IFRS 10, algumas destas empresas podem ser consideradas subsidiárias da
Companhia. Se qualquer uma destas empresas consolida-se como uma subsidiária da Companhia, seus ativos líquidos, bem como
receitas e despesas, são apresentados separadamente no balanço consolidado e na demonstração consolidada do resultado ou em outros
resultados abrangentes, respectivamente, ao invés de ser apresentado em uma única conta nas demonstrações financeiras consolidadas
da Companhia. A administração irá realizar uma análise detalhada para determinar os efeitos da adoção da IFRS 10 na data de sua
adoção.
A adoção da IFRS 11 irá resultar em mudanças na contabilidade dos investimentos mantidos pelas entidades conjuntamente
controladas pelo Grupo, de acordo com a IAS 31, listada na nota explicativa 3.2 e atualmente contabilizada pelo método de
consolidação proporcional. De acordo com a IFRS 11, essas entidades controladas em conjunto são classificadas como joint venture e
registradas pelo método de equivalência patrimonial, resultando na gravação da participação proporcional dos ativos líquidos, lucros
líquidos e outros resultados abrangentes da entidade em uma única conta, que será apresentado no balanço consolidado, bem como na
demonstração consolidada do resultado e do resultado abrangente como "investimento em empresas conjuntas" e "participação nos
lucros (prejuízos) de empresas conjuntas", respectivamente.
Com base na avaliação preliminar feita pela Companhia e, se as regras da IFRS 10 e IFRS 11 tivessem sido adotadas na elaboração
das demonstrações financeiras consolidadas, estima-se que os ativos e passivos totais seria de R$141.320.515 e R$74.053.384,
respectivamente, em 31 de dezembro de 2012 (em comparação aos valores de R$ 172.195.578 e R$ 104.914.985, respectivamente,
apresentados nas demonstrações financeiras consolidadas), que a receita operacional líquida seria de R$ 26.954.473 em 31 de
dezembro de 2012 (em comparação com o montante de R$ 34.0644.77 apresentado nestas demonstrações financeiras consolidadas), e
que o lucro líquido e o patrimônio não seriam afetados.
F-23
Outras normas e interpretações novas e revisadas já emitidas e ainda não adotadas
Norma
Exigências-chave
Data de vigência
Alteração ao IAS 1 - "Apresentação das
Demonstrações Financeiras" com relação a
outros resultados abrangentes
A principal modificação resultante destas Exercício fiscal iniciado depois 1° de julho
alterações foi a exigência de que
de 2012
asentidades agrupem os itens apresentados
em outros resultados abrangentes com
base na possibilidade de serem ou não
potencialmente reclassificáveis para lucros
ou perdas, subsequentemente (ajustes de
reclassificação). As alterações não
estabelecem quais itens devem ser
apresentados em outros resultados
abrangentes.
IFRS 9 - "Instrumentos Financeiros"
O IFRS 9 é a primeira norma emitida
Exercício fiscal iniciado depois 1° de
como parte de um projeto maior para
janeiro de 2015
substituir o IAS 39. O IFRS 9 mantém,
mas simplifica, o modelo de mensuração
combinada e estabelece duas principais
categorias de mensuração para ativos
financeiros: custo amortizado e valor justo.
A base de classificação depende do
modelo de negócios da entidade e das
características do fluxo de caixa contratual
do ativo financeiro. A orientação do IAS
39 sobre redução do valor recuperável de
ativos financeiros e contabilidade de hedge
continua aplicável.
IFRS 13 – “Mensuração a Valor Justo”
O objetivo do IFRS 13 é aprimorar a
consistência e reduzir a complexidade da
mensuração ao valor justo, fornecendo
uma definição mais precisa e uma única
fonte de mensuração do valor justo e suas
exigências de divulgação para uso em
IFRS. As exigências, que estão bastante
alinhadas entre IFRS e US GAAP, não
ampliam o uso da contabilização ao valor
justo, mas fornecem orientações sobre
como aplicá-lo quando seu uso já é
requerido ou permitido por outras normas
IFRS ou US GAAP.
Emenda ao IFRS 7 e IAS 32 – Compensação Emendas ao IAS 32 esclarecem medidas
de ativos financeiros e passivos e
adotadas relativas as demandas de
divulgações relacionadas
compensação de ativos e passivos.
Especialmente, as emendas esclarecem o
significado de “agora a companhia tem o
direito de compensar” e “simultanemante a
realização e liquidação”.
As emendas ao IFRS 7 determinam que as
informações divulgadas sobre o direito de
compensação e relativas a contratos (como
obrigações de garantias) por instrumentos
financeiros sujeitos a compensação de
contratos similares.
F-24
Exercício fiscal iniciado depois 1° de
janeiro de 2013
Exercício fiscal iniciado depois 1° de
janeiro de 2013 (IFRS 7 – itens
divulgados) e depois de 1° de janeiro de
2014 (IAS 32)
Norma
Exigências-chave
Data de vigência
Melhorias anuais ao IFRSs ciclo 2009 –
2011 (Maio de 2012)
Emendas ao IAS 16
Exercício fiscal iniciado depois 1° de
janeiro de 2013
Emendas ao IAS 16 esclarece que as
partes de reposição, equipamentos de
reposição e serviços relacionados aos
equipamentos devem ser classificados
como imobilizado de acordo com a
definição de imobilizado do IAS 16, ao
invés de estoque.
Emendas ao IAS 32
Emendas ao IAS 32 esclarecem que o
imposto de renda relativos aos pagamentos
de acionistas e custos de transações de
patrimônio devem ser contabilizados de
acordo com o IAS 12 – imposto de renda.
A Companhia está avaliando o impacto destes Pronunciamentos e Orientações sobre suas Demonstrações Financeiras.
Não existem outras normas de IFRS ou interpretações de IFRIC não eficazes, ainda que possam afetar negativamente o Grupo.
3.2. Bases de consolidação e investimentos em subsidiárias
As seguintes políticas contábeis aplicam-se na preparação das demonstrações financeiras consolidadas.
(a) Subsidiárias
As demonstrações financeiras consolidadas incluem as demonstrações financeiras da Companhia e de suas subsidiárias, inclusive as
entidades de propósito específico. O controle é obtido quando a Companhia tem o poder de controlar as políticas financeiras e
operacionais de uma entidade, a fim de receber os benefícios de suas atividades. As demonstrações financeiras das subsidiárias
controladas em conjunto são consolidadas proporcionalmente à sua participação.
O lucro das operações das subsidiárias adquiridas ou vendidas durante o exercício estão inclusos nas demonstrações consolidadas do
resultado e do resultado abrangente a partir da data da aquisição efetiva até a data da venda efetiva, conforme o caso.
Sempre que necessário, as demonstrações financeiras das coligadas são ajustadas para adequar suas políticas contábeis às
estabelecidas pela Companhia. Todas as transações, saldos, receitas e despesas entre as subsidiárias da Companhia são eliminada
integralmente nas demonstrações financeiras consolidadas.
As demonstrações financeiras consolidadas refletem os saldos de ativos e passivos em 31 de dezembro de 2012 e 2011, e das
operações para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012 e 2011 da controladora e de suas controladas, direta e indiretamente
controladas, e controladas em conjunto. As demonstrações financeiras elaboradas em moeda funcional diferente da utilizado pela
controladora são convertidas para a moeda de apresentação utilizada no Brasil, para a equidade e para fins de consolidação, e as
diferenças de câmbio são contabilizadas como ajustes de conversão acumulados.
A controladora e as empresas controladas encontram-se substancialmente localizadas no Brasil.
A Companhia adota as seguintes práticas de consolidação principais:
a) Eliminação dos investimentos da empresa investidora nas empresas investidas, tendo em vista a sua participação no patrimônio
líquido dos respectivos acionistas;
b) Eliminação de contas a receber e a pagar entre empresas;
c) Eliminação de receitas e despesas entre empresas;
d) Destaque de outros acionistas não controladores no Patrimônio Líquido e na Demonstração do Resultado das empresas investidas.
F-25
A empresa utiliza critérios de consolidação integral e proporcional, conforme descrito na tabela abaixo. Os juros são estabelecidos
sobre o capital total da filial:
Controladas
(Consolidação total)
31/12/2012
31/12/2011
Participação
Participação
Direta
Amazonas Energia ...............................................................................................
Ceal ......................................................................................................................
Cepisa ..................................................................................................................
Ceron ...................................................................................................................
CGTEE ................................................................................................................
Chesf ....................................................................................................................
Eletroacre .............................................................................................................
Eletronorte ...........................................................................................................
Eletronuclear ........................................................................................................
Eletropar ..............................................................................................................
Eletrosul ...............................................................................................................
Furnas ..................................................................................................................
RS Energia ...........................................................................................................
Porto Velho Transmissora ...................................................................................
Boa Vista Energia ................................................................................................
Estação Transmissora ..........................................................................................
Artemis ................................................................................................................
Rio Branco Transmissora ....................................................................................
Cerro Chato I .......................................................................................................
Cerro Chato II ......................................................................................................
Cerro Chato III.....................................................................................................
Sul Brasileira .......................................................................................................
Uirapuru ...............................................................................................................
Indireta
Direta
Indireta
100%
100%
100%
100%
100%
100%
94%
99%
100%
84%
100%
100%
—
—
100%
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
100%
100%
—
100%
100%
100%
90%
90%
90%
80%
75%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
93%
99%
100%
84%
100%
100%
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
100%
100%
100%
100%
100%
100%
90%
90%
90%
80%
75%
50%
29%
15%
50%
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
20%
35%
—
49%
31%
50%
25%
25%
50%
49%
40%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
40%
50%
29%
15%
50%
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
20%
35%
—
49%
31%
50%
25%
25%
50%
49%
40%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
40%
Controladas em Conjunto
(Consolidação proporciona)
Itaipu ....................................................................................................................
Inambari ...............................................................................................................
Norte Energia .......................................................................................................
CHC .....................................................................................................................
Amazônia Eletronorte ..........................................................................................
Baguari ................................................................................................................
Brasnorte ........................................................................................................
Bransventos Eolo Geradora de Energia .........................................................
Brasventos Miassaba 3 ..................................................................................
Caldas Novas Transmissão ............................................................................
Centro Oeste de Minas ...................................................................................
Chapecoense ..................................................................................................
Cia de Transm. Centroeste de Minas .............................................................
Construtora Integração ...................................................................................
Costa Oeste ....................................................................................................
Cerro dos Trindades .......................................................................................
Chui ...............................................................................................................
Chui I .............................................................................................................
Chui II ............................................................................................................
Chui IV ..........................................................................................................
Chui V ...........................................................................................................
Enerpeixe .......................................................................................................
F-26
Controladas
(Consolidação total)
Cerro Chato IV ..............................................................................................
Cerro Chato V ................................................................................................
Cerro Chato VI ..............................................................................................
Ibirapuitã ........................................................................................................
Integração Transmissora ................................................................................
Interligação Elétrica Garanhuns .....................................................................
Energia Sustentável do Brasil ........................................................................
Interligação Elétrica do Madeira ....................................................................
Empresa de Transm. do Alto Uruguai ...........................................................
Goiás Transmissão .........................................................................................
Linha Verde Transmissora .............................................................................
Livramento Holding.......................................................................................
Madeira Energia ............................................................................................
Manaus Construtora .......................................................................................
Manaus Transmissora ....................................................................................
Marumbi ........................................................................................................
MGE Transmissão .........................................................................................
Minuano I ......................................................................................................
Minuano II .....................................................................................................
Norte Brasil Transmissora .............................................................................
Pedra Branca ..................................................................................................
Rei dos Ventos 3 Geradora ............................................................................
Retiro Baixo ...................................................................................................
São Pedro do Lago .........................................................................................
Serra do Facão ...............................................................................................
Santa Vitória do Palmar Holding ...................................................................
Sete Gameleiras .............................................................................................
Sistema de Transmissão Nordeste .................................................................
Teles Pires......................................................................................................
Transleste de Transmissão .............................................................................
Transmissão Delmiro Gouveia ......................................................................
Transenergia Goiás ........................................................................................
Transenergia Renovável ................................................................................
Transenergia São Paulo .................................................................................
Transirapé de Transmissão ............................................................................
Transudeste ....................................................................................................
Verace I..........................................................................................................
Verace II ........................................................................................................
Verace III .......................................................................................................
Verace IV .......................................................................................................
Verace V ........................................................................................................
Verace VI .......................................................................................................
Verace VII .....................................................................................................
Verace VIII ....................................................................................................
Verace IX .......................................................................................................
Verace X ........................................................................................................
31/12/2012
31/12/2011
Participação
Participação
Direta
Indireta
Direta
Indireta
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
49%
49%
49%
49%
49%
49%
40%
49%
27%
49%
49%
49%
39%
20%
50%
20%
49%
49%
49%
49%
49%
25%
49%
49%
50%
49%
49%
49%
49%
24%
49%
49%
49%
49%
25%
25%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
49%
49%
49%
49%
49%
49%
40%
49%
27%
49%
49%
49%
39%
20%
50%
20%
49%
49%
49%
49%
49%
25%
49%
49%
50%
49%
49%
49%
49%
24%
49%
49%
49%
49%
25%
25%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
49%
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
As demonstrações financeiras consolidadas incluem saldos e transações de fundos exclusivos cujos únicos acionistas são a Companhia
e suas subsidiárias, compostas por títulos públicos e privados e debêntures de empresas classificadas como de baixo risco e alta
liquidez de títulos.
Os fundos exclusivos, cujas demonstrações financeiras são regularmente revisadas / auditadas, estão sujeitos às obrigações restritas ao
pagamento de serviços de gestão de ativos, atribuídas à operação dos investimentos, e não há obrigações financeiras relevantes.
F-27
(b) Investimentos em associadas
Empresas associadas são entidades sobre as quais a Companhia tem influência significativa, mas não o controle, geralmente através de
uma participação de 20% a 50% dos direitos de voto. Entidades controladas em conjunto são todas as entidades sobre as quais a
Companhia possui controle compartilhado com uma ou mais partes. Influência significativa é o poder de participar nas decisões sobre
as políticas financeiras e operacionais da investida, sem exercer controle individual ou conjunto sobre essas políticas.
Investimentos em coligadas e controladas em conjunto são avaliados pelo método de equivalência patrimonial e são, inicialmente,
reconhecidos pelo seu valor justo. Investimento em entidades coligadas e controladas em conjunto inclui o ágio identificado na
aquisição, líquido de eventuais perdas por imparidade acumuladas.
Investimentos em coligadas são ajustados proporcionalmente à participação da Companhia no lucro ou prejuízo e outros resultados
abrangentes da coligada. Quando a participação da Companhia nas perdas de uma associada excede seu interesse em que o associado
(incluindo qualquer participação de longo prazo que, essencialmente, esteja incluída no investimento líquido do associado), a
Companhia não reconhece sua participação em perdas adicionais. Os prejuízos adicionais são reconhecidos somente se a Companhia
tiver incorrido em obrigações legais ou construtivas ou tiver realizado pagamentos em nome da coligada.
(c) Interesse em empresas conjuntas
Uma empresa conjunta é um acordo contratual através do qual a Companhia e outras partes exercem uma atividade econômica sujeita
a controle conjunto, uma situação em que as decisões sobre políticas estratégicas financeiras e operacionais relacionadas às atividades
da empresa conjunta requerem a aprovação de todas as partes que compartilham ações.
Sempre que uma subsidiária da Companhia executa diretamente suas atividades por meio de uma empresa conjunta, a participação da
Companhia em ativos controlados em conjunto e quaisquer passivos incorridos em conjunto com os outros acionistas controladores é
contabilizado nas Demonstrações Financeiras das respectivas subsidiárias e classificados de acordo com sua natureza. Passivos
incorridos e despesas diretamente relacionadas ao interesse em ativos conjuntamente controlados são contabilizados pelo regime de
competência. Eventuais ganhos provenientes da venda ou uso da participação da Companhia nos rendimentos de ativos conjuntamente
controlados e sua participação em quaisquer despesas incorridas pela empresa conjunta são reconhecidas quando for provável que os
benefícios econômicos associados às transações serão transferidos para / de a Companhia e seu valor pode ser mensurado de forma
confiável.
A Companhia divulga seu interesse em entidades controladas em conjunto em suas informações financeiras consolidadas, usando o
método de consolidação proporcional. Participação da Companhia nos ativos, passivos e resultado das entidades controladas em
conjunto são combinadas com os itens correspondentes da informação financeira consolidada da Companhia, linha por linha.
3.3 Empresas do Grupo com diferentes moedas funcionais
a) Procedimentos de consolidação proporcional da entidade conjuntamente controlada Itaipu Binacional
As Demonstrações Financeiras da entidade conjuntamente controlada Itaipu Binacional são originalmente elaboradas em dólares
(moeda funcional). Os ativos e passivos foram convertidos para reais pela taxa de câmbio de 31 de dezembro de 2012 – US$1,00 –
R$2,0435, divulgada pelo Banco Central do Brasil (31 de dezembro de 2011 – US$ 1,00 – R$1,8758), e as contas declarações de
renda na média mensal taxa de câmbio.
O lucro / prejuízo a compensar da Itaipu Binacional é indicado como ativo financeiro.
O retorno sobre o capital próprio (dividendos, conforme estabelecido pelo Tratado Bilateral Brasil – Paraguai) pagos pela Itaipu
Binacional é contabilizado como receita na controladora e é eliminado na consolidação; e
Todos os resultados gerados pela Itaipu Binacional nas demonstrações consolidadas, proporcionais à participação acionária da
Companhia (50%), são eliminados na consolidação como contrapartida do Resultado a Compensar da Itaipu Binacional.
b) Conversão em moeda estrangeira
(b.1) Moeda funcional e de apresentação
Os itens incluídos nas demonstrações financeiras de cada empresa do Grupo são mensurados usando a moeda do principal ambiente
econômico no qual a empresa atua ("moeda funcional").
A moeda funcional da entidade conjuntamente controla Itaipu Binacional entre Brasil e Paraguai é o dólar dos EUA.
A moeda funcional da Sociedade de Propósito Específico, que opera no ambiente econômico internacional, geralmente é a moeda do
país em que a SPE mencionada opera.
F-28
As demonstrações de resultado e fluxo de caixa das investidas que operam com moeda funcional diferente da controladora, são
convertidas para reais pela taxa de câmbio média mensal. Os ativos e passivos são convertidos pela taxa final, e demais itens do
patrimônio líquido são convertidos pela taxa histórica.
Variações cambiais sobre os investimentos com uma moeda funcional diferente da controladora são registradas no patrimônio líquido
como ajuste acumulado de conversão, sendo transferidas para o resultado do ano passado, quando os investimentos foram feitos.
As Demonstrações Financeiras Consolidadas são apresentadas em reais (R$), que é a moeda funcional e de apresentação da
controladora.
(b.2) Transações e saldos
Na elaboração das demonstrações financeiras de cada empresa, as transações em moeda estrangeira, ou seja, qualquer moeda diferente
da moeda funcional de cada empresa, são contabilizadas de acordo com as taxas de câmbio em vigor na data de cada transação. No
final de cada ano fiscal, os itens monetários em moeda estrangeira são reconvertidos pelas taxas de câmbio em vigor. Itens não
monetários mensurados pelo custo histórico em uma moeda estrangeira devem ser convertidos, utilizando a taxa de câmbio em vigor
na data da transação.
O câmbio de ganhos e perdas nos itens monetários são contabilizados no resultado do exercício em que incorrem, com exceção de
variações cambiais decorrentes de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira relacionadas a ativos em construção para uso
produtivo futuro, que estão inclusos no custo desses ativos quando consideradas como ajustes aos custos com juros dos empréstimos
aos quais se referem.
Para fins de divulgação, nas demonstrações financeiras consolidadas, ativos e passivos de operações no exterior da Companhia são
convertidos para reais utilizando as taxas de câmbio em vigor no final do ano. As contas de resultado são convertidas pela taxa de
câmbio média do ano, a menos que as taxas de câmbio tenham flutuado significativamente durante o ano, e, neste caso, são utilizadas
as taxas de câmbio na data da transação. Variações cambiais resultantes dessas conversões, se houver, são classificadas como
resultados abrangentes e acumulados no patrimônio líquido, sendo atribuído à participação de não controladores, se apropriado.
3.4. Caixa e equivalentes de caixa
Caixa e equivalentes de caixa incluem dinheiro em caixa, depósitos bancários, e outros investimentos de alta liquidez de curto prazo,
com vencimentos originais de até três meses e com risco insignificante de mudança de valor.
3.5. Clientes e permissões para créditos de liquidação duvidosa
As contas a receber de clientes (consumidores e revendedores) são compostas de créditos decorrentes da prestação e fornecimento de
energia eléctrica, incluindo os relacionados à energia comercializada no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –
CCEE, e são, inicialmente, reconhecidas pelo valor justo e, subsequentemente, mensuradas pelo custo amortizado menos a provisão
para devedores duvidosos.
As contas a receber são normalmente liquidadas no prazo de 45 dias, o que é uma razão pela qual os valores contábeis representam
substancialmente os valores justos nas datas de encerramento do ano fiscal.
O saldo inclui o fornecimento de energia ainda não faturado decorrente substancialmente das atividades de distribuição medido por
estimativas, baseadas no histórico de consumo de MW/h.
Se o prazo de recebimento corresponde a um ano ou menos, as contas a receber serão classificadas no ativo circulante. Caso contrário,
serão demonstrados como ativo não circulante (Nota 8).
3.6. Conta de Consumo de Combustíveis – CCC
De acordo com a Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993, a Companhia administra os valores relativos aos pagamentos de impostos feitos
pelas concessionárias de serviços públicos de energia elétrica para crédito na Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,
correspondentes às quotas anuais destinadas aos gastos com combustível para geração de eletricidade. Os valores registrados no ativo
atual e compensação por passivo atual, correspondem à disponibilidade de recursos mantidos em conta bancária vinculada e às quotas
não pagas pelas concessionárias. Os valores registrados no ativo circulante são atualizados pela rentabilidade do investimento e
representam caixa restrito, não estando disponível para ser usado para outros fins.
As operações com CCC não afetam o resultado da Companhia para o ano.
F-29
3.7. Garantias e Depósitos Vinculados
Os valores registrados são alocados para o cumprimento legal e / ou contratual. São mensurados pelo custo de aquisição, acrescido de
juros e atualização monetária com base em disposições legais e ajustado para perdas, quando aplicável. Esses ativos são considerados
empréstimos e recebíveis, e sua redenção está condicionada à conclusão dos processos judiciais a que esses depósitos estão ligados.
3.8. Depósito (almoxarifado)
Os materiais de almoxarifado, classificados no ativo circulante, estão registrados ao custo médio de aquisição, que não excede os seus
custos de reposição ou valor líquido de realização. Os custos de estoques são determinados pelo método do custo médio. O valor
realizável líquido corresponde ao preço de venda estimado dos estoques, menos todos os custos estimados para conclusão, e custos
necessários para realizar a venda.
3.9. Estoque de combustível nuclear
É composto por urânio concentrado no inventário. Os serviços relacionados e outros elementos de combustível nuclear usados nas
usinas termonucleares Angra I e Angra II são registrados com base em seus custos de aquisição.
Em sua fase inicial de formação, minério de ferro e serviços necessários para a produção de urânio são adquiridos e contabilizados
como ativo não circulante – ativos de longo prazo, estabelecidos sob a rubrica Estoque de Combustível Nuclear. Após concluir o
processo de fabricação, a parcela relativa à previsão do consumo para os próximos 12 meses é classificada no ativo circulante.
O consumo dos elementos de combustível nuclear é destinado à renda de forma proporcional, considerando-se a eletricidade gerada
mensalmente de forma eficaz em relação ao total de eletricidade previsto para cada elemento combustível. A Companhia realiza a
contagem de estoque periódica e as avaliações dos elementos de combustível nuclear que passaram pelo processo de geração de
energia elétrica e são armazenadas no depósito de combustível usado.
3.10. Ativos Fixos
A Companhia avaliou que parte de seus ativos de geração, incluindo a geração de energia nuclear e de certos ativos de uso corporativo
que não se qualificam como estando no âmbito da IFRIC 12 – Contratos de Concessão de Serviços (Nota 3.13). Até 31 de dezembro
de 2011, esses ativos foram demonstrados pelo valor de custo deduzidos de depreciação e pela perda de redução do valor recuperável
acumulado. Em 31 de dezembro de 2012, apoiado por seus contratos de concessão e as regras aplicadas para o ativo de indenização
estabelecido pela Lei 12.783/2013 (ver nota 2.1), a Companhia considerou a reversão do ativo líquido residual ao Poder Concedente
ao final do serviço público de concessão de geração de eletricidade. Assim, para os ativos não estendidos, ele passou a adotar a
premissa de que serão indenizados pelo Valor Novo de Reposição (VNR) depreciado, calculado com base na metodologia, os
parâmetros e critérios básicos utilizados pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE no cálculo de indenização das concessionárias
diretamente afetadas pela Medida Provisória 591/2012 e Lei subsequente 12.783/2013, mantendo-se o menor valor entre o valor
contábil e o valor realizável líquido estimado. Os custos de empréstimos são registrados, no caso de ativos qualificáveis, e
capitalizados de acordo com a política contábil da Companhia. Estes ativos fixos são classificados nas categorias adequadas do ativo
fixo quando concluídos e prontos para o uso pretendido. A depreciação desses ativos inicia-se quando eles estão prontos para o uso
pretendido na mesma base dos outros ativos fixos.
A depreciação é calculada com base na vida útil estimada de cada ativo pelo método linear, de modo que o valor do custo menos o seu
valor residual após sua vida útil seja integralmente baixado (exceto para terrenos e construções em andamento). A Companhia
considera que a vida útil estimada de cada ativo é semelhante às taxas de depreciação estabelecidas pela ANEEL, que são
consideradas como aceitáveis pelo mercado por expressam adequadamente a vida útil dos bens. Além disso, em relação à
compreensão do quadro regulamentar atual das concessões, incluindo as MP e Lei da Companhia acima mencionadas, considera-se a
indenização no final da concessão com base no menor valor entre o VNR ou o valor contábil líquido, este fator a ser considerado na
mensuração de ativos fixos (ver detalhes na Nota 16).
Ativos mantidos por meio de arrendamento financeiro são depreciados pela vida útil esperada, como ativos detidos pela Companhia,
ou por um período mais curto, quando aplicável, nos termos do respectivo contrato de leasing.
Um item do ativo fixo é baixado após alienação ou quando não há benefícios econômicos futuros resultantes do uso contínuo do ativo.
Quaisquer ganhos ou perdas na venda ou baixa de bens do ativo fixo são determinados pela diferença entre os valores recebidos na
venda e o valor contábil e são reconhecidos na demonstração de resultados anuais.
F-30
3.10.1. Custos de empréstimo
O custo de aquisição de ativos fixos em curso é mensal acrescido de juros e, se for o caso, a variação cambial incorrida sobre
empréstimos e financiamentos considerando os seguintes critérios para capitalização:
a)
O período de capitalização ocorre quando o ativo qualificável está em construção, e a capitalização de juros cessa
quando o item está disponível para uso;
b)
Os juros são capitalizados com base na taxa média ponderada dos empréstimos e financiamentos em aberto na data
de capitalização ou em taxas de empréstimos específicos, ou para aqueles bens em que não obtiveram empréstimos
específicos, as taxas desses empréstimos específicos;
c)
Juros capitalizados mensalmente não excedem o valor das despesas de juros incorridos no período de
capitalização;
d)
Os juros capitalizados são depreciados considerando os mesmos critérios e vida útil estimada estabelecido para o
item ao qual foram incorporados.
Os ganhos sobre investimentos decorrentes da aplicação temporária dos recursos de empréstimos e financiamentos específicos, ainda
não gastos com o ativo qualificável, são deduzidos dos custos de empréstimos e financiamentos elegíveis para capitalização, sempre
que o efeito for material.
Todos os demais custos de empréstimos e financiamentos são reconhecidos na demonstração de resultados do exercício em que são
incorridos.
3.11. Contratos de concessão
A Companhia possui contratos de concessão nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de eletricidade, firmados com o
poder concedente (Governo Federal), por períodos que variam de 20 anos a 35 anos, sendo todos os contratos, por segmento, muito
semelhantes em termos de direitos e obrigações da concessionária e do Poder Concedente. Os termos das principais concessões estão
descritas na nota explicativa 2, e as alterações e os efeitos decorrentes da Lei 12.783/2013 são demonstradas na nota 2.1.
I – Sistema Tarifário
a)
O sistema tarifário de distribuição de energia elétrica é controlado pela Agência Nacional de Energia Elétrica –
ANEEL, e tais tarifas são reajustadas anualmente e revisadas no final de cada período de quatro anos, com o
objetivo de manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessionária, considerando investimentos
conservadores feitos e a estrutura de custo e despesa da empresa de referência. Os serviços são cobrados
diretamente aos usuários, com base no volume da energia elétrica consumida e a tarifa autorizada.
b)
O sistema tarifário de transmissão de energia é regulada pela ANEEL e há revisões periódicas de tarifas, sendo
estabelecida uma Receita Anual Permitida – RAP, atualizada anualmente pela taxa de inflação e sujeita a revisões
periódicas para cobrir novos investimentos e ocasionais problemas de equilíbrio econômico-financeiro dos
contratos de concessão. Ressalta-se que este sistema de carregamento será alterado a partir da renovação das
concessões diretamente afetadas pela Lei 12.783 / 2013 (ver nota 2.1).
c)
O sistema tarifário de geração de eletricidade foi, em geral, baseado em uma tarifa regulada até 2004 e, após esta
data, em conexão com as mudanças nos regulamentos para o setor, que passou de uma base tarifária de um sistema
de preços. As empresas de geração de energia são livres para participar de leilões de energia elétrica para o
mercado regulado, com, neste caso, um preço base, e o preço final é estabelecido em uma competição entre os
participantes do leilão. Além disso, as empresas de geração de energia elétrica podem assinar contratos de venda
bilaterais com os consumidores de qualificação na categoria de consumidores livres (definição baseada na energia
exigida em MW). Ressalta-se que este sistema de carregamento será alterado a partir da renovação das concessões
diretamente afetadas pela Lei 12.783 / 2013 (ver nota 2.1).
II – Concessões de Transmissão e Distribuição
Os contratos de concessão regularm a exploração de distribuição de energia elétrica e dos serviços públicos de transmissão pela
Companhia, onde:
1) Distribuição de energia elétrica
a) O contrato estabelece quais os serviços o operador deve prestar e para quem (classe de consumidores) os serviços devem ser
prestados;
F-31
b) O contrato estabelece padrões de desempenho para os serviços públicos, relacionados à manutenção e melhoria da qualidade do
serviço para os consumidores, e a concessionária é necessária, no final da concessão, para devolver a infraestrutura nas mesmas
condições em que a recebeu no momento da assinatura desses contratos. Para cumprir com esta obrigação, são realizados
investimentos constantes durante o prazo da concessão. Assim, os ativos vinculados à concessão podem ser substituídos, às vezes, até
o final da concessão;
c) Ao término da concessão, os ativos vinculados à infra-estrutura devem reverter ao poder concedente mediante o pagamento de uma
indenização determinada pelo valor novo de reposição depreciado (VNR).
2) Transmissão de energia elétrica
a) O preço (tarifa) é regulada e denominado Receita Anual Permitida (RAP). A empresa de transmissão de energia elétrica não pode
negociar preços com usuários. Para alguns contratos, a RAP é fixa e atualizada monetariamente por índice de preços uma vez por ano.
Para os demais contratos, a RAP é atualizada monetariamente por índice de preços uma vez por ano, e é revisada a cada cinco anos.
Geralmente, a RAP para qualquer empresa de transmissão de energia elétrica está sujeita à revisão anual devido ao aumento de ativos
e despesas operacionais decorrentes de modificações, melhorias e ampliação de instalações. O nível de tarifas (RAP) será alterado a
partir da renovação das concessões diretamente afetadas pela Lei 12.783 / 2013 (ver nota 2.1).
b) Os bens são reversíveis no final da concessão, com direito a indenização (caixa) do poder concedente sobre os investimentos ainda
não amortizados, determinados pelo valor novo de reposição – VNR.
II.1 Adoção da IFRIC 12 – Contratos de Concessão, aplicável aos contratos de concessão público-privados nos quais a entidade
pública:
a) Controla ou regula os tipos de serviços que podem ser prestados, com recursos para a infraestrutura subjacente;
b) Controla ou regula o preço dos serviços prestados;
c) Controla / detém um interesse significativo na infraestrutura no final da concessão.
Uma concessão pública-privada apresenta, geralmente, as seguintes características:
a) Uma infraestrutura subjacente à concessão, que é utilizada para a prestação de serviços;
b) Um acordo / contrato entre o concedente e o operador;
c) O operador presta um conjunto de serviços durante a concessão;
d) O operador recebe uma compensação ao longo do prazo do contrato de concessão, seja diretamente do poder concedente, de
usuários da infraestrutura, ou de ambos;
e) Infraestruturas são transferidas para o concedente no final da concessão, geralmente de forma gratuita ou também por pagamento.
De acordo com a IFRIC 12, as infraestruturas de concessão que beneficiam a regra não são reconhecidos pela concessionária como
ativos fixos, uma vez que não se considera que o operador esteja no controle de tais ativos, sendo então reconhecido de acordo com
um dos seguintes modelos contábeis, dependendo do tipo de compromisso de compensação assumido pelo concedente no âmbito do
contrato:
1)
Modelo de ativo financeiro
Este modelo é aplicável quando o concessionário tem o direito incondicional de receber determinadas quantias monetárias
independente do nível de utilização das infraestruturas no âmbito da concessão, e resulta no registro de um ativo financeiro, o que foi
classificado como empréstimo e recebível (geração e transmissão) ou disponível para venda (distribuição).
2)
Modelo de ativo intangível
Este modelo é aplicável quando a concessionária, no âmbito da concessão, é compensada com base no grau de utilização de
infraestruturas (risco de crédito e demanda) referente à concessão, e resulta no registro de um ativo intangível.
3)
Modelo misto
Este modelo é aplicado quando a concessão inclui, simultaneamente, obrigações de compensação garantidas pelas obrigações do
concedente e remuneração, dependendo do nível de uso da infraestrutura da concessão.
F-32
Com base nas características estabelecidas nos contratos de distribuição de concessão da Companhia e de suas subsidiárias de energia
elétrica e nos requisitos da norma, os seguintes ativos são reconhecidos no negócio de distribuição da energia elétrica:
a)
Quota estimada dos investimentos não amortizados ou depreciados feitos até o final da concessão classificada
como um ativo financeiro por ser um direito incondicional de receber dinheiro ou outro ativo financeiro
diretamente do poder concedente, e
b)
Parcelas restante do ativo financeiro (valor residual) devem ser classificadas como ativo intangível, devido à sua
recuperação estar sujeita à utilização do serviço público, neste caso, o consumo de energia elétrica pelos
consumidores.
A infraestrutura recebida ou construída para a atividade de distribuição é recuperada através de dois fluxos de caixa, como segue:
a)
Parcialmente através do consumo de energia elétrica por parte dos consumidores (faturamento mensal com base na
medida de eletricidade e energia consumida / vendida) durante o prazo de concessão; e
b)
Parcialmente como indenização dos bens reversíveis no final da concessão, a ser recebida diretamente pelo poder
concedente ou por quem ele delegar para esta tarefa.
Esta indenização será baseada na proporção dos investimentos realizados em bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados,
que tenham sido feitos com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade dos serviços.
As concessões de distribuição de energia elétrica da Companhia e suas subsidiárias não são caras. Portanto, não há obrigações
financeiras fixas nem pagamentos a serem efetuados ao Poder Concedente.
Para a atividade de transmissão de energia elétrica, a Receita Anual Permitida – RAP é recebida de empresas que utilizam a
infraestrutura através da tarifa de uso do sistema de transmissão (TUST). Essas tarifas resultam da divisão de alguns valores
específicos entre os usuários de transmissão; (i) a RAP de todas as empresas de transmissão; (ii) serviços prestados pelo Operador
Nacional do Sistema Elétrico – ONS; e (iii) encargos regulatórios.
O poder concedente delegou às empresas geradoras, distribuidoras, consumidores livres, empresas de importação e exportação, o
pagamento mensal de RAP, que pode ser concedido pela transmissão do quadro regulamentar, constituindo um direito contratual
incondicional de receber dinheiro ou outro ativo financeiro, assim o risco de crédito é baixo.
Considerando que a Companhia não está exposta a riscos de crédito e que a demanda e a receita são obtidas com base na
disponibilidade de linhas de transmissão, toda a infraestrutura foi registrada como ativos financeiros.
O ativo financeiro inclui a indenização que deve ser paga com base em partes de investimentos vinculados aos bens reversíveis, ainda
não amortizados ou depreciados, que tenham sido realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade dos serviços.
No negócio de geração de energia elétrica, com exceção da Itaipu e da Amazonas Energia, a IFRIC 12 não é aplicável, e a
infraestrutura continua a ser classificada como um ativo imobilizado. No entanto, a regra é aplicável à distribuição e transmissão de
energia elétrica, e estas empresas se qualificam no modelo misto (dividido) e no modelo financeiro, respectivamente.
III. Concessões de Geração
a)
Geração hidráulica e térmica – as concessões, não diretamente afetadas pela Lei 12.783 / 2013 (ver nota 2.1), não
estão no escopo da IFRIC 12, tendo em vista as características de preços em vez de tarifas reguladas. A única
exceção refere-se à geração da Amazonas Energia, a qual é destinada exclusivamente para a operação de
distribuição, e que tem um mecanismo de tarifas específica. A partir de 1 janeiro de 2013, as concessões
diretamente afetadas pela Lei 12.783 / 2013, até então fora do âmbito da IFRIC 12, tornam-se parte do escopo de
tais regulamentos, considerando a mudança no sistema de preços, tornando-se uma tarifa regulada para essas
concessões ao longo dos modelos já aplicados às concessões de distribuição até então.
b)
Geração Nuclear – Tem um sistema tarifário definido. No entanto, difere de outros contratos de geração por ser
uma permissão de concessão, sem prazo determinado para o fim da autorização, bem como as características de
controle significativo dos ativos pelo cedente no final do período de autorização.
c)
Itaipu Binacional – a infraestrutura foi classificada como estando no âmbito da IFRIC 12, devido aos seguintes
fatos específicos.
IV. Itaipu Binacional
a) A Itaipu Binacional é regida por um tratado bilateral assinado em 1973, no qual foram estabelecidas as condições tarifárias,
considerando-se a base da formação de tarifa como sendo determinada exclusivamente para cobrir as despesas e o serviço de dívida
desta Companhia;
F-33
b) Os termos de base e troca tarifária estão em vigor até 2023, o que corresponde a uma parte significativa da vida útil da usina.
A infraestrutura tem sido classificada como um ativo financeiro levando em consideração os seguintes aspectos:
c) O fluxo financeiro foi criado principalmente para permitir o pagamento do serviço da dívida, com vencimento final em 2023;
d) A negociação de energia elétrica da Itaipu foi sub-rogada para a Companhia, porém isto foi decorrente de contratos anteriormente
assinados com as distribuidoras, em condições de pagamento previamente definidos.
e) Nos termos da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, os compromissos de aquisição e transferência para as concessionárias de
distribuição dos serviços de eletricidade da Itaipu Binacional, assinado até agora por Furnas e Eletrosul, subsidiárias da Eletrobras,
com as concessionárias de distribuição de energia elétrica foram transferidos para a Companhia. Dívidas decorrentes da
comercialização de energia elétrica da Itaipu Binacional foram renegociadas com a empresa, originária de contratos de financiamento.
Estes contratos foram inicialmente registados pelo seu valor justo e, posteriormente, mensurados pelo custo amortizado utilizando o
método de juros efetivos.
f) Os termos do acordo de garantia de reembolso da empresa, mesmo em eventos de falta de capacidade de geração operacional ou
problemas com a usina.
V. Ativo financeiro – Concessões de Serviços Públicos
A Companhia reconhece um crédito a receber do poder concedente (ou para quem o outorgante o tenha concedido) quando tem o
direito incondicional de receber dinheiro ao final da concessão como indenização pelos investimentos realizados pelas empresas de
distribuição, transmissão e geração de energia não recuperados por meio de serviços relacionados à concessão. Estes ativos financeiros
são contabilizados pelo valor justo dos direitos e são calculados com base na parcela estimada dos investimentos realizados e não
amortizados ou depreciados até o final da concessão. Ativos relacionados à distribuição de energia elétrica são remunerados com base
na remuneração regulatória do WACC (Custo Médio Ponderado de Capital), sendo este fator incluído na base tarifária e os ativos
relacionados à transmissão de energia elétrica são remunerados com base na taxa interna de retorno do empreendimento. No caso de
geração, apenas os ativos relacionados às concessões diretamente afetadas pela Lei 12.783/2013 (ver nota 2.1) e formadas a partir da
referida lei, são considerados ativos financeiros a serem pagos da mesma forma pelos transmissores, desde que a aquisição de tais
ativos seja aprovado pelo MME e pela ANEEL.
