formulário 20-f
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Que COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS DA AMÉRICA Washington, D.C. 20549 FORMULÁRIO 20-F DECLARAÇÃO DE REGISTRO CONFORME A SEÇÃO 12(b) OU (g) DA LEI DE MERCADO DE CAPITAIS DE 1934 OU X RELATÓRIO ANUAL CONFORME A SEÇÃO 13 OU 15 (d) DA LEI DE MERCADO DE CAPITAIS DE 1934 Para o exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2010 OU RELATÓRIO DE TRANSIÇÃO CONFORME A SEÇÃO 13 OU 15 (d) DA LEI DE MERCADO DE CAPITAIS DE 1934 OU RELATÓRIO DE COMPANHIA QUE FOI CONSTITUÍDA MAS NÃO REGISTRA ATIVOS OU OPERAÇÕES SIGNIFICATIVOS CONFORME A SEÇÃO 13 OU 15 (d) DA LEI DE MERCADO DE CAPITAIS DE 1934 Número de Arquivo da Comissão: 00134129 CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS (nome exato do registrado como especificado em sua escritura) BRAZILIAN ELECTRIC POWER COMPANY (tradução do nome do registrante em inglês) República Federativa do Brasil (jurisdição de incorporação ou organização) Avenida Presidente Vargas, 409 – 9º andar, Edifício Herm. Stoltz Centro, CEP 20071003, Rio de Janeiro, RJ, Brasil (endereço dos escritórios principais) Títulos registrados ou a serem registrados conforme a Seção 12(b) da Lei: * Título de cada classe Nome de cada bolsa em que foi registrado Ações Depositárias Americanas, comprovadas por meio de Recibos Depositários Americanos, cada um representando uma Ação Ordinária Bolsa de Valores de Nova York Ações Ordinárias, sem valor nominal* Bolsa de Valores de Nova York Ações Depositárias Americanas, comprovadas por meio de Recibos Depositários Americanos, cada um representando uma Ação Preferencial Classe B Bolsa de Valores de Nova York Ações Preferenciais, sem valor nominal* Bolsa de Valores de Nova York Não para negociação, mas apenas com relação ao registro das Ações Depositárias Americanas, conforme os requisitos da SEC. Títulos registrados ou a serem registrados conforme a Seção 12(g) da Lei: Nenhum. Títulos que possuem obrigação de relatório conforme a Seção 15(d) da Lei: Nenhum. O número de ações em circulação de cada classe de capital ou ação ordinária do emissor a partir de 31 de dezembro de 2010 foi: 1.087.050.297 Ações Ordinárias 146.920 Ações preferenciais Classe A 265.436.883 Ações preferenciais Classe B Assinale com um X se o registrante é um emissor conhecido e experiente, como definido na Regra 405 da Lei de Mercado de Capitais. Sim X Não Caso este relatório seja anual ou de transição, assinale com um X se o registrante não tem a obrigação de arquivar relatórios conforme a Seção 13 ou 15(d) da Lei de Mercado de Capitais de 1934. Sim X Não Assinale com um X se o registrante (1) arquivou todos os relatórios conforme exigência da Seção 13 ou 15(d) da Lei de Mercado de Capitais de 1934 durante os 12 meses precedentes (ou em um período menor exigido para que o registrante arquivasse tais relatórios) e (2) esteve sujeito a tais exigências de arquivamento nos últimos 90 dias. X Sim Não Assinale com um X se o registrante enviou eletronicamente e postou em seu website corporativo todos os Arquivos de Informações Interativas, se houver, a serem enviados e postados conforme a Regra 405 da Regulação S-T (§232.405 deste capítulo) nos 12 meses precedentes (ou em um período menor exigido para que o registrante enviasse ou postasse tais arquivos). Sim X Não Assinale com um X se o registrante é uma arquivadora antecipada grande, ou uma arquivadora não antecipada. vide definição de arquivadora antecipada e arquivadora antecipada grande na Regra 12-b-2 da Lei de Mercado de Capitais. Arquivadora antecipada grande X Arquivadora antecipada Arquivadora não antecipada Assinale com um X qual regime contábil a registrante utilizou para preparar as demonstrações financeiras incluídas neste arquivo: U.S. GAAP IFRS X Outro Assinale com um X qual item das demonstrações financeiras o registrante adotou: Item 17 X Item 18 Caso este seja um relatório anual, assinale com um X se a se a companhia sob registro arquivou todos os documentos e relatórios exigidos pelas (conforme definido na Regra 12b-2 da Lei de Mercado de Capitais). Sim X Não ÍNDICE Página ÍTEM 1. Identidade de diretores, gerentes sêniores e consultores 5 ÍTEM 2. Apresentação de estatísticas e cronograma previsto 5 ÍTEM 3. Principais informações 5 ÍTEM 4. Informações sobre a empresa 19 ÍTEM 4a. Comentários dos auxiliares sobre questões não resolvidas 57 ÍTEM 5. Revisão financeira e operacional e perspectivas 57 ÍTEM 6. Conselheiros, administração sênior e funcionários 72 ÍTEM 7. Acionistas majoritários e transações com partes envolvidas ÍTEM 8. Informações financeiras 77 79 ÍTEM 9. A oferta e a listagem 84 ÍTEM 10. Informações adicionais 92 ÍTEM 11. Divulgações quantitativas e qualitativas sobre riscos de mercado 103 ÍTEM 12. Descrição dos Valores Mobiliários Exceto Títulos de Capital Próprio 104 ÍTEM 12.d. Ações depositárias americanas - ADS 104 ÍTEM 13. Inadimplência, dividendos a pagar e moras 104 ÍTEM 14. Modificações materiais nos direitos dos portadores de títulos e uso dos recursos 104 ÍTEM 15. Controles e procedimentos 104 ÍTEM 15t. CONTROLES E PROCEDIMENTOS 106 ÍTEM 16a. ESPECIALISTA FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA 106 ÍTEM 16b. Código de ética 107 ÍTEM 16c. Honorários e Serviços do Contador Principal 107 ÍTEM 16d. ISENÇÃO DAS NORMAS DE LISTAGEM PARA COMITÊS DE AUDITORIA 108 ÍTEM 16e. AQUISIÇÕES DE AÇÕES PELA EMISSORA E SUAS AFILIADAS 108 ÍTEM 16f. ALTERAÇÃO DO CONTADOR CERTIFICADO DA COMPANHIA SOB REGISTRO 108 ÍTEM 16g. GOVERNANÇA CORPORATIVA 108 ÍTEM 17. Demonstrativos financeiros 108 ÍTEM 18. Demonstrativos financeiros 108 ÍTEM 19. Anexos 109 -i- APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS E OUTRAS INFORMAÇÕES Nesse relatório anual, a não ser por indicação contrária ou por exigência do contexto, todas as referências a “nós”, “nosso(s)", "nossa(s)" ou termos similares referem-se às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás e às suas subsidiárias consolidadas. Preparamos nossas demonstrações financeiras anuais consolidadas em conformidade com as International Financial Reporting Standards ("IFRS") emitidas pelo Comitê de Normas Internacionais de Contabilidade ("IASB"). Estas demonstrações financeiras consolidadas são as primeiras demonstrações financeiras da Eletrobrás a serem preparadas em conformidade com as IFRS. AS IFRS 1 - "First-time Adoption of International Reporting Standards" (Primeira Adoção dos Padrões de Relatório Internacional) foram aplicadas na preparação destas demonstrações financeiras. Até 31 de dezembro de 2009, nossas demonstrações contábeis consolidadas foram preparadas de acordo com os princípios de contabilidade geralmente aceitos no Estados Unidos ("U.S. GAAP"). O U.S. GAAP difere em certos aspectos das IFRS. Ao preparar nossas demonstrações financeiras IFRS consolidadas em 2010, a gerência alterou certos métodos de avaliação, contabilidade e consolidação das demonstrações financeiras do U.S. GAAP a fim de estar em conformidade com as IFRS. Os números comparativos em relação a 2009 foram atualizados para refletir esses ajustes. As conciliações e as descrições sobre o efeito da transição do U.S. GAAP para as IFRS estão dispostas na Nota 6 das demonstrações financeiras consolidadas. Por exemplo, em nossas demonstrações financeiras, referentes a partir de e para o exercício findo em 31 de dezembro 2009 incluído no nosso formulário 20-F para o exercício findo em 31 de dezembro de 2009, preparado em conformidade com o U.S. GAAP, concluímos que não termos exercido significativa influência sobre qualquer uma de nossas entidades afiliadas não consolidadas, uma vez que solicitamos e não conseguimos obter informações financeiras dessas entidades preparadas de acordo com o U.S. GAAP. Em relação às nossas demonstrações financeiras preparadas em conformidade com as IFRS a partir de e para o exercício terminado em 31 de dezembro de 2010, no entanto, solicitamos que as entidades filiadas nos fornecessem informações financeiras preparadas em conformidade com as IFRS, e essas entidades nos forneceram tais informações. Como as entidades forneceram todas as informações que solicitamos em 2010, conseguimos determinar que exercemos influência significativa sobre elas, e aplicamos o método de equivalência patrimonial para os associados em 2010 e para ano anterior. As últimas demonstrações financeiras consolidadas disponíveis sob o U.S. GAAP, que foram protocoladas junto à Comissão de Valores Mobiliários dos Estados Unidos da América foram aquelas para o exercício findo em 31 de dezembro de 2009. Neste relatório anual, o termo “Brasil” refere-se à República Federativa do Brasil e a expressão "Governo Brasileiro" referese ao governo federal do Brasil. O termo “Banco Central” refere-se ao Banco Central do Brasil. Os termos “real” e “reais” e o símbolo “R$ ” referem-se à moeda legal do Brasil. Os termos “dólar americano” e o símbolo “US$”, referem-se à moeda legal dos Estados Unidos da América. Todas as referências desse relatório anual a números de nossas ações ordinárias e preferenciais refletem o grupamento de ações 1 para 500 que ocorreu em 20 de agosto de 2007. Alguns números deste documento foram arredondados. Em correspondência, os números mostrados como totais em determinadas tabelas podem não ser agregações aritméticas dos números que os precedem. Os termos contidos neste relatório anual têm os seguintes significados: Eletrobrás Amazonas Energia: Amazonas Energia S.A., uma companhia de distribuição de posse total da Eletrobrás, que opera no estado do Amazonas. A Amazonas Energia foi criada em 2008 como resultado da fusão entre a Ceam e a Manaus Energia S.A..; ANDE: Administração Nacional de Eletricidade; ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica, Agência Brasileira de Energia Elétrica; SPAULO-1-31214-v1B 1 80-20702782 Tarifa ou taxa média: total da receita de venda dividido pelo MWh total vendido em cada período relevante, incluindo eletricidade não faturada. O total de receita de venda, a fim de computar a tarifa ou taxa média, inclui tanto o faturamento bruto antes da dedução do IVA e outros impostos quanto às vendas de eletricidade não faturadas sobre as quais tais impostos ainda não recaíram; Rede Básica: linhas interconectadas de transmissão, represas, transformadores de energia e equipamentos com voltagem igual ou superior a 230 kV, ou instalações com voltagem mais baixa, conforme determinado pela ANEEL; BNDES: Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, Banco Brasileiro de Desenvolvimento; Lei das Sociedades Anônimas: Coletivamente, Lei nº 6.404 de 15 de dezembro de 1976, Lei nº 9.457 de 5 de maio de 1997 e Lei nº 10.303 de 31 de outubro de 2001; Cobrança por capacidade: cobrança por aquisições ou compras baseadas em capacidade contratada, consumida ou não; CCC: Conta de Consumo de Combustivel; CCEAR: Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado; CDE: Conta de Desenvolvimento Energético; Ceam: Eletrobrás Amazonas Energia, companhia de distribuição que costumava operar no estado do Amazonas. Em março de 2008, houve a fusão da Ceam e a Manaus Energia S.A. A entidade resultante da fusão é a Amazonas Energia S.A.; CGE: Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica; Eletrobrás CGTEE: Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica, subsidiária de geração da Eletrobrás; CMN: Conselho Monetário Nacional, autoridade máxima responsável pela política brasileira monetária e financeira; CNEN: Comissão Nacional de Energia Nuclear S. A.; CNPE: Conselho Nacional de Política Energética, agência que aconselha o Presidente da República Federativa do Brasil na formulação de políticas e diretrizes no setor de energia; Concessionárias ou companhias concessionárias: companhias para as quais o Governo Brasileiro transfere direitos para o fornecimento de serviços de energia (geração, transmissão, distribuição) para uma região em particular, mediante acordos feitos entre as companhias e o Governo Brasileiro conforme a Lei nº 8.987 (de janeiro de 1995) e a Lei nº 9.074 (Lei do Setor de Energia, de 7 de julho de 1995) (além da “Lei de Concessões”); Distribuição: transferência de eletricidade das linhas de transmissão em pontos de fornecimento de rede e a entrega aos consumidores por meio do sistema de distribuição. A eletricidade chega a consumidores residenciais, pequenas indústrias, propriedades comerciais e estabelecimentos públicos a uma voltagem de 220/127 volts; Distribuidor: entidade que fornece energia elétrica a um grupo de consumidores por meio de uma rede de distribuição; SPAULO-1-31214-v1B 2 80-20702782 DNAEE: Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica; Lei reguladora de eletricidade: Lei nº 10.848 (Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico), decretada em 15 de março de 2004, que regulamenta as operações das companhias da indústria de eletricidade; Eletrobrás Distribuição Alagoas: Companhia Energética de Alagoas, companhia de distribuição que opera no estado de Alagoas (Ceal); Cepel: Centro de Pesquisas de Energia Elétrica; Eletrobrás: Centrais Elétricas Brasileiras S. A. – Eletrobrás; Eletrobrás Chesf: Companhia Hidrelétrica do São Francisco, subsidiária de geração e transmissão de energia da Eletrobrás; Eletrobrás Distribuição Acre Companhia de Eletricidade de Acre, companhia de distribuição que opera no estado do Acre (Eletroacre); Eletrobrás Distribuição Piauí: Companhia Energética de Piauí, companhia de distribuição que opera no estado do Piauí (Cepisa); Eletrobrás Distribuição Rondônia: Centrais Elétricas de Rondônia, companhia de distribuição que opera no estado de Rondônia (Ceron); Eletrobrás Distribuição Roraima ou Distribuição Roraima, antiga Boa Vista Energia S.A., companhia de distribuição que opera na a cidade de Boa Vista, no estado de Roraima; Eletrobrás Eletronorte: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S. A., subsidiária de geração e transmissão da Eletrobrás; Eletrobrás Eletronuclear: Eletrobrás Termonuclear S. A., subsidiária de geração da Eletrobrás; Eletrobrás Eletropar: Eletrobrás Participações S. A., uma subsidiária holding criada para manter investimentos patrimoniais (antiga Light Participações S. A. – LightPar); Eletrobrás Eletrosul: Eletrosul Centrais Elétricas S. A., subsidiária de geração e transmissão da Eletrobrás; Eletrobrás Furnas: Furnas Centrais Elétricas S. A., subsidiária de geração e transmissão da Eletrobrás; Cobrança por energia: cobrança variável por aquisições ou venda baseada na eletricidade consumida; Lei de Crimes Ambientais: Lei nº 9.605, de 12 de fevereiro de 1998; Consumidor final (usuário final): a parte que usa eletricidade para necessidades próprias; FND: Fundo Nacional do Desestatização, fundo nacional de privatização; Consumidores livres: consumidores conectados ao sistema depois de 8 de julho de 1995 e que tenham contratado uma demanda acima de 3MW em qualquer nível de voltagem; ou consumidores conectados ao sistema antes de 8 de julho de 1995 e que tenham contratado uma demanda acima de 3MW em um nível de voltagem superior ou igual a 69 kV; Gigawatt (GW): um bilhão de watts; SPAULO-1-31214-v1B 3 80-20702782 Gigawatt-hora (GWh): um gigawatt de energia fornecida ou exigida por uma hora, ou um bilhão de wattshoras; Alta voltagem: uma classe de voltagens de sistema nominal igual ou maior a 100.000 volts (100 kVs) e menor que 230.000 volts (230 kVs); Usina hidrelétrica ou instalações hidroelétricas ou unidades de potência hidrelétrica (UPH): unidade geradora que usa a energia da água para fazer o gerador elétrico funcionar; IGPM: Índice Geral de Preços de Mercado, índice geral de preços do mercado, similar ao índice de preços do varejo; INB: Indústrias Nucleares Brasileiras, companhia do governo brasileiro responsável por processar o urânio usado como energia para fornecer energia nas usinas nucleares Angra I e Angra II; Capacidade instalada: nível de eletricidade que pode ser entregue a partir de uma determinada unidade geradora com carga completa contínua em condições específicas designadas pelo fabricante; Sistema interligado de energia: sistemas ou redes destinados à transmissão de energia, ligados por meio de uma ou mais conexões (linhas e / ou transformadores); Sistema isolado: instalações de geração no norte do Brasil não conectadas à rede nacional de transmissão; Itaipu: Itaipu Binacional, hidrelétrica de geração de posse igual do Brasil e do Paraguai; Kilowatt (kW): 1.000 watts; Kilowatt hora (kWh): um kilowatt de energia fornecida ou exigida por uma hora; Kilovolt (kV): mil volts; Megawatt (MW): um milhão de watts; Megawatt hora (MWh): um megawatt de energia fornecida ou exigida por uma hora, ou um milhão de watt horas; Companhia de capital misto: conforme a Lei brasileira nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, é a companhia com acionistas dos setores público e privado, porém controlada pelo setor público; MME: Ministério de Minas e Energia; MRE: Mercado Regulado de Energia; Lei da Política Nacional do Meio Ambiente: Lei nº 6.938, de 31 de agosto de 1981; Região nordeste: estados do Alagoas, da Bahia, do Ceará, do Maranhão, da Paraíba, de Pernambuco, do Piauí, do Rio Grande do Norte e do Sergipe; ONS: Operador Nacional do Sistema Elétrico; Lei do Setor de Energia: Lei nº 9.074 de 7 de julho de 1997; Procel: Programa Nacional de Combate ao Desperdício de Energia Elétrica, programa nacional de conservação de energia elétrica; SPAULO-1-31214-v1B 4 80-20702782 Proinfa: Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia; Fundo RGR: Reserva Global de Reversão, fundo que administramos, fundado por consumidores e que fornece compensação para todas as concessionárias pela não renovação ou expropriação de suas concessões utilizadas como fonte de fundos para a expansão e melhoria do setor de energia elétrica; Taxa Selic: uma taxa overnight do governo aplicada aos fundos por meio de aquisição ou venda de títulos de dívida estabelecidos pelo sistema especial de liquidação e custódia; Pequenas centrais hidrelétricas: centrais com capacidade entre 1 MW e 30 MW; Subestação: um conjunto de equipamentos que troca e / ou muda ou regula a voltagem de eletricidade em um sistema de transmissão e distribuição; TFSEE: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica; Usina termoelétrica ou unidade de energia termelétrica (UET): unidade geradora que usa combustível inflamável, tais como carvão, óleo, gás diesel natural ou outro hidrocarboneto como fonte de energia para o funcionamento do gerador elétrico; Transmissão: transferência, em grande quantidade, de eletricidade, a partir de instalações de geração para o sistema de distribuição em uma estação de carregamento por meio da rede de transmissão (em linhas, com capacidade entre 69 kV e 525 kV); TWh: terawatt hora (1.000 gigawatt horas); Fundo UBP: Fundo de Uso de Bem Público; U.S. GAAP: princípios de contabilidade geralmente aceitos nos Estados Unidos; Volt (V): unidade básica de força elétrica análoga à pressão da água em libras por polegada quadrada; e Watt: unidade básica de energia elétrica. SPAULO-1-31214-v1B 5 80-20702782 ADVERTÊNCIA SOBRE PROJEÇÕES FUTURAS Esse relatório anual contém algumas projeções futuras, incluindo declarações sobre nossas intenções, crenças ou expectativas atuais, ou as de nossos administradores, com respeito, entre outras coisas, aos nossos planejamentos financeiros, tendências que afetam nossa condição financeira ou os resultados de nossas operações e o impacto de planejamentos e estratégias futuras. Essas projeções futuras estão sujeitas a riscos, incertezas e eventualidades, que incluem os seguintes tópicos (podendo haver outros): • condições gerais econômicas, políticas, regulatórias e empresariais no Brasil e no exterior; • flutuações nas taxas de juros, inflação e o valor do Real em relação ao dólar americano; • alterações em volumes e padrões no uso de eletricidade pelos consumidores; • condições competitivas no mercado brasileiro de geração, transmissão e distribuição; • efeitos da competição; • nossos níveis de dívidas; • a probabilidade de recebermos pagamento em conexão com contas a receber; • alterações nos níveis de chuva e de água nos reservatórios utilizados para operar nossas instalações para geração de energia hidrelétrica; • nossos planos financeiros e de despesas de capital; • nossa capacidade em servir os consumidores de maneira satisfatória; • adoção de medidas por parte das autoridades concedentes no que diz respeito aos nossos acordos de concessão; • alterações em outras leis e regulamentações, incluindo, entre outras, aquelas relativas impostos e questões ambientais; • medidas futuras que podem ser tomadas pelo governo brasileiro, nosso acionista controlador; • efeitos de nossos procedimentos cíveis, legais e relativos a impostos; e • outros fatores de risco conforme estabelecido no “Item 3.D, Fatores de Risco”. As projeções futuras referidas acima também incluem informações a respeito de nossos projetos de expansão de capacidade que estão em fase de planejamento e desenvolvimento. Além dos riscos e das incertezas mencionadas, nossos projetos potenciais de expansão envolvem riscos no âmbito da engenharia, da construção, da regulamentação e outros riscos igualmente significativos, que podem: • atrasar ou impedir a finalização de um ou mais projetos; • aumentar os custos dos projetos; e • resultar em insucesso das instalações em operar ou gerar receita de acordo com nossas expectativas. As palavras “acreditar”, “pode", "irá", "estimar", "continuar", "antecipar", "pretender", "esperar" e outras similares serão usadas com o propósito de identificar projeções futuras. Não assumimos a obrigação de atualizar publicamente ou revisar as projeções futuras em razão da decorrência de novas informações, eventos futuros ou SPAULO-1-31214-v1B 6 80-20702782 outros fatores. Tendo em vista tais riscos e incertezas, as informações, os eventos e as circunstâncias futuras discutidos nesse relatório anual podem não ocorrer. Nossos resultados e desempenho reais podem diferir substancialmente daqueles antecipados em nossas projeções futuras. SPAULO-1-31214-v1B 7 80-20702782 PARTE I ITEM 1. IDENTIDADE DE DIRETORES, GERENTES SÊNIORES E CONSULTORES Não aplicável. ITEM 2. APRESENTAÇÃO DE ESTATÍSTICAS E CRONOGRAMA PREVISTO Não aplicável. ITEM 3. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES Panorama As informações financeiras selecionadas aqui apresentadas deverão ser analisadas em conjunto com nossas demonstrações financeiras e notas relacionadas, que aparecem em parte própria deste relatório anual. Os parágrafos que se seguem discutem fatores importantes da apresentação das informações financeiras selecionadas e de nossas demonstrações financeiras. Tais fatores deverão ser levados em conta na avaliação das informações financeiras selecionadas. A. Dados financeiros selecionados As tabelas seguintes apresentam nossos dados históricos, financeiros e operacionais selecionados. As informações seguintes deverão ser analisadas em conjunto com nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas e notas relacionadas, e as informações contidas no “Item 5. Revisão e Prospecções Operacionais e Financeiras” incluídas em outra parte do presente relatório anual. Os dados financeiros selecionados para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2009, 2008 e 2007 são derivados das nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas. Informações sobre o balanço patrimonial consolidado Em 31 de dezembro de 2010 2009 (em milhares de R$ ) Ativos Ativo Circulante: Caixa e equivalentes de caixa.................................................. 9.220.169 Caixa restrito ........................................................................... 2.058.218 Títulos negociáveis ................................................................... 6.774.073 Contas a receber ....................................................................... 4.016.006 Ativos financeiros de acordos de concessão ............................. 726.507 Ativos financeiros - Itaipu ........................................................ 997.015 Empréstimos e financiamentos ................................................. 1.359.269 Conta de Consumo de Combustíveis - CCC ............................. 3.041.484 Remuneração dos investimentos............................................... 178.604 Impostos recuperáveis .............................................................. 1.825.905 Direito à compensação ............................................................. 324.451 Outras dívidas........................................................................... 478.367 Armazém (depósito) ................................................................. 378.637 Estoques de combustível nuclear .............................................. 297.972 Despesas pagas antecipadamente ............................................. 40.418 SPAULO-1-31214-v1B 8 8.617.294 1.341.719 7.662.640 3.102.079 715.720 854.656 1.926.193 877.833 78.726 1.326.933 221.519 602.731 350.470 324.634 58.765 80-20702782 Em 31 de dezembro de 2010 2009 (em milhares de R$ ) Instrumentos financeiros .......................................................... Outros....................................................................................... 283.220 805.631 32.805.946 227.540 511.774 28.801.226 8.300.171 1.470.215 769.905 799.556 24.995.625 15.648.087 4.338.682 1.750.678 1.156.926 297.020 889.931 60.416.796 7.141 9.839.828 1.431.080 687.188 755.434 22.352.103 16.744.836 4.493.223 1.521.317 1.173.580 228.020 766.145 59.992.754 4.001 Não circulantes Ativos a longo prazo Empréstimos e financiamentos ................................................. Contas a receber ....................................................................... Títulos negociáveis ................................................................... Estoques de combustível nuclear .............................................. Ativos financeiros de contratos de concessão ........................... Ativo financeiro - Itaipu ........................................................... Ativos de impostos diferidos .................................................... Depósitos compulsórios ........................................................... Conta de Consumo de Combustíveis – CCC ............................ Instrumentos financeiros .......................................................... Outros....................................................................................... Adiantamentos para ações corporativas ............................ Em 31 de dezembro de 2010 2009 (em milhares de R$ ) 60.423.937 59.996.755 Investimentos ............................................................................................................................................................................................................................................. 4.724.647 5.288.107 Ativos fixos ................................................................................................................................................................................................................................................ 46.682.498 41.597.605 Intangível Contratos de concessão .................................................................................................................................................................................................................. 932.509 991.879 Outros............................................................................................................................................................................................................................................. 1.331.463 1.032.804 53.671.117 48.910.395 Ativos totais ............................................................................................................................................................................................................................................... 146.901.000 137.708.376 Em 31 de dezembro de 2010 2009 ((em milhares de R$ )) Passivos e participação de acionistas Passivo circulante Empréstimos................................................................................................................................................................................................................................... 1.868.465 1.115.275 Empréstimo compulsório................................................................................................................................................................................................................ 16.925 13.675 Fornecedores .................................................................................................................................................................................................................................. 5.165.765 3.079.614 Adiantamentos de clientes .............................................................................................................................................................................................................. 341.462 63.400 Impostos e contribuição social ....................................................................................................................................................................................................... 1.102.672 963.365 Conta de Consumo de Combustíveis – CCC .................................................................................................................................................................................. 2.579.546 923.535 Remuneração de acionistas............................................................................................................................................................................................................. 3.424.520 3.214.450 Créditos do tesouro nacional .......................................................................................................................................................................................................... 92.770 76.036 Obrigações estimadas ..................................................................................................................................................................................................................... 772.071 672.214 Obrigações de reembolso ............................................................................................................................................................................................................... 759.214 857.001 Benefícios pós-emprego de funcionários ........................................................................................................................................................................................ 330.828 351.149 Provisão para contingências ........................................................................................................................................................................................................... 257.580 252.708 Taxas conforme regulações ............................................................................................................................................................................................................ 584.240 589.433 Arrendamento................................................................................................................................................................................................................................. 120.485 108.827 Instrumentos financeiros ................................................................................................................................................................................................................ 237.209 40.050 Outros............................................................................................................................................................................................................................................. 715.757 949.113 18.369.509 SPAULO-1-31214-v1B 9 13.269.845 80-20702782 Não circulantes Empréstimos................................................................................................................................................................................................................................... 31.269.971 28.392.542 Créditos do tesouro nacional .......................................................................................................................................................................................................... 250.485 311.306 Empréstimo compulsório................................................................................................................................................................................................................ 141.425 127.358 Impostos e contribuição social ....................................................................................................................................................................................................... 1.217.649 1.273.890 Remuneração de acionistas............................................................................................................................................................................................................. 5.601.077 7.697.579 Provisão para descomissionamento ................................................................................................................................................................................................ 375.968 323.326 Adiantamentos de clientes .............................................................................................................................................................................................................. 928.653 978.980 Conta de Consumo de Combustíveis – CCC .................................................................................................................................................................................. 1.876.598 1.344.380 Provisão para contingências ........................................................................................................................................................................................................... 3.901.289 3.528.917 Benefícios pós-emprego de funcionários ........................................................................................................................................................................................ 2.066.702 1.992.012 Provisão para passivos sem financiamento nas subsidiárias ........................................................................................................................................................... 1.694.547 1.639.448 Arrendamento................................................................................................................................................................................................................................. 834.215 761.131 Concessões a pagar......................................................................................................................................................................................................................... 5.173.856 4.712.825 Adiantamentos para futuro aumento de capital ............................................................................................................................................................................... 303.331 228.020 Instrumentos financeiros ................................................................................................................................................................................................................ 2.365.315 1.747.768 Outros............................................................................................................................................................................................................................................. 58.001.081 55.059.482 Participação de acionistas Capital social .................................................................................................................................................................................................................................. 26.156.567 26.156.567 Reservas de capital ......................................................................................................................................................................................................................... 26.048.342 26.048.342 Reservas de lucros .......................................................................................................................................................................................................................... 16.804.851 19.009.668 Lucros retidos ................................................................................................................................................................................................................................. — (3.345.744) Ajuste de avaliação patrimonial...................................................................................................................................................................................................... 163.335 179.427 Dividendo adicional proposto ......................................................................................................................................................................................................... 753.201 370.755 Outros resultados abrangentes ........................................................................................................................................................................................................ 377.818 827.491 Participação de acionistas minoritários ........................................................................................................................................................................................... 226.296 132.543 70.530.410 69.379.049 Passivos totais e participação de acionistas................................................................................................................................................................................. 146.901.000 137.708.376 Demonstrativo de Receita Consolidada A partir de e para o ano terminado em 31 de dezembro de 2010 2009 ((em milhares de R$ )) Receitas líquidas operacionais .................................................................................................................................................................. 26.749.402 23.140.905 Custos e despesas operacionais Materiais, Fornecedores e Serviços ................................................................................................................................................ 7.370.713 6.486.218 Participação nos lucros para funcionários e a administração ............................................................................................................................................................................. 296.270 284.534 Eletricidade adquirida para revenda ................................................................................................................................................ 4.315.084 3.581.396 Combustível para produção de energia elétrica .............................................................................................................................. 743.761 756.285 Uso da rede ..................................................................................................................................................................................... 1.353.839 1.263.408 Remuneração e reembolso .............................................................................................................................................................. 1.087.341 1.188.032 Depreciação e amortização ............................................................................................................................................................. 1.592.476 1.624.246 Construção ...................................................................................................................................................................................... 2.953.484 1.723.960 Provisões operacionais .................................................................................................................................................................... 1.529.549 2.140.406 Rendimento para compensar de Itaipu ............................................................................................................................................ 441.057 669.675 Doações e contribuições ................................................................................................................................................................. 261.006 237.978 Outros ............................................................................................................................................................................................. 1.063.205 704.447 23.007.785 20.660.585 Lucro operacional antes do resultado financeiro ...................................................................................................................................... 3.741.617 2.480.320 Resultado financeiro Resultado financeiro Rendimentos provenientes de juros, comissões e taxas......................................................................................................................................................................................... 781.872 1.035.487 Rendimentos provenientes de investimentos 1.537.435 1.464.782 SPAULO-1-31214-v1B 10 80-20702782 A partir de e para o ano terminado em 31 de dezembro de 2010 2009 ((em milhares de R$ )) financeiros .................................................................................................................................................................................. Encargos sobre atrasos de energia elétrica ...................................................................................................................................... 