Estas contas a receber são classificadas como circulantes e não-circulantes, considerando a expectativa de recebimento destes valores,
com base na data da extinção das concessões.
3.12. Ativos intangíveis
A Companhia reconhece como um ativo intangível o direito de cobrar os usuários pela prestação de serviços de distribuição de energia
(para a geração, a infraestrutura da Amazonas Energia, que tem relação exclusiva com a atividade de distribuição dessa mesma
empresa, também é classificado como um ativo intangível). O ativo intangível é determinado como sendo o valor residual da receita
de construção auferido para a construção ou aquisição da infraestrutura realizada pela Companhia e o valor do ativo financeiro
relacionado com o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão em forma de indenização.
O ativo é apresentado líquido de amortizações e perdas por imparidade, quando aplicável.
A amortização do ativo intangível reflete o padrão em que se espera que os benefícios econômicos futuros do ativo sejam consumidos
pela Companhia ou o prazo final da concessão, o que ocorrer primeiro. O padrão de consumo dos ativos está relacionado à sua vida
útil econômica nas quais os ativos construídos pela Companhia compõem a base de cálculo para medir a tarifa de prestação de
serviços de concessão.
A amortização do ativo intangível começa quando ele estiver disponível para uso, em seu local e nas condições necessárias para ser
capaz de funcionar da forma esperada pela Companhia. A amortização cessa quando o ativo tiver sido totalmente consumido ou
amortizado, não compreendendo a base de cálculo da tarifa de prestação dos serviços de concessão, o que ocorrer primeiro.
A Companhia realiza o teste de recuperabilidade de seus ativos anualmente, utilizando o método do valor presente dos fluxos de caixa
futuros gerados pelos ativos (vide Nota 19).
Os ativos intangíveis são compostos basicamente de direitos de uso da concessão, mas também incluem ágio na aquisição de
investimentos e gastos específicos associados à aquisição de direitos, acrescidos dos respectivos custos de implementação, se for o
caso.
Os ativos intangíveis com vida útil definida adquiridos separadamente são registrados s custo, deduzido da amortização acumulada e
das perdas por imparidade. A amortização é contabilizada pelo método linear com base na vida útil estimada dos ativos. A vida útil
F-34
estimada e o método de amortização são revisados no fim de cada ano fiscal e os efeitos de quaisquer mudanças são oportunamente
contabilizados.
Os ativos intangíveis com vida útil indefinida adquiridos separadamente são registrados a custo, deduzido das perdas por imparidade
acumuladas.
3.12.1. Concessões Onerosas (Uso do Bem Público – UBP)
A Companhia e algumas controladas possuem contratos de concessão onerosa com a União para o uso de bens públicos para a geração
de eletricidade em certas usinas.
Os valores identificados nos contratos são apresentados a preços futuros e, portanto, a Companhia e tais subsidiárias ajustaram esses
contratos para apresentar um valor com base na taxa de desconto calculada na data de vencimento.
A responsabilidade de atualização devido à taxa de desconto e atualização monetária está sendo capitalizada no ativo durante a
construção das usinas e será, a partir da data de início, reconhecido diretamente na demonstração do resultado.
Estes ativos são registrados no ativo intangível como uma entrada correspondente do passivo não-circulante.
3.12.2 Gastos com Estudos e Projetos
Os valores gastos com estudos e projetos, inclusive de viabilidade e aproveitamento hidrelétrico e de estoques de linhas de
transmissão, são reconhecidos como despesas operacionais quando incorridos, até que a viabilidade econômica de sua exploração ou a
outorga de concessão ou autorização sejam efetivamente provadas. Desde a concessão e/ou autorização de exploração do serviço
público de energia elétrica, ou da confirmação da viabilidade econômica do projeto, as despesas são capitalizadas como custos de
desenvolvimento do projeto. Atualmente a Companhia não possui valores capitalizados referentes a gastos com estudos e projetos.
3.13. Deficiência de ativos não financeiros, excluindo o ágio
No final de cada exercício social, a Companhia avalia se há alguma evidência de que seus ativos não financeiros tenham sofrido
quaisquer perdas por imparidade. No caso de existir tal evidência, o valor recuperável do ativo é estimado, a fim de medir a
quantidade desta perda, se houver. Quando não for possível estimar o montante recuperável de um ativo, a Companhia calculará o
montante recuperável da unidade geradora de caixa à qual o ativo pertence.
Quando uma base de alocação razoável e consistente pode ser identificada, os ativos corporativos também são alocados em unidades
geradoras de caixa individuais ou no menor grupo de unidades geradoras de caixa no qual uma base de alocação razoável e consistente
possa ser identificada.
O valor recuperável é o maior entre o valor justo menos os custos de venda ou o valor em uso. Na avaliação do valor em uso, os fluxos
de caixa futuros estimados são descontados no valor presente a uma taxa de desconto que reflete uma avaliação atualizada do valor do
dinheiro no tempo, e riscos específicos relacionados ao ativo para os quais os fluxos de caixa futuros estimados não foram ajustados .
Se o valor recuperável de um ativo calculado (ou unidade geradora de caixa) for menor do que seu valor contábil, o valor do
patrimônio líquido contábil do ativo (ou unidade geradora de caixa) será reduzido ao seu valor recuperável. A perda correspondente à
redução do valor recuperável é reconhecida imediatamente na demonstração do resultado.
Quando a perda por imparidade é revertida subsequentemente, há um aumento no valor contábil do ativo (ou unidade geradora de
caixa) para a estimativa revisada de seu valor recuperável, considerando que ele não exceda o valor contábil que teria sido
determinado caso nenhuma perda por imparidade tenha sido contabilizada para o ativo (ou unidade geradora de caixa) em exercícios
anteriores. A reversão da perda por imparidade é reconhecida imediatamente na demonstração do resultado.
Devido às perdas operacionais históricas sobre as empresas de distribuição da Eletrobras, a Companhia realiza anualmente o teste de
recuperabilidade utilizando o método do valor presente dos fluxos de caixa futuros gerados pelos ativos, resultando em um montante
inferior ao montante registrado em empresas de distribuição (vide nota explicativa 18). Além disso, considerando que o valor
patrimonial da empresa é maior que o valor de mercado, o teste de recuperabilidade também é realizado anualmente para outras
unidades de negócio através do fluxo de caixa descontado, e esta avaliação é feita individualmente para cada contrato de concessão.
3.14. Ágio
O ágio resultante de uma combinação de negócios é demonstrado a custo na data da combinação do negócio, líquido da perda
acumulada, se for o caso.
Para fins de teste do valor recuperável, o ágio é alocado em cada uma das unidades geradoras de caixa da Companhia (ou grupos de
unidades geradoras de caixa) que irão se beneficiar das sinergias resultantes da combinação.
F-35
Considerando que as operações de investimento da Companhia estão ligadas às operações no âmbito dos contratos de concessão, o
ágio decorrente da aquisição de tais entidades representa o direito de concessão com vida útil definida, sendo reconhecido como um
ativo intangível da concessão, e a amortização é calculada de acordo com a o prazo da concessão.
3.15. Combinações de negócios
Nas demonstrações financeiras consolidadas, as aquisições de negócios são contabilizadas pelo método de aquisição. A contrapartida
transferida em uma combinação de negócios é mensurada pelo valor justo, que é calculado pela soma dos valores justos dos ativos
transferidos pela Companhia, dos passivos assumidos pela Companhia na data da aquisição com os ex-proprietários da adquirida, e o
patrimônio de emissão da Companhia em troca do controle da adquirida. Os custos relacionados à aquisição são geralmente
reconhecidos no resultado, quando incorridos.
Na data de aquisição, os ativos adquiridos e passivos assumidos identificáveis são reconhecidos pelo valor justo na data da aquisição,
exceto para:
•
ativos ou passivos fiscais diferidos e ativos e passivos relacionados a acordos de benefícios a empregados são reconhecidos e
mensurados de acordo com o IAS 12 – Imposto de Renda e o IAS 19 – Benefícios a Empregados, respectivamente;
•
passivos ou instrumentos de patrimônio relacionados a acordos de pagamento baseados em ações da adquirida ou acordos de
pagamento baseados nas ações do Grupo concluídos em lugar de acordos de pagamento da adquirida são medidos de acordo
com a IFRS 2 – Pagamento Baseado em Ações na data de aquisição; e
•
ativos (ou grupos de alienação) classificados como mantidos para venda de acordo com a IFRS 5 – Ativos Não-Circulantes
Mantido para Venda e Operações Descontinuadas são medidos por esta Regra.
O ágio é mensurado como o excesso da soma da contrapartida transferida, o valor da participação minoritária na entidade adquirida, e
o valor justo dos juros do adquirente anteriormente pertencentes à entidade adquirida (se houver) sobre os valores líquidos na data de
aquisição dos ativos identificáveis adquiridos e os passivos assumidos. Se, após a avaliação, o valor líquido dos ativos identificáveis
adquiridos e dos passivos assumidos na data de aquisição for maior que a soma da contrapartida transferida, o valor da participação de
minoritários na adquirida e do valor justo da participação do adquirente anteriormente detido na adquirida (se houver), o excesso é
reconhecido imediatamente na demonstração de resultados como um ganho.
Juros minoritários que correspondem aos juros atuais e conferem aos seus titulares o direito a uma parcela proporcional dos ativos
líquidos da entidade em caso de liquidação podem ser inicialmente mensurados pelo valor justo ou com base na participação
proporcional dos acionistas minoritários nos valores reconhecidos dos ativos líquidos identificáveis da adquirida. A seleção do método
de medição é feita transação por transação. Outros tipos de juros minoritários são medidos pelo valor justo ou, quando aplicável,
conforme descrito em outra IFRS.
Quando a contrapartida transferida pela Companhia em uma combinação de negócios inclui ativos ou passivos resultantes de um
acordo de contrapartida contingente, a contrapartida contingente é mensurada pelo valor justo na data de aquisição e incluída na
contrapartida transferida em uma combinação de negócios. Mudanças no valor justo da contraprestação contingente classificadas
como ajustes do período de mensuração são ajustadas retroativamente, com correspondentes ajustes no ágio. Os ajustes do período de
mensuração representam ajustes decorrentes de informações adicionais obtidas durante o "período de mensuração" (que não pode
exceder um ano a partir da data de aquisição) relacionados a fatos e circunstâncias existentes na data de aquisição.
A contabilização subsequente de mudanças no valor justo da contraprestação contingente não classificada como ajuste do período de
mensuração depende da classificação do contingente. A contrapartida contingente classificada como patrimônio não é reavaliada nas
datas de declarações financeiras subsequentes e sua correspondente liquidação é contabilizada no patrimônio líquido. A contrapartida
contingente classificada como ativo ou passivo é reavaliada em datas subsequentes das demonstrações financeiras de acordo com a
IAS 39 ou IAS 37 – Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes, conforme o caso, com o correspondente ganho ou perda
reconhecido no resultado.
Quando uma combinação de negócios é realizada em estágios, o juros anterior, detido pela Companhia na entidade adquirida é
reavaliado ao valor justo na data de aquisição (isto é, a data em que a Companhia adquire o controle) e o correspondente ganho ou
perda, se houver, é reconhecido na demonstração do resultado. Valores de ações adquiridas antes da data de aquisição que tenham sido
previamente reconhecidos em "Outros resultados abrangentes" são reclassificados no resultado, na medida em que tal tratamento for
adequado no caso tal participação ser alienada.
Se a contabilização inicial de uma combinação de negócios estiver incompleta no final do período em que a combinação ocorrer, a
Companhia registra os valores provisórios dos itens cuja contabilização estiver incompleta. Esses valores provisórios são ajustados
durante o período de medição (ver acima), ou ativos e passivos adicionais são reconhecidos para refletir as novas informações
relativas a fatos e circunstâncias existentes na data de aquisição que, se conhecidos, teriam afetado os valores reconhecidos naquela
data.
F-36
Combinações de negócios que ocorreram antes de 31 de dezembro de 2008 foram contabilizadas de acordo com a Instrução CVM
247/1996. Ágios e deságios apurados na aquisição de participação de não-controladores após 1 de Janeiro de 2009, data do primeiro
uso da IFRS, são destinados integralmente ao contrato de concessão e reconhecidos no ativo intangível.
3.16. Tributação de impostos
Despesas com imposto de renda e contribuição social representam a soma dos impostos correntes e diferidos, e a opção de cálculo do
imposto de renda sobre a renda da empresa é feita através do método de renda tributável.
3.16.1. Impostos correntes
A provisão para imposto de renda (IRPJ) e contribuição social (CSLL) está baseada no lucro tributável do ano. O lucro tributável
difere do lucro apresentado na demonstração do resultado, porque exclui receitas ou despesas tributáveis ou dedutíveis em outros
exercícios, além de excluir itens não tributáveis ou não dedutíveis de forma permanente. A provisão para imposto de renda e
contribuição social é calculada individualmente para cada subsidiária da Companhia com base nas alíquotas em vigor no final do ano
fiscal.
3.16.2. Impostos deferidos
O imposto de renda e a contribuição social deferidos são reconhecidos com base nas diferenças temporárias no final de cada período
de relatório entre os saldos de ativos e passivos reconhecidos nas demonstrações financeiras e as correspondentes bases fiscais usadas
na apuração do lucro tributável, incluindo o balanço de prejuízos fiscais, quando aplicável. Os impostos passivos deferidos são,
geralmente, reconhecidos sobre todas as diferenças temporárias tributáveis , e os impostos deferidos ativos são reconhecidos sobre
todas as diferenças temporárias dedutíveis, apenas quando for provável que a empresa apresente lucro tributável futuro em montante
suficiente para utilizar tais diferenças temporárias dedutíveis.
A recuperação do ativo fiscal deferido é revisada no final de cada período de relatório e, quando não for mais provável que lucros
tributáveis futuros estejam disponíveis para permitir a recuperação do ativo total, ou parte dele, o saldo do ativo é ajustado pelo valor
esperado a ser recuperado.
Ativos e passivos fiscais deferidos são mensurados pelas taxas de imposto aplicáveis no período no qual se espera que o passivo seja
liquidado ou o ativo seja realizado, com base nas alíquotas previstas na legislação tributária vigente no final de cada período de
relatório, ou quando uma nova legislação tiver sido substancialmente aprovada. A mensuração dos ativos e passivos fiscais deferidos
reflete as consequências fiscais resultantes da maneira pela qual a Companhia espera, no final de cada período de relatório, recuperar
ou liquidar o valor contábil desses ativos e passivos.
Impostos correntes e deferidos são reconhecidos no resultado, exceto quando correspondem a itens registrados em outros resultados
abrangentes ou diretamente no patrimônio líquido, caso no qual os impostos correntes e deferidos também são reconhecidos em outros
resultados abrangentes ou diretamente no patrimônio líquido, respectivamente. Onde os impostos correntes e deferidos são derivados
da contabilização inicial de uma combinação de negócios, o efeito fiscal é considerado na contabilização da combinação de negócios.
3.17. Instrumentos financeiros
Os ativos e passivos financeiros são reconhecidos quando uma entidade da Companhia é parte das disposições contratuais do
instrumento.
Os ativos e passivos financeiros são inicialmente mensurados pelo valor justo.
Os custos de transação diretamente atribuíveis à aquisição ou emissão de ativos e passivos financeiros (exceto por ativos e passivos
financeiros contabilizados pelo valor justo no resultado) são acrescidos ou deduzidos do valor justo dos ativos ou passivos financeiros,
se aplicável, após reconhecimento inicial. Os custos da transação diretamente atribuíveis à aquisição de ativos e passivos financeiros
ao valor justo por meio do resultado são imediatamente reconhecidos no resultado.
3.17.1. Ativos financeiros
Os ativos financeiros são classificados nas seguintes categorias específicas: ativos financeiros ao valor justo por meio do resultado,
investimentos mantidos até o vencimento, ativos financeiros disponíveis para venda, e empréstimos e recebíveis. A classificação
depende da natureza e finalidade dos ativos financeiros e é determinada na data do reconhecimento inicial.
(a)
Ativos financeiros ao valor justo por meio do resultado
Um ativo financeiro é classificado como mantido para negociação se:
•
for comprado principalmente para ser vendido no curto prazo; ou
F-37
•
no reconhecimento inicial for parte de uma carteira de instrumentos financeiros identificados que o Grupo administra em
conjunto e possuir um recente padrão de obtenção de lucros real a curto prazo ou
•
for um derivativo que não esteja designado como um instrumento eficaz de "hedge".
Um ativo financeiro além dos mantidos para negociação pode ser projetado pelo valor justo por meio do resultado no reconhecimento
inicial se:
•
tal designação eliminar ou reduzir significativamente uma inconsistência ou medida de reconhecimento que, de outra forma, iria
surgir; ou
•
o ativo financeiro for parte de um grupo de ativos geridos ou passivos financeiros ou ambos; e
•
seu desempenho for avaliado com base no justo valor, de acordo com a estratégia documentada de gestão do risco ou de
investimento da Companhia, e quando as informações sobre o agrupamento forem fornecidas internamente com a mesma base;
ou
•
for parte de um contrato contendo um ou mais derivativos embutidos, e a IAS 39 – Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e
Mensuração permitir que o contrato combinado (ativo ou passivo) seja totalmente designado ao valor justo por meio do
resultado.
Os ativos financeiros são classificados ao valor justo por meio do resultado quando são mantidos para negociação com o propósito de
venda no curto prazo ou projetado pelo valor justo através de ganhos e perdas.
Os ativos financeiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado são demonstrados ao valor justo e os ganhos ou perdas
resultantes são reconhecidos no resultado. Ganhos e perdas reconhecidos no resultado líquido incorporam outras receitas e despesas
financeiras no resultado.
(b)
Investimentos mantidos até o vencimento
Os investimentos mantidos até o vencimento correspondem aos ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou
determináveis e data de vencimento fixa que a Companhia tem a intenção positiva e a capacidade de manter até o vencimento. Após o
reconhecimento inicial, investimentos mantidos até o vencimento são mensurados pelo custo amortizado utilizando o método de juros
efetivos menos eventual perda por imparidade.
(c)
Empréstimos e recebíveis
Os empréstimos e recebíveis são ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não são cotados em
um mercado ativo. Empréstimos e recebíveis (inclusive contas a receber de clientes e outras, caixa e equivalentes de caixa, entre
outros) são mensurados pelo custo amortizado utilizando o método de juros efetivos, deduzidos de eventuais perdas por imparidade.
A receita de juros é reconhecida através da aplicação da taxa de juros efetiva.
(d)
Ativos financeiros disponíveis para venda
Os ativos financeiros disponíveis para venda correspondem a ativos financeiros não derivativos designados como disponíveis para
venda, ou não, classificados como:
1) ativos financeiros a valor justo através de resultados,
2) investimentos mantidos até o vencimento, ou
3) empréstimos e recebíveis, que são inicialmente registados pelo seu valor de aquisição, que é o valor justo do preço pago, incluindo
despesas de transação. Após o reconhecimento inicial, são reavaliados ao valor justo por referência ao seu valor de mercado, sem
quaisquer deduções referentes a custos da transação que possam vir a ocorrer até a sua venda.
Mudanças no valor contábil dos ativos financeiros monetários disponíveis para venda devido à flutuação das taxas de câmbio (ver
abaixo), a receita de juros calculados utilizando o método de taxa efetiva de juros, e os dividendos de ações de investimentos
disponíveis para venda são reconhecidos no resultado. Outras mudanças no valor contábil dos ativos financeiros disponíveis para
venda são reconhecidas em outros resultados abrangentes. Quando o investimento é alienado ou apresenta imparidade, o ganho ou
perda acumulado anteriormente contabilizado nos outros resultados abrangentes é reclassificado para o resultado.
3.17.2. Imparidade nos ativos financeiros
Ativos financeiros, exceto aqueles designados pelo valor justo por meio do resultado, são avaliados por indicadores de imparidade no
final de cada período. As perdas por imparidade são reconhecidas se, e somente se, houver evidência objetiva de imparidade do ativo
financeiro resultante de um ou mais eventos que ocorreram após seu reconhecimento inicial, com impacto no valor estimado dos
fluxos de caixa futuros desse ativo.
F-38
No caso de investimentos de capital classificados como disponíveis para venda, uma queda significativa ou grande no valor justo de
um título abaixo de seu custo também é uma evidência de que os ativos se deterioraram. Se houver alguma evidência deste tipo de
ativos financeiros disponíveis para venda, a perda acumulada (mensurada como a diferença entre o custo de aquisição e o valor justo
atual menos qualquer perda por imparidade sobre a ativo anteriormente reconhecido na demonstração de resultados) será removida do
balanço e reconhecida na demonstração do resultado consolidado. Perdas por imparidade reconhecidas na demonstração do resultado
em instrumentos patrimoniais não são revertidas no âmbito da demonstração do resultado consolidado. Se, num período subsequente,
o valor justo de um instrumento de dívida classificado como disponível para aumentar as vendas, e esse aumento puder ser
objetivamente relacionado a um evento ocorrido após a perda por imparidade ter sido reconhecida no resultado, a perda por
imparidade é revertida por meio de demonstração do resultado.
Para certas categorias de ativos financeiros, tais como contas a receber, os ativos são avaliados coletivamente, mesmo que não haja
nenhuma evidência de que eles serão registrados por um valor superior ao recuperável quando avaliados individualmente. Evidências
objetivas de imparidade para a carteira de crédito podem incluir a experiência passada da Companhia na cobrança de pagamentos e o
aumento no número de pagamentos em atraso após o prazo médio de recebimento, bem como mudanças observáveis nas condições
econômicas nacionais ou locais relacionadas à inadimplência dos recebíveis.
Para ativos financeiros registrados a custo amortizado, o valor da imparidade registada é a diferença entre o valor contábil do ativo e o
valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados, descontados pela taxa de juros efetiva original do ativo financeiro.
Para ativos financeiros registrados a custo, o valor da perda de imparidade é a diferença entre o valor contábil do ativo e o valor atual
da estimativa dos fluxos de caixa futuros descontados pela taxa de retorno atual para um ativo financeiro similar. Esta perda de
imparidade não é revertida em períodos subsequentes.
O valor contábil do ativo financeiro é reduzido diretamente pela perda no valor recuperável para todos os ativos financeiros, com
exceção das contas a receber, nas quais o valor contábil é reduzido pelo uso de uma provisão. Recuperações subsequentes de valores
anteriormente provisionados são creditados ao subsídio. Mudanças no valor contábil da provisão são reconhecidas no resultado.
Para ativos financeiros registrados a custo amortizado, se em um período subsequente o montante da perda por imparidade diminuir, e
essa diminuição pode ser objetivamente relacionada a um evento ocorrido após a perda tenha sido reconhecida, a perda anteriormente
reconhecida é revertida por meio do resultado, desde que o valor contábil do investimento na data dessa reversão não exceda o
eventual custo amortizado caso a redução ao valor recuperável não fosse reconhecida.
3.17.3. Baixa de ativos financeiros
A Companhia baixa um ativo financeiro apenas quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa provenientes desse ativo expiram ou
são transferidos, juntamente com todos os riscos e benefícios da propriedade. Se a Companhia não transferir ou não detiver
substancialmente todos os riscos e benefícios de propriedade do ativo financeiro, mas continuar controlando o ativo financeiro
transferido, a Companhia reconhece a participação detida e o respectivo passivo nos valores que deve pagar. Se detiver
substancialmente todos os riscos e benefícios de propriedade do ativo financeiro transferido, a Companhia continua reconhecendo esse
ativo, além de um empréstimo garantido pela receita auferida.
Após a baixa de um ativo financeiro, a diferença entre o valor contábil do ativo e a soma da contrapartida recebida e a receber, e o
ganho ou perda reconhecido em outros resultados abrangentes e acumulados no patrimônio acumulado é reconhecida na demonstração
do resultado.
3.17.4. Passivos financeiros e instrumentos patrimoniais
Os instrumentos de dívida e capital emitidos por uma entidade do grupo são classificados como passivos financeiros ou patrimônio, de
acordo com a natureza do acordo contratual e as definições de passivo financeiro e instrumento de patrimônio. Um instrumento de
patrimônio é um contrato que evidencia uma participação residual nos ativos de uma empresa após a dedução de todos os seus
passivos. Instrumentos de capital próprio emitidos pelo Grupo são reconhecidos quando os recursos são recebidos, líquidos de custos
diretos de emissão.
Os passivos financeiros são classificados como passivos financeiros ao valor justo por meio do resultado ou em outros passivos
financeiros.
(a)
Passivos financeiros ao valor justo por meio do resultado
Os passivos financeiros são classificados ao valor justo por meio do resultado quando são mantidos para negociação a curto prazo ou
designados pelo valor justo por meio do resultado. Passivos financeiros ao valor justo por meio do resultado são demonstrados ao
valor justo, e os respectivos ganhos ou perdas são reconhecidos na demonstração do resultado.
F-39
(b)
Outros passivos financeiros
Outros passivos financeiros, que incluem empréstimos e financiamentos, fornecedores e outras contas a pagar, são mensurados pelo
valor justo amortizado utilizando o método de juros efetivo.
O método de juros efetivo é utilizado para calcular o custo amortizado de um passivo financeiro e alocar sua despesa de juros durante
o respectivo período. A taxa efetiva de juros é a taxa descontando exatamente os fluxos de caixa futuros estimados (inclusive
honorários e pontos pagos ou recebidos, constituindo uma parte integrante da taxa efetiva de juros, custos de transação e outros
prêmios ou descontos) ao longo da vida estimada do passivo financeiro ou, quando apropriado, por um período menor, para o
reconhecimento inicial do valor contábil líquido.
3.17.5. Baixa de passivos financeiros
A Companhia baixa passivos financeiros somente quando as obrigações da Companhia são extintas e canceladas ou quando expiram.
A diferença entre o valor contábil do passivo financeiro reduzido e a contrapartida paga e a pagar é reconhecida no resultado.
3.17.6. Contratos de garantia financeira
Os contratos de garantia financeira consistem em contratos que exigem que a empresa emissora faça pagamentos especificados, a fim
de reembolsar o detentor por perdas decorrentes das circunstâncias, quando o devedor especificado não pagar na data de vencimento,
de acordo com as condições iniciais ou alteradas de instrumento de dívida .
As garantias financeiras são inicialmente reconhecidas nas demonstrações financeiras pelo seu valor justo sobre a data de emissão da
garantia. Posteriormente, os passivos relacionados às garantias são mensurados pelo maior valor inicial menos a amortização das taxas
reconhecidas e a melhor estimativa do valor exigido para liquidar a garantia.
Essas estimativas são estabelecidas com base na experiência em transações similares e no histórico de perdas antigas junto ao
julgamento da Administração da Empresa. As taxas recebidas são reconhecidas com base no método linear ao longo da vida útil da
garantia. Quaisquer aumentos de passivos relacionados à garantias são indicados, quando incorridos, em despesas operacionais (ver
Nota 22).
3.17.7. Instrumentos financeiros derivativos
A Companhia possui instrumentos financeiros derivativos para proteger sua exposição à taxa de juros e riscos cambiais, incluindo
contratos de câmbio, taxa de juros e swaps cambiais. A Nota 44 inclui informações detalhadas sobre os instrumentos financeiros
derivativos. Certas empresas controladas em conjunto celebraram contratos de derivativos, e, em alguns casos, a política de
contabilização de hedge foi aplicada.
Inicialmente, os derivativos são reconhecidos pelo valor justo na data em que um contrato de derivativos é celebrado e,
posteriormente, são reavaliados ao seu valor justo no final do ano fiscal. Ganhos ou perdas ocasionais são imediatamente reconhecidos
no resultado, exceto quando o derivativo for designado, e for, efetivamente, um instrumento de hedge de fluxo de caixa; neste caso, o
momento do reconhecimento no resultado depende da natureza da relação de hedge.
3.17.8. Derivativos embutidos
Derivativos embutidos em contratos não-derivativos são tratados como um derivativo separado quando seus riscos e características
não estão estritamente relacionados aos respectivos contratos, e estes não são mensurados pelo valor justo por meio do resultado.
3.17.9. Contabilização de hedge
A Companhia possui uma política de contabilização de hedge, porém, com exceção das operações de certos SPEs, atualmente ela não
tem operações classificadas como tal. Instrumentos financeiros derivativos designados em operações de hedge são inicialmente
reconhecidos pelo valor justo na data em que o contrato de derivativo é contratado, sendo reapresentados, também, ao valor justo.
Derivativos são apresentados como ativos financeiros quando o valor justo do instrumento for positivo, e como passivos financeiros
quando o valor justo for negativo.
No início da relação de hedge, a Companhia documenta a relação entre o instrumento de hedge e do item objeto de hedge com os seus
objetivos de gestão dos riscos e sua estratégia para assumir várias operações de hedge. Além disso, no início do hedge e de forma
contínua, a Companhia registra se o instrumento de hedge usado em uma operação de hedge for altamente eficaz na neutralização das
alterações do valor justo ou no fluxo do item objeto que está sendo coberto de caixa, atribuíveis ao risco inerente para a cobertura.
Para efeito de contabilização de hedge, a Companhia utiliza as seguintes classificações:
(a)
hedge de valor justo
F-40
Mudanças no valor justo dos derivativos designados e qualificados como hedge de valor justo são contabilizadas no resultado do
exercício, com as alterações no valor justo do item objeto que está sendo coberto atribuído ao risco protegido. Mudanças no valor
justo dos instrumentos de hedge e no item objeto que está sendo coberto atribuível ao risco de hedge são reconhecidas no resultado.
A contabilidade de cobertura é descontinuada prospectivamente quando a Companhia cancela a relação de cobertura, o instrumento de
cobertura expira ou é vendido, rescindido ou executado, ou quando já não se qualifica para contabilidade de cobertura. O ajuste a valor
justo do item objeto de hedge, decorrente da cobertura de risco, é posteriormente registrado no resultado.
(b)
hedges de fluxo de caixa
A parte efetiva das mudanças no valor justo dos derivativos que for designada e qualificada como hedge de fluxo de caixa é
reconhecida em outros resultados abrangentes. Os ganhos ou perdas relacionados à parte efetiva são imediatamente reconhecidos no
resultado.
Os valores anteriormente reconhecidos em outros resultados abrangentes e acumulados no balanço patrimonial são reclassificados
para o resultado no ano em que o item objeto a ser coberto for reconhecido na demonstração do resultado.
A contabilidade de cobertura é descontinuada quando a Companhia cancela a relação de cobertura, o instrumento de cobertura expira
ou é vendido, rescindido ou executado, ou quando já não se qualifica para contabilidade de cobertura. Quaisquer ganhos ou perdas
reconhecidos em outros resultados abrangentes e acumulados no patrimônio naquele momento permanecem no patrimônio e são
reconhecidos quando a transação prevista for finalmente reconhecida na demonstração do resultado. Quando ninguém espera que a
transação prevista ocorra, os ganhos ou perdas acumulados e deferidos no patrimônio são imediatamente reconhecidos no resultado.
3.18. Benefícios pós-emprego
3.18.1. Passivos de aposentadoria
A Companhia e suas subsidiárias patrocinam uma série de planos de previdência, que geralmente são financiados pelas contribuições
para as companhias de seguros ou fundos fiduciários, determinados por cálculos atuariais periódicos. A Companhia patrocina planos
de benefício definidos e de contribuição também definidos. Um plano de contribuição definido é um plano de pensão segundo o qual a
Companhia paga contribuições definidas para uma entidade separada e não tem nenhuma obrigação legal ou construtiva de pagar
contribuições se o fundo não possuir ativos suficientes para pagar, a todos os empregados, os benefícios relacionados aos serviços
prestados pelos empregados no exercício atual e anterior ligados a este tipo de plano. Um plano de benefícios definido é diferente de
um plano de contribuição definido, uma vez que tais planos de benefícios definidos estabelecem o valor de um benefício pós-emprego
que um empregado receberá em sua aposentadoria, normalmente dependendo de um ou mais fatores, como idade, tempo de serviço e
remuneração.
O passivo reconhecido no balanço relacionado aos planos de benefício definido é o valor justo do passivo de benefício definido na
data do balanço menos o valor justo dos ativos do plano, com os ajustes não reconhecidos de custos de serviços anteriores. O passivo
de benefício definido é calculado anualmente por atuários independentes, usando o método da unidade de crédito projetada. O valor
presente na obrigação de benefício definido é determinado descontando o fluxo de caixas futuros estimados, usando taxas de juros
condizentes com os rendimentos de mercado, as quais são denominadas na moeda em que os benefícios serão pagos e que tenham
prazos de vencimento próximos aos do respectivo passivo do plano de pensão.
Os ganhos e as perdas decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças das premissas atuariais são contabilizados em
outros resultados abrangentes.
Os custos de serviços anteriores são imediatamente reconhecidos no resultado, a menos que as alterações ao plano de pensão sejam
condicionadas à continuidade do empregado no emprego por um período de tempo específico (o período no qual o direito é ganho).
Neste caso, os custos de serviços anteriores são amortizados pelo método linear durante o período em que o direito foi conquistado.
Em relação aos planos de contribuição definidos, a Companhia paga contribuições a planos de pensão públicos ou privados, de forma
obrigatórias, contratuais ou voluntárias. Assim que as contribuições forem feitas, a Companhia não tem obrigações de pagamento
adicionais relacionadas. As contribuições são reconhecidas como despesas de previdência, quando incorridas. Contribuições pré-pagas
são reconhecidas como ativos uma vez que o reembolso em dinheiro ou a redução dos pagamentos futuros estiver disponível. A
Companhia adota a prática da contabilidade total para ganhos e perdas atuariais em outros resultados abrangentes.
3.18.2 Outras obrigações pós-emprego
Algumas subsidiárias da Companhia oferecem benefícios de assistência médica pós-aposentadoria aos seus empregados, bem como
seguro de vida para funcionários ativos e inativos. O direito a esses benefícios é normalmente condicionado à continuidade do
empregado no emprego até a idade de se aposentar e a conclusão de um tempo mínimo de serviço. Os custos esperados desses
benefícios são acumulados durante o período de trabalho sob a mesma metodologia contábil utilizada para os planos de pensão de
F-41
benefícios definidos. Ganhos e perdas decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças de pressupostos atuariais são
debitados ou creditados em outros resultados abrangentes no período remanescente de serviço esperado dos empregados. Esses
passivos são mensurados, anualmente, por atuários qualificados independentes.
3.18.3 Participação nos lucros
A Companhia reconhece um passivo e uma despesa de participação dos empregados e administradores nos lucros com base no lucro
atribuível aos acionistas da Companhia após certos ajustes. A Companhia reconhece uma provisão quando está contratualmente
obrigada ou quando houve uma prática anterior que criou uma obrigação não formalizada (passivo construtiva).
3.19. Provisões
As provisões são reconhecidas como passivos presentes (legais ou presumidos) resultantes de eventos passados, em que seja possível
estimar razoavelmente os valores de forma confiável e cuja liquidação seja provável. O valor reconhecido como provisão é a melhor
estimativa das exigências para liquidar um passivo no final de cada período de relatório, considerando-se os riscos e as incertezas
relativas à obrigação. Quando a provisão é mensurada com base nos fluxos de caixa estimados para liquidar a obrigação, seu valor
contábil corresponde ao valor presente nestes fluxos de caixa (onde o efeito do valor temporal do dinheiro é relevante).
Quando alguns ou todos os benefícios econômicos requeridos para a liquidação de uma provisão são esperados que sejam recuperados
de um terceiro, um ativo é reconhecido se, e somente se, o reembolso for virtualmente certo e o valor puder ser mensurado de forma
confiável.
3.19.1. Provisão para a desativação de ativos
Conforme previsto no pronunciamento IAS 37 – Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes, uma provisão é constituída
ao longo da vida útil econômica de usinas termonucleares, com o objetivo de alocar, para o respectivo período de funcionamento, os
custos a serem incorridos com sua desativação técnico-operacional, no final de sua vida útil, estimada em quarenta anos.
Os valores são apropriados ao resultado do anos fiscal ao valor presente, com base em quotas anuais fixadas em dólares, na proporção
de 1/40 dos gastos estimados, imediatamente registrados e convertidos pela taxa de câmbio no final de cada período de competência.
(ver Nota 32).
3.19.2. Provisão para obrigações legais vinculadas a processos judiciais
As provisões para contingências legais são registradas quando a perda é considerada provável, causando uma provável saída de
recursos para liquidar a obrigação, e quando os montantes envolvidos forem mensuráveis com segurança, considerando a opinião dos
assessores jurídicos, a natureza do processo, a similaridade com processos anteriores, a complexidade e o parecer do tribunal.
3.19.3. Contratos onerosos
Passivos circulantes decorrentes de contratos onerosos são reconhecidos e mensurados como provisões. Um contrato oneroso existe
quando os custos inevitáveis inerentes à sua conformidade com as disposições do contrato excedem os benefícios econômicos que se
espera auferir ao longo do mesmo contrato.
3.20. Adiantamentos para futuro aumento de capital
Adiantamentos de recursos recebidos do acionista controlador e destinados a investimentos de capital são irrevogavelmente
concedidos. Eles são classificados como passivos não-circulantes e, inicialmente, reconhecidos pelo valor justo e, posteriormente,
corrigido pela taxa de juros SELIC.
3.21. Estoque de ações
As ações ordinárias e preferenciais são classificadas no patrimônio líquido.
Os custos incrementais atribuíveis à emissão de novas ações são demonstrados no patrimônio líquido como uma dedução do valor
recebida, líquida de impostos.
Quando a Companhia compra suas próprias ações (ações em tesouraria), o valor pago, incluindo quaisquer custos adicionais
diretamente atribuíveis (líquidos de imposto de renda), é deduzido do capital atribuível aos acionistas da Companhia até que as ações
sejam canceladas ou reemitidas. Quando essas ações são, subsequentemente, reemitidas, qualquer valor recebido, líquido de qualquer
transação adicional de custos diretamente atribuíveis e dos respectivos efeitos do imposto de renda e contribuição social, é incluído no
capital atribuível aos acionistas da Companhia.
F-42
3.22. Juros sobre o capital próprio e dividendos
Os juros sobre o capital próprio é adicionado aos dividendos do exercício, calculados tendo um percentual sobre o patrimônio líquido
como um limite, utilizando a Taxa de Juros de Longo Prazo – TJLP, estabelecida pelo governo brasileiro, conforme exigência legal,
limitada a 50% do lucro líquido do exercício ou 50% das reservas de lucro, antes de incluir o lucro do próprio exercício, o que for
maior.
O valor dos dividendos acima do dividendo mínimo obrigatório estabelecido pela Lei ou outro instrumento legal, ainda não aprovados
pela Assembléia Geral, são demonstrados no Patrimônio Líquido, em conta específica referida como dividendos adicionais propostos.
3.23. Outros resultados abrangentes
Outros resultados abrangentes compreendem itens de receita e despesa que não são reconhecidos na demonstração do resultado.
Componentes de outros resultados abrangentes incluem:
a)
Ganhos e perdas atuariais sobre os planos de pensão de benefício definido;
b)
Ganhos e perdas da conversão de demonstrações contábeis de operações no exterior;
c)
Ajuste de Avaliação Patrimonial referente a ganhos e perdas na correção dos ativos financeiros disponíveis para
venda; e
d)
Ajuste de avaliação patrimonial relacionada à quota efetiva dos ganhos e perdas de hedge de instrumentos em
hedge de fluxo de caixa.
3.24. Reconhecimento de receita
A receita é mensurada pelo valor justo recebido ou a receber em contrapartida, deduzida de quaisquer estimativas de devoluções
concedidos ao comprador e outras deduções similares.
3.24.1. Venda de energia elétrica e serviços
a) Geração e Distribuição
A receita é mensurada pelo valor justo da contraprestação recebida ou a receber, deduzida de impostos e descontos ocasionais sobre
ela. A receita proveniente da venda de energia elétrica e serviços é reconhecida quando for provável que os benefícios econômicos
associados às transações fluirão para a Companhia, o valor da receita pode ser mensurado com confiabilidade, os riscos e benefícios
relacionados à venda foram transferidos para o comprador, os custos incorridos ou a serem incorridos relacionados à transação podem
ser razoavelmente quantificados, a Companhia não detiver mais controle ou responsabilidade sobre a energia vendida. Também inclui
a receita de construção ligada ao segmento de distribuição de energia eléctrica e uma parte de geração de dentro do âmbito do IFRIC
12.
b) Transmissão
1) Receita financeira decorrente da remuneração dos ativos financeiros até o final do período de concessão ganha proporcionalmente e
que leva em conta a taxa média de investimentos.
2) Receita para cobrir os custos de operação e manutenção com base nos custos incorridos.
3) Receita de construção para as expansões que geram receita adicional. Considerando que estes serviços são prestados por terceiros, a
Companhia não calcula as margens em construções.
3.24.2. Dividendos e receitas de juros
A receita de dividendos de investimentos nas subsidiárias é reconhecida quando o direito do acionista de receber tais dividendos é
estabelecido e dado que é provável que os benefícios econômicos futuros deverão fluir para a Companhia e o valor da receita pode ser
mensurado com segurança.
A receita de ativos financeiros de juros é reconhecida quando for provável que os benefícios econômicos futuros deverão fluir para a
Companhia e o valor da receita pode ser mensurado com segurança. A receita de juros é reconhecida pelo método linear com base no
tempo e taxa de juros efetiva sobre o montante do principal em aberto, pela taxa efetiva de juros ser aquela que desconta exatamente
de caixa futuros estimados recebidos durante a vida estimada do ativo financeiro relacionado ao montante líquido contábil inicial
desse ativo.
F-43
3.25. Leasing
O leasing é classificado como financeiro sempre que os termos do contrato de arrendamento transferirem substancialmente todos os
riscos e benefícios de propriedade do inquilino. Todos os outros arrendamentos são classificados como operacionais.
Pagamentos relacionados ao leasing operacional são reconhecidos como despesas pelo método linear durante o período no qual o
acordo está em vigor, exceto quando outra base é mais representativa para refletir o momento em que os benefícios econômicos do
ativo arrendado são consumidos. Os pagamentos de contingentes decorrentes de contratos de arrendamento mercantil operacional são
reconhecidos como despesas no ano em que são incorridos.
Os ativos adquiridos através de contratos de arrendamento financeiro são depreciados com base na vida útil dos ativos.
3.26. Subsídios do Governo
Os subsídios do governo não são reconhecidos até que haja uma garantia razoável de que a Companhia irá atender às condições
relacionadas e que os subsídios serão recebidos. Os subsídios do governo são sistematicamente reconhecidos como receita durante os
anos em que a empresa reconhece como despesas os custos relacionados que os subsídios pretendem compensar. Os subsídios do
governo a receber como compensação por despesas já incorridas com a finalidade de dar suporte financeiro imediato à Companhia,
sem custos futuros correspondentes, são reconhecidos no período em que são recebidos e apropriados para lucros acumulados, e não
se destinam à distribuição de dividendos.
3.27. Paradas programadas
Os custos incorridos antes e durante as paradas programadas de usinas e linhas de transmissão são contabilizados na demonstração de
resultados do período em que são incorridos.
3.28. Rendimento líquido para o ano
O resultado é apurado pelo regime de competência de anos contabilísticos.
3.29. Lucro básico e lucro diluído
O lucro básico por quota é calculado pela divisão do lucro atribuível aos acionistas da Companhia pela quantidade média ponderada
de ações em circulação (total de ações menos as ações em tesouraria). O lucro diluído por quota é calculado ajustando o número
médio ponderado de ações em circulação para presumir a conversão de todas as ações potenciais diluídas, de acordo com a IAS 33.
3.30. Apresentação de relatórios por segmentos de negócio
Os segmentos operacionais são definidos como atividades de negócio onde é possível obter receitas e incorrer despesas, nos quais os
relatórios operacionais são fornecidos para o principal tomador de decisões operacionais. O principal tomador de decisões
operacionais, responsável pela alocação de recursos e pela avaliação de desempenho dos segmentos operacionais, é o Conselho
Administrativo, que também é responsável pela tomada de decisões estratégicas da empresa, que adota os seguintes segmentos:
(I)
Geração;
(II)
Transmissão;
(III) Distribuição; e
(IV) Administração.
Os resultados em operações financeiras são apresentados em conjunto com o segmento de geração.
3.31. Reclassificações
A partir de 2011, a Companhia adotou algumas mudanças na apresentação das demonstrações financeiras em um esforço para fazer a
apresentação das demonstrações financeiras de cada empresa do nosso grupo mais consistentes. Consequentemente, a Companhia
adicionou e excluiu um número limitado de linhas de itens no balanço, o lucro da afirmação e demonstração de fluxo de caixa a partir
de e para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e 2010.
Com relação à declaração de renda, o subsídio de conta de combustível ("CCC") foi apresentado anteriormente como outras despesas
operacionais, mas agora é apresentado como outras receitas operacionais, o que resultou em uma redução de R$ 82.683 milhões em
despesas operacionais e um aumento correspondente das receitas operacionais. Na demonstração dos fluxos de caixa, para o ano
encerrado em 31 de dezembro de 2010, os dividendos recebidos foram originalmente classificados como atividades de investimento.
Desde 31 de dezembro de 2011 as demonstrações financeiras, como resultado da atividade da empresa como uma empresa que investe
no setor da energia, dividendos de R$ 600.869 em 2010 foram classificados como atividade operacional, de acordo com o parágrafo
F-44
14 da IAS 7, o que permite sua classificação como investimento ou atividade operacional. Como parte deste processo, determinamos
que R$236.076, que historicamente foi apresentado como um passivo de longo prazo, deveria ter sido apresentado como um passivo
de curto prazo. Embora o impacto em 2010 seja imaterial, mudamos a apresentação para ser coerente com o período atual.
Em 2012, a Companhia reclassificou o montante de R$843.029 milhões relacionados às provisões operacionais em investimentos de
capital, apresentados no ano anterior como uma dedução dos investimentos, para uma rubrica específica no passivo não circulante.
NOTA 4 – ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTÁBEIS
Na aplicação das políticas contábeis, a gerência da Companhia deve fazer julgamentos e estimativas sobre valores de receitas,
despesas, ativos e passivos, bem como divulgar notas explicativas, na data das demonstrações financeiras, para esclarecer informação
que não está prontamente disponível em outras fontes. As estimativas e as respectivas premissas estão baseadas na experiência
histórica e em outros fatores considerados relevantes. As estimativas e premissas subjacentes são revisadas continuamente. Os efeitos
das revisões feitas às estimativas contábeis são reconhecidos no período em que as estimativas são revistas, se a revisão afetar apenas
este período, ou também em períodos posteriores, se a revisão afetar tanto o período atual quanto períodos futuros.
Embora estas estimativas e premissas sejam continuamente monitoradas e revistas pela gerência da Empresa e suas subsidiárias, a
materialização sobre o valor contábil das receitas, despesas, ativos e passivos é inerentemente incerta porque requer o uso de
julgamento.
A seguir estão as principais premissas de estimativas contábeis avaliadas como mais críticas pela administração da Companhia e suas
subsidiárias em relação ao futuro e outras principais fontes de incerteza que podem levar a ajustes significativos nos valores contábeis
de ativos e passivos para os próximos períodos:
I. Ativos e passivos fiscais deferidos
Os ativos e passivos fiscais deferidos são calculados e reconhecidos utilizando as taxas de imposto aplicáveis ao lucro tributável nos
anos em que estas diferenças temporárias e prejuízos fiscais de imposto de renda e contribuições sociais negativas acumuladas devem
ser realizadas. O prejuízo fiscal não expira, e sua compensação está limitada a um máximo de 30% do lucro tributável gerado em
determinado ano fiscal. As estimativas de lucro tributáveis são baseadas em orçamentos anuais e planejamento estratégico, ambos
revistos periodicamente. No entanto, o lucro tributável futuro pode ser maior ou menor que as estimativas feitas pela gerência, quando
a necessidade ou não de registrar o montante do ativo fiscal deferido foi definida (ver nota 11).
II. Imparidade de ativos de longa duração
A administração da Empresa adota variáveis e premissas para determinar testes de recuperação de ativos de longa duração, a fim de
determinar o valor recuperável de ativos e reconhecimento de imparidade, quando necessário. Nessa prática, aplica-se julgamentos
baseados na experiência histórica na gestão do ativo, do grupo de ativos ou da unidade geradora de caixa que, eventualmente, não
pode ser verificada no futuro, incluindo a vida útil estimada dos bens, que representa as práticas determinado pela ANEEL, quando
aplicável sobre os ativos vinculados à concessão do poder, que pode variar em função da análise periódica da vida útil econômica dos
ativos em vigor.
Eles também impactam na determinação das variáveis e premissas utilizadas pela gerência da Companhia e de suas subsidiárias na
determinação dos fluxos de caixa futuros, descontados para o reconhecimento de imparidade de ativos de longa duração, vários
eventos inerentemente incertos. Entre estes, destacam-se os eventos de manutenção níveis de consumo de energia, a taxa de
crescimento da atividade econômica do país, da disponibilidade dos recursos de água, além daqueles inerentes no final do período de
concessão de energia eléctrica, especialmente como o valor da sua reversão para o fim do período de concessão. Neste ponto,
adotamos a premissa de indenização contratual prevista pelo valor novo de reposição (VNR), que são os valores de indenização
esperados ao final do prazo de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica da concessão (ver política de contabilidade Nota
3.11 e Nota 52).
III. Base de determinação da indenização pelo poder concedente sobre concessões de serviços públicos
A Medida Provisória 579, de 11 de Setembro 2012, convertida na Lei 12.783 / 2013, em 11 de janeiro de 2013, definiu o valor novo
de reposição (VNR) como base para determinar os danos pelo concedente sobre concessões de serviços públicos. A Companhia adota,
para as concessões ainda não concedidas, a premissa de que os bens são reversíveis no final dos contratos de concessão, com o direito
de receber indenização do poder concedente sobre os investimentos ainda não amortizados pelo menor valor líquido contábil e o novo
valor estimado substituído. Seguindo esta premissa, também se mantiveram as contas a receber relacionadas ao concedente Rede
Básica do Sistema Existente – RBSE e os investimentos após o projeto básico de usinas e linhas de transmissão (modernização e
melhorias) e ativos de geração térmica, que ainda estarão sujeitos a aprovação pela ANEEL (conforme divulgado na Nota 2.1). Até 31
de dezembro de 2011, foi adotada a premissa de que tais bens seriam compensados pelo valor contábil líquido ao final da concessão.
F-45
IV. Vida útil dos ativos fixos
A Administração da Companhia adota os critérios definidos na Resolução da ANEEL nº 367, de 2 de junho de 2009, na determinação
da vida útil estimada dos ativos imobilizados, por entender que eles representam adequadamente tal duração (ver nota 15).
V. Provisão para a desativação de ativos
A Companhia reconhece passivos pela desativação dos ativos relacionados às suas usinas termonucleares. Para calcular o valor da
provisão, premissas e estimativas são feitas em relação às taxas de desconto, o custo esperado para a desativação e remoção da usina
inteira a partir do local e do período esperado dos custos a que se refere (ver nota 32). A estimativa de custo é baseada em requisitos
legais e ambientais para a desativação e remoção de toda a planta, bem como os preços de bens e serviços a serem utilizados no final
da vida útil.
VI. Passivos atuariais
Os passivos atuariais são determinados por cálculos atuariais preparados por atuários independentes com base na expectativa de vida
do participante (conselho AT-2000), na idade média de aposentadoria e na inflação. No entanto, os resultados reais futuros das
estimativas contábeis utilizadas nestas informações financeiras podem ser diferentes daqueles existentes e registrados nas
demonstrações financeiras (ver Nota 30).
VII. Provisão para causas trabalhistas, tributárias e cíveis
As provisões para ações trabalhistas, tributárias e cíveis, quando aplicáveis, são feitas para o risco esperado de contingentes
tributários, trabalhistas e cíveis como perda provável com base na opinião dos administradores e consultores jurídicos dentro e fora da
empresa. Os valores provisionados são registrados com base no custo estimado dos resultados dos processos e procedimentos
utilizados. Os riscos contingentes com a expectativa de uma possível perda são divulgados pela Administração, mas eles não são
contabilizados (ver nota 31).
VIII. Provisão para créditos de liquidação duvidosa – PCLD
A Companhia registra uma provisão de contas a receber, que significa ter a incerteza sobre o seu recebimento. Esta provisão é
calculada com base nos pressupostos definidos e descritos na Nota 7, baseados nos critérios das normas da ANEEL.
IX. Mensuração dos instrumentos financeiros
Conforme descrito na nota 44, a Administração da Companhia usa técnicas de avaliação que incluem informações que não são
baseadas em dados observáveis de mercado para estimar o valor justo de certos tipos de instrumentos financeiros. A nota 44 apresenta
informações sobre as principais premissas utilizadas para determinar o valor justo dos instrumentos financeiros, bem como a análise
de sensibilidade dessas premissas. A Administração da Empresa e suas subsidiárias acreditam que as técnicas de avaliação
selecionadas e as premissas utilizadas são adequadas para a determinação do valor justo de instrumentos financeiros.
X. Contratos onerosos
As presentes obrigações decorrentes de contratos onerosos são reconhecidas e mensuradas como provisões. Um contrato oneroso
existe quando os custos inevitáveis para cumprir as obrigações decorrentes do contrato excedem os benefícios econômicos que se
espera que sejam recebidos ao longo do mesmo contrato. A Companhia e suas subsidiárias utilizam os pressupostos relativos aos
custos e benefícios econômicos de cada contrato para determinar a existência ou não de um contrato oneroso. A estimativa crítica na
determinação do montante da provisão para a futura venda do contrato é o PLD médio histórico aprovado pela Administração da
Companhia como base para o cálculo da provisão do contrato oneroso, exclusivamente para fins contábeis e da taxa de desconto
aplicada aos fluxos de caixa. Os valores reais do PLD ao longo dos anos pode ser maior ou menor que as premissas utilizadas pela
Companhia. Adicionalmente, a Companhia pode ter contratos onerosos sobre concessões onde o custo corrente esperado para
operação e manutenção não está totalmente abrangidos pelas receitas (ver nota 35).
NOTA 5 –CAIXA, EQUIVALENTES DE CAIXA E CAIXA RESTRITO
31/12/2012
I - Caixa e Equivalente de Caixa:
Caixa e Bancos ...................................................................
Aplicações Financeiras .......................................................
F-46
31/12/2011
535.145
3.894.230
389.191
4.570.596
4.429.375
4.959.787
31/12/2012
II - Caixa Restrito:
Recursos da CCC ..............................................................
Comercialização - Itaipu ....................................................
Comercialização - PROINFA.............................................
31/12/2011
2.099.394
619.206
790.723
2.194.946
176.940
662.752
3.509.323
3.034.638
7.938.698
7.994.425
Caixa e equivalentes de caixa são mantidos com o Banco do Brasil S.A., de acordo com leis específicas para empresas de economia
mista sob controle do Governo Federal, promulgada pelo Decreto de lei nº 1.290, de 3 de dezembro de 1973, e alterações da
Resolução 2.917, de 19 de dezembro de 2001, do Banco Central do Brasil, que estabeleceu novos mecanismos para as empresas sob
administração federal indireta.
As aplicações financeiras de liquidez imediata são fundos de investimento extra-mercado, cuja remuneração é baseada na taxa média
de juros SELIC.
NOTA 6 – TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS
A Companhia e suas subsidiárias classificam seus títulos de curto prazo como investimentos comerciais. A Companhia possui um
programa de investimento de curto prazo, indicando a necessidade de negociar esses títulos antes do vencimento.
Em relação aos investimentos de longo prazo, eles são considerados principalmente como mantidos até o vencimento, ajustados pelo
seu valor presente relacionado e com a competência relacionada com base na metodologia pro rata.
A repartição dos títulos e valores mobiliários é feito da seguinte forma:
CIRCULANTE
Titulos
Agente Financeiro
Custodiante
LFT .................................................................................................
Banco do Brasil
LTN.................................................................................................
Banco do Brasil
NTN-B ............................................................................................
Banco do Brasil
NTN-F.............................................................................................
Banco do Brasil
CFT-E1 ...........................................................................................
Banco do Brasil
NTN-P: 741536...............................................................................
Banco do Brasil
NTN-P: 741566...............................................................................
Banco do Brasil
NTN-P: 741806...............................................................................
Banco do Brasil
TÍTULOS DE RENDA FIXA.........................................................
OUTROS ........................................................................................
Vencimento
Indexador
31/12/2012
Até 90 dias
Até 90 dias
Até 90 dias
Até 90 dias
08/01/12
03/01/12
06/01/12
02/26/12
Pre-fixado
Pre-fixado
Pre-fixado
Pre-fixado
IGP-M
TR
TR
TR
1.240.345
3.066.625
51.914
1.486.130
—
—
—
—
130.129
647.468
9.751.563
563.120
69.762
19.751
263.450
86.583
62.708
17.032
129.078
289.457
6.622.611
11.252.504
TOTAL CIRCULANTE .................................................................
31/12/2011
NÃO CIRCULANTE
Agente Financeiro
Custodiante
Titulos
LFT ............................................................................................................
Banco do Brasil
NTN-B .......................................................................................................
Banco do Brasil
NTN-P........................................................................................................
Banco do Brasil
NTN-P........................................................................................................
Banco do Brasil
NTN-P........................................................................................................
Banco do Brasil
NTN-P: 740100..........................................................................................
Banco do Brasil
NTN-P: 740100..........................................................................................
Banco do Brasil
NTN-P: 741536..........................................................................................
Banco do Brasil
NTN-P: 741566..........................................................................................
Banco do Brasil
NTN-P: 741806..........................................................................................
Banco do Brasil
NTN-P: 760199..........................................................................................
Banco do Brasil
FINOR/FINAM .........................................................................................
PARTES BENEFICIÁRIAS ......................................................................
F-47
Vencimento
Indexador
12/28/15
07/09/14
12/28/14
01/01/25
01/01/24
03/21/18
12/28/15
12/28/24
05/15/17
Pre-fixado
Pre-fixado
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
31/12/2012
155
200
440
185
3
—
—
2
—
—
—
1.602
146.728
31/12/2011
—
—
332
178
—
41
7
2
92
3
127
3.064
163.740
NÃO CIRCULANTE
Agente Financeiro
Custodiante
Titulos
Vencimento
Indexador
31/12/2012
31/12/2011
AÇÕES FUNDADORAS ..........................................................................
OUTROS ...................................................................................................
246.888
8.134
212.419
18.353
TOTAL NÂO CIRCULANTE...................................................................
404.337
398.358
a) NTN-P – Títulos públicos recebidos como pagamento para a transferência de investimentos de capital dentro do escopo do
Programa Nacional de Desestatização – PND. Estas obrigações têm uma remuneração equivalente à Taxa Referencial – variação TR,
divulgada pelo Banco Central, com 6% de juros anual no valor atualizado com datas de resgate a partir fevereiro de 2012 (até 2024).
b) RENDIMENTOS DE PARCERIAS – Referem-se aos rendimentos auferidos a partir de investimentos em parceria, o que
corresponde a um rendimento médio equivalente à variação do IGP-M (Índice Geral de Preços de Mercado), mais juros anuais de 12%
e 13% sobre o capital transferido, como mostrado abaixo:
31/12//2012
Tangará.................................................................................
Guascor ................................................................................
31/12/2011
146.728
—
117.770
45.970
146.728
163.740
c) AÇÕES DOS FUNDADORES – Títulos adquiridos devido à reestruturação do investimento da Eletrobras na INVESTCO S.A.
Estes ativos garantem rendimentos anuais equivalentes a 10% do lucro das empresas mencionadas abaixo, pagos juntamente com os
dividendos, e serão resgatados no vencimento previsto para outubro de 2032, por meio da sua conversão em ações preferenciais do
capital social das referidas empresas, como mostrado abaixo:
31/12/2012
31/12/2011
Lajeado Energia ...................................................................
Paulista Lajeado ...................................................................
Ceb Lajeado .........................................................................
451.375
49.975
151.225
451.375
49.975
151.225
Valor de face ........................................................................
652.575
652.575
Ajuste a valor presente .........................................................
(405.688)
(440.156)
Valor presente ......................................................................
246.887
212.419
d) FINOR/FINAM – Refere-se substancialmente aos certificados de investimentos decorrentes de incentivos fiscais destinados a
projetos na área operacional das subsidiárias Chesf e Eletronorte. A Companhia mantém uma provisão para perdas na sua realização,
constituída com base no valor de mercado, no montante de R$246.924 (31 de dezembro de 2011 - R$ 292.456), e declarou a
respectiva redução de ativos.
NOTA 7 – CONTAS A RECEBER
CONSOLIDADO
CIRCULANTE
31/12/2012
31/12/2011
A vencer
Vencidos até 90
dias
AES ELETROPAULO ....................................... 115.767
AES SUL ............................................................ 27.849
AMPLA .............................................................. 42.481
ANDE ................................................................. 63.659
CEA .................................................................... 344.535
CEB..................................................................... 13.499
CEEE-D .............................................................. 38.938
CELESC ............................................................. 49.627
CELG .................................................................. 56.373
CELPA ................................................................ 60.457
CELPE ................................................................ 45.982
2.464
1.256
1.829
—
—
638
187
2.784
409
119
379
F-48
+ de 90 dias
—
—
10
—
—
106
—
—
—
12.453
56
Créditos
Renegociados
—
—
—
—
—
—
—
—
72.535
9.405
—
Total
118.231
29.105
44.320
63.659
344.535
14.243
39.125
52.411
129.317
82.434
46.417
Total
104.400
13.011
41.908
52.115
1.093.641
14.925
37.366
37.422
98.968
80.764
39.903
CONSOLIDADO
CIRCULANTE
31/12/2012
31/12/2011
A vencer
Vencidos até 90
dias
CEMAR .............................................................. 35.712
CEMIG ............................................................... 80.377
CESP ................................................................... 4.529
COELBA ............................................................ 74.007
COELCE ............................................................. 41.987
COPEL ................................................................ 112.444
CPFL ................................................................... 42.054
EBE ..................................................................... 27.019
ELEKTRO .......................................................... 56.426
ENERGISA ......................................................... 21.211
ENERSUL .......................................................... 20.366
ESCELSA ........................................................... 26.232
LIGHT ................................................................ 91.463
PIRATININGA ................................................... 6.126
RGE .................................................................... 7.353
Tesouro Nacional ................................................
—
Rolagem da Dívida dos Estados..........................
—
Rolagem da Dívida dos Municípios ....................
—
Comercialização CCEE ...................................... 93.668
Clientes de Distribuição ......................................
—
Uso da Rede Elétrica ........................................... 505.615
PROINFA ........................................................... 412.944
Consumidores ..................................................... 659.470
Poder público ...................................................... 125.378
Outros ................................................................. 758.558
951
3.367
—
1.758
1.612
1.759
981
637
232
296
272
1.009
1.311
—
659
—
—
—
23.535
—
3.393
7.741
341.318
57.661
13.281
(-)PCLD ..............................................................
(745.727)
3.316.379
(46.213)
425.625
Créditos
Renegociados
+ de 90 dias
—
8
—
58
—
—
165
—
—
12
—
60
452
54
—
—
—
—
295.650
—
56.841
56.419
445.669
388.846
139.546
(1.024.445)
371.960
Total
Total
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
112.427
—
—
—
30.141
—
198.379
144.553
168.424
36.663
83.752
4.529
75.823
43.599
114.203
43.200
27.656
56.658
21.519
20.638
27.301
93.226
6.180
8.012
—
112.427
—
412.853
—
595.990
477.104
1.644.836
716.438
1.079.809
32.021
113.081
3.524
72.858
34.437
102.247
64.826
25.620
52.614
63.484
20.534
26.395
89.994
8.538
7.698
—
187.625
—
433.440
—
608.415
579.428
1.172.474
465.335
1.151.156
(352.865
)
382.999
(2.169.250)
4.496.963
(2.578.143)
4.352.024
161.313
70.669
399.302
—
—
1.029.710
66.368
—
—
—
—
1.005.383
—
407.243
NÃO CIRCULANTE
CELG .........................................................
CELPA .......................................................
CEA ...........................................................
Acordo Reestr.Dívida Externa - Garantia ..
Tesouro Nacional .......................................
Rolagem da dívida dos Estados .................
Rolagem da dívida dos Municípios ............
Outros ........................................................
(-) PCLD ....................................................
—
—
—
—
—
—
—
258.827
(334)
258.493
3.574.872
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
7.956
—
(7.956)
161.313
70.669
399.302
—
—
1.029.710
—
310.939
(747.480
)
—
—
1.224.453
1.482.946
1.478.994
1.607.452
5.979.909
5.831.018
425.625
371.960
577.722
(755.770)
—
I – Comércio de energia elétrica – PROINFA
A comercialização de energia elétrica no âmbito do PROINFA (Programa de Incentivo às Energias Renováveis do Brasil) gerou, em
2012, um prejuízo de R$60.122 (31 de dezembro de 2011 – perda de R$ 48.906), não causando qualquer efeito sobre o resultado da
Eletrobras. Este montante foi incluído na rubrica "Obrigações de Ressarcimento". O montante de R$ 477.104 (31 de dezembro de
2011 – R$ 579.428) do Proinfa, referindo-se à Controladora, está registrado no balanço do consumidor revendedor.
II – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE
F-49
Os valores relativos às operações praticadas no âmbito da CCEE são registrados com base em informações disponibilizadas pela
Câmara a que se refere.
A subsidiária Furnas mantém créditos no montante de R$ 293.560 referentes à comercialização de energia no âmbito do extinto MAE
(ex-Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), referentes ao período de setembro de 2000 a setembro de 2002, cuja liquidação
financeira está suspensa devido às ordens de restrição concedidas em ações judiciais propostas por concessionárias de distribuição de
energia elétrica contra a ANEEL e o MAE, atualmente conhecido como CCEE. Dada a incerteza de sua realização, a subsidiária
Furnas mantém Provisões para Créditos de Liquidações Duvidosas, no valor equivalente ao total de crédito, criada em 2007.
De acordo com as regras estabelecidas no Acordo Geral do Setor Elétrico, a resolução dessas pendências implicaria em um novo
cálculo, o que seria propósito de liquidação entre as partes sem a interveniência da CCEE. Neste sentido, a Administração pretende
manter negociações com a ANEEL e a participação da CCEE, visando créditos de nivelamento, de modo a permitir uma solução
negociada para a sua liquidação.
III – Rolagem da dívida com os estados – Lei 8.727/1993
O valor a receber da rolagem da dívida com os estados é de R$ 1.142.137.
A subsidiária Eletrosul detém 50% do total de créditos da União, que, quando atualizado pelo IGP-M, acrescido de juros de 12,68% ao
ano, foi de R$578.654 em 31 de dezembro de 2012 (31 de dezembro de 2011 – R$ 607.391) , dos quais R$438.586 são ativos nãocirculantes (31 de Dezembro de 2011 – R$479.752) decorrentes da aquisição de ativos na qual a empresa tinha concessionárias de
energia do Estado. A União assumiu e refinanciou a dívida, e a reprogramou em 240 parcelas, com vencimento a partir de abril de
1994. No vencimento de 20 anos, e permanecendo com o saldo a pagar, uma vez que a União passa apenas os fundos recebidos dos
Estados que, por sua vez, estão limitados por lei em níveis de comprometimento de renda, as prestações serão prorrogadas por 120
meses.
IV – Provisão para créditos de liquidação duvidosa – PCLD
As subsidiárias registram e mantêr disposições, adotando os critérios de regras da ANEEL, com base na análise dos valores de contas
a receber vencidas e nos históricos de perdas, cujo montante é considerado pela Administração como suficiente para cobrir eventuais
perdas na realização dos esses ativos. O saldo é composto como segue:
31/12/2012
Consumidores...............................................................
Revendedores.............................................................
CEA............................................................................
CCEE - Energia de Curto Prazo.................................
31/12/2011
856.030
1.031.593
743.837
293.560
792.962
397.980
1.093.641
293.560
2.925.020
2.578.143
A movimentação da provisão para créditos de liquidação duvidosa de clientes de eletricidade nas contas consolidadas são as seguintes:
31/12/2012
Saldo em 31 de dezembro de 2010 ..........................................
2.130.896
(+) Constituição .......................................................................
666.480
( - ) Reversão ...........................................................................
(219.233)
Saldo em 31 de dezembro de 2011 ..........................................
2.578.143
(+) Constituição .......................................................................
1.050.795
( - ) Reversão ...........................................................................
(703.918)
Saldo em 31 de dezembro de 2012 ..........................................
2.925.020
O registro e reversão da PCLD foi declarado na demonstração do resultado como provisão operacional (Nota 43). Os valores
reconhecidos como PCLD são registrados como perda definitiva quando não há expectativa de recuperar esses fundos. A inversão que
ocorreu em 2011 refere-se basicamente ao programa de parcelamento com os municípios e entidades públicas por parte das empresas
de distribuição.
F-50
Em 2012, a subsidiária Eletronorte fez reversões de um valor final baixo no valor de R$492.025, devido à renegociação feita com os
valores a receber da Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA).
A principal constituição de competência no período refere-se a R$204.049 que Furnas tem direito a receber da CELG, devido ao não
reconhecimento desta parte da dívida com a Furnas (e que está sendo discutido).
Para fins fiscais, a provisão excedente estabelecida em relação às disposições da Lei nº 9.430/1996 foi adicionada ao lucro tributável
para fins de Imposto de Renda – IRPJ e também a base de cálculo da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL.
NOTA 8 – INDENIZAÇÕES – LEI 12.783/2013
Valor referente às indenizações a receber do poder concedente em relação às mudanças da Lei 12.783/2003, conforme nota 2.1:
31/12/2012
Geração – Projeto Básico.......................................................
6.153.462
Transmissão – Rede básica – novos
8.283.810
empreendimentos (RBNI) ......................................................
14.437.272
Ativo circulante .....................................................................
8.882.836
Ativo não circulante ...............................................................
5.554.436
14.437.272
See note 47.4.
NOTA 9 – EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS
31/12/2012
CONTROLADORA
ENCARGOS
CIRCULANTE
Tx. Média
PRINCIPAL
Valor
CIRCULANTE
NÃO
CIRCULANTE
Controladas e Controlada em conjunto
ITAIPU .........................................................................................................................................................
7,45
CEMIG ......................................................................................................................................................... 7,12
COPEL ......................................................................................................................................................... 8,39
CEEE ............................................................................................................................................................ 6,57
AES ELETROPAULO ................................................................................................................................. 10,39
CELPE .......................................................................................................................................................... 6,13
CEMAT ........................................................................................................................................................ 6,27
CELTINS ...................................................................................................................................................... 6,26
ENERSUL .................................................................................................................................................... 6,17
CELPA ......................................................................................................................................................... 6,68
CEMAR ........................................................................................................................................................ 5,89
CESP............................................................................................................................................................. 9,36
COELCE ....................................................................................................................................................... 6,08
COSERN ...................................................................................................................................................... 6,00
COELBA ...................................................................................................................................................... 6,00
CER .............................................................................................................................................................. 8,76
CELG............................................................................................................................................................ 5,71
ESCELSA ..................................................................................................................................................... 6,01
GLOBAL ...................................................................................................................................................... 6,00
CELESC DIST. ............................................................................................................................................. 7,41
OUTRAS ...................................................................................................................................................... 6,36
F-51
—
635.640
5.185.677
—
635.640
5.185.677
2.134
1.399
341
324.055
211
21.953
9.885
508
52.374
2.247
12
460
60
920
3.848
542
395
61.330
1.242
50.679
85.068
51.431
5.821
108.978
9.911
344.384
112.212
12.786
66.288
77.605
47.008
13.939
3.080
24.241
13.873
7.178
13.202
44.100
41.201
126.763
315.893
180.383
42.745
1.321
31.048
—
—
64.421
411.820
396.921
110.681
75.577
8.852
155.929
10.491
93.657
65.668
—
146.806
449.396
31/12/2012
CONTROLADORA
ENCARGOS
CIRCULANTE
Tx. Média
(-) PCLD .......................................................................................................................................................
PRINCIPAL
Valor
CIRCULANTE
(140.086)
NÃO
CIRCULANTE
—
(263.027)
394.509
946.042
2.561.609
31/12/2011
CONSOLIDADO
ENCARGOS
CIRCULANTE
Tx. Média
PRINCIPAL
Valor
CIRCULANTE
NÃO
CIRCULANTE
Controladas e Controlada em conjunto
ITAIPU ........................................................................................................................ 7,45
CEMIG ........................................................................................................................
COPEL .........................................................................................................................
CEEE ...........................................................................................................................
AES ELETROPAULO ................................................................................................
CELPE .........................................................................................................................
CEMAT .......................................................................................................................
CELTINS .....................................................................................................................
ENERSUL ...................................................................................................................
CELPA .........................................................................................................................
CEMAR .......................................................................................................................
CESP ............................................................................................................................
COELCE ......................................................................................................................
COSERN......................................................................................................................
COELBA .....................................................................................................................
CER..............................................................................................................................
CELG ...........................................................................................................................
ESCELSA ....................................................................................................................
GLOBAL .....................................................................................................................
CELESC DIST. ............................................................................................................
OUTRAS .....................................................................................................................
(-) PCLD ......................................................................................................................
7,12
8,39
6,57
10,39
6,13
6,27
6,26
6,17
6,68
5,89
9,36
6,08
6,00
6,00
8,76
5,71
6,01
6,00
7,41
6,36
—
540.249
5.342.343
—
540.249
5.342.343
2.352
1.616
865
311.636
292
1.875
617
461
11.279
1.995
233
506
75
922
941
40.310
443
—
—
95.511
(130.475)
78.124
49.164
21.990
108.851
11.035
358.578
100.918
13.413
408.629
62.289
41.190
16.420
3.224
28.527
7.881
57.248
13.032
44.100
63.626
107.245
(395.133)
373.241
215.900
127.568
2.329
43.676
—
—
71.360
—
414.612
149.636
84.245
11.732
154.570
13.117
12.681
76.318
—
86.429
471.581
—
341.454
1.200.351
2.308.993
341.454
1.740.600
7.651.336
Os financiamentos e empréstimos concedidos são efetuados com recursos próprios da Companhia, além de fundos do setor, bem como
os fundos estrangeiros captados por meio de agências internacionais de desenvolvimento, instituições financeiras, e os decorrentes da
oferta de títulos no mercado financeiro internacional .
Todos os financiamentos e empréstimos são respaldados por contratos formais firmados com os mutuários. Os valores a receber são,
em sua maioria, pagos em parcelas mensais, no prazo médio de 10 (dez) anos, e a taxa de juros média ponderada pelo saldo da carteira
é de 6,15% ao ano.
F-52
Os financiamentos e empréstimos concedidos com uma cláusula de ajuste monetário são responsáveis por quase 43% do total da
carteira (48% em 31 de dezembro de 2011). Aqueles que preveem atualização com base em índices que representam um nível de
preço doméstico são responsáveis por 57% do saldo da carteira (52% em 31 de dezembro de 2011).
Os valores de mercado desses ativos são equivalentes aos seus valores contábeis, uma vez que estas são operações específicas do setor
e são parcialmente financiadas com recursos de Fundos Setoriais, e que não encontram condições semelhantes como parâmetro de
avaliação.
O montante a longo prazo dos empréstimos e financiamentos concedidos com recursos ordinários e setoriais, incluindo as
transferências, com base no fluxo de caixa estabelecido contratualmente, possuem vencimentos em parcelas variadas, como mostrado
abaixo:
2014
1.092.437
2015
2016
2017
2018
964.967
824.459
783.693
749.750
Após 2018
3.331.981
Total
7.747.286
I – Eletropaulo / CTEEP – Ação judicial
Em novembro de 1986, a Eletropaulo Eletricidade de São Paulo SA obteve um empréstimo através de Contrato de Abertura de Crédito
ECF 1.046/1986.
Durante a preparação deste acordo, o devedor levantou dúvidas sobre a periodicidade da atualização monetária incorrida sobre o
empréstimo e a Eletropaulo entrou com uma ação de pagamento no tribunal, em dezembro de 1988.
Em dezembro de 2010, a Eletrobras solicitou o início do processo de liquidação e, por essa razão, o processo foi submetido à análise
pela 5ª Vara Cível. Em julho de 2011, a 5ª Vara Cível condenou AES Eletropaulo e a CTEEP para responder a proposta de liquidação
por artigos, que foi respondida por ambas as empresas. A 5ª Vara Cível deverá exigir que a Eletrobras apresente suas considerações
sobre o referido material.
Em dezembro de 2012, a 5ª Vara Cível rejeitou os artigos de liquidação com base nos fatos trazidos aos autos, e imediatamente
reconheceu a ELETROPAULO como o devedora de todas as dívidas.
Contra esta decisão, um recurso de agravo foi entregue pela Eletropaulo e distribuído à 9ª Câmara Civil em janeiro de 2013, com o
principal solicitando a necessidade de realização de prova pericial.
Em fevereiro de 2013 foi proferida uma decisão descartando a necessidade de realização de provas periciais que revoga a decisão do
juiz da 5ª Vara.
Portanto, devido à fase atual do processo e às razões expostas, estimamos que obras especializado, se a Companhia não recorrer da
decisão, devam começar durante o segundo trimestre de 2013.
Vale ressaltar que, além da decisão acima, não foi emitido um mandado de pagamento para a Empresa quanto à parte incontroversa,
que está à beira de ser recebido.
Uma vez que o Procedimento de Liquidação Legal de Concessão terminou e depois de verificar os valores a serem pagos pela AES
Eletropaulo e pela CTEEP, a empresa irá reiniciar a ação de execução contra as referidas empresas.
No caso de a decisão final ser desfavorável à AES Eletropaulo e/ou à CTEEP, a Companhia terá um crédito de R$1.735.861, ajustado
até 31 de dezembro de 2012, R$434.354 (R$422.816 em 31 de dezembro de 2011) já reconhecido em seus ativos , resultantes de
empréstimos e financiamentos, correspondente ao montante considerado como incontestável pela Companhia.
Em 18 de Março de 2013, a Companhia recebeu R$ 97.463 relativos à parcela incontroversa do montante devido à ação de
consignação movida pela Eletropaulo questionado, na época, o valor entendido como devido por conta da dívida pactuada com a
Eletrobras.
II – Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa – PCLD
A Companhia reconhece provisão para devedores duvidosos no montante de R$403.113 (31 de dezembro de 2011 – R$525.608)
correspondente ao principal e à manutenção da dívida dos devedores faltosos.
O valor da provisão é considerado suficiente pela Administração da Companhia para cobrir perdas com esses ativos, com base na
análise do comportamento da carteira.
F-53
A Companhia reconheceu provisão para créditos com a Celpa, subsidiária da Rede Energia, no valor de R$37.704. Esta provisão foi
considerada necessária, considerando o processo de recuperação judicial da Celpa.
Além disso, a Companhia registrou, em 2011, uma provisão para créditos com a Cemat e a Celtins, também subsidiárias da Rede
Energia, no valor de R$74.626 e R$20.527. Estes subsídios eram necessários, considerando o cenário atual de ambas as entidades, que
vêm passando por significativas dificuldades econômicas e financeiras (ver nota 15).
Mudanças na provisão de créditos de liquidação duvidosa sobre os financiamentos e empréstimos concedidos pela Companhia são as
seguintes:
Saldo em 31 de dezembro de 2010 ...........................................
228.477
(+) Adições ...............................................................................
358.984
(-) Reversões .............................................................................
(61.853)
Saldo em 31 de dezembro de 2011 ...........................................
525.608
(+) Adições ...............................................................................
181.048
(-) Reversões .............................................................................
(303.543)
Saldo em 31 de dezembro de 2012 ...........................................
403.113
A gravação e anulação por escrito da PCLD foram contabilizadas na demonstração de resultados como provisões operacionais (ver
nota 43). Os valores reconhecidos como PCLD são aqueles que levantam dúvidas quanto à sua realização, quando não há expectativa
de recuperar os fundos, são reconhecidos como perda definitiva.
NOTA 10 – REMUNERAÇÃO ACIONÁRIA
Os valores abaixo referem-se a dividendos e juros sobre capital próprio a receber, líquidos de imposto retido na fonte, quando
aplicável, resultantes de investimentos permanentes mantidos pela Companhia.
31/12/2012
CTEEP .................................................................................
CEMAR ...............................................................................
Outros ...................................................................................
31/12//2011
—
25.491
93.299
79.644
15.706
102.513
118.790
197.863
NOTA 11 – IMPOSTOS A RECUPERAR E IMPOSTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS – ATIVOS
I.
Impostos a recuperar:
31/12//2012
Ativo circulante:
Imposto de renda – fonte........................................
PIS/PASEP/COFINS compensáveis......................
ICMS a recuperar...................................................