393.987 228.145 Atualização monetária .................................................................................................................................................................... 616.141 356.023 Outras receitas financeiras .............................................................................................................................................................. 44.856 736.765 Despesas financeiras Encargos sobre dívidas ................................................................................................................................................................... (1.675.821) (1.758.473) Encargos de arrendamento ............................................................................................................................................................. (332.449) (213.470) Encargos sobre recursos dos acionistas........................................................................................................................................... (1.298.647) (1.468.713) Variações na taxa de câmbio ........................................................................................................................................................... (431.497) (4.018.643) (364.123) (3.638.097) Resultado/(perdas) antes da participação em companhias associadas e outros investimentos .................................................................................................................................... 3.377.494 (1.157.777) Resultado da participação em companhias associadas e outros investimentos ......................................................................................................................................................................... 669.755 1.571.032 Receita antes do imposto de renda e contribuições sociais .................................................................................................................................................................................................. 4.047.249 413.255 Impostos de renda ........................................................................................................................................................................... (1.074.605) 635.875 Contribuições sociais na receita líquida .......................................................................................................................................... (419.659) 201.010 Receita líquida do ano .............................................................................................................................................................................. 2.552.985 1.250.140 Atribuível aos acionistas majoritários ...................................................................................................................................................... 2.247.913 911.467 Atribuível aos acionistas minoritários ...................................................................................................................................................... 305.072 338.673 Receita líquida por ação ........................................................................................................................................................................... R$ 2,25 R$ 1,10 A Lei das Sociedades Anônimas e nosso estatuto estipulam que paguemos a nossos acionistas dividendos obrigatórios iguais a ou de pelo menos 25% de nossa receita líquida corrigida para o exercício social anterior. Além disso, nosso estatuto nos requer dar: (i) prioridade para as ações preferenciais classe “A” na distribuição de dividendos, a 8% ao ano sobre o capital vinculado a essas ações; e (ii) prioridade para as ações preferenciais classe “B” emitidas em 23 de junho de 1969, ou posteriormente, na distribuição de dividendos, a 6% ao ano sobre o capital vinculado a essas ações. Além disso, as ações preferenciais deverão receber um dividendo de 10% sobre o dividendo pago às ações ordinárias. SPAULO-1-31214-v1B 11 80-20702782 A tabela seguinte detalha nossos dividendos declarados para os períodos indicados: Exercício 2010 (1) 2009 (1) 0,83 2,17 1,63 0,41 2,17 1,63 2008 (1)(2) (R$ ) Ações Ordinárias ............................................................................................................. Ações preferenciais Classe A........................................................................................... Ações preferenciais Classe B ........................................................................................... (1) (2) 1,48 2,17 1,63 Juros sobre capital próprio Corrigido para refletir o grupamento. A tabela a seguir traz um resumo dos dividendos / juros declarados sobre capital próprio por ação, para os períodos indicados, ambos no tempo declarado e conforme corrigidos para nosso grupamento 500:1 efetuado em 2007. . Dividendo por Ação Pago (2) Declarado Equivalente em 20/08/2007 (1) Em 31/12/2006 Ordinária .... Preferencial A Preferencial B R$ 0,00026403571 0,00403899462 0,00302924597 US$ 0,00012349659 0,00188914622 0,00141685967 R$ 0,13201785500 2,01949731000 1,51462298500 US$ 0,06174829514 0,94457311038 0,70842983396 R$ 0,00027872570 0,00426370961 0,00319778221 US$ 0,00014595261 0,00223265938 0,00167449453 Ordinária .... Preferencial A Preferencial B R$ 0,40155520020 2,01949731106 1,51462298231 Equivalente em 20/08/2007 U,S,$ 0,22670084130 1,14012155539 0,85509116599 R$ 0,40155520020 2,01949731106 1,51462298231 (1) Ordinária .... Preferencial A Preferencial B Ordinária .... Preferencial A Preferencial B (1) (2) (3) R$ 1,484883733 2,174044374 1,630533280 U,S,$ 0,635380288 0,930271448 0,697703586 US$ 0,07297630518 1,11632968791 0,83724726659 U,S,$ 0,22670084130 1,14012155539 0,85509116599 Equivalente em 20/08/2007 (1) Em 15/06/2008 R$ 0,41587767968 2,09152777855 1,56864583289 U,S,$ 0,24648985282 1,23964424997 0,92973318687 R$ 0,41587767968 2,09152777855 1,56864583289 U,S,$ 0,24648985282 1,23964424997 0,92973318687 Pago (2) Declarado Em 31/12/2008 R$ 0,13936285000 2,13185480500 1,59889110500 Pago (2) Declarado Em 31/12/2007 Equivalente em 20/08/2007 (1) Em 28/06/2007 Equivalente em 20/08/2007 R$ 1,484883733 2,174044374 1,630533280 (1) U,S,$ 0,635380288 0,930271448 0,697703586 Em 30/04/2009 R$ 1,548692924 2,267468532 1,703562217 (3) U,S,$ 0,662684178 0,970247553 0,728952596 Equivalente em 20/08/2007 (1) R$ 1,548692924 2,267468532 1,703562217 U,S,$ 0,662684178 0,970247553 0,728952596 Declarado Pago Declarado Pago Em 31/12/2009 Em 18/05/2010 Em 31/12/2010 Em 29/06/2011 R$ 0,409663154 2,174044375 1,6305332814 U,S,$ 0,713305484 3,785446066 2,839084549 R$ 1,548692924 2,267468532 1,703562217 U,S,$ 0,662684178 0,970247553 0,728952596 R$ 0,832245170 2,174043683 1,630533280 U,S,$ 1,386686902 3,622391585 2,716794551 R$ 0,877358220 2,291890859 1,718918690 U,S,$ 1,380084480 3,605144321 2,703859099 Corrigido para refletir o grupamento. Corrigido pela variação da taxa Selic. Assembleia Geral dos Acionistas. Controles Cambiais e Taxas de Câmbio Estrangeiro O sistema de câmbio estrangeiro brasileiro permite a compra e venda de moedas estrangeiras e transferências de Reais por qualquer pessoa física ou pessoa jurídica, independentemente do valor, estando sujeitos a determinados procedimentos regulatórios. Desde 1999, o Banco Central permite que a taxa de câmbio Real / dólar americano flutue livremente. Desde então, tal taxa cambial vem flutuando consideravelmente. Até o começo de 2003, o valor do Real decaiu em relação ao dólar americano e depois se estabilizou. O Real se valorizou em relação ao dólar em 2004-2007. Em 2008, em consequência do agravamento da crise econômica e financeira mundial, o Real depreciou 31,9% em relação ao dólar e, em 31 de dezembro de 2008, a taxa de câmbio do Real em relação ao dólar estava em R$ 2,34 por US$ 1,00. Em 2009, o Real teve uma valorização de 25,5% em relação ao dólar, devido às melhores condições econômicas no Brasil. No passado, o Banco Central ocasionalmente interveio para controlar a instabilidade nas taxas cambiais estrangeiras. Não podemos prever se o Banco Central ou o governo brasileiro continuará a permitir que o Real flutue livremente ou se intervirá no mercado da taxa de câmbio por meio do sistema de bandas cambiais ou outras providências. Não podemos garantir que o Real não desvalorize substancialmente ou que continue a valorizar em relação ao dólar em um futuro próximo. A tabela a seguir apresenta as taxas média, mínima e máxima de venda no final do período, publicadas pelo Banco Central, expressas em Reais por US$ para os períodos e datas indicados. Reais por US$ Dólar Ano findo em Final do período Média (1) Mínima Máxima 31 de dezembro de 2005 .................................................................................................................................................................................... 2,3407 2,4341 2,1633 2,7621 31 de dezembro de 2006 .................................................................................................................................................................................... 2,1380 2,1771 2,0586 2,3711 31 de dezembro de 2007 .................................................................................................................................................................................... 1,7713 1,9483 1,7325 2,1556 31 de dezembro de 2008 .................................................................................................................................................................................... 2,3370 1,8374 1,5593 2,5004 31 de dezembro de 2009 .................................................................................................................................................................................... 1,7412 1,9905 1,7024 2,4218 31 de dezembro de 2010 .................................................................................................................................................................................... 1,6662 1,7593 1,6554 1,8811 (1) Representa a média de taxas ao final do mês, começando em dezembro do período anterior até o último mês do período indicado. A tabela a seguir estabelece as taxas máxima e mínima, para venda no mercado de câmbio/mercado comercial no final do período, publicadas pelo Banco Central, expressas em Reais por US$, para os períodos e datas indicados . Reais por US$ Dólar Mês Final do período Média (1) Mínima Máxima Dezembro 2010 ............................................................................................................................................................................................ 1,6662 1,6934 1,6662 1,7117 Janeiro 2010 ................................................................................................................................................................................................. 1,6734 1,6749 1,6510 1,6912 Fevereiro 2011.............................................................................................................................................................................................. 1,6612 1,6680 1,6612 1,6776 Março 2011 .................................................................................................................................................................................................. 1,6287 1,6591 1,6287 1,6757 Abril 2011 .................................................................................................................................................................................................... 1,5733 1,586 1,5654 1,6194 Maio 2011 .................................................................................................................................................................................................... 1,5799 1,6134 1,5747 1,6339 Junho 2011 ................................................................................................................................................................................................... 1,5611 1,5870 1,5730 1,6108 Julho 2011 .................................................................................................................................................................................................... 1,5563 1,5639 1,5345 1,5828 Agosto 2011 ................................................................................................................................................................................................. 1,5872 1,5970 1,5551 1,6334 Setembro 2011.............................................................................................................................................................................................. 1,8544 1,7498 1,6040 1,9016 A lei brasileira estipula que, sempre que existir um desequilíbrio grave no balanço de pagamentos do Brasil ou existirem sérios motivos para prever um desequilíbrio, podem ser impostas restrições temporárias sobre remessas de capital estrangeiro para o exterior. Não podemos garantir que essas medidas não serão tomadas pelo governo brasileiro futuramente. Vide “Item 3.D, Fatores de Risco – Riscos Referentes ao Brasil”. Atualmente, mantemos nossos controles e registros financeiros em Reais. Para facilidade de apresentação, entretanto, certas informações financeiras consolidadas contidas neste relatório anual foram apresentadas em dólares americanos. Vide “Item 8, Informações Financeiras”. B. Capitalização e Endividamento Não aplicável. C. Razões para Proposta e Uso de Recursos Não aplicável. D. Fatores de Risco Riscos referentes à nossa empresa Algumas de nossas concessões têm previsão de expirar em 2015 e, atualmente, a lei brasileira não nos permite renovar tais concessões; se não conseguirmos renovar tais concessões nossos resultados operacionais poderão ser afetados de forma negativa. Desenvolvemos as atividades de geração, transmissão e distribuição de acordo com os contratos de concessão firmados com o Governo Brasileiro por meio da ANEEL. O intervalo de duração dessas concessões varia de 20 a 35 anos. Nossos contratos de concessão com as datas de vencimento mais próximas expiram em 2015 e já foram renovados uma vez (veja “Item 4.B. Panorama do Negócio – Geração - Concessões”), exceto Corumbá I, que expira em novembro de 2014, e ainda não foi renovado anteriormente. Nosso contrato de concessão para Itumbiara, que expira em fevereiro de 2020, e Corumbá I possuem cláusulas contratuais que permitem a renovação das concessões uma vez que elas ainda não foram renovadas anteriormente. Em 10 de maio de 2011, a ANEEL rejeitou nosso pedido de prorrogação do período de concessão para nossa usina de Xingó. A Eletrobrás Furnas solicitou a renovação para um período de vinte e nove anos para Serra da Mesa três anos atrás, em conformidade com o prazo estabelecido por lei. A ANEEL finalizou sua revisão sobre esse processo e emitiu uma recomendação ao MME a favor da renovação da concessão de Serra da Mesa. Até a data deste relatório, estamos aguardando a aprovação pelo MME. Nos nossos negócios de geração, as concessões a expirar em 2015, ou antes, representam aproximadamente 30,2% da capacidade total instalada a partir de 31 de dezembro de 2010 e 86,8% e 35,5% de tal capacidade em nossas subsidiárias Eletrobrás Chesf e Eletrobrás Furnas, respectivamente. Para mais detalhes sobre a Eletrobrás Chesf e a Eletrobrás Furnas, veja o “Item 4, Informações sobre a Companhia – Estrutura Organizacional”. Atualmente, a Lei nº 10.848 de 2004 permite que as concessões sejam renovadas somente uma vez. No entanto, foram formados grupos de trabalho em 2010, que estão atualmente examinando propostas para alterações dessa lei. Se a lei não for mudada, não poderemos renovar certas concessões e teremos que participar de leilões para obter essas concessões novamente. Se nós não pudermos renovar nenhuma dessas concessões e não conseguirmos ganhar nenhum desses leilões, perderemos as atividades derivadas dessas concessões, o que afetaria adversamente nossa condição financeira e os resultados operacionais. Somos controlados pelo Governo Brasileiro, cujas atuais políticas e prioridades afetam diretamente nossas operações e podem conflitar com os interesses de nossos investidores. O Governo Brasileiro, na qualidade de nosso acionista controlador, tem perseguido (e pode continuar perseguindo) alguns de seus objetivos macroeconômicos e sociais utilizando os recursos do Governo Brasileiro por nós administrados. Estes recursos são o Fundo de RGR, a Conta CCC e a Conta CDE. O Governo Brasileiro também tem o poder de nomear oito dos 10 membros do nosso Conselho de Administração e, por meio deles, uma grande parte dos dirigentes responsáveis por nossa administração diária. Além disso, o governo brasileiro é, atualmente, titular da maioria de nossas ações com direito de voto. Consequentemente, o governo brasileiro possui a maioria dos votos na assembleia de acionistas, permitindo que aprove a maioria das matérias prescritas por lei, incluindo o seguinte: (i) a venda parcial ou total de ações de nossas subsidiárias; (ii) aumento de nosso capital social por meio de inscrição de novas ações; (iii) nossa política de distribuição de dividendos, desde que esteja em conformidade com a distribuição mínima de dividendos regulada por lei; (iv) emissão de títulos no mercado interno e internacional; (v) fusões e separações corporativas; (vi) permuta de nossas ações ou outros títulos; e (vi) resgate de ações de diferentes classes, independentemente da aprovação dos titulares de ações e classes sujeitas ao resgate. Nossas operações impactam o desenvolvimento comercial, industrial e social promovido pelo Governo Brasileiro. No passado, assim como pode ocorrer no futuro, o Governo Brasileiro nos requisitou que fizéssemos investimentos, dívidas ou nos engajássemos em transações (o que pode incluir, por exemplo, requisitar-nos a fazer aquisições) que podem não ser consistentes com nosso objetivo de maximização dos lucros. Estamos sujeitos a regras que limitam o empréstimo para as companhias do setor público e talvez não obtenhamos fundos suficientes para completar nosso programa de despesas de capital. Nosso orçamento atual indica investimentos de, aproximadamente, R$ 10 bilhões em 2011. Não podemos garantir que poderemos financiar nosso programa de investimentos nem nosso fluxo de caixa ou recursos externos. Além disso, sendo uma companhia controlada pelo Estado, estamos sujeitos a certas regras que limitam nosso endividamento e investimento e devemos submeter nossa proposta de orçamento anual, incluindo estimativas de montante e fontes de financiamento, para o Ministério de Planejamento, Orçamento e Gestão e para o Congresso Brasileiro para aprovação. Por isso, se as nossas operações não se encaixarem nos parâmetros e condições estabelecidas por essas regras e pelo governo Brasileiro, teremos dificuldade em obter as autorizações financeiras necessárias, o que pode criar dificuldades em obter fundos. Se não recebermos esses fundos, nossa capacidade de investimentos em expansão e manutenção pode ser adversamente impactada, o que pode afetar a execução da nossa estratégia de crescimento, particularmente projetos de grande escala como a construção da nova usina nuclear, Angra III, o desenvolvimento do complexo hidrelétrico de Belo Monte e o andamento da construção das usinas hidrelétricas de Jirau e Santo Antônio. Nós possuímos uma série de subsidiárias cujo desempenho influencia significativamente nossos resultados. Nós conduzimos nossos negócios, principalmente através de nossas subsidiárias operacionais, incluindo a Eletrobras Eletronorte, Eletrobras CGTEE, Eletrobras Eletronuclear, Eletrobrás Chesf, Eletrobras Furnas e Eletrobras Eletrosul e através de Itaipu. Nossa capacidade de cumprir nossas obrigações financeiras está, portanto, relacionada, em parte, ao fluxo de caixa e ganhos das referidas subsidiárias e à distribuição ou outra transferência desses ganhos para nós na forma de dividendos, empréstimos ou outros adiantamentos e pagamentos. Algumas de nossas subsidiárias podem, ou poderão no futuro, sujeitar-se a contratos de empréstimos que exigem que qualquer endividamento dessas subsidiárias esteja subordinado ao nosso endividamento no âmbito desses acordos de empréstimo. Nossas subsidiárias são entidades jurídicas distintas. Qualquer direito que possamos ter de receber ativos de qualquer subsidiária ou outros pagamentos após a sua liquidação ou reorganização estará subordinado efetivamente às reivindicações dos credores daquela subsidiária (incluindo autoridades fiscais, credores comerciais e financiadores de tais subsidiárias), exceto no caso em que nós formos credores dessa subsidiária, caso em que nossas reivindicações ainda estariam subordinadas a toda e qualquer garantia sobre os ativos dessa subsidiária e sobre o endividamento da subsidiária sênior ao realizado por nós. Os montantes que recebemos da Conta de Consumo de Combustível podem diminuir. O governo brasileiro introduziu a Conta de Consumo de Combustíveis, ou CCC, em 1973. A finalidade da CCC é gerar reservas financeiras