Outros.....................................................................
Ativo não circulante::
ICMS a recuperar......................................................
PIS/COFINS a recuperar ..........................................
F-54
31/12//2011
1.071.204
113.427
21.659
185.592
893.706
80.433
17.150
113.033
1.391.882
1.104.322
1.091.949
842.871
1.655.413
775.348
1.934.820
2.430.761
II.
Imposto de Renda e Contribuição Social:
31/12/2012
31/12/2011
Ativo circulante:
Antecipações de IRPJ e CSLL ...........................................
1.418.252
843.022
4.996.806
3.343.525
Ativo não circulante:
IRPJ/CSLL Diferidos ...............................................
F-55
III.
Composição de imposto e contribuição social deferidos:
31/12/2012
Diferenças temporárias de IRPJ/CSLL:
Variação Cambial Passiva..............................................
Provisão de Juros sobre o capital próprio......................
Provisão para Contingências..........................................
Provisão de créditos de liquidação duvidosa..................
Provisão p/ ajuste ao valor de mercado..........................
Provisões Operacionais..................................................
Ajuste da Lei 11.638/2007- RTT (IFRS).......................
Outros.............................................................................
31/12/2011
386.223
147.547
941.128
483.520
148.253
2.265.844
311.286
313.005
530.647
331.290
782.587
191.824
187.617
404.077
436.295
479.188
4,996,806
3,343,525
IV – ICMS, PIS/PASEP e COFINS Recuperáveis na Compra de Combustível
Esses valores estão registrados no ativo não-circulante nas linhas de PIS e COFINS a recuperar e ICMS a recuperar.
A Empresa espera realizar estas reivindicações, e, de acordo com o §8º da Lei 12.111/2009, taxas e contribuições serão reembolsadas
ao CCC quando realizadas, mantendo, assim um passivo de igual valor sob Obrigações de Ressarcimento.
V – Inconstitucionalidade de PIS/PASEP e COFINS
O Supremo Tribunal Federal–- STF declarou a inconstitucionalidade do §1º do artigo 3º da Lei n º 9.718/98, que ampliou a base de
cálculo do PIS/PASEP e COFINS e criou, na época, um novo conceito de faturamento, que, em seguida, cobriu o total de receitas
auferidas pela pessoa jurídica, independente do tipo de atividade e classificação contábil adotada. Tal disposição não tinha qualquer
fundamento constitucional para apoiá-la, sendo, posteriormente, objeto de emenda constitucional.
Com base no Código Tributário Nacional – CTN, as empresas do Sistema Eletrobras buscam o reconhecimento de seus direitos de
crédito e o reembolso do montante pago em excesso como resultado do aumento inconstitucional destas bases de cálculo sobre as
contribuições. Até a conclusão destas demonstrações financeiras, não houve uma decisão final sobre tal questão.
A Empresas do Sistema Eletrobras têm, portanto, o potencial de créditos tributários de PIS/PASEP e COFINS, que ainda estão sendo
determinados e, portanto, não são reconhecidas nestas Demonstrações Financeiras, uma vez que a declaração de inconstitucionalidade
somente beneficia as empresas que são requerentes dos recursos julgados extraordinário.
NOTA 12 – DIREITOS DE REEMBOLSO
31/12/2012
a. CCC de Sistemas Isolados…………….....................
b. Energia nuclear.........................................................
Ativo circulante
Ativo não circulante
31/12/2011
7.435.134
581.095
3.583.490
—
8.016.229
3.583.490
7.115.200
901.029
3.083.157
500.333
8.016.229
3.583.490
a) Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) de sistemas isolados
A Lei nº 12.111/2009 e o Decreto nº 7.246/2010 alteraram o sistema de subsídio da geração de energia elétrica em sistemas isolados.
A subvenção CCC, que só subsidiava os custos de combustível, agora reembolsa a diferença entre o custo total da geração de energia
elétrica e a valorização da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio de potência e energia comercializadas no
Ambiente de Contratação Regulada – ACR, do Sistema Interligado Nacional – SIN.
Os seguintes custos são incluídos no custo total da geração de energia elétrica em sistemas isolados:
F-56
i.
aquisição de energia e de potência associada;
ii.
geração própria para atender a distribuição de energia elétrica;
iii.
taxas e impostos, e
iv.
investimentos.
Outros custos relacionados aos serviços de energia elétrica prestados em sistemas isolados nas regiões remotas, caracterizada por uma
alta distribuição de consumidores e ausência de economia de escala, também estão incluídos no custo total de geração.
Refere-se aos valores recebidos da CCC (partes com antecedência) nos respectivos períodos. Uma vez que os regulamentos da
ANEEL referentes à Lei nº 12.111/2009 ainda não estão totalmente estabelecidos, os valores efetivamente recebidos não estão
anulando os Ativos, então foi criada uma rubrica Passivo Circulante denominada Obrigações de Ressarcimento. Com isso, a empresa
tem a receber de R$7.435.134 (R$3.583.490 em 31 de dezembro de 2011) e um passivo de R$ 7.789.757 (R$3.431.228 em 31 de
dezembro de 2011) como reembolso de obrigações.
b) Energia nuclear
Nos termos do parágrafo 4º do artigo 12 da Lei 12.111/2009, e art. 2º da Resolução Homologatória 1406 pela ANEEL, em 21 de
dezembro de 2012, a diferença observada entre 2010 e 2012, entre a variação da taxa cobrada pela ELETRONUCLEAR e tarifa de
referência (definida no §1º do referido Ato) a ser transferida para FURNAS será rateada pelos serviços públicos atendidos pela
repartição do Leilão de Compra de Energia de Empreendimentos Existentes em 7 de dezembro de 2004, na proporção das quantidades
atendidas no contrato com início de suprimento em 2005. Consequentemente, a Companhia tem o direito de reembolso de R$581.095
em dezembro de 2012, com uma receita de compensação de fornecimento de energia.
De acordo com as disposições do parágrafo 1º da Resolução 1.406/2012 da ANEEL, esse montante será pago mensalmente pelas
concessionárias à ELETRONUCLEAR nos anos de 2013 a 2015.
NOTA 13 – ESTOQUE DE COMBUSTÍVEL NUCLEAR
Abaixo, uma análise do inventário de combustível nuclear a longo prazo destinado para as operações das usinas termonucleares UTN
Angra I e UTN Angra II:
31/12/2012
CIRCULANTE
Elementos prontos ................................................................
NÃO CIRCULANTE
Elementos prontos ................................................................
Concentrado de urânio ................................................
Em curso - combustível nuclear ...........................................
31/12/2011
360.751
388.663
360.751
388.663
143.116
109.153
229.226
133.894
130.575
171.164
481.495
435.633
842.246
824.296
Os estoques são demonstrados ao custo ou valor líquido de realização, dos dois o menor, divididos da seguinte forma:
a) Concentrado de urânio e obras em andamento (para transformar o concentrado de urânio em elementos de combustível nuclear) são
registrados pelos seus custos de aquisição;
b) Elementos combustíveis nucleares – estes estão disponíveis no núcleo do reator e os estoques de Piscina de Combustível Irradiado –
SFP, e apropriadas ao resultado do exercício tendo em vista a sua utilização no processo de geração de energia elétrica;
c) Almoxarifado, classificados no ativo circulante e registrados pelo custo médio de aquisição, que não deve exceder o valor de
mercado.
NOTA 14 – ADIANTAMENTOS PARA FUTURO AUMENTO DE CAPITAL
F-57
A Companhia informa, em ativos não-circulantes, as quantias correspondentes aos adiantamentos para futuro aumento de capital nas
investidas:
31/12/2012
Não Circulante .....................................................................
31/12/2011
4.000
4.000
31/12/2012
31/12/2011
NOTA 15 – INVESTIMENTOS
Avaliados por Equivalência Patrimonial
Celpa ..................................................................................
CEEE-GT ...........................................................................
Cemat .................................................................................
Emae ..................................................................................
CTEEP ...............................................................................
Cemar .................................................................................
Lajeado Energia .................................................................
Ceb Lajeado .......................................................................
Paulista Lajeado .................................................................
CEEE-D .............................................................................
Águas da Pedra...................................................................
Amapari ..............................................................................
SUBTOTAL .......................................................................
94.673
738.009
420.787
263.331
753.358
411.463
540.819
79.672
27.425
343.875
176.504
39.191
171.370
701.628
436.150
312.150
653.280
323.433
532.459
76.155
27.654
391.988
157.112
34.105
3.889.107
3.817.484
3.889.107
3.817.484
112.012
124.380
232.140
713.398
82.070
24.159
30.201
38.575
6.206
35.207
18.556
21.738
36.457
20
102
156.156
150.432
203.580
182.640
812.853
77.215
54.854
22.607
50.546
6.485
76.491
20.552
21.738
44.327
20
102
139.638
1.631.378
1.864.078
5.520.484
5.681.562
Mantidos a Valor Justo
Celesc .................................................................................
Cesp....................................................................................
Coelce.................................................................................
AES Tietê ...........................................................................
Energisa ..............................................................................
CELPE ...............................................................................
CGEEP ...............................................................................
COPEL ...............................................................................
CEB ....................................................................................
AES Eletropaulo.................................................................
Energias do Brasil ..............................................................
Tangara...............................................................................
CPFL Energia .....................................................................
CEA....................................................................................
CER ....................................................................................
Outros .................................................................................
SUBTOTAL .......................................................................
Provisão para perdas em investimentos ..............................
TOTAL .....................................................................
(122.185)
5.398.299
(171.370)
5.510.192
Tendo em vista o processo de reorganização da investida Celpa e a incerteza resultante sobre sua capacidade de continuar a ser uma
preocupação constante, a Companhia reconheceu uma reserva para perdas de todo o investimento na Celpa no valor de R$94.673 (31
de dezembro de 2011 – R$143.857), e para perda dos valores dos dividendos declarados e não pagos até 31 de dezembro de 2012no
F-58
montante de R$27.513 (31 de dezembro de 2011 – R$27.513), ambas as prestações restritas à participação da Companhia no capital
social da Celpa de 34, 24 %.
15.1 – Provisões para perdas em investimentos
231/12/2012
CELPA .................................................................................
31/12/2011
122.185
171.370
122.185
171.370
15.2 – Reajustes de políticas contábeis em associadas
31/12/2012
CEMAT ..............................................................................
CTEEP ...............................................................................
CEEE-GT ...........................................................................
CEEE-D .............................................................................
31/12/2011
86.464
1.047.648
—
—
86.464
956.630
4.961
7.539
1.134.112
1.055.594
A Companhia, na preparação das demonstrações financeiras consolidadas, fez ajustes nos lucros das investidas a fim de padronizar as
práticas contábeis destas empresas com as da Companhia. A maioria destes ajustes ocorreram nas políticas contabilísticas para o
fornecimento de créditos de liquidação duvidosa, previdência privada e estimativas de valor presente de ativos de longo prazo.
15.3 – Informações sobre o valor de mercado e receita da investida
EMPRESA DE CAPITAL ABERTO
Valor de Mercado (*)
Empresas de capital aberto
Método de Avaliação
CEEE-D ...................................................
Equivalência
Patrimonial
CEEE-GT .................................................
Equivalência
Patrimonial
CELPA .....................................................
Equivalência
Patrimonial
CEMAR ...................................................
Equivalência
Patrimonial
CEMAT ...................................................
Equivalência
Patrimonial
CTEEP .....................................................
Equivalência
Patrimonial
EMAE ......................................................
Equivalência
Patrimonial
CELESC ..................................................
Valor de Mercado
CESP ........................................................
Valor de Mercado
COELCE ..................................................
Valor de Mercado
AES Tiete .................................................
Valor de Mercado
CGEEP - DUKE ......................................
Valor de Mercado
ENERGISA S.A.......................................
Valor de Mercado
CELGPAR ...............................................
Valor de Mercado
CELPE .....................................................
Valor de Mercado
COPEL .....................................................
Valor de Mercado
CEB..........................................................
Valor de Mercado
AES Eletropaulo ......................................
Valor de Mercado
CPFL Energia ..........................................
Valor de Mercado
Energias do Brasil ....................................
Valor de Mercado
Participação
2012
Receita Operacional Líquida
2011
2012
2011
32,59%
244.628
315.468
2.188.950
2.028.501
32,59%
268.884
329.138
952.863
762.484
34,24%
23.613
177.667
Não divulgado
2.433.800
33,55%
534.769
140.094
Não divulgado
1.912.105
40,92%
206.254
290.582
2.344.799
2.009.768
35,23%
1.846.752
3.093.881
2.818.988
2.900.805
39,02%
10,75%
2,05%
7,06%
7,94%
0,47%
2,90%
0,07%
1,56%
0,56%
3,29%
1,25%
0,31%
0,18%
106.681
141.779
153.571
226.711
713.399
30.162
77.740
391
35.212
37.856
6.000
35.206
36.456
18.556
99.040
150.431
203.581
182.639
812.853
22.607
77.215
322
54.853
50.546
6.485
76.491
44.327
20.552
Não divulgado
Não divulgado
Não divulgado
Não divulgado
2.112.435
Não divulgado
2.919.079
Não divulgado
3.546.861
8.532.277
Não divulgado
9.959.198
15.055.147
6.567.283
164.093
4.191.414
2.957.525
2.627.212
1.885.956
958.003
2.426.613
2.211.465
2.914.113
7.776.165
1.377.619
9.835.578
12.764.028
5.401.662
F-59
(*)
Com base na cotação das ações em 31 de dezembro.
F-60
EMPRESA PRIVADA
Valor de Mercado
Empresas de capital fechado
Método de Avaliação
Guascor ...........................................
Valor de mercado
EATE ..............................................
Vendida em 2011
TANGARÁ .....................................
Valor de mercado
CDSA ..............................................
Valor de mercado
CEA ................................................
Valor de mercado
CERR ..............................................
Valor de mercado
Ceb Lajeado ....................................
Equivalência
Patrimonial
Lajeado Energia ..............................
Equivalência
Patrimonial
Paulista Lajeado ..............................
Equivalência
Patrimonial
Brasventos Eolo ..............................
Equivalência
Patrimonial
Rei Dos Ventos 3 ............................
Equivalência
Patrimonial
Brasventos Miassaba 3 ....................
Equivalência
Patrimonial
Baguari ............................................
Equivalência
Patrimonial
Águas da Pedra ...............................
Equivalência
Patrimonial
Chapecoense ...................................
Equivalência
Patrimonial
Amapari ..........................................
Equivalência
Patrimonial
Participação
2012
Receita Operacional Líquida
2011
2012
2011
4,41%
Não divulgado
3.300 Não divulgado
25,47%
0,13%
0,03%
0,01%
19.932
367
26
18
21.738
11.802
20
102
40,07%
58.364
58.364
110.661
97.114
40,07%
303.276
303.276
518.859
485.622
40,07%
22.532
22.532
47.829
42.207
49,00%
Não divulgado
2.232
—
—
49,00%
Não divulgado
2.196
—
—
49,00%
Não divulgado
3.335
—
—
30,61%
Não divulgado
82.172
13.249
12.308
49,00%
89.796
125.089
165.080
171.012
40,00%
Não divulgado
57
229.767
453.825
49,00%
39.190
27.997
35.200
37.924
Não divulgado
Não divulgado
Não divulgado
Não divulgado
Não divulgado
Não divulgado
Não divulgado
Não divulgado
Não divulgado
700.689
I –Empresas Subsidiárias de Distribuição:
a) Distribuição Alagoas – Detém a concessão para distribuição de energia elétrica em todos os municípios do Estado de Alagoas pelo
Contrato de Concessão 07/2001-ANEEL, e assinou seu primeiro aditamento, respectivamente, em 15 de maio de 2005 e 08 de junho
de 2010, com validade até 07 de julho de 2015. Seu principal objetivo é projetar, construir e operar a prestação de serviços públicos
aos consumidores finais de energia elétrica. A subsidiária tem capital de giro líquido negativo de R39.531 (31 de dezembro de 2011 –
R$72.831) e perdas acumuladas de R$374.151 (31 de Dezembro de 2011 – R$290.323), e conta com o apoio financeiro da
Companhia.
b) Distribuição Rondônia – Detém a concessão para distribuição de energia elétrica em todos os municípios do Estado de Rondônia
pelo Contrato de Concessão 05/2001-ANEEL, e seus aditamentos concluíram, respectivamente, em 12 de Fevereiro de 2001 e 11 de
novembro de 2005, com vencimento para 7 de julho de 2015. Seu principal objetivo é projetar, construir e operar a prestação de
serviços públicos aos consumidores finais de energia elétrica. A investida tem de capital de giro líquida de R$24.541 e prejuízos
acumulados de R$1.190.628 (31 de Dezembro de 2011 – R$993.423), e conta com o apoio financeiro da Companhia.
c) Distribuição Piauí – Detém a concessão para distribuição de energia elétrica em todos os municípios do Estado do Piauí através do
Contrato de Concessão 04/2001, de 12 de fevereiro de 2001, com a ANEEL, com vencimento em 7 de julho de 2015. Sua principal
atividade é a distribuição de energia elétrica. A subsidiária tem capital de giro líquido negativo de R$54.248 (31 de dezembro de 2011
– R$8.322) e perdas acumuladas de R$999.171 (31 de Dezembro de 2011 – R$962.683), e conta com o apoio financeiro da
Companhia.
d) Amazonas Energia – Suas principais atividades são a geração, distribuição e comercialização de energia elétrica no Estado do
Amazonas. A Amazonas Energia tem geração própria (1.600,60MW) e complementa suas necessidades de assistência aos
consumidores através da compra de energia de produtores independentes. A subsidiária tem capital de giro líquido negativo de
R$1.949.330 (31 de dezembro de 2011 – R$1.000.238). Ela acumulou perdas de R$5.445.438 (31 de Dezembro de 2011 –
R$4.617.006), e conta com o apoio financeiro da Companhia.
e) Distribuição Roraima – Diretamente controlada pela Companhia desde o ano de 2012 (antes era uma subsidiária indireta cujo
acionista era a Eletronorte), que opera na cidade de Boa Vista, suas principais funções são a exploração dos serviços de eletricidade. A
F-61
Distribuição Roraima detém concessão através de Contrato 21/2001 – ANEEL, de 21 de Março de 2001 e 1º Aditamento datado em
14 de Outubro de 2005 para distribuição de energia elétrica em Boa Vista, em vigor até o ano 2015. A investida relata o capital
circulante líquido negativo de R$41.725 (31 de dezembro de 2011 – R$294.931) e perdas acumuladas de R$715.355 (31 de dezembro
de 2011 – R$590.033), e conta com o apoio financeiro da Companhia.
f) Distribuição Acre – Detém a concessão para distribuição e comercialização de todo o estado do Acre, através do Contrato de
Concessão 06/2001, celebrado com a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL em 12 de fevereiro de 2001, com vigência até
07 de julho de 2015. O fornecimento de energia elétrica para a capital, Rio Branco, e seis localidades conectadas ao Sistema Rio
Branco, é feito pela ELETRONORTE. O interior do Estado, desde 1999, através de um contrato de empréstimo, tem sido abastecido
pela GUASCOR do Brasil Ltda, como Produtor Independente de Energia – PIE, através da geração de Sistemas Isolados. Vale
ressaltar que o fornecimento de energia elétrica para todo o Estado é feito através de diesel de Usinas Termelétricas (100%). A
subsidiária relata o capital circulante líquido negativo de R$39.422 (31 de dezembro de 2011 – ganho de R$9.359) e perdas
acumuladas de R$306.761 (31 de Dezembro de 2011 – R$256.260), e conta com o apoio financeiro da Eletrobras.
II – Geração e transmissão nas Subsidiárias:
a) Eletrobras Termonuclear S.A. – subsidiária integral da Companhia, está envolvida na construção e operação de usinas nucleares, e
prestação de serviços de engenharia semelhantes, sob regulamentação e fiscalização da ANEEL. A Companhia vem trabalhando
basicamente nas atividades de operação das usinas Angra 1 e Angra 2, com potência nominal de 1.990 MW, bem como a usina Angra
3. A eletricidade gerada pela Companhia é fornecida exclusivamente à subsidiária FURNAS, por meio de um acordo de compra e
venda de energia elétrica
b) Eletrosul Centrais Elétricas S.A. – seu principal objetivo é a transmissão e geração de energia elétrica diretamente ou através da
participação em Sociedades de Propósito Específico. A Companhia realiza estudos, projetos, construção, operação e manutenção de
sistemas de transmissão e geração de energia, e essas atividades são regulamentadas. A Companhia detém uma participação de
controle das subsidiárias integrais Artemis, RS Energia e Porto Velho Transmissora, bem como o controle de Uirapuru.
c) Itaipu Binacional – entidade binacional que criou e rege, com igualdade de direitos e obrigações, o Tratado Internacional assinado
em 26 de abril de 1973, entre a República Federativa do Brasil e a República do Paraguai, com seu capital detido em partes iguais pela
Eletrobras e pela ANDE.
Sua finalidade é o uso dos recursos hídricos do rio Paraná, pertencente aos dois países como um condomínio, de Salto de Guaíra até a
foz do Rio Iguaçu, e a construção e operação de uma Central Hidrelétrica, com capacidade total de 12,6 milhões de kW disponíveis.
d) Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – concessionária de serviço público de energia elétrica, cujo objetivo é gerar, transmitir
e vender eletricidade. Seu sistema de geração é hidrotérmico, predominantemente em usinas hidrelétricas, responsável por uma
percentagem superior a 97% da sua produção total. O sistema de transmissão da Chesf é composto de 18.723km de linhas de
transmissão de operação de transmissão, dos quais 5.122km são circuitos de transmissão de 500kV, 12.792km 230kV dos circuitos de
transmissão, 809km são circuitos de transmissão de baixa tensão, 100 subestações com tensões superiores a 69kV e 762
transformadores efetivamente operando em todos os níveis de tensão, totalizando em uma capacidade de transformação de 44.181
MVA, além de 5.683km de cabos de fibra óptica.
e) Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – concessionária de serviço público de energia elétrica, controlada pela Companhia,
operando principalmente nos estados do Acre, Amapá, Amazonas, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia, Roraima e Tocantins. As
operações da Companhia com a geração de eletricidade incluem quatro usinas hidrelétricas, com capacidade instalada de 8.694,00MW
e 7 usinas com capacidade de 600,33 MW, totalizando uma capacidade instalada de 9.294,33MW. A transmissão de energia elétrica é
feita através de um sistema composto de 9.192,13km de linhas de transmissão, 43 subestações do Sistema Interligado Nacional - SIN,
695,89km de linhas de transmissão, 10 subestações no sistema isolado, totalizando 9.888,02km de linhas de transmissão e 53
subestações.
A Companhia detém uma participação de controle das subsidiárias Estação Transmissora de Energia S.A. e Rio Branco Transmissora
de Energia S.A., e participação acionária em várias Sociedades de Propósito Específico – SPE de geração e transmissão de energia
elétrica.
f) Furnas Centrais Elétricas S.A. – subsidiária da Companhia, envolvida na geração, transmissão e comercialização,
predominantemente na região abrangida pelo Distrito Federal e os Estados de São Paulo, Minas Gerais, Rio de Janeiro, Paraná,
Espírito Santo, Goiás, Mato Grosso e Tocantins, além da participação em Sociedades de Propósito Específico. Ela também atua como
agente de comercialização de energia elétrica, gerada pelas usinas Angra I e Angra II. O sistema de produção de eletricidade da
FURNAS é composto por oito usinas hidrelétricas de propriedade exclusiva, 2 em parceria com o setor privado, com uma capacidade
instalada de 8.662MW, e 2 usinas com 796MW de capacidade, totalizando 9.458MW.
III – Outras Empresas
F-62
a) Companhia Energética do Maranhão – concessionária do serviço público de energia elétrica, visando a concepção, construção e
operação dos sistemas de sub-transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica.
A empresa detém a concessão para distribuir energia elétrica em 217 municípios do Estado do Maranhão, regulada pelo Contrato de
Concessão nº 60, de 28 de agosto de 2000, assinada com a ANEEL, que permanece em vigor até agosto de 2030, com possibilidade de
prorrogação por um período de mais 30 anos.
b) Eletrobras Participações S.A. – controlada pela Companhia, e seu objeto social é a participação em capital social de outras
empresas.
c) Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT – uma sociedade anônima de capital aberto, cujo
controle acionário é o Estado do Rio Grande do Sul, através da Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE-Par, que detém 65,
92% do seu capital total. O objetivo da concessionária é explorar a produção de energia elétrica e sistemas de transmissão.
d) Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D – uma sociedade anônima de capital aberto, cujo controle
acionário é do Estado do Rio Grande do Sul, através da Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE-Par, que detém 65, 92% do
seu capital total. A Concessionária está envolvida na distribuição de energia elétrica em 72 municípios do Rio Grande do Sul,
atendendo a aproximadamente 1,5 milhões de unidades consumidoras.
e) Companhia Transmissão de Energia Elétrica Paulista – empresa de capital aberto autorizada a operar como empresa de eletricidade
de serviços públicos, tendo como principais atividades o planejamento, a construção e a operação dos sistemas de transmissão de
energia elétrica.
f) Centrais Elétricas do Pará S.A. – empresa de capital aberto tendo como acionista controlador a Equatorial Energia SA, que atua na
distribuição e geração de energia elétrica no Estado do Pará, atendendo a consumidores em 143 municípios. De acordo com o Contrato
de Concessão 182/1998, assinado em 28 de julho de 1998, o período de concessão é de 30 anos, com vencimento em 28 de julho de
2028, renovável por igual período. Além do acordo de distribuição, a Companhia possui um Contrato de Concessão de Geração
181/98 de 34 usinas termelétricas, sendo 11 próprias e 23 de terceiros, para explorar a geração de energia elétrica, por um prazo de 30
anos, com vencimento em 28 de julho de 2028, renovável por igual período. A subsidiária apresentava, em 30 de junho de 2012
(últimos dados divulgados), capital de giro líquido negativo de R$1.686.894 (31 de dezembro de 2011 - R$1.191.873).
Conforme anunciado ao mercado no Fato Relevante publicado em 28 de fevereiro de 2012, a subsidiária, nos termos da Instrução do
CMN 358/2002, informou que entrou com pedido de reorganização perante os tribunais da Capital do Estado do Pará, nos termos dos
artigos 47, seguindo a Lei 11.101/2005, com o objetivo de ajudar a superar a situação de crise econômico-financeira, a fim de permitir
a fonte de produção continuada, o emprego dos trabalhadores e os juros dos credores, promovendo, assim, a preservação da empresa,
sua função social e estimulando a atividade econômica. O pedido de falência foi concedida em 29 de fevereiro de 2012.
Todos os créditos existentes contra a investida até a data do ajuizamento do pedido, ainda que não vencidos, ressalvadas as exceções
legais, estão sujeitos à recuperação judicial, nos termos do artigo 49 da Lei 11.101/2005, e deverão ser pagos nos termos do plano de
recuperação judicial. Em 01 de setembro de 2012 a CELPA divulgou ao mercado que, em assembleia geral de credores, foi aprovado
o plano de recuperação judicial da Companhia.
Por meio de anuncio de Fato Relevante publicado em 01 de novembro de 2012 a CELPA informou aos acionistas e ao público em
geral que nos termos do Contrato de Compra e Venda de Ações e Outras Avenças celebrado entre Equatorial Energia S.A. e seus
controladores, Rede Energia S.A. e QMRA Participações S.A., com a interveniência da Companhia e Jorge Queiroz de Moraes Junior,
que após a aprovação pela ANEEL e pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica - CADE, foi concluída a venda, pelo valor
total de R$ 1,00 (um real), de 39.179.397 ações de emissão da Companhia detidas por seus controladores, correspondentes a 65.18%
(sessenta e cinco inteiros e dezoito centésimos por cento) do capital votante e 61.37% do capital social total da Companhia.
g) Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. - a concessionária de um complexo hidro energético localizado no Alto Tietê,
sediado na Usina Hidroelétrica Henry Borden. A EMAE possui ainda a UHE Rasgão e a UHE Porto Góes, ambas no Rio Tietê. No
Vale do Paraíba, município de Pindamonhangaba, está instalada a UHE Isabel, atualmente fora de operação.
h) Lajeado Energia S.A. - companhia de capital fechado, controlada da EDP Energias do Brasil S.A., tem como principal objeto social
a geração e comercialização de energia elétrica. A Companhia detém 73% do capital total da Investco S.A., que tem como objeto
principal a exploração da UHE Luís Eduardo Magalhães e Sistema de Transmissão Associado, no Estado do Tocantins, nos termos do
Contrato de Concessão de Uso de Bem Público 05/97 – ANEEL, com vigência até 2033.
i) Centrais Elétricas Mato-grossenses S.A. - sociedade por ações de capital aberto, sob o controle acionário da Rede Energia S.A.,
atuando na área de distribuição de energia elétrica, além da geração própria energia através de usinas térmicas para o atendimento a
sistemas isolados em sua área de concessão que abrange o Estado de Mato Grosso, atendendo consumidores em 141 municípios.
Conforme Contrato de Concessão de 03/1997, assinado em 11 de dezembro de 1997, o prazo de concessão é de 30 anos, com
F-63
vencimento em 11 de dezembro de 2027, renovável por igual período. Além do contrato de distribuição, a Companhia possui Contrato
de Concessão de Geração 04/1997, de 7 Usinas Termelétricas com suas respectivas subestações associadas, com vencimento em 10 de
dezembro de 2027 (vide nota 2). A investida apresentava em 31 de dezembro de 2012 capital circulante líquido negativo de R$
438.922 (31 de dezembro de 2011 – R$ 82.136).
j) Norte Energia S.A. – sociedade de propósito específico, de capital fechado, com propósito de conduzir todas as atividades
necessárias à implantação, operação, manutenção e exploração da Usina Hidrelétrica de Belo Monte (UHE Belo Monte), no rio Xingu,
localizada no Estado do Pará e das instalações de transmissão de interesse restrito à central geradora. A Companhia detém 49% do
capital social da Norte Energia. Essa investida vem despendendo quantias significativas em custos de organização, desenvolvimento e
pré-operação, os quais, de acordo com as estimativas e projeções, deverão ser absorvidos pelas receitas de operações futuras. A
investida necessitará de recursos financeiros dos seus acionistas e de terceiros em montante significativo, para a conclusão de sua
Usina Hidrelétrica.
k) Madeira Energia S.A. – sociedade anônima de capital fechado, constituída em 27 de agosto de 2007, e tem por objetivo a
construção e exploração da Usina Hidrelétrica Santo Antônio localizada em trecho do Rio Madeira, município de Porto Velho, Estado
de Rondônia, e do seu Sistema de Transmissão Associado. A Companhia detém 39% do capital social da Madeira Energia. A
investida está incorrendo em gastos de constituição relacionados com o desenvolvimento de projeto para construção da Usina
Hidrelétrica Santo Antônio, os quais, de acordo com as projeções financeiras preparadas pela sua administração, deverão ser
absorvidos pelas receitas futuras das operações. Em 31 de dezembro de 2012, a investida apresentava capital de giro líquido negativo
de R$ 1.166.329 (31 de dezembro de 2011 - R$ 1.279.002).
A investida tem apresentado dificuldades de captação e renovação de seus empréstimos e financiamentos o que vem resultando em
dificuldades de liquidar o serviço da dívida, a sua amortização e liquidação de outros compromissos operacionais de curtíssimo prazo.
Conforme comunicado ao mercado em anúncio de Fato Relevante publicado em 31 de agosto de 2012, a ANEEL decretou intervenção
na CEMAT, a qual é regida pela Medida Provisória 577, publicada em 30 de agosto de 2012. Adicionalmente a Companhia divulgou
ao mercado em 19 de dezembro de 2012 a postergação do pagamento de juros sobre capital próprio declarados na Assembléia Geral
Ordinária realizada em 30 de abril de 2012. Este pagamento está suspenso até que seja restabelecida a capacidade financeira da
Companhia.
IV – Sociedades de Propósito Específico
Ao longo dos últimos anos, as Empresas do Sistema Eletrobras firmaram investimentos em parcerias em projetos com a iniciativa
privada, onde a Companhia figura como acionista não controlador, detendo ações preferenciais. Estes empreendimentos têm como
objeto a atuação na área de geração e transmissão de energia elétrica, cujos valores aportados estão classificados no Ativo –
Investimentos.
No mesmo sentido, tendo em vista as necessidades de expansão dos investimentos no Setor Elétrico, as empresas controladas pela
Companhia participam, também de forma minoritária, com ações ordinárias, em diversas empresas de concessão de serviços de
energia elétrica, classificados em Ativo – Investimentos. Os investimentos mais relevantes com participação da Companhia e suas
controladas em sociedades de propósito específico são os seguintes:
1 – Sistema de Transmissão Nordeste – STN
Parceiros – 1 – Chesf 49%; 2 – Alusa 51%
Objeto – LT 500 Hv, 546 vKm – Teresina/Fortaleza – em operação
2 – Artemis Transmissora de Energia
Parceiro – Eletrosul 100%
Objeto- LT 525 Km – Salto Santiago /Cascavel – em operação
3 – Empresa Transmissora do Alto Uruguai – ETAU
Parceiros – 1 – Eletrosul 24,4%; 2 – Terna Participações 52,6%; 3 – DME Energética 10%; 4 – CEEE-GT 10%
Objeto – LT 230 Kv, 187 Km – Campos Novos /Santa Marte – em operação
4 – Enerpeixe S.A.
Parceiros – 1 – Furnas 40%; 2 – EDP 60%
F-64
Objeto – UHE Peixe Angical 452 MW – em operação
5 - Manaus Construtora Ltda.
Parceiros – 1 – Eletronorte 30,0%; 2 – Chesf 19,5; 3 - Abengoa Holding 50,5%
Objeto – LT 500KV Oriximá/Cariri, SE Itacoatiara 500/138KV e SE 500/230KV – em operação
6 - Uirapuru Transmissora de Energia
Parceiros – 1 – Eletrosul 75%; 2 – Elos 25%
Objeto – LT 525KV, Ivaiorã/Londrina
7 - Energia Sustentável do Brasil
Parceiros – 1 – Chesf 20%; 2 – Eletrosul 20%; 3 – Energy South America Participações LTDA 10,1%; 4 – Camargo Correa
Investimentos em Infraestrutura S.A. 9,9%
Objeto – UHE Jirau, com 3.300 MW – entrada em operação prevista para 2013
8 - Norte Brasil Transmissora de Energia
Parceiros – 1 – Eletrosul – 24,5%; 2 – Eletronorte 24,5%; 3 – Andrade Gutierrez Participações 25,5%; Abengoa Concessões Brasil
Holding S.A. – 25,5%
Objeto – LT Porto Velho/Araraquara, trecho 02, 600KV
9 – Estação Transmissora de Energia
Parceiro – Eletronorte 100%
Objeto - Estação Retifiicadora - corrente alternada/corrente contínua, e Estação Inversora - corrente contínua/corrente alternada,
600/500 KV - 2950 MW
10 - Porto Velho Transmissora de Energia
Parceiro – Eletrosul 100%
Objeto – LT Porto Velho (RO), Subestação Coletora Porto Velho (RO), em 500/230 KV, e duas estações Conversoras CA/CC/CA
Back-to-Back, em 400 MW
11 - Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia
Parceiros – 1 – Eletronorte 49%; 2 – Bimetal 24,50%; 3 – Alubar 13,25%; 4 – Linear 13,25%
Objeto - 2 linhas de transmissão em 230 KV, Coxipó / Cuiabá, com extensão de 25 km e Cuiabá / Rondonópolis, com extensão de 168
km – em operação
12 - Intesa - Integração Transmissora de Energia
Parceiros – 1 – Chesf 12%; 2 – Eletronorte 37%; 3 – FIP 51%
Objeto - LT 500kV, no trecho Colinas/ Serra da Mesa 2, 3º circuito – em operação
13 – Energética Águas da Pedra
Parceiros – 1 – Chesf 24,5%; 2 – Eletronorte 24,5%; 3 – Neoenergia S.A. 51%
Objeto – UHE Rio Aripuanã 261KW – em operação
14 – Amapari Energia
Parceiros – 1 – Eletronorte 49%; 2 – MPX Energia 51%
F-65
Objeto – UTE Serra do Navio 23,33MW
15 - Brasnorte Transmissora de Energia
Parceiros - 1 – Eletronorte 49,71%; 2 – Terna Participações 38,70%; 3 – Bimetal Ind. e Com. de Produtos Metalúrgicos LTDA
11,62%
Objeto – LT Juba/Jauru 230 KV, com 129 Km de extensão; LT Maggi/Nova Mutum 230 KV, com 273 Km de extensão; SE Juba,
230/130 KV e SE Maggi, 230/138 KV
16 - Manaus Transmissora de Energia
Parceiros – 1 – Eletronorte 30%; 2 – Chesf 19,50%; 3- Abengoa Concessões Brasil Holding 50,50%
Objeto - LT Oriximiná/Itacoatiara, circuito duplo, 500KV, com extensão de 374 KM, LT Itacoatiara/Cariri, circuito duplo 500KV,
com extensão de 212 Km, Subestação Itacoatiara em 500/230 KV, 1.800MVA.
17 – Transleste
Parceiros – 1 - Furnas 24%; 2 – Alusa 41%; 3 – Cemig 25%; 4 – Orteng 10%
Objeto LT Montes Claros/Irapé, 345 kV – em operação
18 - Transudeste
Parceiros – 1 – Furnas 25%; 2 – Alusa 41%; 3 – Cemig 24%; 4 – Orteng 10%
Objeto - LT Itutinga/ Juiz de Fora, 345 kV – em operação
19 – Transirapé
Parceiros – 1 – Furnas 24,50%; 2 – Alusa 41%; 3 – Cemig 24,50%; 4 – Orteng 10%
Objeto - LT Irapé / Araçuaí, 230 kV – em operação
20 – Chapecoense
Parceiros – 1 – Furnas 49%; 2 - CPFL 51% (Consócio Chapecoense 40% e CEEE-GT 9%)
Objeto – UHE Foz do Chapecó, Rio Uruguai, 855MW – em operação
21 - Serra do Facão Energia
Parceiros - 1 – Furnas 49,47%; 2 - Alcoa Alumínio S.A. 34,97%, 3 - DME Energética S.A 10,09% e 4 - Camargo Corrêa Energia S.A.
5,46%.
Objeto - UHE Serra do Facão, 212,58 MW – em operação
22 - Retiro Baixo
Parceiros – 1 - Furnas 49%; 2 – Orteng 25,5%; 3 – Logos 15,5%; 3 – Arcadis Logos 10%
Objeto - UHE Retiro Baixo, 82 MW – em operação
23 - Baguari Energia
Parceiros – 1 – Furnas 30,61%; 2- Cemig 69,39%
Objeto - UHE Baguari, 140 MW – em operação
24 - Centroeste de Minas
Parceiros – 1 – Furnas 49%; 2 – Cemig 51%
F-66
Objeto - LT Furnas/Pimenta (MG), 345 kV – em operação
25 – Santo Antonio Energia
Parceiros – 1 - Furnas 39%; 2 - Odebrecht Investimentos 17,6%; 3 - Andrade Gutierrez Participações 12,4%; 4 – Cemig 10%; 5 Fundos de Investimentos e Participações da Amazônia 20%; 6 - Construtora Norberto Odebrecht (1%).
Objeto - UHE Santo Antônio
26 - IE Madeira
Parceiros – 1 – Furnas 24,50%; 2 – Chesf 24,50%; 3 – CTEEP 31%
Objeto - LT Coletora Porto Velho/Araraquara, trecho 01, com 2.950 Km
27 - Inambari
Parceiros – 1 – Furnas 19,60%; 2 – Eletrobras 29,40%; 3 – OAS 51%
Objeto – Construção UHE Inambari (Peru), e do sistema de Transmissão de uso exclusivo, interligando o Peru e Brasil, bem como a
importação e exportação de bens e serviços – em fase pré-operacional
28 – Transenergia
Parceiros – 1 – Furnas 49%; 2 – Delta 25,5%; 3 – J. Malucelli 25,5%
Objeto - construção, implantação, operação e manutenção de linha de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema
Elétrico Interligado Nacional Lote C
29 - Norte Energia S.A.
Parceiros – 1 – Eletrobras 15,00%; 2 – Chesf 15%; 3 - Eletronorte 19,98%; 4 - Petros 10%; 5 - Bolzano 10%; 6 – Outros 30,02%
Objeto – UHE Belo Monte, no rio Xingu
30 - Eólicas Junco I, Junco II, Caiçara I e Caiçara II
Parceiros: 1 - Chesf: 49%; 2 - Empresa francesa Votalia: 51%.