a pagar para companhias de distribuição e algumas companhias de geração (as quais devem fazer contribuições anuais para a CCC) com o objetivo de cobrir parte dos custos da operação das usinas termelétricas em caso de condições hidrológicas adversas. Embora o governo brasileiro tenha anunciado que a CCC deve ser gradualmente eliminada, nós (juntamente com outras companhias em nossa indústria) continuamos a receber reembolsos dessa conta. Recentemente, os montantes que recebemos como reembolso da CCC superaram nossas contribuições para essa conta. No entanto, não podemos garantir que continuaremos a receber os reembolsos da CCC (em quantidades que ultrapassam as nossas contribuições ou qualquer uma), e uma diminuição dos montantes que recebemos podem afetar adversamente nossa condição financeira e os resultados operacionais. Considerando que muitos de nossos bens são destinados a fornecer serviço público essencial, eles não poderiam estar disponíveis para liquidação no caso de falência e não poderiam estar sujeitos a embargo para assegurar um julgamento. Em 9 de fevereiro de 2005, o governo brasileiro decretou a Lei nº 11.101, chamada Nova Lei de Falência. A Nova Lei de Falência, que entrou em vigor em 9 de junho de 2005, rege procedimentos para recuperação judicial e extrajudicial e liquidação e substitui o procedimento de reorganização judicial de dívidas conhecido como concordata (reorganização) para recuperação judicial e extrajudicial. A Nova Lei de Falência estabelece que suas provisões não se apliquem a companhias de capital misto de posse do governo (como a Eletrobrás). No entanto, a Constituição Brasileira convenciona que companhias de capital misto, como a Eletrobrás, que operem negócios comerciais, estarão sujeitas ao regime legal aplicado a instituições privadas com relação a questões cíveis, comerciais, trabalhistas e referentes a impostos. Dessa maneira, não é claro se as provisões relativas à recuperação judicial e extrajudicial e os procedimentos de liquidação da Nova Lei de Falência se aplicam ou não ao nosso caso. Para mais detalhes sobre a Nova Lei de Falência, veja o “Item 4.B Panorama do Negócio – Os efeitos da Nova Lei de Falência”. Acreditamos que as cortes brasileiras considerariam que uma parte substancial de nossos bens, incluindo nossos bens de geração, rede de transmissão e rede limitada de distribuição, fornece serviço público essencial. Dessa maneira, esses bens não poderiam ser disponibilizados para liquidação no caso de falência ou sujeitos a embargo para assegurar um julgamento. Em qualquer dos casos, esses bens poderiam reverter para o governo brasileiro conforme a lei brasileira e os termos de nossos contratos de concessão. Embora o governo brasileiro tenha, sob tais circunstâncias, a obrigação de nos compensar com relação à reversão desses bens, não podemos assegurar que o nível de compensação recebido seja igual ao valor de mercado dos bens e, dessa forma, nossas condições financeiras e resultados operacionais seriam afetados. Poderemos nos responsabilizar por danos, sujeitos a regulamentação futura e ter dificuldades em obter financiamento, caso haja um acidente nuclear envolvendo nossa subsidiária Eletrobrás Eletronuclear. Nossa subsidiária Eletrobrás Eletronuclear, na qualidade de operadora de duas usinas nucleares, está sujeita a responsabilidades, pela lei brasileira, por danos no caso de um acidente nuclear. A Convenção de Viena sobre Responsabilidade Civil por Danos Nucleares (ou Convenção de Viena) entrou em vigor no Brasil em 1993. A Convenção de Viena estabelece que um operador de instalações nucleares, como a Eletrobrás Eletronuclear, em uma jurisdição que tenha adotado a legislação que implemente a Convenção de Viena, será estritamente responsável por danos em caso de acidente nuclear (exceto os cobertos por seguro). A Eletrobrás Eletronuclear é regulada por diversas agências federais e estaduais. Desde 31 de dezembro de 2010, as usinas Angra I e Angra II da Eletrobrás Eletronuclear estão asseguradas por um valor de US$ 171 milhões, caso ocorra um acidente nuclear (veja o “Item 4.B Panorama do Negócio – Geração – Usinas Nucleares”). Além da responsabilidade por danos em caso de acidente nuclear, a Eletrobrás Eletronuclear fez um seguro para cobrir riscos operacionais resultantes da falha em equipamentos, no valor de US$ 500 milhões para cada unidade. Não podemos assegurar que essa cobertura será suficiente no caso de um acidente nuclear. Dessa forma, qualquer acidente nuclear pode acarretar em efeitos adversos para nossas condições financeiras e resultados operacionais. O incidente na Usina Nuclear Dai-ichi de Fukushima no Japão, em março de 2011, e o anúncio em seguida da Alemanha, em maio de 2011, de que não mais dependerá de energia nuclear até o ano 2022 poderia levar a normas de segurança mais rigorosas para as usinas nucleares e uma tendência a favor da não dependência nuclear. Se a opinião pública mundial continuar a favorecer regulamentações mais rígidas para a energia nuclear ou uma tendência para a energia não nuclear, nossa capacidade de financiar e expandir de maneira rentável nossas operações nucleares poderá ser adversamente afetada. Não temos fonte alternativa de suprimento de matéria-prima usada pelas nossas usinas térmicas e nucleares. Nossas usinas térmicas operam com carvão e / ou óleo combustível e nossas usinas nucleares operam com urânio processado. Em cada caso, somos totalmente dependentes de terceiros para provisão dessas matérias-primas. Se, por alguma razão, essas matérias-primas não estiverem disponíveis, não teremos fonte alternativa de suprimento e, dessa forma, a geração de energia elétrica pelas usinas térmicas e nucleares será materialmente afetada adversamente, que pode afetar adversamente nossas condições financeiras e resultados operacionais. Nossas distribuidoras operam sob condições desafiadoras de mercado e, historicamente, em seu conjunto, acarretaram perdas. Nossas atividades de distribuição são realizadas no norte e no nordeste do Brasil e representam 10,89% de nossa receita líquida consolidada em 31 de dezembro de 2010. As regiões norte e nordeste do Brasil são as mais pobres do país e nossas subsidiárias de distribuição acarretam muitas perdas comerciais resultantes de conexões ilegais, bem como de altos níveis de inadimplência de consumidores dessas regiões. Historicamente, em seu conjunto, nossas subsidiárias de distribuição acarretaram perdas que afetaram adversamente nosso resultado consolidado. Em maio de 2008, uma nova estrutura gerencial foi implementada para nossas atividades de distribuição. Como resultado, muitas medidas foram tomadas para reduzir as perdas comerciais e renegociar dívidas dos consumidores inadimplentes com as nossas subsidiárias de distribuição. No entanto, não podemos ter certeza de que tais medidas serão bem-sucedidas e que as perdas sofridas por nossas subsidiárias de distribuição sejam substancialmente reduzidas. Também não podemos ter certeza de que as condições do mercado onde essas subsidiárias operam não ficarão piores. Além disso, as tarifas que cobramos pela venda de eletricidade aos consumidores são determinadas pela ANEEL, nos termos de contratos de concessão e da lei brasileira, que estabelecem mecanismos que permitem ajustes periódicos. A ANEEL determina o nível de qualquer ajuste, analisando os custos de cada companhia de distribuição e seu custo médio ponderado de capital, ou o CMPC. Acreditamos que o terceiro ciclo de revisão tarifária para companhias de distribuição de energia pode resultar em um CPCC abaixo dos 9,95% determinados no segundo ciclo de revisão tarifária, em virtude de indicadores macroeconômicos e outros fatores que estão além do nosso controle. Dado que os indicadores macroeconômicos do Brasil melhoraram nos últimos anos, o novo CPCC pode levar a menores custos de energia, enquanto os outros custos permanecem estáveis.Portanto, nossas subsidiárias de distribuição de energia elétrica podem acarretar perdas e continuar a afetar adversamente nossas condições financeiras e resultados operacionais. Podemos incorrer em perdas e despender tempo e dinheiro defendendo contenciosos pendentes e arbitragem. Existem diversos processos contra nós nas áreas civil, administrativas, ambiental, trabalhista e fiscal. Essas reivindicações envolvem quantias substanciais de dinheiro e outros recursos. Diversos litígios individuais respondem por uma parte significativa do montante total das reivindicações contra nós. Nós fizemos provisões para todos os montantes em disputa que representem uma perda provável no ponto de vista de nossos consultores jurídicos e com relação às disputas que são cobertas por leis, decretos administrativos, decretos ou decisões de tribunal que se provaram desfavoráveis. A partir de 31 de dezembro de 2010, provisionamos uma quantia total agregada de, aproximadamente, R$ 4,159 milhões com respeito aos nossos procedimentos legais, dos quais R$ 282 milhões estão relacionados aos processos fiscais, R$ 2,982 milhões relacionados aos processos cíveis e R$ 895 milhões aos processos trabalhistas. Veja o “Item 8.A – Demonstrações Financeiras Consolidadas e Outras Informações – Litígios”). No caso dos processos que envolvam uma quantia substancial, e da qual nós não tenhamos provisão, tenham uma sentença desfavorável para nós, ou no caso das perdas estimadas resultarem valores significativamente superiores às provisões feitas, o custo agregado das decisões desfavoráveis podem nos afetar adversamente de forma substancial nossas condições financeiras e o nosso resultado operacional. Além disso, nossa administração pode precisar despender tempo e atenção na defesa desses processos, o que poderia desviá-la do foco no nosso negócio principal. Dependendo do resultado, certos litígios podem resultar em restrições operacionais e ter um efeito adverso substancial em algum de nossos negócios principais. Nossa cobertura de seguros pode ser insuficiente para cobrir perdas potenciais. Nosso negócio, em geral, está sujeito a diversos riscos e perigos, incluindo acidentes industriais, disputas trabalhistas, condições geológicas inesperadas, alterações no ambiente regulatório, riscos ecológicos e meteorológicos, além de outros fenômenos naturais. Além disso, nós e nossas subsidiárias somos responsáveis por perdas e danos de terceiras partes causados por qualquer falha no fornecimento de serviços de geração, transmissão e distribuição. Nosso seguro cobre apenas uma parte das perdas. Mantemos seguro em quantias que acreditamos serem adequadas para cobrir danos de incêndio, responsabilidade por acidentes de terceiros e riscos operacionais em nossas usinas. Se formos incapazes de renovar nossas apólices de seguro em algum momento, ou surgirem perdas, ou ocorram outros sinistros que não estejam cobertos por um seguro ou que excedam o nosso limite de seguro, podemos estar sujeitos a perdas adicionais substancias inesperadas. A sentença pode não ser executável contra nossos diretores ou dirigentes. Todos os nossos diretores e dirigentes mencionados neste relatório anual residem no Brasil. Nós, nossos diretores e dirigentes e os membros de nosso conselho fiscal não concordamos em aceitar serviço de processo nos Estados Unidos. Substancialmente, todos os nossos patrimônios, assim como os patrimônios dessas pessoas, estão localizados no Brasil. Como resultado, não pode ser possível efetuar o serviço de processo nos Estados Unidos ou em outra jurisdição fora do Brasil a essas pessoas, embargar seu patrimônio, ou processá-las ou nos processar nos tribunais dos Estados Unidos, ou nos tribunais de outras jurisdições fora do Brasil, sentenças proferidas com base nas disposições de responsabilidade civil das leis de títulos dos Estados Unidos ou das leis de outras jurisdições. Nós não temos experiência em preparar as demonstrações financeiras segundo o U.S. GAAP e nos falta mão de obra habilitada para fazê-lo. Historicamente nossas demonstrações financeiras são preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, e conforme o U.S. GAAP para fins de apresentação de nosso 20F, os padrões de contabilidade determinados pelo Instituto dos Auditores Independentes do Brasil e pelas normas e procedimentos da CVM. Não temos os dados financeiros em U.S. GAAP para nenhum período anterior a 31 de dezembro de 2000. Por causa disso, não possuímos pessoal com experiência em fazer o U.S. GAAP. Na data deste relatório anual, usamos o serviço terceirizado de uma firma de consultoria para nos auxiliar na preparação do U.S. GAAP. Se não conseguirmos desenvolver esta habilidade internamente ou por meio de novas contratações, poderemos enfrentar desafios em algumas tarefas como, por exemplo, em fazer as alterações requeridas pelo U.S. GAAP ao consolidar os resultados das nossas subsidiárias. Se não conseguirmos treinar, contratar e manter esse pessoal, a preparação de nossas demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis americanas, de forma consistente e em tempo hábil, poderá ser prejudicada. Se não formos capazes de suprir as deficiências materiais em nossos controles internos, a confiabilidade de nossos relatórios financeiros e da preparação de nossas demonstrações financeiras pode ser adversamente afetada. De acordo com as normas da SEC, a nossa administração, incluindo o nosso Diretor Presidente e Diretor Financeiro, avalia a eficácia de nossos controles e procedimentos de divulgação, incluindo a eficácia de nossos controles internos sobre os relatórios financeiros. Nossos controles internos sobre os relatórios financeiros são projetados para oferecer uma garantia razoável em relação à confiabilidade dos relatórios financeiros à elaboração de demonstrações financeiras para fins externos, de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Como resultado da avaliação de nossa administração sobre a eficácia de nossa divulgação, controles e procedimentos em 2010, nossa administração determinou que esses controles e procedimentos não foram eficazes em virtude de deficiências materiais em nossos controles internos sobre os relatórios financeiros. Essas deficiências materiais incluíram nossa falta de planejamento e manutenção de controles operacionais eficazes sobre: os critérios baseados nos relatórios financeiros estabelecidos pelo Comitê de Organizações Patrocinadoras da Comissão Treadway, ou COSO, incluindo: deficiências de controle interno não remediadas em tempo hábil, falta de responsabilidade devidamente definida com relação a nossos controles internos sobre os relatórios financeiros e as linhas necessárias de comunicação; falta de desempenho adequado de uma avaliação para garantir controles definidos e implementados de maneira eficaz a fim de prevenir e detectar distorções relevantes às nossas demonstrações financeiras; falta de planejamento adequado e manutenção de políticas de tecnologia da informação eficazes, incluindo os relacionados com a segregação de funções, segurança e acesso (concessão e monitoramento) para nossos programas de aplicação financeira e de dados; a integridade e a exatidão do relatório financeiro de final do período, especificamente em matéria de registro de entradas recorrentes e não recorrentes no diário; a integridade e exatidão das informações sobre depósitos judiciais bem como as revisões periódicas e as atualizações dessa informação, incluindo as atualizações de perdas esperadas para fins de exercício; a abrangência e a precisão e a revisão e acompanhamento dos planos de benefícios pós-aposentadoria (previdência) patrocinados por nós, incluindo a falha em realizar uma revisão detalhada das premissas atuariais, a conciliação entre os relatórios de avaliação atuarial e os registros contábeis, bem como os fluxos de caixa de pagamentos de contribuições; a contabilidade de Itaipu para o ativo imobilizado e equipamentos, especificamente, para garantir a integridade, a precisão e a validação de suas aquisições de ativos fixos; a integridade, a precisão, a validade e a avaliação da compra e dos pagamentos de bens e serviços pela Eletrobras Furnas em virtude de alterações relacionadas com a implementação do novo software; a integridade e exatidão das alterações na receita de serviços de transmissão associada ao fator de ajuste relacionado com a disponibilidade das linhas de transmissão não incluídas na taxa fixa de receita de transmissão (Receita Anual Permitida), e a revisão e o monitoramento adequados relativos à preparação de nossas demonstrações financeiras e divulgações IFRS, incluindo a falta de pessoal contábil interno com conhecimento adequado sobre as IFRS para supervisionar e revisar o processo de contabilidade. Em resposta a tais achados por nossa administração, começamos a implementar medidas para solucionar cada uma dessas deficiências materiais. Se não formos capazes de suprir essas deficiências materiais, a confiabilidade de nossos relatórios financeiros e da preparação de nossas demonstrações financeiras podem ser adversamente afetadas, o que pode afetar material e adversamente nossa companhia e nossa reputação. Riscos Relacionados ao Brasil O Governo Brasileiro exerceu, e continua exercendo, influência significativa sobre a economia brasileira. As condições econômicas e políticas brasileiras têm um impacto direto sobre nossas atividades, nossa condição financeira, resultados das operações e perspectivas. A economia brasileira tem sido caracterizada pelo envolvimento significativo do Governo Brasileiro, que muda frequentemente as políticas monetárias, de crédito, entre outras, para influenciar a economia do Brasil. As ações do Governo Brasileiro para controlar a inflação e colocar em prática outras políticas têm envolvido com frequência controles de salários e de preços, desvalorização do Real, controles sobre remessas de recursos para o exterior, intervenção pelo Banco Central para afetar as taxas básicas de juros e outras medidas. Não temos controle sobre, e não podemos prever quais medidas ou políticas o Governo Brasileiro possa tomar no futuro. Nossas atividades, condição financeira, resultados das operações e perspectivas podem ser afetados adversamente pelas alterações nas políticas do Governo Brasileiro, bem como fatores gerais incluindo, sem limitação: • Crescimento econômico brasileiro; • inflação; • taxas de juro; • variações nas taxas de câmbio; • políticas de controle cambial; • liquidez do capital nacional e mercados de empréstimo; • política fiscal e alterações nas leis tributárias; e • outras diretrizes políticas, diplomáticas, sociais e econômicas ou desenvolvimentos no Brasil ou que o afetem. As alterações e as incertezas com relação à implementação das políticas acima relacionadas podem contribuir para a incerteza econômica no Brasil, aumentando, assim, a volatilidade do mercado brasileiro de títulos e o valor dos títulos brasileiros comercializados no exterior. A estabilidade do Real é afetada por sua relação com o Dólar americano, pela inflação e pela política do Governo Brasileiro referente às taxas cambiais. Nosso negócio pode ser adversamente afetado por qualquer recorrência de volatilidade que afete nossos recebíveis e obrigações relacionadas à moeda estrangeira. A moeda brasileira passou por graus elevados de volatilidade no passado. O Governo Brasileiro implantou diversos planos econômicos e usou uma grande variedade de mecanismos para controlar as moedas estrangeiras, incluindo a desvalorização repentina, pequenos períodos de desvalorização, durante os quais a ocorrência de alterações varia entre diária e mensal, sistemas de flutuação do mercado cambial, controles cambiais e mercado cambial paralelo. Em alguns períodos, houve um grau significativo de flutuação entre o dólar americano e o real brasileiro e outras moedas. Em 31 de dezembro de 2010, o câmbio entre o real e o dólar era de R$ 1,6662 para US$1,00. O Real pode não manter seu valor atual ou o Governo Brasileiro pode implementar mecanismos para controle de moedas estrangeiras. Qualquer interferência governamental na taxa de câmbio, ou a implementação de mecanismos de controle cambial, pode levar a uma depreciação do Real, o que poderia reduzir o valor de nossos recebíveis e tornar nossas obrigações relacionadas à moeda estrangeira mais dispendiosas. Exceto com relação às nossas receitas e recebíveis expressos em Dólares americanos, essa desvalorização pode afetar adversamente nossas atividades, operações e perspectivas. Em 31 de dezembro de 2010, aproximadamente 43% de nossos endividamentos consolidados, que totalizam R$ 13,891 milhões, estavam denominados em moeda estrangeira, dos quais R$ 13,474 milhões (ou aproximadamente 97%) estão denominados em dólares americanos, e aproximadamente R$ 8,3 bilhões de tais endividamentos estrangeiros, ou 60,0% de tais endividamentos estrangeiros, estão relacionados ao endividamento de Itaipu. A inflação e as medidas do Governo Brasileiro para reduzir a inflação podem contribuir significativamente para a incerteza econômica no Brasil e ter um impacto adverso sobre nossos resultados operacionais. O Brasil tem passado historicamente por taxas elevadas de inflação. A inflação e algumas medidas do Governo Brasileiro tomadas em uma tentativa de reduzir a inflação têm