Objeto: Compra de energia proveniente de novos empreendimentos de geração eólica. As usinas Junco I e II, de 30 MW, cada, serão
construídas no município de Jijoca de Jericoacoara, e as usinas Caiçara I e II, de 30 MW e 21 MW, respectivamente, serão construídas
no município de Cruz, no Estado do Ceará e totalizarão 111 MW de potência instalada- fase pré-operacional.
31 - Extremoz Transmissora do Nordeste – ETN S.A
Parceiros: 1 - Chesf 49%; 2 - CTEEP: Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista: 51%.
Objeto: construção, montagem, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do Sistema
Interligado Nacional, especificamente a LT Ceará Mirim – João Câmara II, CS, em 500 kV, com 64 km; LT Ceará Mirim – Campina
Grande III, CS, em 500 kV, com 201 km; LT Ceará Mirim – Extremoz II, CS, em 230 kV, com 26 km; LT Campina Grande III –
Campina Grande II, CS, em 230 kV, com 8,5 km; LT Secc. J. Camara II/Extremoz/SE Ceará Mirim, CS, em 230 kV, com 6 km; LT
Secc. C. Grande II/Extremoz II, C1 e C2, CS, em 230 kV, com 12,5 km; SE João Câmara II, 500 kV; SE Campina Grande III, 500/230
kV; SE Ceará Mirim, 500/230 kV – fase pré-operacional.
32 - TDG – Transmissora Delmiro Gouveia S.A
Parceiros: 1 - Chesf: 49%; 2 - ATP Engenharia Ltda.: 51%.
Objeto: Construção, implementação, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica da linha de transmissão
São Luiz II, 230 Kv, com 156 Km de extensão – Maranhão, das subestações Pecém III em 500/230 Kv (3.600 MVA), e Aquiraz II, em
230/69 kV (450 MVA)- Ceará- em fase pré-operacional.
33 - Pedra Branca, São Pedro do Lago e Sete Gameleiras
F-67
Parceiros: 1 - Chesf: 49%; 2 - Brennand Energia 51%.
Objeto: Contratação, no ambiente regulado, de energia de fontes alternativas de geração, na modalidade por disponibilidade de
energia, capacidade para gerar 30,0 MW, cada, em fase pré-operacional.
34 - Interligação Elétrica Garanhuns S.A
Parceiros: 1 - Chesf: 49%; 2 - CTEEP: Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista 51%.
Objeto: Construção, montagem, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica, LT Luis Gonzaga –
Garanhuns, em 500 kV, com 224 km; LT Garanhuns – Campina Grande III, em 500 kV, com 190 km; LT Garanhuns – Pau Ferro, em
500 kV, com 239 km; LT Garanhuns – Angelim I, em 230 kV, com 13 Km; SE Garanhuns, 500/230 kV; SE Pau Ferro, 500/230 kV,
em fase pré-operacional.
35 - Rio Branco Transmissora de Energia S.A
Parceiros: 1 - Eletronorte: 100%.
Objeto: Construção, operação e manutenção das linhas de transmissão entre Porto Velho – Abunã e Abunã – Rio Branco, circuito 2,
com 230 kV e extensão de 487 Km, nos Estados de Rondônia e Acre- em operação.
36 - Cerro I, II e III
Parceiros: 1 - Eletrosul: 100%.
Objeto: Geração eólica, com capacidade instalada de 30MW cada, em operação.
37 - Chuí
Parceiros: 1 - Eletrosul: 49%; 2 - Rio Bravo Investimentos: 51%.
Objeto: Geração eólica, em fase pré-operacional.
38 - Livramento
Parceiros: 1 - Eletrosul: 49%; 2 - Rio Bravo Investimentos: 41%; 3 - Fundação Elos: 10%.
Objeto: Geração eólica, em fase pré-operacional.
39 - Santa Vitória do Palmar
Parceiros: 1 - Eletrosul: 49%; 2 - Rio Bravo Investimentos: 51%.
Objeto: Geração eólica, em fase pré-operacional.
40 - TSBE
Parceiros: 1 - Eletrosul: 80%; 2 - Copel: 20%.
Objeto: LT 230 Kv- Nova Santa Rita- Camaquã 3- LT 230 Kv Camaquã 3- Quinta; LT 525 Kv Salto Santiago- Itá; LT 525 Kv ItáNova Santa Rita, em fase pré-operacional.
41 - TSLE
Parceiros: 1 - Eletrosul: 51%; 2 - CEEE: 49%.
Objeto: LT 525 Kv Nova Santa Rita – Povo Novo; LT 525 Kv Povo Nova- Marmeleiro; LT 525 Kv Marmeleiro- Santa Vitória do
Palmar. Seccionamento da LT 230 Kv Camaquã 3. Em fase pré-operacional.
42 - Marumbi
Parceiros: 1 - Eletrosul: 20%; 2 - Copel: 80%.
F-68
Objeto: LT 525 Kv Curitiba – Curitiba Leste (PR). Em fase pré-operacional.
43 - RS Energia
Parceiros: 1 - Eletrosul: 100%.
Objeto: LT 525 Kv Campos Novos(SC) - Nova Santa Rita(RS). LT 230 Kv Monte Claro – Garibaldi (RS). Em operação.
44 - Costa Oeste
Parceiros: 1 - Eletrosul: 49%; 2 - Copel: 51%.
Objeto: LT 230 Kv Cascavel Oeste- Umuarama(PR). Em fase pré-operacional.
45 - Teles Pires Participações
Parceiros: 1 - Eletrosul: 24,70%; 2 - Neoenergia: 50,60%; 3- Furnas: 24,70%.
Objeto: Geração hidráulica, UHE Teles Pires, em fase de pré-operacional.
46 - Linha Verde Transmissora de Energia
Parceiro: 1 - Eletronorte: 49%; 2 - Abengoa Concessões Brasil Holding S.A.: 51%.
Objeto: LT Porto Velho - Samuel - Ariquemes - Ji-Paraná - Pimenta Bueno - Vilhena (RO), Jaurú (MT), com extensão de 987 Km,
230 kV.
47 - Transmissora Mato-grossense
Parceiro: 1 - Eletronorte: 49%; 2 - Alupar Investimentos S.A. - 46%; 3 - Mavi Engenharia e Construções Ltda. - 5%
Objeto: LT Jaurú - Cuiabá (MT), com extensão de 348 Km e SE Jaurú, com 500 kV.
48 - Construtora Integração
Parceiro: 1 - Eletronorte: 24,50%; 2 - Eletrosul: 24,50%; 3 - Abengoa Concessões Brasil Holding S.A.: 51%
Objeto: Empresa constituída para construção do empreendimento da Norte Brasil Transmissora de Energia S.A.
49 - Transorte
Parceiro: 1 - Eletronorte: 49%; 2 - Alupar Investimento S.A.: 51%
Objeto: LT Lechuga (AM) - Equador - Boa Vista (RR), com 500 kV.
50 - Brasventos Eolo Geradora Energia
Parceiro: 1 - Eletronorte: 24,50%; 2 - Furnas: 24,50%; 3 - J. Malucelli: 51%
Objeto: Parque Eólico Rei dos Ventos 1 com 48,6 MW de potência instalada, localizado no município de Galinhos, no Rio Grande do
Norte.
51 - Brasventos Miassaba 3 Geradora
Parceiro: 1 - Eletronorte: 24,50%; 2 - Furnas: 24,50%; 3 - J. Malucelli: 51%
Objeto: Parque Eólico Miassaba 3, com 50 MW de potência instalada, localizado no município de Macau, no Rio Grande do Norte.
52 - Rei dos Ventos 3 Geradora
Parceiro: 1 - Eletronorte: 24,50%; 2 - Furnas: 24,50%; 3 - J. Malucelli: 51%
F-69
Objeto: Parque Eólico Rei dos Ventos 3, com 48,6 MW de potência instalada, localizado no município de Galinhos, no Rio Grande do
Norte.
53 - Luziana – Niquelândia Transmissora
Parceiros: 1 - Furnas: 49%; 2 - State Grid Corporation of China: 51%.
Objeto: Instalações de transmissão compostas pela Subestação Niquelândia, em 230/69 kV - (3+1) x 10 MVA, e pela Subestação
Luziânia, em 500/138 kV - (3+1) x 75 MVA.
54 - Energia dos Ventos I a X
Parceiros: 1 - Furnas: 49%; 2 - Alupar 50,99%; 3 - Empresas detentoras do direito dos estudos: 0,01%.
Objeto: Concessão para implantação e exploração de 10 Centrais Geradoras Eólicas e respectivas instalações de transmissão. Centrais
de Geração Eólica, totalizando 230 MW instalados, municípios de Fortim e Aracatí - Ceará.
55 - Caldas Novas
Parceiros: 1 - Furnas: 49,90%; 2 - Desenvix: 25,5%; 3 - Santa Rita: 12,525%; CEL Engenharia: 12,525%.
Objeto: Instalações de Transmissão da Rede Básica, compostas pela Subestação Corumbá, em 345/138 kV – 150 MVA- Caldas Novas
– GO.
56 - Goiás Transmissão
Parceiros: 1 - Furnas: 49%; 2 - Desenvix: 25,5%; 3 - J. Malucelli Energia: 25,5%.
Objeto: Construção, montagem, operação e manutenção das linhas de transmissão Rio Verde Norte – Trindade; Trindade- Xavantes;
Trindade- Região Centro Oeste.
57 - Madeira Energia S.A
Parceiros: 1 - Furnas: 39%; 2 - Odebrecht Energia: 18,6%; 3 - Andrade Gutierrez Participações S.A.: 12,4%; 4- CEMIG: 10%; 5- FIP:
20%.
Objeto: Construção e operação da UHE Santo Antônio- Porto Velho- RO.
58 - MGE Transmissão
Parceiros: 1 - Furnas: 49%; 2 - Desenvix: 25,5%; 3 - J. Malucelli Energia: 25,5%.
Objeto: Construção, montagem, operação e manutenção das LTs Mesquita – Viana 2- Viana 2- Viana e da SE Viana 2.
NOTA 16 – IMOBILIZADO
Os itens do ativo imobilizado referem-se à infraestrutura para geração, de energia elétrica.
31/12/2012
Valor bruto
Depreciação
acumulada
Em serviço
Generação .....................................................................44.954.872
Administração .............................................................. 2.012.186
(17.166.530)
(1.093.267)
46.967.058
(18.259.797)
(-) Obrigações
vinculadas à
Concessão /
Impairment
Impairment
Valor líquido
(291.602)
—
(2.082.854)
—
25.413.886
918.919
(291.602)
(2.082.854)
26.332.805
Em curso
Generação .....................................................................19.196.699
Administração .............................................................. 1.877.598
—
—
—
—
—
—
19.196.699
1.877.598
21.074.297
—
—
—
21.074.297
68.041.355
F-70
(18.259.797)
(291.602)
(2.082.854)
47.407.102
31/12/2012
Valor bruto
Depreciação
acumulada
(-) Obrigações
vinculadas à
Concessão /
Impairment
Impairment
Valor líquido
31/12/2011
Valor bruto
Depreciação
acumulada
-) Obrigações
vinculadas à
Concessão /
Impairment
Impairment
Valor líquido
Em serviço
Geração ...........................................................................
560.323.895
Administração ................................................................. 2.272.380
(24.385.487)
(1.353.630)
(349.052)
(32.712)
(635.869)
—
34.953.487
886.038
62.596.275
(25.739.117)
(381.764)
(635.869)
35.839.525
Em serviço
Geração ...........................................................................16.906.190
Administração ................................................................. 469.146
—
—
—
—
—
—
16.906.190
469.146
17.375.336
—
—
—
17.375.336
79.971.611
(25.739.117)
(381.764)
(635.869)
53.214.861
Os bens que compõe o ativo imobilizado da Companhia, associados e identificados como ativos da concessão de serviço público, não
podem ser vendidos nem dados em garantias a terceiros.
As Obrigações Especiais correspondem a recursos recebidos de consumidores com o objetivo de contribuir na execução de projetos de
expansão necessários ao atendimento de pedidos de fornecimento de energia elétrica e são alocadas aos empreendimentos
correspondentes. Os ativos adquiridos com os correspondentes recursos são registrados no imobilizado da Companhia, conforme
disposições estabelecidas pela ANEEL. Em virtude de sua natureza essas contribuições não representam obrigações financeiras
efetivas, uma vez que não serão devolvidas aos consumidores.
F-71
Movimentação do imobilizado
Saldo em
31/12/2011
(Reclassificado)
Adições
Transferência
curso/serviço
Baixas
Depreciação
Efeitos da Lei nº
12.783/13
Saldo em
31/12/2012
Geração / Comercialização
Em serviço ...................................58.958.508
Depreciação
acumulada ............(24.185.487)
Em curso ......................................16.906.190
Arrendamento Mercantil .... 1.165.388
Provisão p/ ajustes valor
recuperação ativos impairment ..................... (836.208)
52.008.391
557.498
(94.027)
7.375.893
4.934.490
(323.001)
(4.439.013)
—
—
—
—
7.839.364
172.476
(156.493)
78.576
(206.722)
—
(846.511)
(1.131.149)
—
(1.586.847)
—
(46.616)
—
(20.457.903)
43.836.100
8.944.256
(17.166.530)
(439.649)
—
(400.135)
(1.633.463) (12.353.431)
19.196.699
1.118.772
(2.082.854)
44.902.188
Administração
Em serviço ................................... 2.272.380
Depreciação
acumulada ............(1.353.630)
Em curso ......................................
Outros
(209.789)
(58.499)
(9.366)
260.911
36.364
469.145
2.548.125
(334.125)
(87.054)
1.387.895
2.546.853
(283.003)
(109.189)
(-)Obrigações Especiais
Vinculadas à concessão
Reintegração
Acumulada .....................
14.053
Contribuições do Consumidor ..... (147.894)
Federal Government
Participação ............................. (47.584)
Doações e Subvenções p/
investimentos ..........................
8.094
—
—
(181.425)
TOTAL ........................................53.214.861
—
(27.546)
—
(27.546)
—
2.012.186
—
(1.093.267)
(718.493)
1.877.598
(718.493)
2.796.516
—
—
—
—
—
—
2.824
—
—
—
16.877
(147.894)
—
—
—
24
—
(47.560)
—
—
—
—
—
—
(113.044)
(113.044)
—
—
2.848
(113.044)
(291.602)
19
—
19
10.386.236
(110.527)
F-72
(1.240.339)
—
(1.658.161) (13.184.968)
19
47.407.102
Impactos da Lei 12.783/2013 na mutação do imobilizado de 2012
Geração ................................................................................
Reclassificação para indenizações a receber (projeto básico)
Ajuste ao Valor Novo de Reposição dos ativos indenizáveis
Ganho (perda) com indenizações das concessões prorrogadas
Reclassificação para ativo financeiro (modernizações e melhorias)
Parcela não recuperável de ativos - impairment ..................
Efeito total no imobilizado ..................................................
(13.184.968)
31/12/2012
Taxa média de
depreciação
Generação
Hidráulica .....................................................................
Nuclear .........................................................................
Térmica ........................................................................
Eólica............................................................................
Comercialização ...........................................................
2,39%
3,32%
2,61%
2,29%
7,85%
(5.954.768)
(2.825.060)
(1.802.402)
(1.483.540)
(1.119.198)
31/12/2011
Depreciação
acumulada
11.728.578
3.080.265
2.245.169
21.749
54.170
Taxa média de
depreciação
2,44%
3,30%
5,77%
17.129.931
Administração ..............................................................
6,92%
Total .............................................................................
1.129.866
7,46%
Concessões de Geração
Ativo Financeiro - Concessões Indenizáveis ...................
Ativo Financeiro Itaipu (item I) ......................................
1.353.630
18.259.797
25.739.117
31/12/2011
8.526.270
11.098.119
9.276.285
17.273.525
19.624.389
26.549.810
4.595.947
3.025.366
4.595.947
3.025.366
1.483.540
—
1.483.540
—
19.657.434
18.592.152
19.657.434
18.592.152
Total ................................................................................
45.361.310
48.167.328
Ativo Financeiro – Circulante .........................................
Passivo Financeiro – Circulante ......................................
Ativo Financeiro – Não Circulante .................................
579.295
(52.862)
44.834.877
2.017.949
—
46.149.379
Total ................................................................................
45.361.310
48.167.328
F-73
1.353.630
1.129.866
31/12/2012
Concessões de Distribuição
Ativo Financeiro - Concessões Indenizáveis ...................
19.856.370
2.501.816
2.027.301
—
—
24.385.487
NOTA 17 – ATIVO FINANCEIRO
Concessões de Transmissão
Ativo Financeiro Receita Anual Permitida......................
Ativo Financeiro - Concessões Indenizáveis ...................
Depreciação
acumulada
Impactos da Lei 12.783/2013 no ativo financeiro.
Geração ..................................................................................
Reclassificação do imobilizado para o ativo
1.483.540
financeiro (modernizações e melhorias) ..................
Efeito no ativo financei .......................................
1.483.540
Transmissão ...........................................................................
Reclassificação para indenizações a receber..........................
(8.133.025)
Ajuste ao Valor Novo de Reposição dos ativos
indenizáveis ......................................................................(331.602)
Ganho (perda) com indenizações das
(1.242.395)
concessões prorrogadas..................................
Parcela não recuperável de ativos
- impairment ......................................... (41.511)
Efeito no ativo financeiro ...................................
(9.748.533)
Distribuição ...........................................................................
Ajuste ao Valor Novo de Reposição dos ativos
indenizáveis ...................................................................... 359.182
Efeito no ativo financeiro ................................... 359.182
Efeito total no ativo financeiro ...........................
(7.905.811)
I – Ativo Financeiro de Itaipu
31/12/2012
31/12/2011
Contas a Receber .............................................................
Direito de Ressarcimento ................................................
Fornecedores de Energia - Itaipu.....................................
Obrigações de ressarcimento ...........................................
1.459.221
849.724
(734.252)
(1.627.555)
2.278.404
611.508
(586.994)
(1.404.965)
Total ativo (passivo) circulante .......................................
(52.862)
Contas a Receber .............................................................
Direito de Ressarcimento ................................................
Obrigações de ressarcimento ...........................................
894.847
4.919.758
(2.999.085)
139.563
3.936.511
(2.352.065)
2.815.520
1.724.009
15.753.106
56.756
14.931.693
50.557
15.809.862
14.982.250
862.196
222.718
797.093
190.847
1.084.914
987.940
Total ativo não circulante ................................................
19.710.296
17.694.198
Total do ativo financeiro de Itaipu consolidado ..............
19.657.434
18.592.152
Imobilizado Itaipu..................................................
Geração
Em serviço....................................................
Em curso ......................................................
Administração
Em serviço....................................................
Em curso ......................................................
F-74
897.953
Os efeitos da constituição do ativo financeiro Itaipu estão inseridos acima e são detalhados a seguir:
a – Valores decorrentes da Comercialização da Energia Elétrica da Itaipu Binacional
a.1 – Fator de Ajuste
De acordo com a Lei 11.480/2007, foi retirado o fator de ajuste dos contratos de financiamento celebrados com Itaipu Binacional e dos
contratos de cessão de créditos firmados com o Tesouro Nacional a partir de 2007, ficando assegurada à Companhia a manutenção
integral de seu fluxo de recebimentos.
Como consequência, foi editado o Decreto 6.265, de 22 de novembro de 2007, regulamentando a comercialização da energia elétrica
de Itaipu Binacional, definindo o diferencial a ser aplicado na tarifa de repasse, criando um ativo referente à parte do diferencial anual
apurado equivalente ao fator anual de ajuste retirado dos financiamentos, a ser incluído anualmente na tarifa de repasse a partir de
2008, praticado pela Companhia e preservando o fluxo de recursos originalmente estabelecido.
Dessa forma, a partir de 2008, a diferença decorrente da retirada do fator anual de reajuste, cujos valores são definidos anualmente
através de portaria interministerial dos Ministérios da Fazenda e de Minas e Energia, passou a ser incluído na tarifa de repasse da
energia proveniente da Itaipu Binacional. Na tarifa de repasse em vigor em 2011, encontra-se incluído o montante equivalente a US$
214.989, o qual será recebido pela Companhia através de cobranças aos consumidores, homologado pela portaria MME/MF 398/2008.
O saldo decorrente da comercialização da energia elétrica de Itaipu Binacional, representado pelo item Direito de Ressarcimento,
apresentada no Ativo Não Circulante, monta a R$ 4.919.758 em 31 de dezembro de 2012, equivalentes a US$ 2.407.516 (31 de
dezembro de 2011 – R$ 3.936.511, equivalentes a US$ 2.098.577), dos quais R$ 2.999.085, equivalente a US$ 1.467.621, serão
repassados ao Tesouro Nacional até 2023, como decorrência da operação de cessão de crédito realizada entre a Companhia e o Tesouro
Nacional, em 1999.
Tais valores serão realizados mediante a sua inclusão na tarifa de repasse a ser praticada até 2023.
a.2 – Comercialização de energia elétrica
A Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, atribuiu à Companhia a responsabilidade pela aquisição da totalidade da energia elétrica
produzida pela ITAIPU a ser consumida no Brasil, e de comercializar essa energia elétrica.
Dessa forma, em 2012, o equivalente a 83.847 GWh foi vendido, a tarifa de suprimento de energia (compra), praticada pela ITAIPU,
de US$ 22.60/kW e a tarifa de repasse (venda), US$ 24.88/kW.
O resultado da comercialização da energia elétrica da Itaipu, nos termos do Decreto 4.550, de 27 de dezembro de 2002, observadas as
alterações introduzidas pelo Decreto 6.265, de 22 de novembro de 2007, tem a seguinte destinação:
1) se positivo, deverá ser destinado, mediante rateio proporcional ao consumidor individual, a crédito de bônus nas contas de
energia dos consumidores do Sistema Elétrico Nacional Interligado, integrantes das classes residencial e rural, com consumo
mensal inferior a 350 kWh.
2) se negativo, é incorporado pela ANEEL no cálculo da tarifa de repasse de potência contratada no ano subsequente à formação do
resultado.
Essa operação de comercialização não impacta o resultado da Companhia, sendo que nos termos da atual regulamentação o
resultado negativo representa um direito incondicional de recebimento e se negativo uma obrigação efetiva.
No exercício de 2012, a atividade foi superavitária em R$ 280.029 (R$ 638.977 em 31 de dezembro de 2011), sendo a
obrigação decorrente incluída como parte da rubrica de ativo financeiro.
II – Ativo Financeiro – Concessão de serviço público de energia elétrica
A rubrica ativo financeiro - concessão, no montante de R$ 23.677.532 (31 de dezembro de 2011 - R$ 29.575.176) refere-se ao
ativo financeiro a realizar, detido pelas empresas do Sistema Eletrobras, sendo nas concessões de distribuição, apurado pela
aplicação do modelo misto, e nas concessões de geração e transmissão pela aplicação do modelo financeiro, ambos previstos no
IFRIC 12.
F-75
NOTA 18 – ATIVO INTANGÍVEL
SALDO EM
31/12/2011
ADIÇÕES
BAIXAS
AMORTIZAÇÕES
TRANSFERÊNCI
AS CUSTO /
SERVIÇO
SALDO EM
31/12/2012
Vinculados à Concessão 1.172.736
Geração ............................................................
63.766
(845)
(45.896)
(13.665)
1.176.096
Em serviço ...................................................
944.973
15.242
(844)
(45.896)
94.448
1.007.923
Ativo Intangível ...........................................
1.020.331
Amortização acumulada ..............................
(75.358)
Obrigações especiais ...................................
—
15.226
(34)
50
—
(844)
—
—
(45.896)
—
94.448
—
—
1.130.005
(122.132)
50
Em curso ......................................................
227.763
48.524
(1)
—
(108.113)
168.173
Ativo Intangível ...........................................
227.763
48.524
(1)
—
(108.113)
168.173
Vinculados à Concessão 794.148
Distribuição ......................................................
52.714
17.851
(101.149)
518
764.082
Em serviço ...................................................
689.369
(41.523)
18.742
(101.149)
78.742
644.181
Ativo Intangível...........................................
2.076.075
Amortização acumulada ..............................
(931.659)
Obrigações especiais ...................................
(455.047)
Impairment .........................................
—
93.539
(112.232)
(307)
(22.523)
(105.114)
81.767
19.868
22.221
—
(152.749)
51.600
—
152.312
—
(73.570)
—
Em curso ......................................................
104.779
94.237
Ativo Intangível ...........................................
209.476
Obrigações especiais ...................................
(104.697)
Impairment .........................................
—
Contrato de concessão
—
oneroso ..........................................
2.216.812
(1.114.873)
(457.456)
(302)
(891)
—
(78.224)
119.901
115.297
(3.870)
—
(5.611)
4.720
—
—
—
—
(149.518)
69.225
2.069
169.644
(34.622)
2.069
(17.190)
—
—
—
(17.190)
Vinculados à Concessão —
Transmissão .....................................................
745
—
(34)
—
711
Em serviço ...................................................
—
689
—
(34)
—
655
Ativo Intangível ...........................................
—
Amortização acumulada ..............................
—
689
—
—
—
—
(34)
—
—
689
(34)
Em curso ......................................................
—
56
—
—
—
56
Ativo Intangível ...........................................
—
56
—
—
—
56
Não Vinculados à
Concessão (Outros
404.483
Intangíveis) .............................................
27.543
(52.446)
(19.927)
15.804
(13.039)
24.754
24
(67.655)
17.318
(2.109)
—
(9.037)
(10.890)
—
—
26.894
(16)
(12.845)
(13.835)
144.768
(35.440)
(167.006)
(12.949)
Organização
Em serviço ...................................................
499.380
Amortização acumulada ..............................
(193.930)
Em curso ............................................
99.033
Outros ................................................
—
Total ............................................................
2.371.367
198
359.851
465.386
(200.557)
108.833
(13.811)
2.300.739
O Ativo Intangível é amortizado durante o seu prazo de concessão.
NOTA 19 – VALOR NÃO RECUPERÁVEL DOS ATIVOS DE LONGO PRAZO
A Companhia estimou o valor recuperável de seus ativos de longo prazo com base em valor em uso tendo em vista não haver mercado
ativo para a infraestrutura vinculada à concessão. O valor em uso é avaliado com base no valor presente do fluxo de caixa futuro
estimado.
F-76
Os valores alocados às premissas representam a avaliação da Administração da Companhia sobre as tendências futuras do setor
elétrico e são baseadas tanto em fontes externas de informações como também em dados históricos. O fluxo de caixa foi projetado
com base no resultado operacional e projeções da Companhia até o término da concessão, tendo como principais premissas:
a) Crescimento orgânico compatível com os dados históricos e perspectivas de crescimento da economia brasileira;
b) Taxa de desconto (após os impostos) específica para cada segmento (4,98% para geração, 4,73% para transmissão e 4,61%
distribuição) obtida através demetodologia usualmente aplicada pelo mercado, levando em consideração o custo médio ponderado de
capital;
c) A taxa de crescimento não inclui inflação.
d) A Companhia passou a tratar como unidades geradoras de caixa independentes todos os seus empreendimentos, deixando de serem
consideradas de forma integrada, em função das alterações introduzidas pela Lei 12.783/2013.
A análise determinou a necessidade de constituição de provisão para perdas nos seguintes empreendimentos no ano de 2012:
a) Eletrosul – a Companhia reconheceu, em 2012, a perda de R$ 149.672 (R$ 107.664 em 2011). Os valores acumulados referem-se a:
R$ 44.377 da UGC João Borges; R$ 44.329 da UGC Rio Chapéu; descontinuidade dos projetos das PCHs Pinheiro (R$ 3.829) e PCH
Itararé (R$ 4.256); perda do ativo financeiro na linha de transmissão UGC Presidente Médice - Santa Cruz (R$ 27.117) e subestação
Missões (R$ 4.998), e outros ativos no valor de R$ 20.766.
b) Amazonas Energia (segmento de distribuição) – No ano de 2010, a ANEEL determinou uma nova metodologia de reajuste tarifário
que inclui, entre outros fatores, a redução na remuneração dos ativos (WACC regulatório). Esses fatores levaram a necessidade de se
reconhecer a perda sobre os ativos de distribuição no valor de R$ 573.209 (31 de dezembro de 2011 – R$ 573.731), sendo R$
522 registrado como reversão neste exercício (2011 – provisão de R$ 69.546). Além disso, em 2012 foi reconhecida a perda de R$
92.528 sobre créditos tributários.
c) Furnas – A Companhia reconheceu perda sobre as UHE Batalha e UHE Simplício, no montante de R$ 1.028.266 (31 de dezembro de
2011 – R$ 693.335), sobre a recuperação de ativos, sendo R$ 334.931 neste exercício (2011 – R$ 349.444), tendo em vista um aumento na
estrutura de custos impostas pelo atraso nas obras de construção das usinas hidrelétricas.
d) Eletronorte – as seguintes provisões foram reconhecidas em 2012: R$ 482.334 composta por: R$ 344.104 sobre ativo imobilizado
de geração da UHE Samuel; R$ 64.103, equivalente ao total dos ativos das UTEs Floresta, Rio Acre, Rio Branco e Rio Madeira;
R$ 27.389 referente a ativo imobilizado da UTE Balbina; R$ 28.168 referente a ativos imobilizados de RBSE; R$ 6.503 sobre
outros ativos imobilizados de geração e R$ 12.067 sobre outros ativos imobilizados de transmissão.
Saldo em 31 de dezembro de 2010 ..........................................
989.525
(+) Constituições .....................................................................
460.661
(-) Reversões ............................................................................(27.474)
Saldo em 31 de dezembro de 2011 ..........................................
1.422.712
(+) Constituições .....................................................................
1.059.462
(-) Reversões ............................................................................ (522)
Saldo em 31 de dezembro de 2012 ..........................................
2.481.652
As perdas são reconhecidas na demonstração de resultados como provisões operacionais. As perdas decorrentes do reconhecimento
por setor são os seguintes:
31/12/2012
Geração
Transmissão
Distribuição
Total
Imobilizado ..............................................................
Ativo Intangívels ......................................................
Créditos Tributários..................................................
1.727.701
1.740
—
40.235
32.115
—
—
587.333
92.528
1.767.936
621.188
92.528
Total .........................................................................
1.729.441
72.350
679.861
2.481.652
F-77
NOTA 20 – FORNECEDORES
31/12/2012
CIRCULANTE
Bens, Materiais e Serviços .................................................
Energia Comprada para Revenda .......................................
CCEE - Energia de curto prazo ..........................................
31/12/2011
5.479.412
1.841.910
169.480
4.740.332
1.544.536
53.234
7.490.802
6.338.102
NOTA 21 – ADIANTAMENTO DE CLIENTES
31/12/2012
CIRCULANTE .........................................................
Venda antecipada de energia - ALBRAS .................
Adiantamentos de clientes - PROINFA ....................
NÃO CIRCULANTE ...............................................
Venda antecipada de energia - ALBRAS ...........................
TOTAL .....................................................................
31/12/2011
45.583
424.309
44.098
368.943
469.892
413.041
830.234
879.452
830.234
879.452
1.300.126
1.292.493
I – ALBRÁS
A controlada Eletronorte executou a venda de energia elétrica com a ALBRÁS, em 2004, para fornecimento por um período de 20
anos, sendo 750 MW médios/mês, até dezembro de 2006 e 800 MW médios/mês, de janeiro de 2007 a dezembro de 2024, tendo como
parâmetro a tarifa de equilíbrio da UHE Tucuruí, acrescida de um prêmio, calculado em função da cotação do alumínio na London
Metal Exchange (LME) - Inglaterra. A definição do preço constitui um derivativo embutido (vide nota 44).
Com base nestas condições, a ALBRÁS, fez uma oferta de pré-compra de energia elétrica com pagamento antecipado, que se constitui
em créditos de energia que serão amortizados durante o período de fornecimento, em parcelas fixas mensais expressas em MW
médios, de acordo com a tarifa vigente no mês do faturamento, como detalhado a seguir:
Datas do contrato
Cliente
Inicial
Final
Albrás ......... 7/1/04 12/31/24
Alcoa .......... 7/1/04 1/1/24
BHP............ 7/1/04 1/2/24
Volume em Megawatts Médios (MW)
750 até 31/12/2006 ae 800 a partir de 01/01/2007
de 304 a 328
de 353,08 a 492
II – PROINFA
O PROINFA, instituído pela Lei 10.438/2002, e suas alterações, tem como objetivo a diversificação da matriz energética brasileira
com a utilização de fontes renováveis de energia, mediante o aproveitamento econômico dos insumos disponíveis e das tecnologias
aplicáveis.
A Companhia assegura a compra da energia elétrica produzida, pelo período de 20 anos, contados a partir de 2006, e repassa esta
energia às concessionárias de distribuição, consumidores livres e autoprodutores, excluídos os consumidores de baixa renda, na
proporção de seus consumos.
As concessionárias de distribuição e de transmissão pagam à Companhia o valor de energia em quotas, equipamento ao custo
correspondente à participação dos consumidores cativos, dos consumidores livres e dos autoprodutores conectados às suas
instalações, em vinte parcelas mensais, no mês anterior ao de competência do consumo da energia.
As operações relativas à compra e venda de energia no âmbito do PROINFA não afetam o resultado da Companhia.
F-78
NOTE 22 – FINANCIAMENTOS E EMPRÉSTIMOS
I – Contratos da Companhia – Instituições Financeiras e Bônus
a) A Companhia possui empréstimos celebrados com agências multilaterais, tais como BID, BIRD, KFW e EXIMBANK/JBIC,
garantidos pela União. Tais contratos seguem ao padrão de cláusulas aplicáveis aos contratos com agências multilaterais, que são as
usualmente acordadas em negociações com esse tipo de organismo. Em 2011 foi celebrado contrato com o BIRD no valor de US$
495.000.000 destinados a investimentos nas empresas de distribuição do Sistema Eletrobras, principalmente com o objetivo de
redução do nível de perdas. Desse valor só foram sacados US$ 1.237.500, em maio de 2011, para pagamento de taxa do próprio
empréstimo, ficando o saldo restante a ser sacado.
Nos contratos de empréstimo da modalidade A/B, firmados entre CAF e bancos comerciais, a Companhia contraiu obrigações
comumente utilizadas no mercado, entre elas: existência de garantias corporativas, alteração do controle societário, observância de
licenças e autorizações, e restrições de significativa disposição de bens. Adicionalmente, de acordo com as práticas de mercado, há
dois contratos de financiamento coordenados pelo BNP e CDB, assinados em 2007, no valor de US$ 149.000 e de US$ 281.000, sem
garantia da União, mas que se tornaram efetivos somente em 2008. Os recursos desses dois contratos foram destinados ao
financiamento da Usina Termelétrica de Candiota II, Fase C, da CGTEE.
Em 1° de novembro de 2012, houve a assinatura da segunda parcela do contrato de financiamento celebrado junto ao KfW, no valor
de EUR 45.900, com garantia da União, contando com 5 anos de carência e prazo total de 30 anos e taxa de juros média de 2,93%
ao ano. Os recursos serão destinados ao projeto do Complexo de São Bernardo, pertencente à Eletrosul, que visa à implantação de 4
PCHs no estado de Santa Catarina. O contrato de empréstimo relativo à parcela 1 foi assinado em 12 de dezembro de 2008, no valor de
EUR 13.294.
Em 21 de dezembro de 2012, foi assinado o contrato de financiamento junto à Caixa Econômica Federal no valor de R$ 3.8 milhões,
cujos recursos serão destinados à aquisição de máquinas e serviços importados da Usina nuclear de Angra III. Este contrato conta com
a garantia da União, taxa de juros de 6,5% ao ano e prazo de 25 anos de repagamento (com 5 anos de carência).
Além dos bônus emitidos em 2005, no valor de US$ 300.000, com o antigo Dresdner Bank AG, bem como outra emissão realizada
pelo Credit Suisse em 2009, de US$ 1.000.000, a Companhia emitiu notas no valor de US$ 1.750.000.000, em operação conjunta
dos bancos Santander e Credit Suisse, em outubro de 2011. Os recursos obtidos no mercado internacional foram destinados ao fundo
financiador do Programa de Investimentos das empresas do Sistema Eletrobras.
Em outubro de 2012, Furnas celebrou um contrato de financiamento junto ao Banco do Brasil, no valor R$ 750.000, com prazo total
de pagamento de 6 (seis) anos, amortizados via bullet no último dia do contrato, contando com juros remuneratórios de 107,3% sobre
a taxa média do Certificado de Depósito Interbancário – CDI. Os recursos contratados serão destinados ao programa de investimento
da controlada e contam com o aval corporativo da Companhia.
Foram celebrados 2 (dois) contratos de financiamento entre a RS Energia – empresa que tem 100% do seu capital social
pertencente a Eletrosul – e o BNDES, com o objetivo de financiar a construção e operacionalização de Linhas de Transmissão e
subestações localizadas no estado do Rio Grande do Sul, objeto de concessão através do leilão da ANEEL n° 008/2010.
O primeiro contrato de financiamento foi assinado em 04 de abril de 2012, no valor de R$ 41.898, a uma taxa de juros média de
1,96% ao ano acrescidos da TJLP, sendo a amortização realizada via SAC, por um período de 168 meses. O segundo contrato de
financiamento foi assinado em 30 de abril de 2012, no valor complementar de R$ 9.413, contando com as mesmas condições de juros
e prazo do financiamento anterior. Vale ressaltar que os dois contratos contam com a interveniência e fiança corporativa da
Companhia.
II – Reserva Global de Reversão (RGR)
A Companhia é autorizada a sacar recursos da RGR enquanto não são utilizados para os fins a que se destinam, aplicando-os na
concessão de financiamentos destinados à expansão do setor elétrico brasileiro, melhoria do serviço e na realização dos programas do
Governo Federal.
Desta forma, a Companhia saca recursos junto à RGR, reconhecendo uma dívida para com este Fundo, e aplica em projetos
específicos de investimento, por ela financiados, que tenham por objetivo:
a) expansão dos serviços de distribuição de energia elétrica;
b) desenvolvimento às fontes alternativas de energia elétrica;
c) estudos de inventário e viabilidade de aproveitamento de potenciais hidráulicos;
F-79
d) implementação de centrais geradoras de potência até 5.000 kW, destinadas exclusivamente ao serviço público em comunidades
populacionais atendidas por sistema elétrico isolado;
e) iluminação pública eficiente;
f) conservação de energia elétrica através da melhoria da qualidade de produtos e serviços;
g) universalização de acesso à energia elétrica;
Os recursos sacados da RGR e utilizados na concessão de financiamentos às empresas do setor elétrico brasileiro, são remunerados
com juros de 5% ao ano. Em 31 de dezembro de 2012, o saldo dos recursos sacados junto ao fundo, totaliza R$ 8.870.838
(31 de dezembro de 2011 – R$ 8.931.891), incluídos na rubrica financiamentos e empréstimos, do passivo.
Os recursos que compõem o Fundo RGR não fazem parte destas demonstrações, constituindo-se em entidade distinta da Companhia.
31/12/2012
CONSOLIDADO
ENCARGOS
CIRCULANTE
Tx. Média
Valor
PRINCIPAL
CIRCULANTE
NÃO
CIRCULANTE
Moeda Estrangeira
Instituições financeiras
Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID ...............................
Corporación Andino de Fomento - CAF .................
Kreditanstalt fur Wiederaufbau - KFW ...................
Eximbank .......................................................
BNP Paribas ......................................................................
Outros ...................................................................................................
4,40%
2,51%
3,86%
2,15%
1,53%
Bônus ................................................................................
Vencimento 30/11/2015 ....................................................................... 7,75%
Vencimento 30/07/2019 ....................................................................... 6,87%
Vencimento 27/10/2021 ....................................................................... 5,75%
Outros ................................................................................
Tesouro Nacional - ITAIPU .................................................................
CAJUBI - Fundação Prev ITAIPU PY ...........
LLOYDS ........................................................
Moeda Nacional
Reserva Global de Reversão .................................................................
Outras Instituições Financeiras.............................................................
Banco do Brasil...........................................................................
Caixa Econômica Federal ...........................................................
BNDES .......................................................................................
2.194
12.978
2
1.346
330
672
38.021
330.237
—
52.067
70.769
30.502
301.977
1.862.530
35.832
234.296
595.628
33.970
17.522
521.596
3.064.233
4.675
68.687
42.431
—
251
—
613.050
2.043.538
3.576.125
115.793
251
6.232.713
5.579
—
—
475.031
2.400
38
8.849.631
44.787
991
5.579
477.469
8.895.409
138.894
999.316
18.192.355
—
49.830
9.253
24.307
84.282
—
1.868.668
21.220
321.605
929.800
8.870.838
3.871.825
1.253.141
1.089.597
11.926.269
167.672
3.141.293
27.011.670
306.566
4.140.609
45.204.025
2.400
11.763
34.901
165.997
191.957
2.012.817
Moeda Estrangeira
Instituições financeiras
Banco Interamericano de Desenvolvimento ............ 4,40%
Corporación Andino de Fomento - CA .................... 2,40%
F-80
31/12/2012
CONSOLIDADO
ENCARGOS
CIRCULANTE
Tx. Média
Kreditanstalt fur Wiederaufbau - KFW ...................