tido efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira de forma geral. Desde a introdução do Real em 1994, a taxa de inflação do Brasil tem sido substancialmente mais baixa do que nos períodos anteriores. Persistem, entretanto, as pressões inflacionárias, e as políticas adotadas para conter essas pressões e incertezas quanto a uma possível intervenção governamental têm contribuído para a incerteza econômica. O Brasil pode passar por altos níveis de inflação no futuro. As pressões do custo inflacionário podem levar mais intervenções do governo, incluindo a introdução de políticas que poderiam afetar adversamente nossos negócios, condições financeiras, resultados operacionais e perspectivas. O valor de Mercado dos títulos emitidos pelas companhias brasileiras é influenciado pela percepção de risco no Brasil e pelo risco de outras economias emergentes. Eventos adversos na economia brasileira e nas condições de mercado de outros mercados emergentes, especialmente na América Latina, podem afetar adversamente os preços de mercado de títulos emitidos pelas companhias brasileiras. Mesmo se as condições econômicas nesses países diferirem consideravelmente das condições econômicas predominantes no Brasil, as reações dos investidores a eventos nesses países podem ter um efeito negativo sobre os preços de mercado de títulos de emissores brasileiros. As crises em outros países emergentes podem reduzir a demanda dos investidores por títulos de emissores brasileiros. Isso pode afetar negativamente o valor de mercado de nossas ações. Além disso, isso pode dificultar para nós, futuramente, o acesso aos mercados de capital internacionais e a obtenção de financiamentos em termos aceitáveis. A economia brasileira é afetada por condições econômicas globais gerais, especialmente as dos Estados Unidos. Por exemplo, os preços de ações da BM&FBOVESPA têm estado vulneráveis a flutuações das taxas de juros nos Estados Unidos, bem como a flutuações nos principais índices de ações dos Estados Unidos. Esses fatores poderiam afetar os preços de comercialização de nossas ações ordinárias e preferenciais e ADSs, dificultando para nós o acesso a mercados de capital futuras operações financeiras. Riscos Relativos à Indústria Energética Brasileira Não podemos prever se a nova Lei de Energia será sustentada. Se não for, nós podemos enfrentar um maior grau de incerteza e maiores custos de realinhamento das nossas operações. Em 2004, o governo brasileiro promulgou a Nova Lei de Energia, legislação esta que é o novo marco regulatório do setor de energia no Brasil. Entre outras alterações, a nova legislação determina (i) a modificação das regras relativas à compra e à venda de energia elétrica entre companhias de geração e distribuição; (ii) novas regras para leilão de companhias de geração; (iii) a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”) e novos órgãos divisionais; e (iv) modificações nas responsabilidades do Ministério de Minas e Energia e da ANEEL. Nós alinhamos nossos negócios a essa nova estrutura legislativa. No entanto, a constitucionalidade desta lei está sendo questionada na Suprema Corte. Esta ainda não deu seu entendimento final, apesar de já ter negado, por maioria de votos, a suspensão da citada legislação enquanto sua constitucionalidade é debatida. Se a Suprema Corte decidir que a lei é inconstitucional, haverá dúvida acerca de qual será a estrutura legislativa apropriada para o setor, o que afetará adversamente nossos negócios. Além disso, não temos como prever os termos de um possível marco regulatório alternativo à regulação de eletricidade no Brasil. Dessa forma, poderemos enfrentar custos de realinhamento dos nossos negócios à nova estrutura legislativa, o que afetará adversamente nossas condições financeiras e resultados operacionais. Podemos ser penalizados pela ANEEL por deixarmos de cumprir com os termos de nossos contratos de concessão e podemos não recuperar o valor integral de nosso investimento na hipótese de qualquer um de nossos contratos de concessão ser cancelado. Desenvolvemos as atividades de geração, transmissão e distribuição de acordo com os contratos de concessão firmados com o Governo Brasileiro por meio da ANEEL. O intervalo de duração dessas concessões varia de 30 a 35 anos. A ANEEL pode nos impor penalidades na hipótese de deixarmos de cumprir com qualquer provisão de nossos contratos de concessão. Dependendo da gravidade de nosso não cumprimento, essas penalidades podem incluir multas substanciais (em alguns casos até dois por cento de nossas receitas brutas no ano fiscal imediatamente anterior à avaliação) e restrições a nossas operações. Por exemplo, em 22 de maio de 2010, nossa subsidiária Eletrobrás Furnas recebeu uma multa da ANEEL de R$ 53.700, como consequência da determinação da ANEEL de que havia duas falhas no funcionamento do sistema de proteção das subestações de Itaberá e Ivaiporã, o que levou a interrupções na geração em 10 de novembro de 2009. A ANEEL também pode encerrar nossas concessões antes do prazo de vencimento caso não cumpramos com suas provisões, declaremos falência ou a companhia seja fechada, ou no caso de a ANEEL determinar que tal encerramento poderia ser de interesse público (veja o Item 4.B. Panorama do Negócio - Geração - Concessões"). Desde 31 de dezembro de 2010, acreditamos que estamos atendendo a todos os termos materiais de nossos contratos de concessão. Entretanto, não podemos assegurar que não seremos penalizados pela ANEEL por futura violação de nossos contratos de concessão ou que nossas concessões não serão canceladas futuramente. Na hipótese de a ANEEL cancelar qualquer uma de nossas concessões antes de seu prazo de vencimento, a compensação que recuperarmos pela parte não amortizada de nosso investimento pode não ser suficiente para que cubramos o valor integral de nosso investimento e, dessa forma, podemos ter um efeito adverso sobre nossa condição financeira e resultados das operações. Nossas atividades de distribuição, geração e transmissão são reguladas e supervisionadas pelo Governo brasileiro. Nosso negócio pode ser adversamente afetado por quaisquer alterações regulamentares ou por rescisão das concessões antes de suas datas de expiração, e os pagamentos de indenização em virtude do termo antecipado podem ser inferiores ao montante total de nossos investimentos. De acordo com a lei brasileira, a ANEEL tem a autoridade para regular e supervisionar as atividades de geração, transmissão e distribuição de concessionárias de energia elétrica, como nós e nossas subsidiárias, inclusive em relação aos investimentos, despesas adicionais, tarifas e transferência de custos para clientes, entre outras matérias. Alterações regulatórias no setor de energia elétrica são difíceis de prever e podem ter um impacto material adverso sobre nossa condição financeira e resultados operacionais. O término das concessões pode ser antecipado por meio de expropriação e / ou caducidade. As autoridades concedentes podem expropriar concessões em vista do interesse do público como expressamente previsto em lei, caso em que as autoridades concedentes realizarão o serviço durante o período de concessão. A autoridade concedente poderá declarar a caducidade das concessões após a ANEEL ou o MME realizar um procedimento administrativo e declarar que a concessionária (a) não prestou serviço adequado por mais de 30 dias consecutivos e não apresentou qualquer alternativa aceitável à ANEEL ou para o ONS, ou não cumpriu a lei ou a regulamentação aplicável; (b) perdeu as condições técnicas, financeiras ou econômicas necessárias para prestar o serviço corretamente, e / ou (c) não cumpriu as multas cobradas pelo poder concedente. As sanções estão estabelecidas na Resolução n º 63, de 12 de maio de 2004 da ANEEL, e incluem advertências, multas substanciais (em certos casos, até 2,0% da receita para o ano fiscal imediatamente anterior à avaliação), restrições sobre as operações da concessionária, a intervenção ou a extinção da concessão. Podemos contestar qualquer expropriação ou caducidade, e teremos direito de receber uma compensação para os nossos investimentos em bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. No entanto, os pagamentos de indenização podem não ser suficientes para recuperar totalmente os nossos investimentos, o que poderia afetar adversamente nossa condição financeira e os resultados operacionais. Estamos sujeitos a leis e regulamentos de segurança, saúde e ambientais que podem tornar-se mais rigorosos no futuro e resultar em mais responsabilidades e dispêndios de capital. Nossas operações estão sujeitas à legislação federal, estadual e local abrangente sobre segurança, saúde e meio-ambiente, bem como à supervisão por parte de agências do Governo Brasileiro responsáveis pela implementação dessas leis. Entre outras coisas, estas leis exigem que obtenhamos licenças ambientais para a construção de novas instalações ou a instalação e a operação de novos equipamentos necessários às nossas atividades. As regras são complexas e podem mudar no transcorrer do tempo, tornando mais difícil ou até mesmo impossível o cumprimento das exigências aplicáveis, impedindo, assim, nossas operações permanentes ou futuras de geração, distribuição e transmissão. Por exemplo, o Ministério do Meio Ambiente exige que atendamos a 33 passos relacionados à saúde, segurança e meio-ambiente para podermos receber uma permissão para operação de nossos projetos no rio Madeira. Observamos uma tendência para exigências maiores sobre saúde e segurança em nossa indústria. Além disso, indivíduos, organizações não governamentais e o público têm certos direitos de iniciar processos legais para obter liminares para suspender ou cancelar o processo de licenciamento. Da mesma forma, as agências do Governo Brasileiro podem tomar medidas para execução contra nós por qualquer falha no cumprimento das leis aplicáveis. Essa ação de execução pode incluir, entre outras coisas, a imposição de multas, revogação de licenças e a suspensão das operações. Essas falhas podem ainda resultar em responsabilidade criminal, independentemente da responsabilidade estrita de realizar reparação ambiental e indenizar terceiros pelo dano ambiental. Não podemos prever com precisão o efeito que o cumprimento de regulamentos ambientais, de saúde ou segurança intensificados possa ter sobre nossas atividades. Se não garantirmos as permissões apropriadas, nossa estratégia de crescimento será significativamente afetada, o que pode acarretar efeitos adversos para nossos resultados operacionais e condição financeira. Os regulamentos ambientais requerem que realizemos estudos sobre o impacto ambiental em projetos futuros e obtenhamos as permissões regulamentares. Devemos realizar estudos de impactos ambientais e obter permissões regulamentares para nossos projetos atuais e futuros. Não podemos assegurar que esses estudos sobre impacto ambiental serão aprovados pelo Governo Brasileiro, de que a oposição pública não resultará em atrasos ou modificações de qualquer projeto proposto ou que as leis ou regulamentos não mudarão ou serão interpretados de uma forma que possa afetar adversamente nossas operações ou planos para os projetos nos quais tenhamos um investimento. Vemos a preocupação pela proteção ambiental como uma tendência crescente em nossa indústria. As alterações nos regulamentos ambientais, ou as alterações na política de cumprimento de regulamentos ambientais existentes, podem afetar adversamente o resultado de nossas operações e condições financeiras ao atrasarem a implementação dos projetos de eletricidade, aumentarem os custos de expansão, ou sujeitarem-nos a multas regulamentares pelo não cumprimento dos regulamentos ambientais. Somos afetados pelas condições hidrológicas e nossos resultados operacionais podem ser afetados. As condições hidrológicas vigentes podem afetar adversamente nossas operações. Por exemplo, condições hidrológicas que resultem em baixo fornecimento de eletricidade no Brasil podem causar, além de outras coisas, a implementação de programas de conservação ampla de eletricidade, incluindo reduções obrigatórias na geração e consumo de eletricidade. O período mais recente de níveis de chuva extremamente baixos em grande parte do Brasil aconteceu nos anos antecedentes a 2001 e, como consequência, o Governo Brasileiro instituiu um programa para redução no consumo de eletricidade que foi colocado em prática de 1 de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002. Uma nova ocorrência de condições hidrológicas desfavoráveis, que resulte em uma baixa oferta de energia para o mercado brasileiro, pode causar, entre outras coisas, a implementação de um amplo programa de conservação de eletricidade, incluindo um mandato de redução no consumo de eletricidade. É possível que períodos prolongados de escassez de chuva provoquem efeitos adversos em nossa condição financeira e nos resultados operacionais no futuro. Nossa capacidade de geração pode ser afetada, também, por eventos como inundações, que pode danificar nossas instalações. Isso, pode, por sua vez, afetar adversamente nossas condições financeiras e resultados operacionais. A construção, a expansão e a operação de nossas instalações e equipamentos para a geração, transmissão e distribuição de eletricidade envolvem riscos significativos que podem levar à perda de receitas ou ao aumento de despesas. A construção, a expansão e a operação de instalações e equipamentos para a geração, transmissão e distribuição de eletricidade envolvem muitos riscos, incluindo: • a incapacidade de obter permissões e aprovações necessárias do governo; • a indisponibilidade de equipamento; • interrupções no suprimento; • paralisações das obras; • inquietação da mão de obra; • inquietação social; • interrupções ocasionadas pelas condições climáticas e hidrológicas; • problemas imprevistos de engenharia e ambientais; • aumentos das perdas de eletricidade, incluindo perdas técnicas e comerciais; • atrasos na construção e operação, ou aumentos nos custos previstos; e • indisponibilidade de custeio adequado. Nós não temos cobertura de seguro para alguns destes riscos, especialmente para aqueles relacionados às condições meteorológicas. Se passarmos por estes problemas, poderemos não conseguir gerar, transmitir e distribuir eletricidade nos montantes consistentes com nossas projeções, o que poderá ter um efeito adverso sobre nossa condição financeira e o resultado das operações. Somos estritamente responsáveis por quaisquer danos resultantes do fornecimento inadequado de eletricidade para as companhias de distribuição, e nossas apólices de seguro contratadas podem não abranger totalmente esses danos. Pela lei brasileira, somos estritamente responsáveis pelos danos diretos e indiretos resultantes do fornecimento inadequado de eletricidade para as companhias de distribuição, como interrupções súbitas ou perturbações decorrentes dos sistemas de geração, distribuição ou transmissão. Consequentemente, podemos ser responsabilizados pelos danos mesmo não estando inadimplentes. Como resultado da incerteza inerente a essas questões, não mantemos quaisquer provisões com relação a potenciais danos, e tais interrupções ou distúrbios podem não ser cobertos pelas apólices de seguro ou podem exceder os limites de cobertura dessas apólices. Dessa forma, se formos responsabilizados a pagar os danos em montantes materiais, nossas condições financeiras e resultados operacionais podem ser afetados adversamente em um grau maior do que aqueles estabelecidos nas provisões. Riscos Relativos às nossas Ações e ADSs Se você for portador de nossas ações preferenciais, terá direito a voto extremamente limitado. De acordo com a Lei Brasileira das Sociedades Anônimas e com nossos estatutos, os portadores de ações preferenciais e, por extensão, portadores de ADSs que as representarem, não têm direito a votar em nossas assembleias de acionistas, exceto em circunstâncias muito limitadas. Isso significa, entre outras coisas, que um acionista preferencial não tem direito a votar em transações corporativas, inclusive em fusões ou consolidações com outras companhias. Nosso principal acionista, que detém a maioria das ações ordinárias com direito de voto e que exerce controle sobre nós, está apto a aprovar medidas corporativas sem a aprovação dos acionistas das ações preferenciais. Dessa forma, um investimento em nossas ações preferenciais não é adequado se os direitos de voto forem uma consideração importante em sua decisão de investimento. O exercício de direitos a voto com respeito a ações ordinárias e preferenciais envolve procedimentos adicionais. Quando os titulares de ações ordinárias tiverem direito a voto e nas circunstâncias limitadas nas quais os titulares de ações preferenciais conseguem votar, os titulares podem exercer os direitos de voto com respeito às ações representadas por ADSs somente de acordo com as disposições do contrato de depósito referente às ADSs. Não existem disposições pela lei brasileira ou pelos estatutos que limitem a capacidade dos portadores de ADS exercerem seus direitos a voto através do banco depositário com respeito às ações básicas. Entretanto, existem limitações práticas sobre a capacidade dos portadores de ADS exercerem seus direitos de voto em virtude dos procedimentos adicionais envolvidos na comunicação com esses titulares. Por exemplo, os portadores de nossas ações receberão nosso aviso diretamente e poderão exercer seus direitos de voto, tanto participando da assembleia pessoalmente como votando por intermédio de um procurador. Os portadores de ADS, por comparação, não receberão aviso nosso diretamente. Em vez disso, de acordo com o contrato de depósito, enviaremos o aviso ao banco depositário o qual, por sua vez, tão logo seja possível, remeterá aos portadores de ADSs o aviso da assembleia e uma declaração quanto à forma na qual as instruções podem ser dadas pelos portadores. Para exercerem seus direitos de voto, os portadores de ADS devem, então, instruir o banco depositário sobre como votar suas ações. Em virtude deste procedimento extra envolvendo o banco depositário, o processo de exercício dos direitos de voto será mais demorado para os titulares de ADS do que para os portadores de ações. As ADSs para as quais o banco depositário não receber instruções para voto em tempo hábil não serão votadas em qualquer assembleia. Se emitirmos novas ações ou nossos acionistas venderem ações futuramente, o preço de Mercado de suas ADSs pode ser reduzido. As venda de uma quantidade substancial de ações, ou a suposição de que isto possa ocorrer, pode diminuir o preço vigente no mercado de nossas ações ordinárias e preferenciais e ADSs pela diluição do valor das ações. Se emitirmos novas ações ou nossos atuais acionistas venderem suas ações, o preço de mercado de nossas ações ordinárias e preferenciais, e das ADSs, pode diminuir significativamente. Essas emissões e venda podem ainda tornar mais difícil para nós emitirmos ações ou ADSs futuramente em uma data e um preço que considerarmos apropriados e para você vender seus títulos no preço ou acima do preço que pagaram por elas. Os controles cambiais e as restrições sobre remessas para o exterior podem afetar adversamente os portadores de ADSs. Você pode ser afetado adversamente pela imposição de restrições sobre a remessa para investidores estrangeiros dos produtos de seus investimentos no Brasil e pela conversão de Reais para as moedas estrangeiras. O Governo Brasileiro impôs restrições à remessa durante aproximadamente três meses no final de 1989 e início de 1990. Restrições como estas atrapalhariam ou impediriam a conversão de dividendos, distribuições ou os produtos de qualquer venda de nossas ações, conforme for o caso, de Reais para dólares americanos e a remessa dos dólares para o exterior. Não podemos garantir que o Governo Brasileiro não tome medidas similares no futuro. Troca de ADSs pelas ações derivadas pode ter consequências desfavoráveis. Como titular de ADS, você tem um benefício de um certificado eletrônico com registro de capital estrangeiro obtido por um curador para nossas ações preferenciais derivadas de ADSs no Brasil, o que permite que o curador converta os dividendos e outras distribuições relativas a ações preferenciais em moeda não brasileira e remita os procedimentos no exterior. Se você desistir de suas ADSs e retirar ações preferenciais, você terá direito a contar, durante cinco dias úteis a partir da data da troca, com o certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro. Posteriormente, de acordo com a disposição de ou distribuições relativas a ações preferenciais, a não ser que você obtenha nosso certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro ou se qualifique pelas regulações brasileiras de investimento estrangeiro que permitem que alguns investidores estrangeiros comprem e vendam ações na bolsa de valores brasileira sem obter um certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro diferente, você não está apto a remeter moeda não brasileira no exterior. Além disso, se você não se qualificar pelas regulações de investimento estrangeiro, poderá estar sujeito a impostos menos favoráveis de dividendos e distribuições sobre nossas ações preferenciais, bem como sobre a venda de ações preferenciais. Se você procurar obter seu próprio certificado de registro, poderá incorrer em despesas ou sofrer atrasos significativos no processo de solicitação, que pode ter um impacto significativo na sua capacidade de receber dividendos ou distribuições referentes às suas ações preferenciais no exterior ou o retorno de seu capital em tempo hábil. O certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro do depositário pode ser adversamente afetado por futuras alterações na legislação. Você pode receber pagamentos reduzidos por dividendos, caso nosso lucro líquido não atinja certos níveis. Pela Lei das Sociedades Anônimas e por nossos estatutos, devemos pagar aos nossos acionistas uma distribuição obrigatória igual a, no mínimo, 25% de nosso lucro líquido corrigido no ano fiscal anterior, dando prioridade de pagamento aos portadores de ações preferenciais. Nossos estatutos exigem que paguemos aos portadores de nossas ações preferenciais dividendos anuais iguais ao que for maior entre 8% (no caso de nossas ações preferenciais classe “A” (inscritas em 23 de junho de 1969)) e 6% (no caso de nossas ações preferenciais classe “B” (inscritas em 24 de junho de 1969)), calculados por referência à parte do capital social de cada tipo e classe de ação. O dividendo mínimo prioritário a ser pago para os portadores de ações preferenciais deve ser pago sempre que houver lucro líquido ou, no caso de perdas no ano, sempre que uma reserva de lucros estiver disponível. Se nosso lucro líquido for negativo ou insuficiente em um exercício fiscal, nossa administração pode recomendar, na assembleia anual de acionistas com relação àquele ano, que o pagamento do dividendo obrigatório não deve ser feito. Você pode não conseguir exercer os direitos de preferência relacionados às ações preferências ou ordinárias. Você pode não conseguir exercer os direitos de preferência relacionados às ações preferenciais ou ordinárias derivadas de seus ADSs, a não ser que uma declaração de registro de acordo com o Securities Act dos Estados Unidos, de 1933, com as alterações, ou o Securities Act, esteja em vigor com respeito a esses direitos ou uma isenção das exigências do registro do Securities Act esteja disponível. Não somos obrigados a apresentar uma declaração de registro com relação às ações referentes a estes direitos de preferência, e não podemos garantir-lhes que apresentaremos qualquer declaração de registro. A não ser que apresentemos uma declaração de registro ou for aplicável uma isenção do registro, você pode receber os produtos líquidos da venda de seus direitos de preferência pelo depositário ou, se os direitos de preferência não puderem ser vendidos, terão permissão de perder a validade e, dessa forma, sua posição de portador com relação a ações preferenciais ou ordinárias será diluída. Alterações nas leis tributárias brasileiras podem ter um impacto adverso sobre os impostos aplicáveis a uma alienação de nossas ações ou ADSs. A Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003, estipula que a alienação de bens no Brasil por um não residente para um residente brasileiro como para um não residente está sujeita à tributação no Brasil, independentemente do fato da alienação ocorrer fora ou dentro do Brasil. Essa cláusula resulta na cobrança de imposto de renda sobre ganhos decorrentes de uma alienação de nossas ações ordinárias ou preferenciais por um não residente do Brasil para outro não residente do Brasil. Não existe orientação jurídica sobre a aplicação da Lei nº 10.833, de 29 de dezembro de 2003 e, dessa forma, não temos condição de prever se os tribunais brasileiros podem decidir que se aplica às alienações de nossas ADSs entre não residentes do Brasil. Entretanto, na hipótese da alienação de bens ser interpretada como incluindo uma alienação de nossas ADSs, essa lei tributária resultaria consequentemente na imposição de impostos retidos na fonte sobre a alienação de nossas ADSs por um não residente do Brasil para outro não residente do Brasil. Pelo fato de qualquer ganho ou perda reconhecido por um Portador dos EUA (conforme definido no “Item 10.E, Tributação – Consequências Materiais do Imposto de Renda Federal dos Estados Unidos”) ser tratado de forma geral como um ganho ou perda de fonte dos EUA, a não ser que esse crédito possa ser aplicado (sujeito às limitações aplicáveis) ao imposto devido sobre a outra renda tratada como derivada de fontes estrangeiras, esse Portador dos EUA não poderia usar o crédito de imposto estrangeiro decorrente de qualquer imposto brasileiro imposto sobre a alienação de nossas ações ordinárias ou preferenciais ou nossas ADSs. ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A EMPRESA Panorama Diretamente, e através de nossas subsidiárias, estamos envolvidos na geração, transmissão e distribuição de eletricidade no Brasil. Em 31 de dezembro de 2010, detínhamos cerca de 37,0% da capacidade instalada de geração de energia elétrica no Brasil. Por meio de nossas subsidiárias, somos também responsáveis por aproximadamente 55,5% da capacidade de transmissão instalada acima de 230 kV no Brasil. Nossas receitas são oriundas principalmente de: • a geração de eletricidade e sua venda para as companhias distribuidoras de eletricidade e para os consumidores livres; • a transmissão de eletricidade em favor das outras concessionárias de eletricidade; e • a distribuição de eletricidade para os consumidores finais; Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2010, 67%, 22% e 10,98% da nossa receita líquida foram oriundos da geração, transmissão e distribuição, respectivamente. Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2010, nossas receitas líquidas foram de R$ 26,749 milhões, em comparação R$ 23,141 milhões para o ano findo em 31 de dezembro de 2009. A. História e Desenvolvimento Geral Fomos criados em 11 de junho de 1962 como uma sociedade de economia mista de responsabilidade limitada e duração ilimitada. Estamos sujeitos à Lei Brasileira das Sociedades Anônimas. Nossos escritórios executivos estão localizados na Avenida Presidente Vargas, 409, 13o andar, Edifício Herm. Stolz, CEP 20071-003, Rio de Janeiro, RJ, Brasil. Nosso número de telefone é +55 21 2514 6331. Nossa razão social é Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás, e nosso nome comercial é Eletrobrás. Dispêndios de Capital Nos últimos cinco anos, investimos uma média de R$ 4,1 bilhões por ano em projetos de capital. Cerca de 47,9% foram investidos no nosso segmento de geração, 34,1% em nosso segmento de transmissão e o saldo em nosso segmento de distribuição e outros investimentos. O nosso negócio principal é a geração, a transmissão e a distribuição de energia e pretendemos investir pesadamente nesses segmentos nos próximos anos. Atualmente as companhias são escolhidas para a construção de novas unidades de geração e linhas de transmissão por meio de um processo de licitação. É, portanto, difícil predizer as quantidades precisas que investiremos nesses segmentos daqui para frente. Estamos, no entanto, trabalhando para assegurar um número significativo de novos contratos, seja isoladamente ou como parte de um consórcio que inclui o setor privado. De acordo com o Plano EPE para 10 Anos, estima-se que o Brasil terá 142.202 km de linhas de transmissão e 171.138 MW de capacidade de geração instalada até 2020. Esses investimentos representarão aproximadamente R$ 220 bilhões. Atualmente, como somos o maior atuante no mercado, esperamos participar na maioria desses novos investimentos. De acordo com o Plano EPE para 10 Anos, acreditamos que nos próximos dez anos, investiremos uma média de aproximadamente R$ 22 bilhões por ano. Para esses investimentos, esperamos usar o financiamento derivado do nosso fluxo de caixa líquido, bem como do acesso aos mercados de capitais nacional e internacional e através de financiamento bancário. Nossos dispêndios de capital em 2009 e 2010 foram R$ 5.190,3 milhões e R$ 3.878,1 milhões, respectivamente. B. Panorama do Negócio Estratégia Nossos principais objetivos estratégicos são alcançar crescimento sustentável e lucratividade, mantendo ao mesmo tempo nossa posição de líder no setor elétrico do Brasil. Para alcançar estes objetivos, nossas principais estratégias são como se segue: • expandir e melhorar a eficiência em nossas linhas centrais de atividade de geração, transmissão e distribuição. Nossa atividade tem sido focada historicamente tanto nas operações centrais nos mercados brasileiros de geração, transmissão e distribuição como em nosso papel anterior de prestador de serviços, incluindo, historicamente, as nossas subsidiárias. Desde o advento da privatização em nossa indústria, as oportunidades de consolidar nosso papel como emprestador diminuíram porquanto muitas de nossas subsidiárias anteriores foram privatizadas e não mais temos permissão de atuar como prestador para essas companhias ou para qualquer terceira parte. Dessa forma, adotamos uma estratégia de enfoque em nossas operações centrais de geração, transmissão e distribuição. Isso envolve enfoque particular na maximização de oportunidades decorrentes do processo de leilão, estipulado na Nova Lei de Eletricidade, para venda de eletricidade às companhias de distribuição. Ao nos concentrarmos na geração e transmissão, acreditamos que conseguiremos maximizar os lucros ao melhorarmos a eficiência em nossa infraestrutura existente e capitalizando em oportunidades decorrentes de nova estrutura, como novas unidades de energia e linhas de transmissão. Nosso Programa de Ações Estratégicas do Sistema Eletrobrás para 2009-2012, inclui o alvo estratégico de adicionar 6.459 MW de capacidade geradora e 10.386km de linhas de transmissão ao sistema interligado de energia até 2012. Além disso, planejamos investir R$ 7 bilhões em nosso segmento de transmissão entre 2011 e 2013. • estratégia renovada para o negócio de distribuição. Com relação à distribuição, nós adotamos uma nova estratégia em 2008 em relação à governança das companhias de distribuição e queremos continuar a melhorar a eficiência operacional. Em 2008, reorganizamos a administração e gestão das nossas companhias de distribuição (exceto a Eletrobras Amazonas Energia) para que cada companhia tivesse os mesmos membros em seus respectivos Conselhos de Administração e o mesmo CEO. Inicialmente, a nova administração focou na melhoria da qualidade dos serviços de cada companhia e no aumento sua receita total. Padronizamos nossos processos e políticas a fim de tornar o nosso negócio de distribuição mais eficiente e para centralizar a compra de materiais e serviços e as negociações com os devedores. Embora já tenhamos feito progressos substanciais em termos de eficiência, pretendemos continuar a melhorar as nossas políticas para reduzir quaisquer perdas comerciais e técnicas com vista a melhorar a situação financeira dessas subsidiárias. Acreditamos que conseguiremos alcançar nossos objetivos de eficiência operacional em 2013 ou 2014. Para mais informações sobre nossas companhias de distribuição, consulte "Negócios – Distribuição - Companhias de Distribuição”; • melhorar o valor de nossa marca ao manter altos padrões de governança corporativa. Nossas ações ordinárias estão listadas no segmento Nível 1 da BM & FBOVESPA e na NYSE. Como resultado dessas listagens, somos obrigados a cumprir numerosos regulamentos, e acreditamos que pelo cumprimento dessas regras, manteremos elevados padrões de governança corporativa. Nossos atuais padrões de governança corporativa estão incluídos no PAE, nos manuais de auditoria e administração, nos regulamentos internos do Conselho de Administração e Comitê de Auditoria e em nosso Estatuto Social. Acreditamos que melhorar nossos padrões de governança corporativa é um componente essencial de nossos objetivos gerais para alcançar crescimento, lucratividade e parcela de mercado em virtude do efeito positivo desses padrões elevados para a nossa marca, tanto nacional como internacionalmente. Como parte disto, já iniciamos o processo de estabelecimento dos controles e procedimentos necessários de nossa parte pela Lei Sarbanes-Oxley de 2002. Além disso, aderimos ao Global Compact das Nações Unidas, a maior iniciativa de responsabilidade corporativa do mundo, e somos membros dos Índices de Sustentabilidade da BM&FBOVESPA. Neste momento estamos modificando nosso estatuto social a fim de estarmos em conformidade com o segmento de Nível 2 da BM & FBOVESPA, que possui padrões de governança mais rigorosos. Também pretendemos integrar os Índices de Sustentabilidade da Dow Jones. Cremos que tanto a integração a essas iniciativas como o registro nas organizações conhecidas como tendo padrões de governança que estão entre os mais rigorosos no mundo, permitirá que elevemos significativamente nosso perfil global. Com o objetivo de gerenciar e promover todas essas iniciativas, criamos um Plano Corporativo Estratégico de dez anos. Esforçamos-nos para continuar sendo uma companhia competitiva que dê ênfase para a responsabilidade ambiental e social junto com o desenvolvimento e a qualidade de vida de nossos funcionários. Nossa meta é nos tornar a maior companhia global a fornecer energia limpa até 2020, enquanto mantemos nossas taxas de rentabilidade competitivas. Para mantermos nossa atual parcela de mercado, estamos continuamente focados na melhoria do desempenho de nossos investimentos ao diversificarmos nosso portfólio de investimentos diretos, reestruturação de nossas subsidiárias e expansão para os mercados internacionais; e • identificar seletivamente as oportunidades de crescimento nos mercados internacionais. De acordo com o nosso PAE, estamos atualmente conduzindo estudos de viabilidade para investimentos em países vizinhos ao Brasil, entre outros, Argentina Colômbia, Peru e Uruguai. Nosso objetivo estratégico é gerar nova energia que possa ser adicionada ao sistema interligado de energia e integrar sistemas de energia elétrica nas Américas. Para atingirmos um crescimento seguro, acreditamos que certos mercados de eletricidade internacionais ofereçam oportunidades e planejamos identificar e selecionar essas oportunidades no futuro. Também podemos identificar e buscar oportunidades de crescimento fora da América do Sul, incluindo projetos de energia renovável. Geração Nossa principal atividade é a geração de eletricidade. As receitas líquidas (incluindo receitas financeiras no âmbito das companhias holding) provenientes da geração representaram 67,0% e 69,2% do nosso total de receitas líquidas nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009, respectivamente Por meio de nossas subsidiárias e de Itaipu, controlamos aproximadamente 37% da capacidade total de geração instalada. Incluindo a Itaipu, nossas usinas geraram 44,7%, 51,6% e 49,4% do total de eletricidade gerada no Brasil em 2010, 2009 e 2008, respectivamente. De acordo com a Lei No. 5.899, de 5 de julho de 1993, e o Decreto 4.550, de 27 de dezembro de 2002, a Eletrobrás vende, compulsoriamente, toda a energia produzida pela Itaipu para as companhias distribuidoras nas regiões Sul, Sudeste e Centro Oeste do Brasil (veja o “Item 5, Revisão Operacional e Financeira e Perspectivas – Principais Fatores que Afetam nosso Desempenho Financeiro – Itaipu”). Tínhamos uma capacidade instalada de 42.080 MW em 31 de dezembro de 2010, (incluindo a capacidade de 350 MW de Candiota III, que está em funcionamento desde 3 de janeiro de 2011), 39.453 MW em 31 de dezembro de 2009 e 39.402 MW em 31 de dezembro de 2008. O aumento na capacidade ao longo desses períodos reflete um contínuo crescimento. Adicionalmente, temos aproximadamente 10.000 MW em projetos planejados em todo o Brasil até 2015, que estão atualmente em construção, e iniciamos estudos de viabilidade para um adicional aproximado de 20.000 MW. Concessões A partir de 31 de dezembro de 2010, operamos de acordo com as seguintes concessões outorgadas pela ANEEL para nossas atividades de geração: Concessões (1) Capacidade instalada Autorizações Eletrobrás CGTEE São Jerônimo Presidente Médici Nutepa Candiota III Eletrobrás Chesf Funil (1) Pedra (1) Araras Curemas Complexo Paulo Afonso y Moxotó (Apolônio Sales) Sobradinho Luiz Gonzaga Boa Esperança Xingó Piloto Camaçari Eletrobrás Eletronorte Rio Acre Rio Branco II Rio Branco I Electron (TG) Santana Rio Madeira Coaracy Nunes Tucurui Samuel Curuá-Una (2) Senador Arnon Afonso Farias Serra do Navio (6) Eletrobrás Eletronuclear (3) Angra I Angra II Concessões (1) Estado Tipo de usina Fim da concessão (MW) Inicio em Rio Grande do Sul Rio Grande do Sul Rio Grande do Sul Rio Grande do Sul Térmica Térmica Térmica Térmica 20,00 446,00 24,00 350,0 7 de julho de 2015 7 de julho de 2015 7 de julho de 2015 janeiro 2041 Abril 1953 Janeiro 1974 Fevereiro 1968 Janeiro 2011 Bahia Bahia Ceará Bahia Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica 30,00 20,01 4,00 3,52 7 de julho de 2015 7 de julho de 2015 7 de julho de 2015 25 de novembro de 2024 Março 1962 Abril 1978 Fevereiro 1967 Janeiro 1957 Bahia Bahia Pernambuco Piauí/Maranhão Sergipe/Alagoas Bahia Bahia Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Térmica 4.280,00 1.050,30 1.479,60 237,30 3.162,00 2,0 346,80 2 de outubro de 2015 9 de fevereiro de 2022 3 de outubro de 2015 10 de outubro de 2015 2 de outubro de 2015 7 de julho de 2015 10 de agosto de 2027 Janeiro 1955 Abril 1979 Fevereiro 1988 Janeiro 1970 Abril 1994 Fevereiro 1949 Fevereiro 1979 Acre Acre Acre Amazonas Amapá Rondônia Amapá Pará Rondônia Pará Térmica Térmica Térmica Térmica Térmica Térmica Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica 45,49 31,80 18,65 120,00 60,00 119,35 76,95 8.370,00 216,75 30,30 Indefinido Indefinido Indefinido Indefinido Indefinido Indefinido 8 de julho de 2015 11 de julho de 2024 14 de setembro, 2029 27 de julho de 2028 Abril 1994 Fevereiro 1988 Fevereiro 1988 Junho 2005 Janeiro 1993 Abril 1968 Janeiro 1975 Novembro 1984 Janeiro 1989 Julho 1977 Roraima Amapá Térmica Térmica 85,99 23,30 Indefinido 20 de maio de 2037 — Novembro 2008 Rio de Janeiro Rio de Janeiro Nuclear Nuclear 640,00 1.350,00 Indefinido Indefinido Janeiro 1985 Setembro 2000 Capacidade instalada Autorizações Eletrobrás Furnas Corumbá I Serra da Mesa (4) Eletrobrás Furnas Itumbiara Marimbondo Peixoto (Mascarenhas de Moraes) Porto Colômbia Manso Estado Tipo de usina Fim da concessão (MW) Goiás Goiás Minas Gerais Minas Gerais/Goiás São Paulo/Minas Gerais Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica 375,00 1.275,00 1.216,00 2.082,00 Hidrelétrica Minas Gerais Minas Gerais Mato Grosso Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Inicio em 26 de fevereiro de 2020 Abril 1997 Abril 1998 Março 1963 Fevereiro 1980 1.440,00 7 de março de 2017 Abril 1975 476,00 320,00 212,00 31 de outubro de 2023 16 de março de 2017 9 de fevereiro de 2035 Abril 1956 Março 1973 Outubro 2000 29 de novembro de 2014 7 de maio de 2011 7 de julho de 2015 Concessões (1) Autorizações Capacidade instalada Estado Funil (1) Minas Gerais Estreito São Paulo (5) Campos Rio de Janeiro Santa Cruz Rio de Janeiro Peixe Angical (6) Tocantins Baguari (6) Minas Gerais Retiro Baixo (6) Minas Gerais Foz do Chapecó (6) Rio Grande do Sul Serra do Facão (6) Goiás Itaipu (7) Itaipu Binacional Paraná Eletrobrás Amazonas Energia Aparecida Amazonas Mauá Amazonas Balbina Amazonas UT CO Cidade Nova Amazonas UT AS São Jorge Amazonas UT FO Flores Amazonas UTE Iranduba Amazonas UTE Distrito Amazonas Electron (TG) Amazonas Outros Amazonas Usinas em construção Simplício Rio de Janeiro/ Minas Gerais Batalha Minas Gerais/Goiás Candiota III Rio Grande do Sul Passo São João Rio Grande do Sul São Domingos Mato Grosso do Sul Barra do Rio Chapéu Santa Catarina João Borges Santa Catarina Angra III Rio de Janeiro Veículo de Propósito Especial Dardanelos Mato Grosso Jirau Rondônia Santo Antônio Rondônia Mauá (8) Paraná 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 Cerro Chato I Rio Grande do Sul Cerro Chato II Rio Grande do Sul Cerro Chato III Rio Grande do Sul Tipo de usina Fim da concessão (MW) Inicio em Hidrelétrica Hidrelétrica Térmica Térmica Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica 216,00 1.050,00 30,00 932,00 452,00 140,0 82,0 855,0 212,5 6 de novembro de 2036 Agosto 2041 Agosto 2041 Novembro 2036 Novembro 2036 Hidrelétrica 14.000,00 Não aplicável Térmica Térmica Hidrelétrica Térmica Térmica Térmica Térmica Térmica Térmica Térmica 251,50 711,40 277,50 20,0 50,0 80,0 50,0 40,0 120,0 597,1 Indefinido Indefinido Hidrelétrica Hidrelétrica Térmica Hidrelétrica Hidrelétrica Pequena Pequena Nuclear 333,70 52,50 350,0 77,0 48,0 Hidrelétrica 15,0 Hidrelétrica 19,0 1,405 Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Hidrelétrica Eólica Eólica Eólica Eólica Hidrelétrica Eólica Eólica Eólica Eólica Eólica 261,0 3.300,0 3.150,0 361,0 11.233,00 28,80 28,80 28,80 50,4 1.820,0 48,6 30,0 30,0 30,0 7 de julho de 2015 7 de julho de 2015 Extensão 7 de julho de 2015 1 de março de 2027 Indefinido Indefinido Indefinido Indefinido Indefinido Indefinido Indefinido Abril 1969 Janeiro 1969 Abril 1968 Março 1967 Junho 2006 Novembro 2009 Março 2010 Agosto 2010 Outubro 2010 — Fevereiro 1984 Abril 1973 Janeiro 1989 Agosto 2008 Fevereiro 2008 Agosto 2008 Novembro 2010 Outubro 2010 Junho 2005 — Agosto 2011 Agosto 2041 Maio2012 Agosto 2041 Janeiro 2010 Janeiro 2024 Janeiro 2012 Agosto 2041 Fevereiro 2012 Dezembro 2037 Central Março 2012 Dezembro 2035 Central Março 2012 Dezembro 2035 Indefinido Dezembro 2015 Julho 2042 Agosto 2043 Junho 2043 Julho 2042 Agosto 2044 Fevereiro 2046 Fevereiro 2046 Fevereiro 2046 Agosto 2045 Março 2045 Dezembro 2045 Dezembro 2045 Agosto 2045 Agosto 2045 Agosto 2045 Indefinido Janeiro 2013 Dezembro 2011 Janeiro 2012 Fevereiro 2015 Janeiro 2013 Janeiro 2013 Janeiro 2013 Março 2012 Janeiro 2015 Maio2011 Novembro 2011 Novembro 2011 Setembro 2011 Maio2011 (1) Aprovação para a renovação das licenças ambientais para Funil e para Pedra já solicitada, mas ainda não concedidas. No entanto, isso não afeta as operações de nenhuma das usinas. (2) Esta usina foi transferida da Celpa para a Eletrobrás Eletronorte em dezembro de 2005 como pagamento por dívidas pendentes da Celpa com a Eletrobrás Eletronorte, referentes à venda de energia. (3) As usinas nucleares estão autorizadas a operar durante 40 anos a contar da data na qual iniciaram as operações. Alguns anos antes do vencimento dessa data, cada companhia de energia nuclear aplicável pode solicitar uma prorrogação de sua respectiva concessão à CNEN. Para obter uma prorrogação, a CNEN pode solicitar a substituição de certos equipamentos. Por exemplo, no caso de Angra I, a CNEN solicitou a substituição de um gerador de vapor após nosso pedido de prorrogação da concessão por 20 anos. (4) Pendente de aprovação por parte do MME. (5) Essa usina não é operacional. (6) Serra do Navio, Peixe Angical, Baguari, Retiro Baixo, Foz do Chapecó e Serra do Facão são entidades com fins específicos das quais temos uma participação de 49,0%, 40,0%, 15,0%, 49,0%, 49,5% e 40,0%, respectivamente. Os números nessa tabela referem-se à capacidade total de cada usina. (7) A Itaipu não está sujeita a concessões, e o tratado de Itaipu expira em 2023). Possuímos 50% da Itaipu Binacional. (8) Essa usina é propriedade da Cruzeiro do Sul Energetic Consortium, da qual a Eletrobrás Eletrosul possui uma participação de 49,0%. Fonte: fontes internas Tipos de usina As usinas hidrelétricas foram responsáveis por 91,0% do total de energia gerado em 2010, comparados a 93,1% em 2009 e 92,1% em 2008. Também geramos eletricidade por meio de usinas térmicas e nucleares. As usinas térmicas respondem por 2,8% do total de energia gerada em 2009, comparados a 1,8% em 2008 e 1,0% em 2007. As usinas nucleares respondem por 5,4% do total de energia gerada em 2009, comparados a 6,1% em 2008 e 5,3% em 2007. A tabela a seguir apresenta o montante total de eletricidade gerada nos períodos indicados, medidos em megawatts-hora e divididos por tipo de usina: Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 (2) 2009 2008 ( MWh) Tipo de usina: Hidrelétrica (1) ............................................................................................................................................................................................. 