Dresdner Bank .........................................................
Eximbank .................................................................
BNP Paribas ......................................................................
Outras ...................................................................................................
Valor
3,87%
6,25%
2,15%
1,82%
Bônus ................................................................................
Vencimento 30/11/2015 .............................................................. 7,75%
Vencimento 27/10/2021 .............................................................. 5,75%
Vencimento 30/07/2019 .............................................................. 6,87%
CIRCULANTE
NÃO
CIRCULANTE
39
41
1.635
269
1.244
23.116
23.386
53.362
64.962
12.088
32.631
—
293.487
611.709
17.367
17.391
377.812
3.159.968
4.292
36.845
63.050
—
—
—
562.740
3.282.650
1.875.800
104.187
—
5.721.190
Outros ................................................................................
National Treasury - ITAIPU.................................................................
CAJUBI - Fundação Prev ITAIPU PY ...........
Moeda Naciona
Reserva Global de Reversão .................................................................
Fundo de Investimento em Direitos Creditórios .........................
Outras Instituições Financeiras.............................................................
Banco do Brasil...........................................................................
Caixa Econômica Federal ...........................................................
BNDES .......................................................................................
PRINCIPAL
3.922
389
416.325
566
8.561.657
26.860
4.311
416.891
8.588.517
125.889
794.703
17.469.675
—
—
52.040
17.369
9.882
49.127
—
—
1.075.795
460.428
191.972
1.228.122
8.946.901
—
3.084.264
386.771
183.797
8.336.944
128.418
2.956.317
20.938.677
254.307
3.751.020
38.408.352
a) As dívidas são garantidas pela União e/ou pela Eletrobras.
b) O total devido em moeda estrangeira, incluindo os custos relacionados ao grupo consolidado de R$ 19.300.565, equivalente to US$
9.459.538. A porcentagem de distribuição é a seguinte:
US$
Consolidated .....................................................................................................
98,33%
EURO
0,19%
YEN
1,49%
c) Os empréstimos e financiamentos estão sujeitos a encargos, cuja taxa média anual em 2012 é de 5,04% e em 2011 foi de R$
4,97%.
d) A parcela longo prazo dos empréstimos e financiamentos expressa em milhares de dólares norte-americanos, tem seu vencimento
assim programado:
2014
374.184
2015
834.628
2016
361.399
2017
360.955
2018
202.823
After 2018
19.986.895
Total
22.120.883
II – Operação de arrendamento financeiro:
Na controlada Amazonas Energia os arrendamentos são classificados como financeiros quando os termos dos respectivos contratos
transferem substancialmente todos os riscos e benefícios da propriedade do bem para o arrendatário. Todos os outros arrendamentos
são classificados como operacionais.
Os ativos adquiridos através do arrendamento financeiro são depreciados com base a vida útil econômica dos ativos.
F-81
O valor nominal utilizado no cálculo dos ativos e passivos originados pelos referidos contratos foi encontrado tomando como
referência o valor fixado para a contratação de potencia mensal contratada, multiplicada pela capacidade instalada (60 a 65 MW) e
pela quantidade de meses de vigência do contrato.
A conciliação entre o total dos pagamentos mínimos futuros do arrendamento financeiro da Companhia e o seu valor presente, esta
demonstradas no quadro abaixo:
31/12/2012
Menos de um ano .............................................................
Mais de um ano e menos de cinco anos ...........................
Mais de cinco anos ...........................................................
Encargos de financiamentos futuros sobre os
arrendamentos financeiros ...........................................
31/12/2011
298.231
1.491.157
1.913.652
283.831
1.419.154
2.105.079
299.932
202.636
Obrigações brutas de arrendamento financeiro pagamentos mínimos de arrendamento .......................
4.002.972
4.010.700
Ajuste a valor presente .....................................................
(1.979.939)
(2.092.159)
Total de pagamentos mínimos de arrendamento
financeiros ...................................................................
2.023.033
1.918.541
III – GARANTIAS
A Companhia participa na qualidade de interveniente garantidora de diversos empreendimentos cujos montantes garantidos, projeções
e valores já pagos estão demonstrados nos quadros abaixo.
Projeção de Saldo Devedor
- Fim do Exercício
Empresa
Empreendimen
to
Eletrobras
Norte Energia
Eletrobras
Eletrobras
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Norte Energia
Norte Energia
ESBR
Cerro Chato
I, II and II
RS Energia
Artemis
Trans. se
Energia
Norte Brasil
Transmissora
Porte Velho
Trans.
Energia
UHE Mauá
UHE Mauá
UHE Passo
de São João
Eletrosul
SC Energia
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletrosul
Eletronorte
SC Energia
SC Energia
SC Energia
UHE São
Domingos
RS Energia
RS Energia
UHE Passo
de São João
UHE Teles
Pires
UHE Teles
Pires
São Luis II
and III
Banco
Promissory
Notes
Lawful
Fulfillment
BNDES
BNDES
Banco do
Brasil
BNDES
Participação
Modalidad
da
e
Controlada
Valor do
Financiame
nto
(*)
Saldo
Devedor em
31/12/2012
Saldo
Garantidor
Eletrobras
2013
—
2014
—
2015
—
A liberar
após 2015
—
Término
da
Garantia
SPE
15,00%
150.000
154.271
1.543
SPE
SPE
SPE
15,00%
15,00%
20,00%
156.915
3.375.000
1.909.000
156.915
470.966
1.665.135
1.569
4.710
16.651
109.841
513.353
1.759.219
109.841
559.555
1.671.305
109.841
609.915
1.653.757
SPE
SPE
100,00%
100,00%
223.419
126.221
210.730
100.523
2.107
1.005
182.965
90.256
155.191
75.985
127.396
68.386
—
—
07/15/2020
06/15/2021
BNDES
SPE
100,00%
170.029
82.337
823
67.766
53.486
39.132
—
10/15/2018
BNDES
SPE
24,50%
257.250
223.954
2.240
278.945
240.100
222.950
—
01/15/2029
BNDES
BNDES
BNDES/
Banco do
Brasil
SPE
SPE
100,00%
49,00%
283.411
89.384
304.571
90.789
3.046
908
311.372
84.682
297.557
78.684
267.801
72.655
—
—
08/15/2028
01/15/2028
SPE
49,00%
89.384
90.865
909
84.709
78.711
72.697
—
01/15/2028
Corporativo
100,00%
183.330
177.880
1.779
164.818
151.750
138.620
—
07/15/2026
Corporativo
Corporativo
100,00%
50.000
27.686
277
23.399
19.105
14.783
—
05/15/2019
Corporativo
Corporativo
100,00%
100,00%
100,00%
50.000
103.180
67.017
27.639
55.982
46.860
276
560
469
23.338
47.269
41.188
19.034
38.552
35.514
14.722
29.818
29.826
—
—
—
05/15/2019
05/15/2019
03/15/2021
BNDES Corporativo
BNDES
SPE
BNDES
SPE
100,00%
100,00%
100,00%
207.000
41.898
9.413
22.048
32.094
5.099
220
311
51
214.552
39.653
9.354
199.793
36.661
9.144
184.993
32.995
8.413
—
—
—
06/15/2028
03/15/2027
08/15/2027
BNDES Corporativo
BNDES
LP
SPE
100,00%
14.750
14.701
147
13.621
12.541
11.465
—
07/15/2026
24,50%
199.758
188.154
1.882
—
—
—
—
02/15/2036
24,50%
160.680
168.339
1.683
—
—
—
—
05/31/2032
100,00%
13.653
11.621
116
9.671
8.695
8.695
11/15/2024
BNDES
BNDES/
Banco do
Brasil
BNDES/
BDRE
BNDES
BNDES
FI - FGTS
BNDES
SPE
Corporativo
F-82
10.646
109.841
664.807
—
01/15/2023
04/30/2019
01/15/2042
01/15/2034
Projeção de Saldo Devedor
- Fim do Exercício
Empresa
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Empreendimen
to
Miranda II
Ribeiro Gonç.
/ Balsas
Lechuga/J.
Teixeira
UHE Tucurí
Norte Brasil
Transmissora
Linha Verde
Transmissora
Manaus
Transmissora
Manaus
Transmissora
Manaus
Transmissora
Estação Trans.
de Energia
Estação Trans.
de Energia
Estação Trans.
de Energia
Rio Branco
Transmissora
Trans
Matogrossense
Energia
Trans
Matogrossense
Energia
BNDES Corporativo
Corporativo
BNB
Corporativo
BASA
BNDES Corporativo
Norte Energia
Rei dos
Ventos 1 Eolo
Brasventos
Miassaba 3
Rei dos
Ventos 3
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Eletronorte
Banco
Participação
Modalidad
da
e
Controlada
Valor do
Financiame
nto
(*)
Saldo
Devedor em
31/12/2012
Saldo
Garantidor
Eletrobras
2013
A liberar
após 2015
Término
da
Garantia
2014
2015
100,00%
47.531
34.878
349
3.099
27.320
23.541
23.541
11/15/2024
100,00%
70.000
70.000
700
68.065
64.167
60.278
60.278
06/03/2031
100,00%
100,00%
25.720
931.000
1.896
381.522
19
3.815
1.801
279.783
1.681
178.043
1.562
76.337
1.562
76.337
01/10/2029
09/15/2016
278.945
240.100
222.950
—
01/15/2029
—
01/10/2013
108.604
—
07/10/2030
49.840
48.600
—
07/15/2032
137.776
127.178
116.569
—
12/31/2026
5.233
506.921
472.746
438.572
—
11/30/2038
222.599
2.226
232.868
219.625
206.381
—
07/30/2031
221.789
70.890
709
227.133
230.621
233.308
—
10/15/2030
100,00%
138.000
144.531
1.445
138.907
128.424
117.940
—
03/15/2027
SPE
49,00%
39.200
39.817
398
39.819
36.515
32.924
—
02/01/2025
BNDES
BNDES
LP
SPE
49,00%
42.777
41.134
411
38.077
35.019
31.952
—
05/15/2026
SPE
19,98%
4.495.500
627.327
6.273
683.786
745.327
812.406
Votorantin
SPE
24,50%
30.851
26.329
263
32.952
30.893
28.965
—
11/15/2029
Votorantin
SPE
24,50%
32.533
27.716
277
34.698
32.529
30.496
—
11/15/2029
Votorantin
SPE
24,50%
30.984
76.448
264
33.150
31.079
29.136
—
11/15/2029
BNDES Corporativo
BNDES
SPE
100,00%
20,00%
6.146.256
1.909.000
1.349.674
1.665.135
13.497
16.651
5.250.360
1.759.219
6.444.450
1.671.305
7.378.916
1.653.757
—
—
06/15/2036
01/15/2034
BNDES
BTG
Pactual
SPE
24,50%
257.250
223.954
2.240
SPE
49,00%
147.000
155.213
1.552
BASA
SPE
30,00%
75.000
83.445
834
91.911
101.236
BASA
SPE
30,00%
45.000
46.689
467
49.208
BNDES
SPE
30,00%
120.000
130.034
1.300
BNDES
SPE
100,00%
505.477
523.255
BASA
SPE
100,00%
221.789
BASA
SPE
100,00%
BNDES
SPE
BASA
—
—
—
885.523
01/15/2042
Eletronuclear
Chesf
Chesf
Chesf
Chesf
Chesf
Chesf
Angra III
ESBR
Manaus
Transmissora
Manaus
Transmissora
Manaus
Transmissora
Norte Energia
IE Madeira
Chesf
IE Madeira
Chesf
IE Madeira
Chesf
IE Madeira
Chesf
IE Madeira
Chesf
Chesf
Chesf
Chesf
Chesf
Chesf
Furnas
Furnas
Furnas
IE Madeira
Pedra Branca
Wind Power
Plant
São Pedro
Lago Wind
Power Plant
Sete
Garreleiras
Wind Power
Plant
TDG
TDG
UHE Batalha
UHE
Simplício
UHE Baguari
BASA
SPE
19,50%
48.750
54.239
542
59.742
65.804
70.593
—
07/10/2030
BASA
SPE
19,50%
29.250
30.348
303
31.985
32.396
31.590
—
06/15/2032
BNDES
BNDES
BNDES
LP
Itaú
Debentures
Bradesco Hedge
HSBC HEDGE
Itaú BBA NP
BASA
FNO
SPE
SPE
19,50%
15,00%
78.000
3.375.000
84.522
470.966
845
4.710
89.555
513.353
82.666
559.555
75.770
609.915
SPE
24,50%
377.535
377.535
3.775
377.535
454.031
423.971
SPE
24,50%
105.350
14.983
150
—
—
SPE
24,50%
3.901
3.901
39
3.901
SPE
24,50%
4.001
4.001
40
SPE
24,50%
71.050
71.973
720
SPE
24,50%
65.415
50.363
504
Itaú BBA
SPE
49,00%
33.026
31.875
319
—
—
Itaú BBA
SPE
49,00%
36.603
31.700
317
—
—
Itaú BBA
SPE
BNB
SPE
BNB
SPE
BNDES Corporativo
Corporativo
BNDES
BNDES Corporativo
49,00%
49,90%
49,90%
100,00%
27.881
29.940
34.930
224.000
27.975
38.095
29.364
166.829
280
381
294
1.668
—
39.293
31.045
154.001
—
—
33.994
141.198
100,00%
15,00%
1.034.410
60.153
797.138
51.162
7.971
512
738.456
47.295
679.897
43.436
F-83
—
664.807
12/31/2026
01/15/2042
—
03/15/2030
—
—
03/15/2013
—
—
—
09/30/2013
4.001
—
—
—
09/30/2013
—
—
—
—
03/18/2030
—
07/10/2032
—
—
07/03/2013
—
—
07/03/2013
—
—
37.223
128.362
—
—
—
—
07/03/2013
05/17/2013
05/17/2031
12/15/2025
621.201
39.567
—
—
07/15/2026
07/15/2026
50.363
69.190
72.623
Projeção de Saldo Devedor
- Fim do Exercício
Empresa
Furnas
Empreendimen
to
UHE Santo
Antônio
UHE Santo
Antônio
UHE Foz do
Chapecó
Centroeste de
Minas
Serra do
Facao
Goiás
Transmissão
MGE
Transenergia
São paulo
Transenergia
Renovável
Rei dos
Ventos 1 Eolo
UEE Miassaba
3
UEE Rei Dos
Ventos 3
Banco
Participação
Modalidad
da
e
Controlada
Valor do
Financiame
nto
(*)
Saldo
Devedor em
31/12/2012
Saldo
Garantidor
Eletrobras
2013
2014
2015
03/15/2034
243.841
—
12/15/2030
614.008
—
09/15/2027
—
04/15/2023
231.639
—
06/15/2027
94.593
49.229
91.000
45.155
—
—
12/01/2031
01/01/2027
18.737
17.936
17.134
—
08/15/2026
751
73.771
68.392
63.013
—
11/15/2026
26.329
263
32.952
30.893
28.962
—
11/15/2029
32.533
27.716
277
34.698
32.528
30.496
—
11/15/2029
24,50%
30.984
27.448
264
33.150
31.079
29.136
—
11/15/2029
SPE
24,50%
377.535
377.535
3.775
377.353
454.031
423.971
—
03/15/2030
SPE
24,50%
105.350
14.983
150
—
—
—
—
03/15/2013
SPE
24,50%
3.901
3.901
39
3.901
—
—
—
09/30/2013
SPE
24,50%
4.001
4.001
40
4.001
—
—
—
09/30/2013
SPE
24,50%
71.050
71.973
720
—
—
—
—
03/18/2013
SPE
24,50%
65.415
50.363
504
—
07/10/2032
SPE
24,50%
199.758
188.154
1.882
—
—
—
—
02/15/2036
SPE
24,50%
Outros
160.680
349.800
168.339
359.761
1.683
3.598
—
—
—
—
—
—
—
—
05/31/2032
Various
Total
34.304.163
18.911.394
189.114
Furnas
Furnas
Furnas
Furnas
Furnas
Furnas
Furnas
Furnas
Furnas
Furnas
Furnas
IE Madeira
Furnas
IE Madeira
Furnas
IE Madeira
Furnas
IE Madeira
Furnas
IE Madeira
Furnas
Furnas
Furnas
(*)
IE Madeira
UHE Teles
Pires
UHE Teles
Pires
SPE
39,00%
2.392.717
3.220.161
32.202
3.244.919
3.270.508
3.172.368
BASA
SPE
39,00%
196.334
307.728
3.077
234.199
244.057
BNDES
SPE
40,00%
657.271
770.441
7.704
718.364
666.264
BNDES
SPE
49,00%
13.827
12.194
122
10.539
9.221
BNDES
SPE
49,47%
257.357
274.864
2.749
268.950
250.294
BNDES
BNDES
SPE
SPE
49,00%
49,00%
97.020
58.359
97.608
56.685
976
576
98.185
53.303
BNDES
SPE
49,00%
18.963
19.538
195
BES
SPE
49,00%
77.910
75.055
Votorantin
SPE
24,50%
30.851
Votorantin
SPE
24,50%
Votorantin
BNDES
LP
Itaú
Debentures
Bradesco Hedge
HSBC HEDGE
Itaú BBA NP
BASA
FNO
BNDES
LP
SPE
FI - FGTS
Término
da
Garantia
8.221
Furnas
BNDES
A liberar
após 2015
50.363
21.385.510
69.190
22.170.660
—
72.623
22.546.183
2.503.612
Quota parte da controlada.
A Companhia registrou na rubrica provisões operacionais no passivo não circulante o valor justo referente aos montantes garantidos
pela Companhia sobre recursos já liberados pelos bancos financiadores. A provisão é efetuada com base no valor justo da garantia da
Eletrobras, conforme demonstrado abaixo:
Valor Provisionado
Garantia devida em 31/12/2010 .................................................
79.776
Movimentação em 2011 ............................................................
80.452
Garantia devida em 31/12/2011 .................................................
160.228
Movimentação em 2012 ............................................................
28.885
Garantia devida em 31/12/2012 .................................................
189,113
a) UHE Simplício - Empreendimento da controlada Furnas, com capacidade instalada de geração de 337,7 MW. 100% do
empreendimento é de participação de Furnas. Assim, a garantia da Companhia é de 100% do financiamento.
b) UHE Mauá – Empreendimento com capacidade instalada de 361 MW, em parceria entre a controladora Eletrosul (49%) e a Copel
(51%). Nesta Usina Hidroelétrica de Energia - UHE há dois contratos com o BNDES, um direto e outro indireto, sendo que a
Companhia garante 49% nos dois contratos.
c) UHE Jirau - SPE Energia Sustentável do Brasil, formada pelas controladas Eletrosul, CHESF, GDF Suez Energy e Camargo
Corrêa, com capacidade instalada de 3.450MW. Para o empreendimento foram contratados dois financiamentos junto ao BNDES,
F-84
sendo um direto e outro indireto, via bancos repassadores, a serem pagos em 240 meses. A Companhia é interveniente garantidora da
participação de cada uma das suas controladas – Eletrosul (20%) e CHESF (20%).
d) UHE Santo Antônio - SPE Santo Antônio Energia, formada por Furnas, CEMIG, Fundo de Investimentos em Participação
Amazônica Energia – FIP, Construtora Norberto Odebrecht S/A, Odebrecht Investimentos em Infraestrutura Ltda. e Andrade
Gutierrez Participações S/A, com capacidade instalada de 3.150 MW. A Companhia é interveniente anuente em financiamentos
junto ao BNDES e ao Banco da Amazônia, limitada a interveniência à participação de Furnas (39%).
e) UHE Foz do Chapecó – SPE Foz do Chapecó Energia, cuja usina tem capacidade instalada de 855MW, tem a Companhia como
garantidora dos instrumentos contratuais junto ao BNDES, que totalizam, em substituição às Fianças Bancárias anteriormente
contratadas. A garantia está limitada à participarão de Furnas na SPE (40%).
f) UHE Baguari – Projeto corporativo de Furnas, com 140MW de capacidade instalada. A Companhia é garantidora de 15% do
contrato de financiamento junto ao BNDES.
g) UHE Serra do Facão – SPE Serra do Facão, formada por Furnas (49.5%), Alcoa Alumínio S.A.(30,5%), DME Energética
(10%) e Camargo Corrêa Energia S.A (10%), com capacidade instalada de 210MW. A garantia prestada pela Companhia no
financiamento junto ao BNDES é referente à participação de Furnas no empreendimento.
h) Eólicas Cerro Chato I, II e III – SPEs Eólicas Cerro Chato I, II e III são formadas pela Eletrosul (90%) e Wobben (10%), com
capacidade instalada de 30MW cada. Possui 80% de financiamento com prazo de pagamento de 10 anos, sendo 2 anos de carência. O
aval da Companhia é de 90% do financiamento.
i) Norte Brasil Transmissora de Energia – SPE, com participação da Eletronorte (24,5%) e Eletrosul (24,5%) tem como objetivo a
implantação, operação e manutenção da LT Porto Velho/Araraquara, com extensão de 2.375 km.
j) Manaus Transmissora de Energia – SPE, tem participação da Eletronorte (30%) e Chesf (19,5%) tem como objetivo implementar e
operar 4 subestações e uma linha de transmissão de 586 km (LT Oriximiná/Itacoatiara/Cariri). A Companhia presta garantias em dois
financiamentos neste empreendimento (BASA e BNDES).
k) Mangue Seco 2 – SPE com participação de 49% da Companhia e 51% da Petrobras para construção e operação de três usinas
eólicas em Guararé no Rio Grande do Norte. Neste empreendimento há prestação de garantia pela Companhia, proporcional a sua
participação no contrato de financiamento de longo prazo junto ao BNB.
l) UHE Batalha – Empreendimento corporativo de Furnas com capacidade de gerar 52,5MW, com financiamento junto ao BNDES.
A Companhia figura como garantidora do referido contrato.
m) RS Energia – RS Energia – Garantia à Eletrosul no financiamento junto ao BNDES e bancos repassadores quando da
compra da participação acionária das empresas Schahin Engenharia S/A e Engevix Engenharia S/A nas empresas transmissoras. A
Eletrosul tem 100% de participação na RS.
n) IE Madeira - SPE Interligação Elétrica do Madeira, com participações de Furnas (24,5%) e Chesf (24,5%). Neste
empreendimento, há contra garantia da Companhia nos Contratos de Fiança Bancária, em garantia ao empréstimo de curto
prazo junto ao BNDES, no limite de participação de suas controladas. Há ainda um empréstimo de curto prazo junto ao BNDES, no
qual a Companhia figura como interveniente, na proporção de suas controladas.
o) UHE Belo Monte – SPE Norte Energia, com capacidade instalada de 11.233MW, de Chesf (15%), Eletronorte (19,98%) e
Eletrobras (15%), além de outros sócios. Prestação de garantia da Companhia em favor da SPE para as obrigações junto à seguradora
JMALUCELLI, no âmbito do contrato de seguro garantia. A Companhia é também interveniente em um empréstimo de curto prazo
firmado junto ao BNDES.
p) Angra III – A Companhia é garantidora no financiamento da Eletronuclear junto ao BNDES, para a construção do
empreendimento corporativo da UTN Angra III.
NOTA 23 – DEBÊNTURES
Em 31 de dezembro de 2012, a composição de saldo da rubrica de debêntures a pagar está assim apresentada:
Tx de juros
Vencimento
F-85
31/12/2012
31/12/2011
Tx de juros
Vencimento
106.5% CDI ........................................................................................ 09/15/2012
IPCA + 6.5% ao ano ........................................................................... 09/30/2012
IPCA + 6.5% ao ano ........................................................................... 12/30/2012
IPCA + 6.5% ao ano ........................................................................... 09/30/2013
106.5% CDI ........................................................................................ 02/28/2014
0.9875% .............................................................................................. 11/14/2017
IPCA + 6.5% ao ano ...........................................................................
(*)
15% ao ano ......................................................................................... 07/10/2031
(*)
31/12/2012
31/12/2011
—
—
—
314.390
12.364
22.325
307.728
69.320
210.984
279.387
248.866
279.410
—
—
—
—
726.127
1.018.647
15 parcelas a partir de 2023
O montante de R$ 210.984 refere-se à emissão de 420 debêntures, Série Única, com vencimento em 15 de setembro de 2012, com taxa
de juros de 106,5% do CDI, com valor unitário de R$ 1.000 cada, efetuada pela SPE Interligação Elétrica do Madeira S.A, sendo, 400
debêntures emitidas em 15 de setembro de 2011 e sendo as restantes 20 debêntures emitidas em 03 de outubro de 2011. Estas
debêntures foram resgatadas em sua totalidade com recursos provenientes da contratação de financiamento de longo prazo junto ao
BNDES.
NOTA 24 – EMPRÉSTIMO COMPULSÓRIO
O Empréstimo Compulsório sobre o consumo de energia elétrica, instituído pela Lei 4.156/1962 com o objetivo de gerar recursos
destinados à expansão do setor elétrico brasileiro, foi extinto pela Lei 7.181, de 20 de dezembro de 1983, que fixou a data de 31
de dezembro de 1993 como o prazo final de arrecadação.
Na primeira fase desse Empréstimo Compulsório, encerrada com o advento do Decreto-Lei 1.512/1976, a cobrança do tributo
alcançou diversas classes de consumidores de energia, e os créditos dos contribuintes foram representados por Obrigações ao Portador
emitidas pela Companhia.
No segundo momento, iniciado com as disposições contidas no referido Decreto-Lei, o Empréstimo Compulsório em questão passou a
ser cobrado somente de indústrias com consumo mensal de energia superior a 2.000 kwh, e os créditos dos contribuintes deixaram
de ser representados por títulos, passando a ser simplesmente escriturados pela Companhia.
O saldo do Empréstimo Compulsório remanescente, após a 4ª conversão em ações, ocorrida em 30 de abril de 2008, relativa
aos créditos constituídos de 1988 a 2004, estão registrados no passivo circulante e não circulante, vencíveis a partir de 2008, e
remunerados à taxa de 6% ao ano, acrescidos de atualização monetária com base na variação do IPCA-E, e correspondem, em 31 de
dezembro de 2012, a R$ 334.192 (31 de dezembro de 2011- R$ 227.174), dos quais R$ 321.894 é não circulante (31 de
dezembro de 2011 - R$ 211.554).
I – Obrigações ao Portador emitidas pela Companhia
As Obrigações ao Portador, emitidas em decorrência do Empréstimo Compulsório, não constituem títulos mobiliários, não são
negociáveis em Bolsa de Valores, não têm cotação e são inexigíveis. Desta forma, a Administração da Companhia esclarece que a
Companhia não possui debêntures em circulação.
A emissão desses títulos decorreu de uma imposição legal e não de uma decisão empresarial da Companhia. Do mesmo modo, sua
tomada pelos obrigacionistas não emanou de um ato de vontade, mas de um dever legal, por força da Lei 4.156/1962.
O CMN, em decisão de seu Colegiado proferida no processo administrativo CVM RJ 2005/7230, movido por detentores das
mencionadas obrigações, afirma que “as obrigações emitidas pela Companhia em decorrência da Lei 4.156/1962 não podem ser
consideradas como valores mobiliários”.
Entendeu ainda o CMN que não há qualquer irregularidade nos procedimentos adotados pela Companhia em suas Demonstrações
Financeiras, no que se referem às citadas obrigações, tampouco na divulgação quanto à existência de ações judiciais.
A inexigibilidade dessas Obrigações ao Portador foi reforçada por decisões do Superior Tribunal de Justiça, que corroboram o
entendimento de que esses títulos estão prescritos e que não se prestam para garantir execuções fiscais.
Portanto, as Obrigações ao Portador emitidas na primeira fase desse Empréstimo Compulsório, tal como decidido pelo CMN, não
podem ser considerados debêntures. Além disso, por força do disposto no artigo 4º, § 11 da Lei 4.156/1962 e no artigo 1º do Decreto
F-86
20.910/1932, são inexigíveis, condição confirmada no Informativo 344 do Superior Tribunal de Justiça - STJ, no qual consta que
essas obrigações não podem ser utilizadas como garantia de execuções fiscais, por não terem liquidez e não serem debêntures.
Desta forma, o passivo relativo ao Empréstimo Compulsório refere-se aos créditos residuais, constituídos entre 1988 a 1994, dos
consumidores industriais com consumo superior a 2.000 kW/h, referentes à segunda fase desse Empréstimo Compulsório, bem como
aos juros não reclamados relativos a esses créditos, conforme demonstrado:
CONTROLADORA
31/12/2012
31/12/2011
12.298
15.620
12.298
15.620
NÃO-CIRCULANTE ..........................................................
Créditos arrecadados ............................................................
321.894
211.554
TOTAL.................................................................................
321.894
211.554
CIRCULANTE
Juros a Pagar ........................................................................
NOTA 25 – CONTA DE CONSUMO DE COMBUSTÍVEL – CCC
A Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), criada pelo Decreto 73.102, de 7 de novembro de 1973, tem a finalidade aglutinar o
rateio dos custos relacionados ao consumo de combustíveis para a geração de energia termoelétrica, especialmente na Região Norte do
país.
Nos termos da Lei 8.631, de 04 de março de 1993, a Companhia administra os valores relativos aos recolhimentos tributários
efetuados pelos concessionários do serviço público de energia elétrica, para crédito na Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,
correspondentes às quotas anuais destinadas aos dispêndios com combustíveis para geração de energia elétrica. Os valores registrados
no ativo circulante, em contrapartida ao passivo circulante, correspondem às disponibilidades de recursos, mantidos em caixa restrito, e
às quotas não quitadas pelas concessionárias.
NOTA 26 – CONTRIBUIÇÃO SOCIAL E TRIBUTOS - PASSIVO
a)
Tributos a recolher:
31/12/2012
b)
338.200
230.575
589.090
129.977
233.740
219.257
124.662
833.469
79.105
332.242
Total ...................................................................................
1.521.581
1.588.735
Pasivo circulante ................................................................
Pasivo não-circulante .........................................................
886.312
635.269
815.236
773.500
Tributos e Contribuição Social
31/12/2012
Pasivo circulante ..................................................................
Imposto de Renda corrente ...................................................
Contribuição Social corrente ................................................
Passivo não circulante ..........................................................
IRPJ/CSLL diferidos ............................................................
c)
31/12/2011
PASEP e COFINS ..............................................................
ICMS ..................................................................................
PAES / REFIS ....................................................................
INSS/FGTS ........................................................................
Outros .................................................................................
Conciliação da despesa com tributos e contribuição social
F-87
31/12/2011
277.459
93.245
370.704
95.376
121.909
217.285
779.615
1.129.022
31/12/2012
IRPJ
Lucro (prejuízo) antes do IRPJ e CSLL .................
(7.316.126)
Perda de subsidiárias que não
contabilizam créditos tributários
4.412.788
diferidos ............................................................
Base ajustada..........................................................
(2.903.338)
Total do IRPJ e CSLL calculado às
alíquotas de 25% e 9%,
(725.835)
respectivamente .................................................
Efeitos de adições e (exclusões).............................
Receita de Dividendos ...........................................
—
Equivalência patrimonial .......................................
(117.146)
Provisão de JCP .....................................................
(108.490)
Provisão p/ Redução ao Valor de Mercad
—
o ........................................................................
Demais adições (exclusões) ...................................
(255.511)
Imposto de Renda e CSSL .....................................
(244.688)
d)
31/12/2011
CSLL
IRPJ
31/12/2010
CSLL
IRPJ
CSLL
(7.316.126)
4.538.822
4.538.822
4.047.250
4.047.250
4.412.788
(2.903.338)
891.499
5.430.321
891.499
5.430.321
1.411.911
5.459.161
1.411.911
5.459.161
(261.300)
1.357.580
488.729
1.364.790
491.324
—
(42.173)
(39.057)
(172.341)
(120.696)
(485.361)
(62.043)
(43.450)
(174.729)
(150.217)
(167.439)
(92.689)
(54.078)
(60.277)
(33.368)
—
(34.284)
67.964
(172.152)
24.467
68.835
165.410
(45.248)
59.548
16.510
(145.786)
474.994
301.809
1.074.606
419.659
Incentivo Fiscal – SUDENE
A Medida Provisória 2.199-14, de 24 de agosto de 2001, alterada pela Lei 11.196, de 21 de novembro de 2005, possibilita que as
empresas situadas na Região Nordeste que possuam empreendimentos no setor de infraestrutura considerado, em ato do Poder
Executivo, prioritários para o desenvolvimento regional, reduzam o valor do imposto de renda devido para fins de investimento em
projetos de instalação, ampliação, modernização ou diversificação.
Sobre os contratos de concessões nº 006/2004 da geração e nº 061/2001 da transmissão, o direito ao incentivo da redução de 75% do
imposto de renda abrange os anos de 2008 a 2017. Para os contratos da transmissão números 008/2005 e 007/2005 o direito ao
incentivo da redução foi concedido para o período de 2011 a 2020. Para os contratos com incentivo fiscal a alíquota do
imposto de renda de 25% passa a ser de 6,25%.
No ano de 2012, a CHESF não usufruiu do incentivo fiscal da redução de 75% do imposto de renda, em virtude de não ter tido lucro
fiscal. Em 2011, o incentivo fiscal mencionado totalizou R$ 317.812, registrado no resultado do período como redução do
imposto de renda apurado, de acordo com o IAS 20 – Benefícios Fiscais.
e)
Parcelamento Especial – PAES
As controladas Furnas, Eletrosul, Eletronorte, Amazonas Energia e Distribuição Alagoas optaram pelo refinanciamento de débitos
tributários. O prazo de financiamento é limitado a 180 meses e o saldo devedor é corrigido pela Taxa de Juros de Longo Prazo – TJLP
e SELIC.
NOTA 27 – ENCARGOS SETORIAIS
31/12/2012
PASSIVO CIRCULANTE
Quota RGR .........................................................................
Quota CCC .........................................................................
Quota CDE .........................................................................
Quota PROINFA ................................................................
Compensação pelo Uso de Recursos Hídricos ...................
Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica ........
Pesquisa e Desenvolvimento - P&D...................................
Programa de Eficiência Energética - PEE ..........................
Outros .................................................................................
PASSIVO NÃO CIRCULANTE
Quota RGR .........................................................................
F-88
31/12/2011
124.763
32.494
10.498
23.012
724.447
16.957
353.753
18.369
3.858
181.868
50.081
13.168
60.643
584.816
11.116
274.722
32.937
9.417
1.308.152
1.218.768
32.177
15.010
31/12/2012
Pesquisa e Desenvolvimento - P&D...................................
Programa de Eficiência Energética - PEE ..........................
TOTAL ...............................................................................
31/12/2011
369.026
27.298
340.132
30.582
428.501
385.724
1.736.653
1.604.492
a) Reserva global de Reversão - RGR
A contribuição para a formação da RGR era de responsabilidade das Empresas Concessionárias do Serviço Público de Energia
Elétrica, mediante uma quota denominada Reversão e Encampação de Serviços de Energia Elétrica, de até 2,5% do valor dos
investimentos dos concessionários e permissionários, limitado a 3% da receita anual. O valor da quota era computado como
componente do custo do serviço das concessionárias.
As concessionárias recolhiam suas quotas anuais ao Fundo, não controlado pela Companhia, em conta bancária vinculada,
administrada pela Companhia, que movimenta a conta nos limites previstos na Lei 5.655/1971 e alterações posteriores, também não
refletida nas Demonstrações Financeiras da Companhia, posto tratar-se de entidade autônoma em relação à Companhia.
Com a edição da Lei 12.783/2013, a partir de 1º de janeiro de 2013, foram desobrigadas ao recolhimento das quotas anuais da RGR:
I – as concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica;
II – as concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica licitadas a partir de 12 de setembro de 2012; e
III – as concessionárias de serviço público de transmissão e geração de energia elétrica prorrogadas ou licitadas nos termos da Lei
12.783/2013.
b) Conta de Consumo de Combustível – CCC
O Fundo setorial alterado pela Lei 12.111/2009, criado na década de 70, tem a finalidade de reembolsar parte do custo total de geração
para atendimento ao serviço público de energia elétrica nos Sistemas Isolados, tendo sido mantida a cobertura para os
empreendimentos sub-rogados.
Esse custo total de geração de energia elétrica para atender aos Sistemas Isolados abrange os custos relativos ao preço da energia e da
potência associada contratada pelos agentes de distribuição, à geração própria desses agentes, inclusive aluguel de máquinas, e às
importações de energia e potência associada, incluindo o custo da respectiva transmissão. Também estão compreendidos os encargos e
impostos não recuperados, os investimentos realizados em geração própria, o preço da prestação do serviço de energia elétrica em
regiões remotas, incluindo instalação, operação e manutenção de sistemas de geração descentralizada com redes associadas, e, ainda, a
contratação de reserva de capacidade para garantir a segurança do suprimento de energia elétrica.
Do custo apurado, a CCC reembolsará a diferença em relação ao custo médio da potência e energia comercializadas no Ambiente de
Contratação Regulada (ACR) do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Os recursos da CCC são provenientes do recolhimento de cotas pelas empresas distribuidoras, permissionárias e transmissoras de todo
o país, na proporção e em valores determinados pela ANEEL. A partir da promulgação da Lei 12.111/2009, não há mais previsão de
data para o encerramento das atividades desse fundo setorial e sua gestão não afeta o resultado da Companhia.
c) Conta de Desenvolvimento Energético, CDE
A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) é destinada a promover o desenvolvimento energético dos estados, a projetos de
universalização dos serviços de energia elétrica, ao programa subvenção aos consumidores de baixa renda e à expansão da malha de
gás natural para o atendimento dos estados que ainda não possuem rede canalizada.
Criada em 26 de abril de 2002, a CDE tem duração de 25 anos e é gerida pela Companhia, cumprindo programação determinada pelo
Ministério de Minas e Energia, não afetando o resultado da Companhia.
A CDE também é utilizada para garantir a competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas (eólica, pequenas
centrais hidrelétricas e biomassa) e do carvão mineral nacional.
A partir do exercício de 2013, como um dos instrumentos para viabilizar a redução na conta de energia, essa contribuição foi reduzida
para 25% da taxa vigente.
F-89
d) PROINFA
Programa do Governo Federal para o desenvolvimento de projetos para a diversificação da matriz energética brasileira e incentivo às
fontes alternativas de energia elétrica, instituído pela Lei 10.438, de abril de 2002. É gerenciado pela companhia e busca soluções
de cunho regional para o uso de fontes renováveis de energia.
O PROINFA prevê a operação de 144 usinas, totalizando 3.299,40 MW de capacidade instalada. As usinas do programa respondem
pela geração de aproximadamente 12.000 GWh/ano - quantidade capaz de abastecer cerca de 6,9 milhões de residências e equivalente
a 3,2% do consumo total anual do país. Os 3.299,40 MW contratados estão divididos em 1.191,24 MW provenientes de 63 Pequenas
Centrais Hidrelétricas (PCHs), 1.422,92 MW de 54 usinas eólicas, e 685,24 MW de 27 usinas a base de biomassa. Essa energia tem
garantia de contratação por 20 anos pela Companhia. As operações no âmbito do PROINFA não afetam o resultado da Companhia
(sendo esta a responsável pelo pagamento).
e) Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos
A Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos para fins de geração de energia elétrica foi instituída pela
Constituição Federal de 1988. Trata-se de um percentual que as concessionárias de geração hidrelétrica pagam pela utilização de
recursos hídricos. A ANEEL gerencia a arrecadação e a distribuição dos recursos entre os beneficiários: Estados, Municípios e
órgãos da administração direta da União.
Conforme estabelecido na Lei 8.001, de 13 de março de 1990, com modificações dadas pelas Leis 9.433/1997, 9.984/2000 e
9.993/2000, 45% dos recursos são repassados aos Municípios atingidos pelos reservatórios das UHEs, enquanto que os estados tem
direito a outros 45%. A União recebe 10% do total. Empresas Geradoras caracterizadas como Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs),
são dispensadas do pagamento da compensação financeira.
As concessionárias pagam 6,75% do valor da energia produzida a título de Compensação Financeira.
f) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica
A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica foi criada, pela Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e regulamentada
pelo Decreto 2.410, de 28 de novembro de 1997, com a finalidade de constituir a receita da Agência Nacional de Energia Elétrica
cobertura das suas despesas administrativas e operacionais.