209.030.648 224.511.387 211.485.963 Térmica ...................................................................................................................................................................................................... 6.369.683 3.809.229 4.128.403 Nuclear....................................................................................................................................................................................................... 14.543.807 12.975.088 14.003.775 Total .......................................................................................................................................................................................................... 229.944.139 241.295.704 229.618.141 (1) (2) Incluindo Itaipu. Não considera a energia gerada pelas EFEs, das quais possuímos participação. Usinas hidrelétricas As usinas hidrelétricas são nossa fonte de eletricidade com maior eficiência em termos de custo, embora a eficiência dependa significativamente dos fatores meteorológicos, como o nível pluviométrico. Baseados em nossa experiência com ambos os tipos de usina, acreditamos que os custos com a construção de usinas hidrelétricas são mais elevados do que para as usinas térmicas; entretanto, a vida útil média das usinas hidrelétricas é maior. Usamos nossas usinas hidrelétricas para fornecer o grosso de nossa eletricidade primária e eletricidade back-up gerada durante os períodos de pico de demanda alta. Durante os períodos de alteração rápida na procura e demanda, as usinas hidrelétricas também fornecem maior flexibilidade na produção do que nossas outras formas de geração de eletricidade, porque temos condição de aumentar instantaneamente (ou diminuir) a produção destas fontes, em contraste com os empreendimentos térmicos ou nucleares, onde existe um período de tempo para o ajuste da produção. Em 31 de dezembro de 2010, possuíamos e operávamos 29 usinas hidrelétricas; além disso, detemos 50% de participação na Itaipu, os outros 50% são detidos por uma entidade governamental paraguaia, e participações nas usinas Peixe Angical (40%), Serra do Facão (49,5%), Retiro Baixo (49,0%), Foz do Chapecó (40,0%) e Baguari (15%). O ONS é exclusivamente responsável por determinar, em qualquer ano, quanta eletricidade cada uma de nossas usinas deve gerar. Em 31 de dezembro de 2010, a capacidade total instalada de nossas usinas hidrelétricas era de 35,591 MW (incluindo os 50% da Itaipu e nossas participações nas EFEs mencionadas anteriormente). A tabela a seguir ilustra informações sobre as usinas hidrelétricas de nossa propriedade em 31 de dezembro de 2010 e para o ano fiscal findo nessa data: Capacidade instalada (1) Energia assegurada (2) Inicio em (MW) Usinas hidrelétricas: Curuá-Una (3) ............................................................................................................................................................................................... 30 24 1977 Peixoto (Mascarenhas de Morais) .............................................................................................................................................................. 476 295 1973 Curemas ..................................................................................................................................................................................................... 3.520 1.9 1957 Complexo Paulo Afonso e Moxotó............................................................................................................................................................ 4.279,6 2.225 1957 Funil (Eletrobrás Chesf)............................................................................................................................................................................. 30 14.73 1962 Eletrobrás Furnas ....................................................................................................................................................................................... 1.216 598 1963 Capacidade instalada (1) Energia assegurada (2) Inicio em (MW) Araras......................................................................................................................................................................................................... 4 — 1967 Funil (Eletrobrás Furnas) ........................................................................................................................................................................... 216 121 1969 Estreito ....................................................................................................................................................................................................... 1.050 495 1969 Boa Esperança ........................................................................................................................................................................................... 237.3 143 1970 Porto Colômbia .......................................................................................................................................................................................... 320 185 1973 Coaracy Nunes (3) ........................................................................................................................................................................................ 76.95 — 1975 Marimbondo .............................................................................................................................................................................................. 1.440 726 1975 Pedra .......................................................................................................................................................................................................... 20 6.84 1978 Sobradinho ................................................................................................................................................................................................. 1.050 531 1979 Luiz Gonzaga ............................................................................................................................................................................................. 1.479 959 1979 Itumbiara .................................................................................................................................................................................................... 2.082 1.015 1980 Complexo Tucurui ..................................................................................................................................................................................... 8.370 4.238 1984 Samuel (3) .................................................................................................................................................................................................... 216.75 73.54 1989 Balbina (3) ................................................................................................................................................................................................... 277.5 — 1989 Xingó ......................................................................................................................................................................................................... 3.162 2.139 1994 Corumbá I .................................................................................................................................................................................................. 375 209 1997 Serra da Mesa (4).......................................................................................................................................................................................... 1.275 671 1998 Manso (4) ..................................................................................................................................................................................................... 212 92 2000 Peixe Angical (5) .......................................................................................................................................................................................... 452 271 2006 Piloto.......................................................................................................................................................................................................... 2.0 — 1949 Baguari (7) .................................................................................................................................................................................................... 140 80 2009 Retiro Baixo (8) ........................................................................................................................................................................................... 82 38.5 2010 Serra do Facão (9) ....................................................................................................................................................................................... 212.6 182.4 2010 Foz do Chapecó (10)..................................................................................................................................................................................... 855 432.0 2010 Itaipu (6) ....................................................................................................................................................................................................... 14.000 8.577 1985 (1) A capacidade instalada de Itaipu é de 14.000 MW. Brasil e Paraguai detêm Itaipu igualmente. (2) A energia assegurada é a quantidade máxima que cada usina pode vender em leilões / fornecer ao Sistema Interligado Nacional, uma quantidade determinada pelo ONS. Qualquer energia produzida que exceda a energia assegurada é vendida no Mercado Livre. (3) As usinas de Balbina, Curuá-Una, Samuel e Coaracy Nunes fazem parte do sistema isolado e não possuem uma restrição de energia assegurada. (4) Detemos 48,46% da usina de Serra Mesa e 70% da usina do Manso. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade / utilização de cada usina. (5) Detemos 40% da usina Peixe Angical. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade / utilização de cada usina. (6) Detemos 50% da usina de Itaipu. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade / utilização de cada usina. (7) Detemos 15% da usina de Baguari. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade / utilização de cada usina. (8) Detemos 49,0% da usina de Retiro B. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade / utilização de cada usina. (9) Detemos 49,5% da usina de Serra do Facão. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade / utilização de cada usina. (10) Detemos 40,0% da usina de Foz do Chapecó. Os números nesta tabela referem-se a toda a capacidade / utilização de cada usina. A tabela abaixo descreve a energia gerada pelas usinas hidrelétricas detidas por nós, a energia assegurada e a utilização operacional real. Convertemos as medidas da energia assegurada para MWh para que possamos comparar com a energia gerada. Energia assegurada Energia gerada (1) ( MWh) Utilização operacional real (%) Usinas Hidrelétricas: Funil (Eletrobrás Chesf)............................................................................................................................................................................. 129.034,8 59.159 45,85 Pedra .......................................................................................................................................................................................................... 59.918,4 14.597 24,36 Araras......................................................................................................................................................................................................... 0 0 0 Curemas ..................................................................................................................................................................................................... 16.644 9.615 57,77 Complexo Paulo Afonso e Moxotó............................................................................................................................................................ 19.491.000 15.254.603 78,26 Sobradinho ................................................................................................................................................................................................. 4.651.560 3.731.236 80,21 Luiz Gonzaga ............................................................................................................................................................................................. 8.400.840 6.945.757 82,68 Boa Esperança ........................................................................................................................................................................................... 1.252.680 1.269.022 101,3 Xingó ......................................................................................................................................................................................................... 18.737.640 16.872.824 90,05 Coaracy Nunes (2) ........................................................................................................................................................................................ — 589.195 0 Complexo Tucurui ..................................................................................................................................................................................... 37.131.099.6 38.070.713 102,53 Samuel ....................................................................................................................................................................................................... 819.410.4 733.170 89,48 Corumbá I .................................................................................................................................................................................................. 1.830.840 1.581.024 86,36 Curuá-Una (2) ............................................................................................................................................................................................... 217.686 252.350 115,92 Serra da Mesa (3).......................................................................................................................................................................................... 2.848.459 3.083.610 108,26 Energia assegurada Energia gerada (1) ( MWh) Utilização operacional real (%) Eletrobrás Furnas ....................................................................................................................................................................................... 5.238.480 6.212.664 118,60 Itumbiara .................................................................................................................................................................................................... 8.891.400 8.362.897 94,06 Marimbondo .............................................................................................................................................................................................. 6.359.760 7.579.033 119,17 Peixoto (Mascarenhas de Morais) .............................................................................................................................................................. 2.584.200 3.112.813 120,46 Porto Colômbia .......................................................................................................................................................................................... 1.620.600 2.075.035 128,04 Manso (3) ..................................................................................................................................................................................................... 564.144 475.942 84,37 Funil (Eletrobrás Furnas) ........................................................................................................................................................................... 1.059.960 1.264.924 119,34 Estreito ....................................................................................................................................................................................................... 4.336.200 4.601.170 106,11 Balbina (2) .................................................................................................................................................................................................... — 909.290 — Total .......................................................................................................................................................................................................... 126.241.556 123.060.643 97,5 (5) (1) Excluindo (i) Itaipu, que Brasil e Paraguai detêm Itaipu igualmente; e (ii) toda a energia gerada através de nossa participação nas EFEs. (2) As usinas de Balbina, Curuá-Una, Samuel e Coaracy Nunes fazem parte do sistema isolado e não possuem uma restrição de energia assegurada. (3) Detemos 48,46% da usina de Serra Mesa e 70% da usina do Manso. Os números desta tabela referem-se somente à nossa participação. (4) Detemos 40% da usina Peixe Angical. Os números dessa tabela referem-se somente à nossa participação. (5) A porcentagem é baseada na utilização operacional média. Veja “- Concessões” para informações sobre as usinas hidrelétricas operadas pela Eletrobrás Chesf, Eletrobrás Eletronorte e Eletrobrás Furnas. As usinas hidrelétricas no Brasil têm que pagar taxa de royalties aos estados e municípios brasileiros nos quais estiverem localizadas ou nos quais possam ter sido inundadas por um reservatório de usina para o uso de recursos hidrológicos. As taxas são estabelecidas de maneira independente por cada estado e/ou município, conforme for aplicável, e são baseadas no montante de energia gerada por cada usina e são pagas diretamente aos estados e municípios. As taxas para os estados e municípios nos quais operamos foram nos montantes de R$ 1.071 milhões em 2010, comparados a R$ 1.244 milhões em 2009 e R$ 1.243 milhões em 2008. Essas taxas são registradas como custos operacionais em nossas demonstrações financeiras. Nossas subsidiárias obtiveram concessões para a construção de 10 novas usinas hidrelétricas, cujas informações estão apresentadas na tabela abaixo: Capacidade instalada Inicio da construção Inicio dos serviços (1) (MW) Novas usinas: Barra do Rio Chapéu ................................................................................................................................................................................. 