A TFSEE equivale a 0,5% do valor econômico agregado pelo concessionário, permissionário ou autorizado, inclusive no caso de
produção independente e autoprodução, na exploração de serviços e instalações de energia elétrica.
A TFSEE é devida desde 1º de janeiro de 1997, sendo fixada anualmente pela ANEEL e paga em doze cotas mensais.
NOTA 28 – REMUNERAÇÃO AOS ACIONISTAS
31/12/2012
CIRCULANTE
JCP exercício ......................................................................
Dividendos não reclamados ................................................
Dividendos retidos exercícios anteriores ............................
NÃO CIRCULANTE
Dividendos retidos exercícios anteriores ............................
Total ...................................................................................
433.962
100.826
3.416.545
3.951.333
—
3.951.333
31/12/2011
1.066.951
109.398
3.147.364
4.323.713
3.143.222
7.466.935
I – Relativas ao Ano Fiscal
O estatuto da Companhia estabelece como dividendo mínimo obrigatório 25% do lucro líquido, ajustado nos termos da legislação
societária brasileira, respeitada a remuneração mínima para as ações preferenciais das classes A e B, de 8% e 6%, respectivamente, do
valor nominal do capital social relativo a essas espécies e classes de ações, prevendo a possibilidade de pagamento de juros sobre
capital próprio.
Fundamentada em entendimento doutrinário sobre o tema, a Administração entende que: (1) face à existência de reserva de lucros
que excede à absorção dos prejuízos do exercício, deve realizar o pagamento dos dividendos mínimos previstos no artigo 8º do
Estatuto Social, referente às ações preferenciais de classe "A" e "B" e (2) subsistindo, ainda, reservas de lucros após o pagamento
aos preferencialistas, é facultado o pagamento também às ações ordinárias e, deste modo, a Companhia propõem a destinação de
F-90
dividendos aos titulares de ações ordinárias. A administração constituiu provisão para a obrigação associada aos dividendos às ações
preferenciais, em 31 de dezembro de 2012.
A Companhia apurou perdas, propondo, portanto, atribuir dividendos apenas às ações preferenciais das classes A e B sob os termos da
Seção 8 do seu Estatuto Social.
Em 2012, A Companhia atribuiu compensação aos acionistas na forma de juros sobre capital próprio JCP no valor de R$ 433.962
(R$ 433.962 em 2011), imputados aos dividendos do exercício, de acordo com as disposições estatutárias, cuja remuneração por ação é
a que segue:
Remuneração por ação - Proposta - Expressa em reais
31/12/2012
Ações ordinárias .....................................................................
1,72% de capital
Ações preferenciais da classe A .............................................
9,41% de capital
Ações preferenciais da classe B .............................................
7,06% de capital
(2011 - 2,51%)
(2011 - 9,41%)
(2011 - 7,06%)
31/12/2011
0,39
2,17
1,63
0,58
2,17
1,63
A remuneração aos acionistas das ações ordinárias será realizada na forma de JCP no valor de R$ 433.962 (R$ 632.989 em 2011),
imputada aos dividendos do exercício consignados no patrimônio líquido.
De acordo com a legislação tributária vigente, sobre o valor da remuneração proposta aos acionistas, a título de JCP, incide Imposto de
Renda na Fonte – IRRF.
Sobre a remuneração proposta incide atualização monetária incide a partir de 1º de janeiro de 2013 até a data do efetivo início
do pagamento, data esta a ser deliberada pela Assembléia Geral Ordinária, que apreciará as presentes Demonstrações Financeiras e
a proposta de destinação do resultado deste exercício. Sobre a parcela referente à atualização monetária pela taxa SELIC
incide IRRF, nos termos da legislação vigente.
Em cumprimento ao deliberado na 52ª Assembléia Geral Ordinária, realizada em 30 de abril de 2012, o pagamento da remuneração
aos acionistas relativa ao exercício de 2011, na forma de JCP, teve início em 18 de maio de 2012.
II – Dividendos Retidos de Exercícios Anteriores
O Conselho de Administração da Companhia deliberou, em janeiro de 2012, pelo pagamento do saldo da Reserva Especial de
Dividendos não Distribuídos, em quatro parcelas anuais, a partir do exercício de 2010, inclusive.
Fazem jus ao referido recebimento as pessoas físicas e jurídicas que integram o quadro de Acionistas da Companhia em 29 de janeiro
de 2010, restando ser liquidada a parcela de junho de 2013 (última), no total de R$ 3.416.545 (R$ 6.290.586 em 31 de dezembro de
2011).
Os créditos são remunerados pela variação da Taxa SELIC, até a data do efetivo pagamento de cada parcela, incidindo sobre essa
remuneração, a retenção de IRRF, nos termos da legislação vigente.
III – Dividendos Prescritos
O saldo da remuneração aos acionistas, demonstrado no passivo circulante, contém a parcela de R$ 100.826 (R$ 109.398 em 31 de
dezembro de 2011), referente a remunerações não reclamadas dos exercícios de 2009, 2010 e 2011. A remuneração relativa ao
exercício de 2008 e anteriores, está prescrita, nos termos do Estatuto da Companhia.
NOTA 29 – CRÉDITOS DO TESOURO NACIONAL
CIRCULANTE
31/12/2012
Aquisição de ações da CEEE-GT e CEEE-D ....................................... 122.905
Outros ................................................................................................... 8.142
131.047
31/12/2011
101.448
7.602
109.050
NÃO-CIRCULANTE
31/12/2012
33.105
3.967
37.072
31/12/2011
144.753
10.923
155.676
NOTA 30 – BENEFÍCIO PÓS-EMPREGO
As empresas do Sistema Eletrobras patrocinam planos de previdência aos seus empregados, bem como planos de assistência médica e
seguro de vida pós- emprego em determinados casos. Esses benefícios são classificados como benefícios definidos (BD) e de
contribuição definida (CD).
F-91
Devido à estrutura descentralizada do Sistema Eletrobras, cada segmento patrocina seu próprio pacote de benefícios a empregados.
De forma geral, o Grupo oferece aos seus atuais e futuros aposentados e aos seus dependentes benefícios do tipo previdenciário, de
assistência à saúde e seguro de vida pós-emprego, conforme apresentado na tabela a seguir:
Tipos de benefícios oferecidos pela Eletrobras System
Empresa
Eletrobras
Amazonas
Boa Vista
Ceal
Cepisa
Ceron
CGTEE
Chesf
Eletroacre
Eletronorte
Eletronuclear
Eletrosul
Furnas
Itaipu BR
Itaipu PY
Planos de benefícios
previdenciários
Outros
benefícios pósemprego
Plano
Plano Plano
BD Saldado CD
Seguro Plano
de
de
Vida Saúde
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
As tabelas abaixo apresentam a conciliação do valor presente das obrigações de benefício definido e do valor justo dos ativos com
os valores registrados no balanço patrimonial para os benefícios previdenciários e para os demais benefícios pós-emprego. A seguir
estão apresentados os resultados consolidados do grupo Eletrobras. A mais recente avaliação atuarial dos ativos do plano e do valor
presente da obrigação dos benefícios definidos foi realizada em 31 de dezembro de 2012.
a) Conciliação dos passivos dos planos de previdência e outros benefícios
2012
2011
Planos de benefícios definidos previdenciários
- Valores reconhecidos no balanço
patrimonial e demonstração do resultado do
exercício ...................................................................
Valor presente das obrigações atuariais parcial
ou totalmente cobertas ..............................................24.421.763
Valor justo dos ativos do plano (-) ................................
(21.303.217)
Quotas a compensar - Plano CD....................................
—
Valor presente das obrigações em excesso ao
valor justo dos ativos ................................................ 3.118.546
Valor máximo de ativo atuarial passível de
reconhecimento no fim do exercício ........................ 99.690
Dívida atuarial contratada entre patrocinador e
plano ......................................................................... 564.766
Dívida financeira contratada entre patrocinador
e plano ...................................................................... 109.324
2010
21.094.165
(22.091.512)
283.863
(713.485)
—
18.435.641
(20.382.068)
362.950
(1.583.477)
—
815.598
1.172.135
111.006
119.833
Valor de passivo/(ativo) de benefícios pósemprego .................................................................... 3.347.094
1.838.409
1.656.415
Custo de serviço corrente .............................................. 194.513
Custo de juros sobre as obrigações atuariais ................. 1.735.611
Contribuições esperadas de participante (-) .................. (93.228)
Rendimento esperado dos ativos (-) ..............................(1.930.427)
235.694
1.788.036
(317.876)
(2.116.135)
313.682
1.436.169
(234.853)
(1.494.994)
Despesa/(Receita) atuarial reconhecida no
exercício ................................................................... (93.531)
(410.281)
F-92
20.004
2012
Outros benefícios pós-emprego - Valores
reconhecidos no balanço patrimonial e
demonstração do resultado do exercício
2011
2010
2011
2010
Consolidado
2012
Valor presente das obrigações atuariais a
descoberto................................................................. 1.400.029
Valor justo dos ativos do plano (-) ................................
—
869.525
—
741.116
—
Valor presente das obrigações em excesso ao
valor justo dos ativos ................................................ 1.400.029
869.525
741.116
Valor de passivo/(ativo) de benefícios pósemprego .................................................................... 1.400.029
869.525
741.116
Custo de serviço corrente .............................................. 15.818
Custo de juros sobre as obrigações atuariais ................. 113.442
64.433
65.865
13.273
44.474
Despesa/(Receita) atuarial reconhecida no
exercício ................................................................... 129.260
130.298
57.747
F-93
b) Divulgação de Benefícios Definidos Previdenciários
Resultados consolidados de benefícios definidos previdenciários - conciliação do valor presente das obrigações de benefício
definido:
2012
Tabela b.1 – Planos de benefícios definidos
previdenciários - Movimentação do valor presente
das obrigações atuariais ..............................................
Valor das obrigações atuariais no início do ano ..............
Custo de serviço corrente ................................................
Benefícios pagos no exercício fiscal (-) ..........................
Aquisição de quotas - Plano CD .....................................
Compensação de quotas – Plano DC ...............................
(Ganho)/Perda sobre as obrigações atuariais ...................
Valor presente das obrigações atuariais ao final do
ano ..............................................................................
2011
21.094.165
194.513
1.735.611
(1.069.384)
—
2.466.859
18.435.641
235.694
1.788.036
(1.025.614)
602.934
1.057.474
24.421.763
21.094.165
Resultados consolidados de benefícios definidos previdenciários - conciliação do valor justo dos ativos dos planos:
2012
Tabela b.2 - Planos de benefícios definidos
previdenciários - Movimentação e composição
do valor justo dos ativos .............................................
Valor justo dos ativos no início do ano ...........................
Benefícios pagos durante o exercício (-) .........................
Contribuições de participante vertidas durante o
exercício .....................................................................
Contribuições do empregador vertidas durante o
exercício .....................................................................
Compensação de quotas - Plano CD ...............................
Rendimento esperado dos ativos no ano .........................
(Ganho)/Perda sobre os ativos do Plano ..........................
Valor justo dos ativos ao final do ano .............................
22.091.512
(1.069.384)
142.750
2011
20.382.068
(1.025.614)
303.565
250.222
—
1.930.427
(2.042.310)
21.303.217
360.790
230.205
2.114.589
274.092
22.091.512
4.301.417
1.842.043
Rendimento efetivo dos ativos no ano ............................
Resultados consolidados de benefícios definidos previdenciários - Montantes reconhecidos em Outros Resultados Abrangentes:
2012
Outros Resultados Abrangentes (ORA) acumulados
Programa Previdenciário……………………………..
2,620,423
2012
Ganhos (perdas) atuariais reconhecidos em ORA no
exercício Programa Previdenciário.................................
1,472,750
2011
1,147,673
2011
702,021
c) Divulgação de Outros Benefícios Pós-Emprego
Resultados consolidados de outros benefícios pós-emprego - conciliação do valor presente das obrigações de benefício definido:
2012
2011
Table c.1 - Outros benefícios pós-emprego Movimentação do valor presente das obrigações
atuariais ...........................................................................
Valor das obrigações atuariais no início do ano ...................
Custo de serviço corrente .....................................................
Juros sobre a obrigação atuarial ...........................................
Benefícios pagos no ano (-) ..................................................
F-94
869,525
15,818
113,442
(36,560)
741,116
64,433
65,865
(58,226)
(Ganho)/Perda sobre as obrigações atuariais ........................
Valor presente das obrigações atuariais ao final do ano .......
2012
2011
437.805
1.400.029
56.337
869.525
Resultados consolidados de outros benefícios pós-emprego - montantes reconhecidos em outros resultados abrangentes:
2012
2011
317.904
226.187
2012
2011
91.717
56.337
Outros Resultados Abrangentes (ORA) acumulados
Programa Previdenciário ....................................................
Ganhos (perdas) atuariais reconhecidos em ORA no
exercício Programa Previdenciário......................................
d) Hipóteses Atuariais e Econômicas
As premissas atuariais apresentadas abaixo foram utilizadas na determinação da obrigação de benefício definido e da despesa do
exercício.
Premissas Econômicas
2012
2011
Taxa anual de juro atuarial real (i) (i)................
3,20% to 3,72%
Taxa anual de inflação projetada .......................
4,89% to 4,90%
Taxa real anual de retorno dos ativos (ii) ..........
3,20% to 3,72%
Taxa anual real de evolução salarial............................................
2,00%
Taxa anual real de evolução custos médicos ...............................
3,50%
Taxa real de evolução de benefícios ............................................
0,00%
Taxa real de evolução de benefícios do
regime geral ............................................................................
0,00%
Fator de capacidade (benefícios e salários) .................................
98%
(i)
(ii)
5,38% to 5,61%
4,50%
10,1% to 10,4%
2,00%
1,00%
0,00%
0,00%
100%
Taxa de juros longo prazo não inclui inflação
Representa a taxa minima e maxima de retorno sobre ativos e não inclui inflação.
Premissas Atuariais
2012
Taxa de rotatividade .............................................................
Tábua de mortalidade de ativos e inativos ...........................
Tábua de mortalidade de inválidos .......................................
Tábua de invalidez ...............................................................
% de casados na data de aposentadoria ................................
Diferença de idade entre homens e mulheres .......................
0,00%
AT-2000
AT-83
Light
95%
4 years
2011
0,00%
AT-2000
AT-83
Light
95%
4 years
A definição dessa taxa considerou a prática de mercado dos títulos do Governo Federal, conforme critério recomendado pelas
normas nacionais e internacionais para prazos similares aos dos fluxos das obrigações do programa de benefícios, no chamado
conceito de Duration. Em 2012, houve uma redução de aproximadamente 2% na taxa de desconto utilizada pela Companhia,
acarretando um aumento significativo na obrigação atuarial.
A taxa global de retorno esperada corresponde à média ponderada dos retornos esperados das várias categorias de ativos do plano. A
avaliação do retorno esperado realizada pela Administração tem como base as tendências históricas de retorno e previsões dos analistas
de mercado para o ativo durante a vida da respectiva obrigação. O atual retorno dos ativos do plano BD foi de R$ 18.013 (R$ 145.711
em 2011) na Controladora e R$ 4.301.417 (R$ 1.454.353 em 2011) no Consolidado.
F-95
e) Contribuições patronais
Em 31 de dezembro de 2012, as contribuições feitas pela Companhia, para a constituição das provisões matemáticas de benefícios do
Plano CD atingiram R$ 172.006 (31.12.2011 - R$ 159.514).
Em 31 de dezembro de 2012, as contribuições feitas pela Companhia, para a constituição das provisões matemáticas de benefícios do
Plano BD atingiram R$ 250.222 (31.12.2011 - R$ 201.276) no Consolidado.
A Controladora pretende contribuir com R$193,106 para o plano de benefício definido no próximo ano fiscal.
f) Efeitos da variação de um ponto percentual nas taxas de tendência dos custos médicos
A tabela a seguir apresenta os efeitos no valor presente da obrigação de benefício definido e nos custos do serviço corrente e de juros
quando do aumento e da diminuição de um ponto percentual nas taxas de tendência dos custos médicos.
Variação nas taxas de tendência dos custos médicos em 31 de dezembro de 2012 e 2011:
31/12/2012
Variação nas taxas de custos médicos ..................................
Efeito no Custo de Serviço e de Juros - Aumento 1% .........
Efeito no Custo de Serviço e de Juros - Redução 1% ..........
Efeito na obrigação de benefício definido - Aumento 1% ...
Efeito na obrigação de benefício definido - Redução 1% ....
17.136
(14.374)
180.217
(165.112)
31/12/2011
6.875
7.503
54.570
62.351
g) Montantes incluídos no valor justo dos ativos dos planos
g.1) Em 31 de dezembro de 2012
Categoria em 2012
Variação nas taxas de custos médicos ...............................................................
5.727
Previdência realizável ........................................................................................
349.428
Investimentos em títulos públicos ..................................................................... 4.552.990
Investimentos em ações .....................................................................................
702.866
Investimentos em fundos ................................................................................... 14.514.568
Investimentos imobiliários.................................................................................
647.068
Empréstimos e financiamentos ..........................................................................
604.282
Outros ................................................................................................................
83.368
(-)Previdência a pagar .......................................................................................
(153.623)
(-) Investimentos a pagar ..................................................................................
(3.457)
Total................................................................................................................... 21.303.217
g.2) Em 31 de dezembro de 2011
Categoria em 2011
Variação nas taxas de custos médicos ...............................................................
9.543
Previdência realizável ........................................................................................ 1.437.941
(-) Dívida contratada ......................................................................................... (1.027.366)
Investimentos em títulos públicos ..................................................................... 5.124.937
Investimentos em ações ..................................................................................... 1.772.567
Investimentos em fundos ................................................................................... 12.474.124
Investimentos imobiliários.................................................................................
805.028
Empréstimos e financiamentos ..........................................................................
822.764
Outros ................................................................................................................ 1.332.197
(-)Previdência a pagar .......................................................................................
(551.532)
(-) Investimentos a pagar ..................................................................................
(108.690)
Total..................................................................................................................
F-96
22.096.521
h) Histórico de ajustes
O histórico dos ajustes pela experiência do plano de benefício definido está apresentado a seguir:
2012
Valor presente da obrigação de benefícios
definidos ................................................................... 24.421.764
Valor justo dos ativos do plano ..................................... (21.303.217)
Compensação de quotas ................................................
—
Déficit /(Superávit) ........................................................
Ajustes pela experiência nos passivos do plano ............
Efeito da Alteração da taxa de Desconto .......................
Ajustes pela experiência nos ativos do plano ................
3.118.546
1.581.878
4.557.140
2.370.990
2011
2010
2009
21.094.165
(22.091.512)
283.863
15.276.726
(16.860.205)
—
14.199.435
(14.723.536)
—
(713.485)
154.842
902.632
(274.092)
(1.583.480)
523.539
—
1.445.124
(524.101)
251.036
—
1.675.743
NOTA 31 – PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIA
A Companhia e suas controladas são partes envolvidas em diversas ações judiciais, especialmente nas esferas trabalhista e cível, que
se encontram em vários estágios de julgamento.
A administração da Companhia adota o procedimento de classificar as causas impetradas contra a Companhia em função do risco de
perda, baseada na opinião de seus consultores jurídicos, da seguinte forma:
Causas cujo desfecho negativo para a Companhia seja considerado como provável, são constituídas provisões;
Causas cujo desfecho negativo para a Companhia seja considerado como possível, não é realizada provisão e suas
informações correspondentes são divulgadas em Notas Explicativas, quando relevantes; e
Causas cujo desfecho negativo para a Companhia seja considerado como remoto, não é realizada provisão e somente são
divulgadas em Notas Explicativas as informações relevantes, que, a critério da administração, sejam julgadas de relevância para o
pleno entendimento das Demonstrações Financeiras.
Portanto, para enfrentar eventuais perdas, são constituídas as provisões para contingências, julgadas pela administração da Companhia
e de suas controladas, amparadas em seus consultores jurídicos, como suficientes para cobrir eventuais perdas em processos judiciais.
Na data de encerramento destas Demonstrações Financeiras, a Companhia apresenta as seguintes provisões para obrigações legais
vinculadas a processos judiciais, por natureza:
31/12/2012
CIRCULANTE
Trabalhistas ...............................................................
Tributárias.................................................................
Cíveis ........................................................................
NÃO-CIRCULANTE
Trabalhistas ...............................................................
Tributárias.................................................................
Cíveis ........................................................................
67.836
78.840
121.263
267.939
67.544
76.477
96.169
240.190
1.071.442
557.693
3.659.259
5.288.394
786.040
297.721
3.568.415
4.652.176
5.556.333
4.892.366
Estas provisões tiveram, neste exercício, a seguinte evolução:
Saldo em 31/12/2011 ...............................................................4.892.366
Constituição de provisões ..............................................2.126.433
Reversão de provisões .................................................... (969.749)
Pagamentos .................................................................... (492.717)
Saldo em 31/12/2012 ...............................................................5.556.333
F-97
31/12/2011
Parte relevante da reversão ocorrida em 2012 na Controladora deve-se a alteração dos parâmetros para determinação da
provisão, em especial o valor patrimonial da ação judicial e o valor de mercado da Companhia.
a) Principais ações judiciais movidas contra a Companhia e suas controladas com probabilidade de perda provável:
a.1) Ações judiciais cíveis
As ações cíveis na controladora têm por objeto a aplicação de critérios de atualização monetária sobre os créditos escriturais do
Empréstimo Compulsório constituído a partir de 1978.
As demandas tem o objetivo de impugnar a sistemática de cálculo de atualização monetária determinada pela legislação que rege o
Empréstimo Compulsório e aplicada pela Companhia. Os créditos foram integralmente pagos pela Companhia por intermédio de
conversões em ações utilizando como base de atualização a legislação vigente. Existem atualmente 2.296 ações judiciais com esse
objeto tramitando em diversas instâncias. A Companhia mantém provisão para contingências cíveis, na controladora, no valor de R$
1.085.127 (31 de dezembro de 2011 - R$ 1.446.397) referente a esses processos.
Essas ações não se confundem com aquelas ajuizadas com a pretensão de obter o resgate das Obrigações ao Portador, atualmente
inexigíveis, emitidas em decorrência do Empréstimo Compulsório.
2) A Companhia é autora de um processo judicial no qual pede a declaração de nulidade parcial de aditivo (Fator K de correção
analítica de preços) ao contrato de construção da Usina Hidrelétrica Xingó, firmado 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 a devolução
de importâncias pagas, a título de Fator K, no valor de aproximadamente R$ 350 milhões, em dobro, ou seja, R$700 milhões.
A Justiça Estadual de Pernambuco entendeu que ação ajuizada pela Companhia foi julgada sem fundamento e a reconvenção
apresentada pelas rés procedente.
A Companhia e a União Federal, sua assistente neste processo, apresentaram recursos especiais e extraordinários, ao Superior Tribunal
de Justiça (STJ). O Tribunal, em agosto de 2010, deu provimento a um desses recursos especiais apresentado pela Companhia,
reduzindo o valor da causa, o que implica substancial redução nos honorários a serem eventualmente pagos na ação principal. O
mesmo STJ negou provimento aos demais recursos especiais apresentados pela Companhia e União Federal, mantendo, portanto, a
decisão do Tribunal de Justiça de Pernambuco, que julgou improcedente a ação declaratória movida pela Chesf e julgou procedente a
reconvenção apresentada pelas rés. As partes ainda não foram intimadas dessas decisões, contra as quais ainda há possibilidade de
apresentação de recursos. Em 31 de dezembro de 2012 aguardava-se, ainda, a intimação das partes quanto às decisões proferidas pelo
STJ.
A Administração da Chesf, fundamentada na opinião de seus consultores jurídicos e em cálculos que levaram em conta a suspensão
do pagamento das parcelas relativas ao Fator K e suas respectivas atualizações monetárias, mantém registro de provisão, no Passivo
Não Circulante, cujo montante atualizado em 31 de dezembro de 2012 é de R$ 723.256 (31 de dezembro de 2011 – R$ 460.887),
para fazer face a eventuais perdas decorrentes deste assunto.
3) Ação de Indenização de 14.400 ha. de terra na Fazenda Aldeia, proposta na Comarca de Sento Sé (BA), pelo Espólio de Anderson
Moura de Souza e sua esposa. A sentença de primeiro grau julgou procedente o pedido condenando a Companhia a pagar o valor de
R$50.000, correspondente ao principal mais juros e correção monetária. A Companhia interpôs recurso para o Tribunal de Justiça da
Bahia e o processo foi transferido para a Justiça Federal face intervenção da União Federal na qualidade de assistente. Até 31 de
dezembro de 2012, não houve movimentações relevantes no processo, estando a ação rescisória ainda pendente de julgamento. A
Administração da Companhia, fundamentada na opinião de seus consultores jurídicos, entende que o caso é de perda provável e por
isso possui registrado em seu passivo não circulante a provisão no valor de R$ 100.000 (31 de dezembro de 2011 – R$ 100.000).
4) Ação Civil Pública proposta pelo Ministério Público de Pernambuco, resultante de direito de reassentamento de trabalhadores rurais
afetados pela construção da UHE Itaparica (UHE Luiz Gonzaga). O autor afirma ser inexistente o acordo firmado pelo Sindicato
dos Trabalhadores Rurais, em 06 de dezembro de 1986, por carência de legitimidade e requer a diferença das verbas de manutenções
temporárias pagas no período, dando à causa o valor atualizado de aproximadamente R$ 87.000. O processo encontra-se no Superior
Tribunal de Justiça - STJ e encontra-se concluso com o relator. A Administração, fundamentada na opinião de seus consultores
jurídicos, entende que a perda é provável e por isso possui em seu passivo não circulante, provisão no valor de R$ 87.000 (31 de
dezembro de 2011 – R$ 87.000).
5) Diversas demandas cíveis de caráter indenizatório por perdas financeiras, em função de atrasos de pagamentos a fornecedores e por
desapropriações de áreas inundadas por reservatórios de usinas hidrelétricas. Para os processos que julgou a probabilidade de perda
como provável a Administração da Eletronorte, fundamentada na opinião de seus consultores jurídicos, registrou em seu passivo não
circulante provisão no montante de R$ 608.320 (31 de dezembro de 2011 – R$ 703.988).
F-98
6) A Secretaria de Fazenda do Estado de Rondônia lavrou autos de infração referente à diferencial de alíquota do ICMS no período de
2001 e 2002. A Administração da Ceron, fundamentada na opinião de seus consultores jurídicos, entende que a probabilidade de perda
é provável e por isso possui em seu passivo não circulante provisão no valor de R$ 12.919 (31 de dezembro de 2011 – R$ 12.083).
a.2) Trabalhista
1) Diversas ações promovidas, nas quais é pleiteado o adicional de periculosidade, no entendimento de que deva ser concedido o
percentual integral e não proporcional a todos os empregados que prestam serviços em atividade sujeita ao risco elétrico. A
Administração, fundamentada na opinião de seus consultores jurídicos, registrou em seu passivo não circulante provisão no montante
de R$ 231.054 (31 de dezembro de 2011 – R$ 227.567) para os processos que julgou a probabilidade de perda como provável.
2) Diversos processos judiciais trabalhistas, na sua grande parte, decorrentes de ações relativas à adicional de periculosidade, Plano
Bresser, horas extras, cálculo de multa de FGTS e alinhamento de curva salarial. O montante estimado de perda provável é de
R$ 312.953 (31 de dezembro de 2011 – R$ 177.329).
3) O Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias Urbanas no Estado de Alagoas, na qualidade de substituto processual, ingressou com
uma reclamação trabalhista em favor dos empregados da Companhia, visando o recebimento de supostas diferenças salariais, ocorridas
em virtude da implantação do denominado “Plano Bresser” (Decreto-Lei nº 2.335/87).
O pedido teve amparo perante a Egrégia Segunda Junta de Conciliação e Julgamento de Maceió-AL, decisão esta confirmada pelo
Tribunal Regional do Trabalho da 19ª Região, estando a decisão transitado em julgado.
Ocorre que, na execução da sentença, o Juízo da 2ª Vara do Trabalho de Maceió entendeu a época que não deveria haver limitação a
data-base da categoria, o que extraordinariamente oneraria a execução.
Daí o risco avaliado de perda ser provável quanto a avaliação de perda limitada a data base, pois o julgamento da limitação da database da categoria dar-se-á com a continuidade da execução.
Conforme a OJ/TST (SDI i) nº 262, não ofende “à coisa julgada a limitação à data-base da categoria, na fase executória, da condenação
ao pagamento de diferenças salariais decorrentes de planos econômicos”.
O pagamento de diferenças salariais foi limitado à data base através da Súmula 322 do Tribunal Superior do Trabalho -TST que
estabelece: os reajustes salariais decorrentes dos chamados “gatilhos” e URPs, previstos legalmente como antecipação, são devidos tão
somente até a data-base de cada categoria.
É importante salientar que entre as medidas judiciais cabíveis, foram apresentados Embargos à Execução, o que permitiria o exame da
limitação dos cálculos à data base da categoria, procedimento também adotado pela Advocacia Geral da União.
Ainda, a União ingressou no processo como assistente, o que reforça a defesa da Companhia na busca pela limitação à data-base, bem
como a decisão datada de 15 de março de 2011, do TRT da 19º Região, proc. 251900.68.5.19.1989.0002, da Companhia de
Abastecimento de Águas e Saneamento de Alagoas – CASAL, na qual houve a limitação à data-base. A Companhia tem provisão
constituída para contingências em relação a esse assunto, no montante de R$ 3.583.
O processo encontra-se em fase de execução, com homologação dos cálculos pelo juízo de primeiro grau no valor de R$ 722.000. Os
cálculos foram impugnados pela Ceal com a apresentação de duas teses: uma com a limitação à data-base e outra contestando os
valores apresentados pela União, sem a limitação à data-base.
a.3) Tributário
A principal ação registrada refere-se aos autos de infração lavrados contra a Companhia em 3 de maio de 2001, relativos ao Finsocial,
Cofins e Pasep, em decorrência de exclusões nas bases de cálculo relativas, principalmente, a repasse e transporte de energia de
Itaipu, por um período de dez anos. O valor atualizado do processo é de R$ 246.204. A Administração, fundamentada na
opinião de seus consultores jurídicos, entende que a probabilidade de perda é provável e por isso possui em seu passivo não circulante
provisão no valor total.
F-99
b) Ações judiciais movidas contra a Companhia e suas controladas com probabilidade de perda possível
Adicionalmente, a Companhia possui processos judiciais cujos prognósticos de perda classificados pela Administração da Companhia
e de seus consultores legais são possíveis. Abaixo apresentamos os valores desses processos, por sua natureza:
31/12/2012
Trabalhistas .....................................................................
Tributárias .......................................................................
Cíveis ..............................................................................
Total ................................................................................
1.395.265
9.099.220
16.711.365
27.205.849
31/12/2011
687.246
5.956.119
13.515.165
20.158.530
Para todos os processos abaixo descritos, as Administrações das referidas empresas e da Companhia, fundamentada na opinião de seus
consultores jurídicos, entendem que a probabilidade de perda é possível sem haver necessidade de registro de provisão.
b.1) Cível
1) O valor das causas possíveis na controladora é substancialmente formado por aquelas referentes ao Empréstimo Compulsório, cujas
reclamações não estão contidas na decisão judicial de agosto de 2009. A descrição da natureza do Empréstimo Compulsório encontrase na nota 24.
2) Ação de indenização ajuizada pelo Consórcio formado pelas empresas CBPO/CONSTRAN/Mendes Júnior, na qual pede a
condenação da Companhia e o pagamento de compensação financeira adicional, em virtude de atraso no pagamento das faturas do
contrato referente à Usina Hidrelétrica Xingó. A ação foi julgada procedente, sendo a Companhia condenada a pagar aos autores a
importância de R$23.766, a preços de setembro de 2004 (R$ 51.568, segundo cálculos da Chesf, em 31 de março de 2010). A Chesf
interpôs recurso de apelação, a ser julgado pelo Tribunal de Justiça de Pernambuco, mas devido intervenção da União Federal, o
processo foi encaminhado a Justiça Federal, onde se encontra.
3Ação cível pública proposta contra a Companhia pela Associação Comunitária do Povoado do Cabeço e Adjacências, no Estado de
Sergipe, no valor de R$ 100.000 tendo por objeto obter compensação financeira em decorrência de alegados danos ambientais
causados aos pescadores devido à construção da UHE Xingó.
4) Ação proposta pela AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia, visando à contabilização e liquidação do valor de R$ 110.000 pela
Aneel das transações do mercado, relativos à exposição positiva verificada em razão da não opção pelo alívio (seguro) feita em
dezembro de 2000. A Companhia ingressou no processo como litisconsorte passiva necessária e contestou a ação.
5) Ação declaratória com pedido de indenização proposta pela Carbomil Química S.A. objetivando indenização em decorrência da
instalação de linha de transmissão de energia elétrica em área da mina Lajedo do Mel, localizada nos municípios de Jaguaruana e
Quixeré, no Ceará, e Baraúna, no Rio Grande do Norte. O valor estimado é de R$ 70.000.
c) Processos de riscos remotos, não provisionados
Ação de cobrança em andamento movida pela Construtora Mendes Júnior S.A., contratada para a construção da Usina Hidrelétrica
Itaparica, por alegados prejuízos financeiros resultantes de atraso no pagamento de faturas por parte da Companhia. A ação é
considerada pelos seus administradores e suportada pelos consultores jurídicos da Companhia como risco de perda remoto.
Nesta ação de cobrança a Construtora Mendes Júnior S.A. obteve sentença do Juízo da 4ª Vara Cível, posteriormente anulada, que
condenava a Companhia ao pagamento da quantia que, incluindo honorários advocatícios e correção monetária até o mês de agosto de
1996, calculado segundo critério determinado pelo juízo, seria de aproximadamente R$ 7.000.000, valor não atualizado desde então. O
Ministério Público Federal apresentou manifestação com pedido de declaração de nulidade de todo o processo e, no mérito, pediu a
improcedência da ação. A Construtora Mendes Junior S.A interpôs agravos para Superior Tribunal de Justiça – ARESP, sendo que,
em 31 de dezembro de 2012, naquela instância, o Ministério Público Federal emitiu parecer opinando pelo não provimento dos
agravos.
NOTA 32 – OBRIGAÇÃO PARA DESMOBILIZAÇÃO DE ATIVOS
A Companhia reconhece obrigações para descomissionamento de usinas termonucleares, que se constituem em um programa de
atividades exigidas pela Comissão Nacional de Energia Nuclear - CNEN, que permite desmantelar com segurança e mínimo impacto
ao meio ambiente essas instalações nucleares, ao final do ciclo operacional.
Dadas as características específicas de operação e manutenção de usinas termonucleares, sempre que ocorrerem alterações no valor
estimado do custo de desmobilização, decorrentes de novos estudos em função de avanços tecnológicos, deverão ser alteradas as
quotas de descomissionamento, de forma a ajustar o saldo da obrigação à nova realidade.
F-100
O saldo da obrigação, registrada a valor presente, em 31 de dezembro de 2012 é de R$ 988.490 (31 de dezembro de 2011 – R$
408.712).
Saldo do Passivo, a Valor Presente, em 31/12/2010 ..................
375.968
Ajuste a Valor Presente / Variação Cambial no
32.744
período ..................................................................................
Saldo do Passivo, a Valor Presente, em 31/12/2011 ..................
408.712
Constituição no períod ...............................................................
517.997
Ajuste a Valor Presente / Variação Cambial no
61.781
período ..................................................................................
Saldo do Passivo, a Valor Presente, em 31/12/2012 ..................
988.490
Alteração da taxa de desconto
No presente exercício foi contabilizado ajuste a valor presente, decorrente de diferença da taxa de 5,49% ao ano para 4,98% ao ano,
sobre o Passivo para Descomissionamento das Usinas Angra 1 e Angra 2. O valor de R$ 39.344 registrado como complemente do
Passivo Não Circulante teve como contrapartida o Ativo Imobilizado.
Rejeitos de baixa e média atividade e combustível nuclear usado
Em 2012, a Eletronuclear contabilizou as estimativas de custos para gerenciamento em longo prazo dos rejeitos operacionais de baixo
e médio nível de atividade e dos elementos combustíveis usados no valor de R$ 517.997, referente às seguintes atividades:
1) Para transporte e disposição final dos rejeitos operacionais de baixa e média atividade relativos ao volume acumulado até 2020,
quando se considera que será iniciada sua transferência para o Repositório Nacional de Rejeitos Radioativos de Baixo e Médio Nível
de Atividade (RBMN), a ser implantado pela CNEN, responsável legal pela guarda final desses rejeitos.
2) Para armazenagem inicial dos elementos combustíveis usados até o final da década de 70, quando se estima ocorrer o término da
vida útil de Angra 3 e, portanto, da própria CNAAA, os valores que serão dispendidos para implantação da Instalação para
Armazenamento dos Combustíveis Irradiados (UFC) e respectivo sistema de movimentação dos elementos combustíveis das usinas
para essa instalação, cujo projeto encontra-se em andamento e cujo comissionamento deverá ocorrer até 2020.
NOTA 33 – CONCESSÕES A PAGAR – USO DO BEM PÚBLICO
A Companhia tem contratos de concessão onerosa com o Governo Federal para a utilização do bem público para a geração de energia
elétrica, substancialmente em empreendimentos através das Sociedades de Propósito Específico - SPEs. As características dos
negócios e dos contratos indicam a condição e intenção das partes de executá-los integralmente.
Buscando refletir adequadamente, no balanço patrimonial, a outorga onerosa da concessão e a respectiva obrigação perante a União,
os valores das concessões de usinas hidrelétricas foram registrados no ativo intangível em contrapartida do passivo.
Os valores estabelecidos nos contratos de concessão estão a preços futuros e, portanto, a Companhia ajustou a valor presente essas
obrigações.
A atualização do passivo decorrente da taxa de desconto e variação monetária vem sendo capitalizado nos ativos durante a construção
de plantas de energia e, a partir da data do início das operações, está diretamente reconhecido nos resultados.
A Companhia adota como política contábil, reconhecer a obrigação na data da obtenção da licença ambiental de instalação (LI).
F-101
Os pagamentos da UBP são realizados em parcelas mensais a partir do início da operação comercial do empreendimento até o final do
prazo de concessão, e estão assim previstos:
CIRCULANTE
31/12/2012
31/12/2011
Foz do Chapecó ....................................................................
Peixe Angical .......................................................................
Retiro Baixo .........................................................................
Serra do Facão ......................................................................
Santo Antonio ......................................................................
Passo São João .....................................................................
São Domingos ......................................................................
Mauá ....................................................................................
20.852
7.178
131
4.046
6.054
285
731
854
19.498
6.627
123
3.856
5.129
—
—
—
Total .....................................................................................
40.131
35.233
NÃO CIRCULANTE
31/12/2012
31/12/2011
Jirau ....................................................................................
Belo Monte .........................................................................
Passo São João ...................................................................
Mauá ..................................................................................
São Domingos ....................................................................
Teles Pires ..........................................................................
Batalha e Simplicio ............................................................
Foz do Chapecó ..................................................................
Peixe Angical .....................................................................
Retiro Baixo .......................................................................
Serra do Facão ....................................................................
Santo Antonio ....................................................................
Balbina ...............................................................................
44.872
76.880
4.122
12.547
9.838
39.848
44.673
245.930
81.201
3.631
660.937
74.037
279.391
39.776
72.593
4.069
12.357
4.774
34.928
42.230
236.560
77.029
3.563
635.722
70.825
300.106
Total ...................................................................................
1.577.908
1.534.532
Valor nominal original
Valores atualizados
UHE
anos
Pagamento
anual
Passo São João ..........................................................................
Mauá .........................................................................................
São Domingos ...........................................................................
Jirau...........................................................................................
Teles Pires .................................................................................
Batalha ......................................................................................
Simplício ...................................................................................
Foz do Chapecó ........................................................................
Peixe Angical ............................................................................
Retiro Baixo ..............................................................................
Serra do Facão ..........................................................................
Santo Antônio ...........................................................................
29
30
25
30
32
35
35
35
35
35
35
35
200
618
260
3.150
6.866
309
1.187
19.261
6.800
238
40.618
12.132
5.944
18.855
6.717
96.840
235.248
8.725
34.036
504.000
197.200
6.902
1.073.000
379.267
285
854
730
4.036
7.557
431
1.657
42.128
17.037
267
98.136
15.384
8.170
25.264
18.250
124.134
258.947
8.321
35.923
662.946
220.947
7.743
1.335.935
481.267
91.639
2.566.734
188.502
3.187.847
F-102
Pagamento total
Pagamento
anual
Pagamento total
NOTA 34 – ADIANTAMENTO PARA FUTURO AUMENTO DE CAPITAL
31/12/2012
31/12/2011
Aquisição de participação acionaria CEEE / CGTEE ..........
Linha de transmissão Banabuí - Fortaleza............................
UHE de Xingó ......................................................................
Linha de transmissão no Estado da Bahia ............................
Fundo Federal de Eletrificação - Lei 5.073/66 .....................
144.574
2.441
6.857
1.073
6.363
133.270
2.250
6.321
989
5.865
Total .....................................................................................
161.308
148.695
NOTA 35 – CONTRATOS ONEROSOS
31/12/2012
Transmissão
Contrato no 061/2001 .................................................
Contrato no 062/2001 .................................................
Geração
Itaparica ......................................................................
Jirau ............................................................................
Camaçari .....................................................................
Termonorte II ..............................................................
Funil ............................................................................
Mauá-Klabin ...............................................................
Complexo Paulo Afonso .............................................
Coaracy Nunes ............................................................
São Domingos.............................................................
Outros .........................................................................
TOTAL.................................................................................
84.139
1.407.057
31/12/2011
—
—
1.018.534
1.607.869
357.043
131.200
83.158
48.576
34.107
21.553
13.930
98.358
—
—
—
96.204
—
—
—
—
—
—
4.905.524
96.204
Do montante da provisão para contratos onerosos reconhecida em 2012. R$ 3.082.395 decorrem de contratos de concessão
prorrogados nos termos da Lei 12.783/13. pelo fato da tarifa determinada apresentar um desequilíbrio em relação aos atuais custos.
Diante disto. a obrigação presente de acordo com cada contrato foi reconhecida e mensurada como provisão podendo ser revertida em
função de ajustes na estrutura de custos.
Programa de Reassentamento do Itaparica
A partir da construção da Usina Hidrelétrica de Itaparica e em função da formação do lago de Itaparica. 10.500 famílias foram
deslocadas. das quais 6.100 eram de pequenos agricultores. Entre estas. estavam 200 famílias indígenas da tribo Tuxá. tendo como
consequência a criação do Programa de Reassentamento de Itaparica. que tem por objetivo reassentar as famílias deslocadas da área
inundada pelo reservatório da usina. atual Luiz Gonzaga. localizada entre os estados de Pernambuco e Bahia.
Em sessão extraordinária. de 30 de janeiro de 2013. o Tribunal de Contas da União (TCU) publicou o Acórdão nº 101/2013-TCUPlenário. no qual determina à Casa Civil. órgão responsável pela coordenação e integração das ações do Governo. aos Ministérios de
Minas e Energia e da Integração Nacional. à Chesf e à Codevasf. com amparo no art. 43. inciso I. da Lei nº 8.443/1992. combinado
com o art. 250. inciso II. do Regimento Interno do TCU. que. em conjunto. no prazo de 180 (cento e oitenta) dias. elaborem e enviem
ao Tribunal plano de ação da execução do Programa de Reassentamento de Itaparica. incluindo atividades. prazos e responsáveis.
voltado à implementação das medidas necessárias à transferência. imediata ou progressiva. do patrimônio de uso comum dos
perímetros públicos irrigados de Itaparica para a Codevasf e da gestão destes perímetros para os reassentados. inclusive quanto à
implementação das medidas necessárias à regularização das ações junto às Prefeituras Municipais de Santa Maria da Boa Vista.
Tacaratu e Belém do São Francisco. em Pernambuco. e de Curaçá. Rodelas e Glória. na Bahia. para que essas prefeituras assumam os
serviços públicos de sua competência.
Neste sentido. a provisão para contrato oneroso relativa à UHE Itaparica poderá ser revista. em função do plano de execução que vier
a ser implementado.
F-103
NOTA 36 – COMPROMISSOS OPERACIONAIS DE LONGO PRAZO
Os compromissos de longo prazo da Companhia. relacionados. principalmente. a contratos de compra de energia elétrica e
combustível são:
1. Compra de energia
Empresas
2014
2015
2016
Após 2016
Amazonas .............................................................................................. 2.700
Chesf .....................................................................................................433.277
Distribuidora Alagoas............................................................................155.486
Distribuidora Piauí ................................................................................290.945
Distribuidora Rondônia .........................................................................724.581
Distribuidora Acre ................................................................................. 63.471
Eletronorte ............................................................................................. 68.720
Eletrosul ................................................................................................ 8.279
Furnas ....................................................................................................120.875
2.836
364.345
173.233
294.100
382.350
136.955
180.238
8.279
33.220
—
307.597
—
—
—
—
207.385
8.279
33.220
—
3.212.902
—
—
—
—
220.827
8.278
99.660
Total ......................................................................................................
1.868.334
1.575.555
556.481
3.541.667
2. Combustível Nuclear (Eletronuclear)
Empresas
2013
Eletronuclear ...................................................................................................
370.000
2014/2015
571.279
Após2015
6.403.772
Contratos assinados com as Indústrias Nucleares Brasileiras - INB para aquisição de Combustível Nuclear para produção de energia
elétrica, destinadas as recargas das usinas UTN Angra I e UTN Angra II.
3. Compra de Energia de produtor Independente – Proinfa
A Companhia apoia o desenvolvimento de projetos para a diversificação da matriz energética brasileira, através do programa de
incentivo às fontes alternativas de energia elétrica, instituído pela Lei 10.438 em abril de 2002. O objetivo é buscar soluções regionais
para o uso de fontes renováveis de energia e incentivar o crescimento da indústria nacional.
O Proinfa prevê a operação de 144 usinas, totalizando 3.299,40 MW de capacidade instalada. As usinas do programa responderão pela
geração de aproximadamente 12.000GWh/ano, equivalentes a 3,2% do consumo total anual do país. Os 3.299,40 MW contratados
estão divididos em 1.191,24 MW provenientes de 63 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH’s), 1.422,92 MW de 54 usinas eólicas e
685,24 MW de 27 usinas a base de biomassa. Em 2006, a Companhia concordou em adquirir energia elétrica produzida pelo
PROINFA por um período de 20 anos e transferir essa energia elétrica às concessionárias de transmissão e distribuição, que por sua
vez transferem a energia elétrica aos consumidores livres e autoprodutores, excluídos os consumidores de baixa renda, na proporção
de seus consumos. Cada concessionária de transmissão e distribuição pagam à Companhia o custo anual de energia elétrica fornecida
aos consumidores cativos, consumidores livres e autoprodutores conectados às suas instalações, em doze pagamentos mensais, cada
um deles antecipadamente ao mês no qual a energia deve ser consumida.
4. Venda de energia
Empresas
2014
2015
2016
Após 2016
Chesf ........................................................................................2.014.587
Eletronorte ................................................................................5.485.002
Eletrosul ...................................................................................5.853.610
Furnas .......................................................................................1.543.770
Itaipu ........................................................................................3.362.592
1.255.379
4.251.382
8.049.723
1.455.666
3.370.031
485.051
2.926.102
8.278.569
1.443.730
3.396.813
2.544.962
14.632.250
16.557.138
3.409.480
20.215.722
Total .........................................................................................
18.259.560
18.382.181
16.530.264
57.359.551
F-104
Contratos assinados pelas empresas listadas acima com outras empresas do setor elétrico visando o suprimento/venda de energia
elétrica. No caso no qual a Companhia não tenha geração de energia em quantidade suficiente em determinado período, pode-se
recorrer a compra de energia elétrica no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para honrar o contrato de
fornecimento de energia. Todavia, neste caso, a Companhia fica suscetível ao valor do período do Preço de Liquidação das
Diferenças (PLD), que pode ser maior que os valores de venda expostos nos contratos acima, ficando a Companhia sujeita a perdas
financeiras nestas operações.
5. Compromissos sócio ambientais
Empresas
2013
Eletronuclear ......................................................................................................20.598
2014/2015
11.554
Após 2015
127.085
A) Angra III
Termos de compromissos assumidos com os Municípios de Angra dos Reis, Rio Claro e Paraty, nos quais a ELETRONUCLEAR se
compromete a celebrar convênios específicos de portes socioambientais.
B) CGTEE – Usina Termelétrica Presidente Médici
Em 13 de abril de 2011, foi celebrado o Termo de Ajustamento de Conduta (TAC) entre a CGTEE, IBAMA, Eletrobras, Ministério de
Minas e Energia, Ministério do Meio Ambiente e União, por intermédio da Advocacia Geral da União, para a adequação ambiental
das Fases A e B da Usina Presidente Médici, localizada em Candiota - RS. O TAC prevê uma série de obrigações para a CGTEE até
31 de agosto de 2014 e conta com um investimento estimado da Companhia de R$ 241.835. Após a conclusão do TAC, espera-se a
renovação pelo IBAMA da licença de operação da Usina Termelétrica Presidente Médici.
A CGTEE assumiu diversos compromissos, como por exemplo: a licitação internacional para a implantação do SO2 e Sistema de
Abatimento de Material Particulado na Fase B, recomposição de 1000 hectares de matas ciliares e/ou das áreas degradas, localizadas
nas bacias hidrográficas dos Rios Jaguarão e Arroio Candiota e revegetação na área de preservação permanente da bacia de
acumulação da Barragem.
6. Aquisição de equipamentos
Empresas
2013
Eletronuclear ................................................................................................197.746
2014/2015
245.158
Após 2015
86.890
Contratos assinados com fornecedores diversos para aquisição de equipamentos para substituição no ativo imobilizado das usinas
Angra I e Angra II, necessários à manutenção operacional desses ativos.
NOTA 37 – PATRIMÔNIO LÍQUIDO
I – Capital Social
O Capital Social da Companhia em 31 de dezembro de 2012 era de R$ 31.305.331 (31 de dezembro de 2011 - R$ 31.305.331) e suas
ações não tem valor nominal. As ações preferenciais não têm direito a voto e não são conversíveis em ações ordinárias, entretanto,
gozam de prioridade no reembolso do capital e na distribuição de dividendos, às taxas anuais de 8% para as ações de classe "A"
(subscritas até 23 de junho de 1969) e 6% para as ações classe "B" (subscritas a partir de 24 de junho de 1969), calculados sobre o
capital correspondente a cada classe de ações.
F-105
O Capital Social está representado por 1.352.634.100 ações escriturais e está distribuído, por principais acionistas e pelas espécies de
ações, em 31 de dezembro de 2012, conforme a seguir:
ORDINÁRIAS
ACIONISTA
QUANTIDADE
União.........................................
BNDESPAR..............................
BNDES .....................................
FND ..........................................
FGHAB .....................................
FGI ............................................
FGO ..........................................
Outros .......................................
591.968.382
141.757.951
76.338.832
45.621.589
1.000.000
—
—
230.363.543
1.087.050.297
PREFERENCIAIS
%
54,46
13,04
7,02
4,20
0,09
—
—
21,19
100,00
SÉRIE A
SÉRIE B
—
—
—
—
—
—
—
146.920
146.920
CAPITAL TOTAL
%
2.252
18.691.102
18.262.671
—
—
8.750.000
468.600
219.262.258
265.436.883
QUANTIDADE
—
7,04
6,88
—
—
3,30
0,18
82,60
100,00
591.970.634
160.449.053
94.601.503
45.621.589
1.000.000
8.750.000
468.600
449.772.721
1.352.634.100
%
43,79
11,86
6,99
3,37
0,07
0,65
0,03
33,25
100,00
Do total de 393.479.350 ações em poder dos minoritários (já deduzidas as 526 ações ordinárias, referentes aos Diretores e Membros
do Conselho de Administradores da Companhia), 248.613.434 ações, ou seja, 63,18% são de propriedade de investidores não
residentes, sendo 152.860.563 de ordinárias, 28 de ações preferenciais classe “A” e 95.752.843 de ações preferenciais da classe “B”.
Da participação total de acionistas domiciliados no exterior, 67.910.925 são ações ordinárias e 25.986.141 ações preferenciais da
classe “B” estão custodiadas, lastreando o Programa de American Depositary Receipts – ADRs.
II – Reservas de Capital
31/12/2012
Compensação de insuficiência de remuneração CRC ............................................................................
Ágio na emissão de ações................................................
Especial - Decreto-Lei 54.936/1964 ................................
Correção monetária do balanço de abertura de 1978 ......
Correção monetária do Empréstimo Compulsório 1987 ............................................................................
Doações e subvenções - FINOR. FINAM e outros
31/12/2011
18.961.102
3.384.310
387.419
309.655
18.961.102
3.384.310
387.419
309.655
2.708.432
297.424
26.048.342
2.708.432
297.424
26.048.342
III – Reservas de Lucro
O Estatuto Social da companhia prevê a destinação de 50% do lucro líquido do exercício para a constituição de Reserva de
Investimentos e de 1% para a Reserva de Estudos e Projetos, sendo a sua constituição limitada a 75% e a 2% do capital social.
31/12/2012
Legal (art. 193 - Lei 6.404/1976) ....................................
Estatutárias (art. 194 - Lei 6.404/1976) ...........................
31/12/2011
2.233.017
9.037.359
2.233.016
16.862.806
11.270.376
19.095.822
NOTA 38 – LUCRO POR AÇÃO
(a) Básico
O lucro básico por ação é calculado mediante a divisão do lucro atribuível aos acionistas da Companhia, pela quantidade média
ponderada de ações ordinárias emitidas durante o exercício, excluindo as ações ordinárias compradas pela Companhia e
mantidas como ações em tesouraria.
12/31/12
Numerador
Ordinárias
Lucro/Prejuízo líquido atribuível a cada classe de ações
(5.528.270)
(748)
(1.349.899)
(6.878.916)
(5.528.270)
(748)
(1.349.899)
(6.878.916)
F-106
Preferencial A
Preferencial B
Total
Denominador
Ordinárias
Média ponderada da quantidade de ações em mil .....
% de ações em relação ao total ..................................
1,087,050
80,37%
Resultado por ação básico (R$) .................................
(5,09)
Preferencial A
147
0,01%
(5,09)
Preferencial B
265,437
19,62%
Total
1,352,634
100,00%
(5,09)
12/31/11
Numerador
Ordinárias
Lucro/Prejuízo líquido atribuível a cada classe de
ações .....................................................................
Dividendos Preferenciais ...........................................
2.831.333
383
116
691.358
209.375
3.523.074
209.491
2,831,333
383
691.358
3.523.074
Denominador
Ordinárias
Média ponderada da quantidade de ações em mi ......
% de ações em relação ao total ..................................
Resultado por ação básico (R$) .................................
1.087.050
80%
2,60
Preferencial A
Preferencial A
147
0%
2,60
Preferencial B
Preferencial B
265.437
20%
2,60
Total
Total
1.352.634
100%
31/12/2010
Numerador
Ordinárias
Lucro/Prejuízo líquido atribuível a cada classe de
ações .....................................................................
Dividendos Preferenciais ...........................................
1.544.746
251
272
387.775
314.87
1.932.771
315.142
1.544.746
522
702.645
2.247.913
Denominador
Ordinárias
Preferencial A
Preferencial A
Preferencial B
Preferencial B
Total
Total
Média ponderada da quantidade de ações em mil .....
905.024
147
227.187
1.134.357
% de ações em relação ao total ..................................
905.024
80%
147
0,01%
227.187
20%
1.134.357
100%
Resultado por ação diluido (R$) ................................
1,71
3,55
3,09
1,98
(b) Diluído
O lucro diluído por ação é calculado mediante o ajuste da quantidade média ponderada de ações ordinárias em circulação, para
presumir a conversão de todas as ações ordinárias potenciais diluídas. A Companhia tem apenas uma categoria de ações
ordinárias potenciais diluídas: dívida conversível (empréstimo compulsório). Pressupõe-se que a dívida conversível foi
convertida em ações ordinárias e que a receita líquida é ajustada para eliminar a despesa financeira menos o efeito fiscal.
F-107
31/12/2011
Numerador
Ordinárias
Preferencial A
Preferencial B
Total
Lucro/Prejuízo liquido atribuível a cada classe de ações ...................................
2.831.333
Dividendos Preferenciais ................................................................................... —
383
116
691.358
209.375
3.523.074
209.491
2.836.333
499
900.733
3.732.565
Denominador
Ordinárias
Preferencial A
Média ponderada da quantidade de ações em mil ..............................................
1.087.050
% de ações em relação ao total .......................................................................... 80%
147
0.01%
Resultado por ação diluido (R$) ........................................................................ 2,60
2,60
Preferencial B
265.437
20%
2,60
Total
1.352.487
100.00%
2,78
31/12/2010
Numerador
Ordinárias
Preferencial A
Preferencial B
Total
Lucro/Prejuízo liquido atribuível a cada classe de ações ...................................
1.544.625
Dividendos Preferenciais ...................................................................................
251
272
391.308
314.87
1.936.183
315.142
1.544.625
522
706.178
2.251.325
Denominador
Ordinárias
Preferencial A
Média ponderada da quantidade de ações em mil ..............................................
905.024
% de ações em relação ao total .......................................................................... 80%
147
0%
Resultado por ação diluido (R$) ........................................................................ 1,71
3,55
Preferencial B
229.274
20%
3,08
NOTA 39 – RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
31/12/2012
31/12/2011
31/12/2010
18.426.812
836.488
19.263.300
18.110.039
215.989
18.326.028
3.148.842
2.562.155
3.681.603
9.392.600
2.774.166
1.978.618
3.603.492
8.356.276
2.525.754
1.466.929
2.322.937
6.315.620
Fornecimento.............................................................
Receita de construção ................................................
6.142.586
1.345.519
7.488.105
4.712.716
729.064
5.441.780
4.62.529
810.475
5.173.004
Outras receitas ....................................................................
696.451
39.538.861
865.877
33.927.233
1.299.817
31.114.469
(-)Encargos setoriais .................................................. (1.797.922)
(-) ICMS .................................................................... (1.361.535)
(-) PASEP e COFINS ................................................ (2.290.415)
(-)Outras Deduções ...................................................
(24.511)
(5.474.383)
(1.712.669)
(1.086.209)
(1.901.838)
(15.031)
(4.715.747)
(1.514.504)
(1.040.163)
(1.711.238)
(16.479)
(4.282.384)
Receita Operacional Líquida ..................................... 34.064.477
29.211.486
26.832.085
Geração
Suprimento / Fornecimento ....................................... 21.547.527
Repasse Itaipu ...........................................................
414.178
21.961.705
Transmissão
Atualizações da taxa de retorno - Transmissão .........
Receita de operação e manutenção ............................
Receita de construção ................................................
Distribuição
(-)Deduções à Receita Operacional
F-108
Total
1.134.445
100%
1,98
NOTA 40 – RESULTADO DE PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS
31/12/2012
Equivalência patrimonial ..................................................
Rendimentos de capital - ITAIPU.....................................
Juros sobre o capital próprio .............................................
Dividendos ........................................................................
Remuneração dos investimentos em parcerias ..................
31/12/2011
31/12/2010
271.550
43.812
23.520
112.018
17.684
290.693
36.637
19.243
139.728
(3.516)
467.647
38.735
16.038
101.847
45.488
468.584
482.785
669.755
NOTE 41 – PESSOAL. MATERIAL E SERVIÇOS
Pessoal ..........................................................................
Material .........................................................................
Serviços ........................................................................
31/12/2012
31/12/2011
31/12/2010
5.716.768
321.484
2.401.050
5.233.826
303.347
2.133.543
4.845.246
399.299
2.126.168
8.439.302
7.670.716
7.370.713
NOTE 42 – ENERGIA COMPRADA PARA REVENDA E USO DA REDE ELÉTRICA
Suprimento ....................................................................
Uso da Rede ..................................................................
Comercialização na CCEE ............................................
Proinfa ..........................................................................
Outros ...........................................................................
31/12/2012
31/12/2011
12/31/3010
1.935.330
1.763.953
317.096
2.302.020
19.227
1.281.766
1.420.934
128.979
1.955.328
20.216
1.736.667
1.353.839
706.852
1.844.835
26.730
6.337.626
4.807.223
5.668.923
31/12/2012
31/12/2011
31/12/2010
NOTA 43 – PROVISÕES OPERACIONAIS
Garantias .......................................................................
Contingências ...............................................................
PCLD - Consumidores e Revendedores .......................
PCLD - Financiamentos e Empréstimos .......................
Contratos Onerosos .......................................................
Perdas em Investimentos ..............................................
Plano de readequação do quadro de pessoal .................
Passivo Atuarial ............................................................
Impairment....................................................................
Ajuste a Valor de Mercado ...........................................
Outras............................................................................
28.885
564.909
862.226
(137.495)
1.607.869
187.741
(50.968)
446.308
1.058.940
(144.661)
903.237
5.326.991
70.596
691.042
511.356
297.131
96.204
9.183
498.114
(410.281)
434.538
5.956
644.910
2.848.749
(653)
287.821
564.006
36.245
421.629
—
—
20.004
379.048
—
789.162
2.497.262
NOTA 44 – INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GESTÃO DE RISCOS
1 – Gestão do Risco de Capital
Os objetivos da Companhia ao administrar seu capital são os de salvaguardar a capacidade de continuidade oferecendo retorno aos
acionistas e benefícios às outras partes interessadas, além de perseguir uma estrutura de capital ideal para reduzir esse custo. As
aquisições e vendas de ativos financeiros são reconhecidas na data de negociação.
Para manter ou ajustar a estrutura do capital, a Companhia pode rever a política de pagamento de dividendos, devolver capital aos
acionistas ou, ainda, emitir novas ações ou vender ativos para reduzir, por exemplo, o nível de endividamento.
F-109
Condizente com outras companhias do setor, a Companhia monitora o capital com base no índice de alavancagem financeira. Esse
índice corresponde à dívida líquida dividida pelo capital total. A dívida líquida, por sua vez, corresponde ao total de empréstimos
(incluindo empréstimos de curto e longo prazos, conforme demonstrado no balanço patrimonial consolidado), subtraído do montante
de caixa e equivalentes de caixa. O capital total é apurado através da soma do patrimônio líquido, conforme demonstrado no balanço
patrimonial consolidado, com a dívida líquida.
12/31/12
12/31/11
Total dos Empréstimos ................................................
(-) Caixa e Equivalente de Caixa .................................
49.651.200
4.429.375
42.413.678
4.959.787
Dívida Líquida ............................................................
(+) Total do Patrimônio Líquido .................................
45.221.825
67.083.945
37.453.891
77.202.321
Total do Capital ...........................................................
112.305.770
114.656.212
Índice de Alavancagem Financeira .............................
40%
33%
2 – Classificação por categoria de instrumentos financeiros
Os instrumentos financeiros da Companhia estão classificados em categorias de ativos e passivos financeiros, as quais contemplam
inclusive os instrumentos derivativos, conforme segue:
31/12/2012
31/12/2011
ATIVOS FINANCEIROS (Circulante / Não
Circulante) ........................................................
Empréstimos e Recebíveis ..............................................
78.975.112
67.315.226
Clientes ........................................................
Empréstimos e financiamentos.....................
Direitos de Ressarcimento ............................
Ativo Financeiro - Concessões .....................
Indenizações - Lei 12.783/2013 ...................
5.979.909
9.723.477
8.016.229
40.818.225
14.437.272
5.831.018
9.733.390
3.583.490
48.167.328
—
Mantidos Até o Vencimento ...........................................
247.371
212.903
Títulos e Valores Mobiliários .......................
247.371
212.903
Mensurados pelo Valor Justo por meio do resultado ......
11.684.671
16.778.313
Caixa e equivalentes de caixa.......................
Títulos e Valores Mobiliários .......................
Instrumentos Financeiros Derivativos ..........
4.429.375
6.779.577
475.719
4.959.787
11.437.959
380.567
Disponíveis para venda ...................................................
6.108.986
1.702.902
Investimentos (Participações Societárias) ....
Ativo Financeiro - Concessões .....................
1.513.039
4.595.947
1.702.902
—
Mensurados pelo Custo Amortizado ...............................
69.298.959
56.689.961
Fornecedores ................................................
Empréstimos e financiamentos.....................
Debêntures ...................................................
Obrigações de Ressarcimento ......................
Arrendamento Mercantil ..............................
Concessões a Pagar UBP .............................
7.490.802
49.651.200
726.127
7.789.757
2.023.033
1.618.039
6.338.102
42.413.678
1.018.647
3.431.228
1.918.541
1.569.765
Mensurados pelo Valor Justo por meio do resultado ......
476.283
467.683
Instrumentos Financeiros Derivativos ..........
476.283
467.683
PASSIVOS FINANCEIROS (Circulante / Não
Circulante) ..................................................................
F-110
2.1 – Ativos Financeiros
a) Caixa e equivalentes de caixa: mantidos para a negociação à curto prazo e mensurados pelo valor justo, os seus efeitos são
reconhecidos diretamente no resultado.
b) Títulos e valores mobiliários – Curto e Longo Prazo – usualmente mantidos para a negociação e designados no reconhecimento
inicial pelo valor justo, sendo os seus efeitos reconhecidos diretamente no resultado do período.
c) Consumidores e Revendedores: são registrados pelo seu valor nominal, similar aos valores justos e prováveis de realização. Os
créditos renegociados são registrados assumindo a intenção de mantê-los até o vencimento, pelos seus valores prováveis de realização,
similares aos valores justos.
d) Financiamentos e empréstimos concedidos: são ativos financeiros com recebimentos fixos ou determináveis, sendo seus valores
mensurados pelo custo amortizado, mediante a utilização do método da taxa de juros efetiva.
Os financiamentos concedidos estão restritos às concessionárias de serviço público de energia elétrica e, desta forma, a taxa de
mercado (ou custo de oportunidade do capital da empresa) é definida levando em conta prêmio de risco compatível com as atividades
do setor. Na impossibilidade de buscar alternativas que não o próprio setor elétrico, o valor presente desses empréstimos corresponde
ao seu valor contábil.
No encerramento deste exercício, a carteira consolidada de empréstimos e financiamentos concedidos totalizou R$ 9.723.477 (R$
9.737.390 em 31 de dezembro de 2011), conforme demonstrado a seguir por moeda:
31/12/2012
Moeda
US$
(equivalentes)
31/12/2011
%
US$ .....................................................................................
2.848.699
R$ .........................................................................................
1.909.548
4.758.247
59,87
40,13
100,00
R$
5.821.317
3.902.160
9.723.477
US$
(equivalentes)
3.211.422
1.977.506
5.188.928
%
61,89
38,11
100,00
R$
6.023.985
3.709.405
9.733.390
e) Ativos financeiros da concessão: são ativos financeiros que representam o direito incondicional de receber uma determinada quantia
ao final do prazo da concessão. São classificados com empréstimos e recebíveis, no caso dos ativos relacionados a geração e
transmissão, e como disponível para venda no caso da distribuição.
f) Derivativos: são mensurados pelo valor justo e seus efeitos reconhecidos diretamente no resultado, dependendo do tipo de cada
designação de hedge (se fluxo de caixa ou de valor justo), de acordo com o IAS 39.
2.2 – Passivos Financeiros - classificados nas seguintes categorias:
a) Fornecedores: são mensurados pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes
encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridos até a data do balanço, sendo o seu valor contábil aproximado de seu valor
justo.
b) Empréstimos e financiamentos: são mensurados pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de juros efetiva. Nessa
classificação de passivo financeiro destacam-se os empréstimos e financiamentos obtidos junto às instituições financeiras,
notadamente no exterior, e aos fundos setoriais, em especial a Reserva Global de Reversão – RGR. Os valores de mercado dos
empréstimos e financiamentos obtidos são similares aos seus valores contábeis.
Os financiamentos captados são compostos de financiamentos contratados junto a agências multilaterais internacionais (BID, BIRD,
CAF), não sendo praticável descontá-los a uma taxa diferente da estabelecida no acordo da dívida brasileira. Os demais empréstimos
são captados a taxas de mercado, fazendo com que o valor contábil seja próximo ao seu valor presente.
A Companhia finalizou o exercício de 2012 com contratos passivos, entre empréstimos, financiamentos e bônus, que totalizam R$
49.651.200 (R$ 42.413.678 em 31 de dezembro de 2011), conforme demonstrado a seguir:
31/12/2012
Moeda
US$
(equivalentes)
US$ .........................................................................................
9.301.210
REAL ......................................................................................
14.837.600
YEN ........................................................................................
140.792
EURO .....................................................................................
17.536
24.297.137
%
38,28
61,07
0,58
0,07
100,00
F-111
31/12/2011
R$
19.007.022
30.320.635
287.709
35.834
49.651.200
US$
(equivalentes)
9.575.952
12.807.023
185.779
42.229
22.610.983
%
42,35
56,64
0,82
0,19
100,00
R$
17,962,570
24,023,411
348,484
79,213
42,413,678
c) Empréstimo Compulsório: extinto pela Lei 7.181, de 20 de dezembro de 1993, teve como prazo limite para seu recolhimento o dia
31 de dezembro de 1993. Atualmente, a Companhia gerencia o estoque residual do Empréstimo Compulsório arrecadado, atualizandoo com base no IPCA-E e remunerando-o à taxa de 6% ao ano, com prazo de resgate definido.
d) Demais passivos financeiros: são mensurados pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de juros efetiva, e seus valores
justos são similares aos seus valores contábeis.
3 – Gestão de riscos Financeiros:
No exercício de suas atividades a Companhia é impactada por eventos de riscos que podem comprometer os seus objetivos
estratégicos. O gerenciamento de riscos tem como principal objetivo antecipar e minimizar os efeitos adversos de tais eventos
nos negócios e resultados econômico-financeiros da Companhia.
Para a gestão de riscos financeiros, a Companhia definiu políticas e estratégias operacionais e financeiras, aprovadas por comitês
internos e pela administração, que visam conferir liquidez, segurança e rentabilidade a seus ativos e manter os níveis de endividamento
e perfil da dívida definidos para os fluxos econômico- financeiros.
Os principais riscos financeiros identificados no processo de gerenciamento de riscos são:
3.1 – Risco da Taxa de Câmbio
Esse risco decorre da possibilidade da Companhia ter seus demonstrativos econômico-financeiros impactados por flutuações nas taxas
de câmbio. A Companhia apresenta exposição a riscos financeiros que causam volatilidade em suas demonstrações contábeis, bem
como em seu fluxo de caixa. A Companhia apresenta relevante exposição entre ativos e passivos indexados à moeda estrangeira, em
especial ao dólar norte Americano. Essa exposição é especialmente verdadeira para os contratos de financiamento com Itaipu
Binacional. Adicionalmente, existem exposições à taxa de juros Libor, relativas a contratos de captação externa.
Nesse contexto foi aprovada a Política de Hedge Financeiro da Companhia. O objetivo da atual política é monitorar e mitigar a
exposição às variáveis de mercado que impactem ativos e passivos da Companhia e de suas controladas, reduzindo assim os
efeitos de flutuações indesejáveis destas variáveis em suas Demonstrações Contábeis.
Com isso, a referida política visa que os resultados da Companhia reflitam fielmente o seu real desempenho operacional e que o seu
fluxo de caixa projetado apresente menor volatilidade.
Junto com a política foi aprovada a criação do Comitê de Hedge Financeiro no âmbito da Diretoria Financeira. A função principal do
Comitê é definir as estratégias e os instrumentos de hedge a serem apresentados à Diretoria Executiva da Companhia.
Levando-se em conta as diferentes formas em que o Hedge pode ser conduzido pela Companhia, a política aprovada elenca uma
escala de prioridades. Primeiro, a solução estrutural e, apenas nos casos residuais, serão adotadas operações com instrumentos
financeiros derivativos.
As operações com derivativos financeiros, objetivam proteger a Companhia e as suas subsidiárias de passivos indexados apresentem
discrepância, de forma que previna a caracterização alavancagem financeira ou operação de concessão de crédito a terceiros.
A Companhia vem realizando estudos e discutindo a realização de operações de hedge por meio do Comitê de Hedge Financeiro. Em
2011, o Programa de Operações com Instrumentos Derivativos foi ampliado e agora compreende, além das discrepâncias de moeda até
o período de dezembro de 2012, também as exposições à taxa de juros existentes em tal período.
Dessa forma, de acordo com a tabela abaixo, a empresa realizou operações de trava de juros Libor com o intuito de neutralizar a
volatilidade dos contratos de captação realizados à Libor de 6 meses. Além da operação de swap de Libor, estratégias de hedge
cambial foram analisadas em 2011 e estão sendo implementadas, priorizando as soluções estruturais, em linha com a Política de
Hedge Financeiro da Companhia. Essa estratégia considera não apenas o valor total de discrepncia, mas também as disposições ao
longo do tempo, com o intuito de proteger o balanço patrimonial da Companhia, bem como o seu fluxo de caixa.
F-112
Abaixo a posição destas operações de swap da taxa Libor por taxa fixa em 31 de dezembro de 2012:
31/12/2012
Transação
Montantes
contratados
(notional)
01/2011 .............................................................................................20.192
02/2011 .............................................................................................20.192
03/2011 .............................................................................................50.000
04/2011 .............................................................................................
100.000
05/2011 .............................................................................................50.000
06/2011 .............................................................................................
100.000
07/2011 .............................................................................................
100.000
08/2011 .............................................................................................
100.000
09/2012 ............................................................................................. 25.000
10/2012 ............................................................................................. 25.000
11/2012 ............................................................................................. 75.000
12/2012 ............................................................................................. 75.000
13/2012 ............................................................................................. 75.000
14/2012 ............................................................................................. 50.000
15/2012 ............................................................................................. 50.000
16/2012 ............................................................................................. 50.000
17/2012 ............................................................................................. 50.000
18/2012 ............................................................................................. 25.000
Total .................................................................................................
1.040.384
Ratas Taxas
utilizadas
2,4400%
2,4900%
3,2780%
3,3240%
2,1490%
2,2725%
2,1790%
2,1500%
1,6795%
1,6295%
1,6285%
1,2195%
1,2090%
2,2245%
1,1670%
1,1910%
1,2105%
1,1380%
Vencimento
Valor
Justo
11/25/2015
11/25/2015
08/10/2020
08/10/2020
08/10/2015
08/10/2015
08/10/2015
08/10/2015
11/27/2020
11/27/2020
11/27/2020
11/29/2017
11/29/2017
11/29/2017
11/29/2017
11/29/2017
11/29/2017
11/29/2017
(1.139)
(1.169)
(8.929)
(18.694)
(2.357)
(5.088)
(4.836)
(4.683)
(1.459)
(1.360)
(4.074)
(2.607)
(3.009)
(2.060)
(1.920)
(2.003)
(2.070)
(695)
(68.152)
Operações com derivativos, quando realizadas no mercado de balcão, contêm riscos de contraparte que, diante dos problemas
apresentados pelas instituições financeiras em 2008 e 2009, se mostram relevantes. Com o intuito de mitigar esse risco, a Companhia
adotou a política de credenciamento de instituições financeiras para realizar as operações com derivativos. Esta norma define critérios
em relação a abrangência, classificação e especialização no mercado de derivativos, para que sejam selecionadas as instituições que
poderão realizar operações com a Companhia. Cada semestre a Companhia seleciona semestralmente as 20 melhores instituições
financeiras baseadas nos critérios mencionados como instituições credenciadas a efetuarem operações de derivativos com a
Companhia. Além disso, a Companhia desenvolveu metodologia de controle de exposição às instituições credenciadas que define
limites ao volume de operações a serem realizadas com cada uma delas.
A Companhia determina para que todas as operações com derivativos a serem realizadas pela Eletrobras sejam enquadradas no
conceito de “hedge de proteção”, ratificando o único e exclusivo intuito de cobrir tais. Essa medida mitiga o risco de liquidação
descasada das posições de hedge com os seus respectivos objetos, visto que os fluxos financeiros de ambos sempre corresponderão.
3.1.1 – Operações em outras entidades
As seguintes controladas e coligadas efetuaram operações de derivativos no ano e os impactos decorrentes foram os seguintes:
•
ESBR Participações S.A – efetuou operações de NDF classificadas como hedge de fluxo de caixa. Estas operações geraram no
exercício um resultado abrangente negativo no valor de R$ 231.
•
Madeira Energia S.A. – realizou operações de swap para se proteger de exposições do Euro. Em 31 de dezembro de 2012, o
contrato foi integralmente liquidado (2011 – ganho de R$2,410 registrado no ativo circulante e balanço patrimonial).
Adicionalmente, outros contratos de hedge não contábeis totalizaram R$ 923, em contraste aos resultados financeiros.
3.2 – Risco de taxa de juros
Esse risco está associado à possibilidade da Companhia talvez contabilizar perdas em razão de oscilações das taxas de juros de
mercado, impactando seus demonstrativos pela elevação das despesas financeiras, relativas a contratos de captação externa,
principalmente referenciados à taxa Libor e contratos de operações de derivativos para mitigar a exposição, como mencionado acima.
A exposição da Companhia às taxas de juros de ativos e passivos financeiros está detalhada no item de análise de sensibilidade desta
nota explicativa.
F-113
3.3 – Risco de commodities
Eletronorte
A controlada Eletronorte celebrou, no exercício de 2004, contratos de longo prazo para o fornecimento de energia elétrica para três de
seus principais clientes. Esses contratos de longo prazo estão associados ao preço internacional do alumínio, cotado na London Metal
Exchange (LME), como ativo básico para fins de definição dos valores mensais dos contratos.
Os detalhes dos contratos são os seguintes:
Data do contrato
Clientes
Início
Albrás...........................................................................
07/01/2004
Alcoa ............................................................................
07/01/2004
BHP .............................................................................
07/01/2004
Vencimento
12/31/2024
12/31/2024
12/31/2024
Volume Médio em Mw
750 MW - a partir de 12/31/2006
800 MW – a partir de 01/01/2007
De 304.92 MW a 328 MW
De 353.08 MW a 492 MW
Esses contratos incluem o conceito de faixas teto e piso relacionado ao preço do alumínio cotado na LME. O preço limite máximo e
mínimo da LME está limitado a US$ 2,773.21/ton e US$ 1,450.00/ton, respectivamente.
Considerando que o prêmio está associado ao preço da commodity do alumínio da LME, é possível atribuir o valor justo destes
contratos. O valor da LME para o mês de dezembro de 2012 estava cotado a US$ 2,098.00/ton, ou seja, 3,1% maior que o verificado
em dezembro de 2011 quando o preço da commodity alcançou US$ 2,034.00/ton. Tal variação, somada à desvalorização do Real em
2012, quando o valor do dólar passou de R$ 1,79 para R$ 2,05, ou seja, 14,52% de variação durante o ano de 2012, proporcionaram
uma melhora na expectativa do valor justo para os derivativos. Outro ponto importante nesse contexto foi a política adorada pelo
Governo Federal para reduzir a taxa de juros básica da economia, dada pela taxa SELIC, por meio dos bancos públicos. Isso resultou
em uma redução da taxa média da SELIC (24 meses a frente) de 9,90% para 7,25% ao ano.
O impacto do derivativo embutido no resultado foi positivo em 2012 no valor de R$ 133.804 e um impacto negative de R$ 124.770
em 2011 e a situação do ativo circulante apresentada é de R$ 472.364 em 2012 e R$ 376.950 em 2011.
3.4 – Risco de crédito
O risco decorre da possibilidade que a Companhia e suas subsidiárias talvez incorram em perdas resultantes da dificuldade de
realização de seus recebíveis de clientes, bem como da inadimplência de instituições financeiras contrapartes em operações.
A Companhia, por meio de suas subsidiárias, atua nos mercados de geração e transmissão de energia elétrica amparadas em contratos
firmados em ambiente regulado. A Companhia busca minimizar seus riscos de crédito através de mecanismos de garantia envolvendo
recebíveis de seus clientes e, quando aplicável, através de fianças bancárias. No segmento de distribuição, a Companhia, por meio de
suas subsidiárias, acompanha os níveis de inadimplência através da análise das especificidades dos seus clientes. Adicionalmente, são
realizadas negociações que viabilizem o recebimento dos créditos em atraso.
O caixa disponível é aplicado em um fundo exterior ao mercado e exclusivo, conforme normativo específico do Banco Central do
Brasil. Esse fundo é composto na sua totalidade por títulos públicos indexados pela Selic, não havendo exposição ao risco de
contraparte.
Em algumas relações com instituições financeiras, a Companhia tem a política de apenas realizar operações com instituições avaliadas
como de baixo risco por agências de classificação de risco, que também atendem os requisitos patrimoniais previamente definidos e
formalizados. Adicionalmente, são definidos limites de crédito que são revisados periodicamente.
A concentração de risco de crédito em relação a qualquer contraparte individualmente não foi superior a 8% dos ativos monetários
brutos em 31 de dezembro de 2012.
3.5 – Risco de liquidez
As necessidades de liquidez da Companhia são de responsabili