15,0 Outubro 2008 Março 2012 Passo São João ........................................................................................................................................................................................... 77,1 Novembro 2007 Janeiro 2012 Mauá .......................................................................................................................................................................................................... 361,0 Julho 2008 Janeiro 2012 Dardanelos (2) .............................................................................................................................................................................................. 261,0 Julho 2007 2011 Batalha ....................................................................................................................................................................................................... 52,5 Junho 2008 Maio 2012 Simplício .................................................................................................................................................................................................... 337,7 Março 2007 Agosto 2011 São Domingos ............................................................................................................................................................................................ 48,0 Agosto 2009 Janeiro 2012 Santo Antônio ............................................................................................................................................................................................ 3.150,0 Setembro 2008 Dezembro 2012 Jirau ........................................................................................................................................................................................................... 3.300,0 Fevereiro 2009 Janeiro 2013 Belo Monte ................................................................................................................................................................................................ 11.233 Março 2011 Fevereiro 2015 João Borges................................................................................................................................................................................................ 19,0 Junho 2010 Março 2012 (1) (2) As datas estimadas baseiam-se no cronograma atual Essa usina está completa, porém está pendente da finalização da linha de transmissão levada até ela. As UHEs Simplício e Paulistas (Batalhas) serão operadas apenas pela Eletrobrás Furnas. Dardanelos será operada por nossas subsidiárias Eletrobrás Chesf e Eletrobrás Eletronorte, em associação com nossos parceiros (veja em “-Atividades de Empréstimo e Financiamento – Participação Direta”). As outras usinas novas serão operadas exclusivamente pela nossa subsidiária Eletrobrás Eletrosul, à exceção da nova usina de Mauá, que será operada conjuntamente por nossa subsidiária Eletrobrás Eletrosul e pela Companhia Paranaense de Energia S.A. – Copel, uma terceira parte. Pretendemos financiar essas usinas com o fluxo de caixa oriundo das operações e, se necessário, com o financiamento obtido nos mercados de capital internacionais e/ou agências multilaterais. Em 19 de agosto de 2011, o IBAMA concedeu à Companhia Hidrelétrica Teles Pires uma licença de instalação para a construção da UHE Teles Pires no rio Teles Pires. A barragem da usina estará localizada entre os Estados de Mato Grosso e Pará. A Companhia Hidrelétrica Teles Pires é um SPE que tem como principais acionistas a Neoenergia (50,1%), uma companhia holding do Grupo Neoenergia, a Eletrobrás Eletrosul (24,5%), a Eletrobras Furnas (24,5%) e a Odebrecht Participações e Investimentos (0,9%). Essas companhias formam o consórcio Teles Pires Energia Eficiente. Usinas térmicas Em 31 de dezembro de 2010, detínhamos e operávamos 119 usinas térmicas. Além disso, detemos 49,0% de participação na usina Serra do Navio. As usinas térmicas incluem unidades de geração com utilização de carvão e óleo. A capacidade total instalada de nossas usinas térmicas era de 4.150 MW em 31 de dezembro de 2010, comparado a 3.069 MW em 31 de dezembro de 2009 e 3.061 MW em 31 de dezembro de 2008. A tabela a seguir apresenta informações referentes às nossas usinas térmicas em 31 de dezembro de 2010 e ao exercício findo: Capacidade instalada Energia gerada (2) Energia assegurada (1) (MW) (MWh) (MWh) Usinas térmicas: P. Médici (Candiota) .................................................................................................................................................................................. 446,00 842.800 2.203.140 S. Jerônimo (Candiota) .............................................................................................................................................................................. 20,00 45.399 110.376 Nutepa (Candiota) ...................................................................................................................................................................................... 24,00 0,0 53.436 Santa Cruz.................................................................................................................................................................................................. 932,00 3.299 6.421.080 Campos ...................................................................................................................................................................................................... 30,00 0,0 183.960 Camaçari .................................................................................................................................................................................................... 346,80 5.484 2.013.048 Electron ...................................................................................................................................................................................................... 60 238.585 — Rio Madeira ............................................................................................................................................................................................... 119,35 0 — Santana....................................................................................................................................................................................................... 60,00 664.206 — Rio Branco I............................................................................................................................................................................................... 18,65 0 — Rio Branco II ............................................................................................................................................................................................. 31,80 0 — Rio Acre ..................................................................................................................................................................................................... 45,49 13.529 — Mauá .......................................................................................................................................................................................................... 711,4 2.025.097 — Senador Arnon Farias de Mello ................................................................................................................................................................. 85,99 0,0 — Aparecida ................................................................................................................................................................................................... 251,5 656.215 — Cidade Nova .............................................................................................................................................................................................. 20,0 81.504 — São Jorge.................................................................................................................................................................................................... 50,0 196.252 — Flores ......................................................................................................................................................................................................... 80,0 485.767 — Distrito ....................................................................................................................................................................................................... 40,0 54.093 — Iranduba ..................................................................................................................................................................................................... 50,0 8.159 — Outros no Sistema Isolado ......................................................................................................................................................................... 597,1 1.049.294 — Total .......................................................................................................................................................................................................... 4.138.1 6.369.683 10.985.040 (1) A energia assegurada é determinada apenas com relação a usinas do Sistema Interligado de Energia, mas não do sistema isolado. A maioria de nossas usinas térmicas faz parte do sistema isolado. (2) A Energia Gerada não inclui a energia gerada por meio de nossas participações nas EFEs. Em dezembro de 2005, nossa subsidiária Eletrobrás CGTEE obteve autorização para iniciar a construção de uma ampliação da usina térmica de Candiota. Esta ampliação aumentará a capacidade instalada da usina térmica de Candiota em 350 MW e necessitará de um investimento de aproximadamente R$ 939 milhões. A construção desta ampliação teve início em julho de 2006 e a conclusão está prevista para julho de 2010. Cada uma de nossas usinas térmicas opera com carvão e/ou óleo. O combustível para as usinas térmicas é transportado por rodovia, ferrovia, dutos ou via fluvial, dependendo da localização da usina. Apesar de não termos alternativas caso nossas fontes dessas matérias primas ficarem indisponíveis ou antieconômicas, temos capacidade de reserva em nossas usinas hidrelétricas e estamos aumentando nosso investimento nas linhas de transmissão, o que nos permitiria compensar qualquer interrupção nos suprimentos até certo ponto. Não estamos sujeitos à volatilidade dos preços com relação a estas matérias primas porque os preços são regulados pelo Governo Brasileiro e pelas entidades controladas pelo Governo Brasileiro, que estabelecem os preços anualmente. Procuramos operar nossas usinas térmicas em um nível consistente e otimizado de forma a provermos uma fonte constante de produção de eletricidade. Nossas usinas térmicas são significativamente menos eficientes e têm vidas úteis significativamente mais curtas do que nossas usinas hidrelétricas. Tivemos dispêndios volumosos com a compra de combustível para a produção de energia no montante de R$ 744 milhões em 2010, comparados a R$ 756 milhões em 2009. Registramos estes valores líquidos nos reembolsos da Conta CCC., em conformidade com a Lei No. 12.111. Recuperamos uma parte substancial do excedente dos custos operacionais das usinas térmicas, que corresponde à diferença entre o custo de uma usina térmica e o custo de uma usina hidrelétrica, por meio de reembolsos em conformidade com a Conta CCC. O Governo Brasileiro criou a Conta CCC em 1973 com a finalidade de formar reservas financeiras para cobrir os custos da utilização de combustível fóssil nas usinas térmicas, cuja operação é mais dispendiosa do que as usinas hidrelétricas, na Rede Básica e no Sistema Interligado Nacional caso uma escassez de energia crie uma necessidade de aumentar a produção de usinas térmicas. Os consumidores, por meio de distribuidores de eletricidade no Brasil, têm que contribuir anualmente para a Conta CCC, que na realidade serve de fundo de garantia contra uma situação extraordinária, como uma escassez de chuvas, o que exigiria uma maior utilização das usinas térmicas. O valor agregado da contribuição anual é calculado com base no custo no ano corrente das estimativas de combustível para todas as usinas térmicas. A cada usina é, então, atribuída uma contribuição proporcional com relação ao valor global baseado nas venda totais de eletricidade dessa usina durante o ano anterior. Em 1993, a abrangência da Conta CCC foi ampliada para incluir uma parte dos custos da geração de eletricidade térmica em redes isoladas, não integradas em áreas remotas da região norte do Brasil. Eletrobrás Furnas, Eletrobrás Chesf, Eletrobrás CGTEE e Eletrobrás Eletronorte recebem reembolso da Conta CCC por seus custos de combustível em sua usina térmica, reduzindo, assim, os custos operacionais de cada uma de suas usinas. Administramos a Conta CCC. Os reembolsos da Conta CCC para os custos com combustível de usinas térmicas conectadas à Rede Básica estão sendo desativados em conjunto com o desenvolvimento de um mercado atacadista competitivo. No caso de uma desativação completa da conta CCC, teremos de arcar com todos os custos operacionais de nossas usinas térmicas. As tabelas a seguir apresentam informações referentes ao preço pago e à quantidade de combustível comprado para uso em nossas usinas térmicas nos períodos indicados: Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 2009 2008 (em milhares de R$ ) Tipo de combustível Carvão .................................................................................. 68.435 68.445 58.335 Óleo leve .............................................................................. 2.346.923 2.658.571 3.082.049 Óleo pesado ......................................................................... 38.329 21.434 57.898 Gás ....................................................................................... 2.160 3.483 68 Urânio .................................................................................. 270.842 241.471 239.142 Total .......................................................................................................................................................................................................... 2.726.689 2.993.405 3.437.492 Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 Tipo de combustível Carvão (toneladas) .................................................................1.142.228 Óleo leve (litros) .................................................................... 611.848.980 Óleo pesado (toneladas) ......................................................... 28.865.267 Gás (m3) ................................................................................. 2.155 Urânio (quantidade de elementos) ......................................... 100 2009 2008 1.227.931 606.616.506 24.512 4.134.612 96 1.221.677 778.940.810 35.785 82.943 56 Usinas nucleares As usinas nucleares representam uma fonte relativamente dispendiosa de eletricidade para nós. O Governo Brasileiro, entretanto, tem um interesse especial na continuação da existência de usinas de energia nuclear no Brasil e tem por lei que manter a posse e controle destas usinas. Dessa forma, esperamos continuar com a posse de 99,8% da Eletrobrás Eletronuclear. Através da Eletrobrás Eletronuclear, operamos duas usinas de energia nuclear, Angra I, com uma capacidade instalada de 640 MW, representando aproximadamente 1,52% de nossa capacidade instalada total, e Angra II, com 1.350MW, representando aproximadamente 3,21% de nossa capacidade instalada total (sem levar em conta Itaipu). Além disso, a Eletronuclear iniciou a construção de uma nova usina nuclear, que seria denominada Angra III no segundo semestre de 2009. Estima-se que a construção leve entre 3 e 5,5 anos. Em 5 de março de 2009, o IBAMA concedeu uma licença de instalação para a Eletrobrás Eletronuclear com a validade de 6 anos e em 9 de março de 2009, o CNEN concedeu uma licença de construção parcial para a Eletrobrás Eletronuclear. Uma vez construída, nós estimamos que Angra III terá uma capacidade instalada de 1.405 MW e que os custos de sua construção serão de aproximadamente R$ 9,9 bilhões. A tabela a seguir apresenta informações referentes às nossas usinas nucleares em 31 de dezembro de 2010 e ao exercício findo: . Capacidade instalada Energia gerada Energia assegurada (1) (MW) (MWh) (MWh) Inicio em (2) Usina nuclear: Angra I ......................................................................................................................................................................................................... 640 4.263.041 3.215.000 1 de janeiro de 1985 Angra II ........................................................................................................................................................................................................ 1.350 10.280.767 9.706.000 1 de setembro 2000 Total ............................................................................................................................................................................................................ 1.990 14.543.807 12.921.000 (1) Para nossas usinas nucleares, a energia assegurada não é limitada pelo ONS ou por qualquer outro órgão regulador. (2) Operação comercial em: Angra I – janeiro de 1985 e Angra II – setembro de 2000. A capacidade instalada de Angra I é 640 MW. Nós estimamos que Angra I estará operando em 85% da capacidade em 2010 de acordo com o padrão da indústria. Isso significa que a energia assegurada de Angra I será 4,765 GWh/ano. A capacidade instalada de Angra II é 1.350 MW (energia nominal). Nós estimamos que Angra II estará operando em 85% da capacidade em 2010 de acordo com o padrão da indústria. Isso significa que a energia assegurada de Angra II será 10.052 GWh/ano. Tanto Angra I como Angra II utilizam urânio obtido em conformidade com um contrato com as Indústrias Nucleares Brasileiras – INB, uma companhia de propriedade do Governo responsável pelo processamento de urânio utilizado nas usinas nucleares. Os elementos combustíveis são transportados por caminhão até a usina nuclear e em conformidade com os termos do contrato; a Eletrobrás Eletronuclear é responsável pela entrega segura desse combustível. Até a presente data, a Eletrobrás Eletronuclear (e o proprietário anterior de Angra I – a Eletrobrás Furnas) não tiveram qualquer dificuldade material no transporte do combustível até Angra I e Angra II. Além disso, o lixo nuclear de baixo nível (como filtros e certas resinas) é armazenado em contêineres especialmente projetados em um local provisório de armazenamento na área das usinas. Como ocorre em outros países, o Brasil ainda não concebeu uma solução permanente para o armazenamento de lixo nuclear. Com relação ao lixo nuclear de alto nível (combustível nuclear gasto), esse lixo é armazenado em células de combustível (racks para armazenamento compacto na área do combustível) das usinas. A responsabilidade com relação à desativação das usinas nucleares Angra I e Angra II teve início ao mesmo tempo em que as operações começaram nessas duas unidades, em 1985 e 2000, respectivamente. O valor desta provisão está amparado em um relatório técnico de um grupo de trabalho criado pela Eletrobrás Eletronuclear em 2001. Com relação à Angra I, o custo estimado é de US$ 426 milhões e, em relação à Angra II, o custo de desativação é de US$ 426 milhões. A vida útil econômica das usinas foi avaliada em 40 anos. A Eletrobrás Eletronuclear faz mensalmente provisões pro rata para os custos estimados de desativação de Angra I e Angra II. A eletricidade gerada pela Eletrobrás Eletronuclear é vendida para nossa subsidiária Eletrobrás Furnas a um preço regulamentado, determinado pelo MME. Esse preço regulamentado reflete os custos de produção da Eletronuclear. Entretanto, ao vender essa eletricidade para as companhias de distribuição, a Eletrobrás Furnas tem que participar do processo de leilão público, no qual outras companhias de geração, em um pool, apresentam propostas que refletem o custo máximo da eletricidade que cada uma deseja fornecer e as companhias de distribuição pagam um preço igual a uma média de todas as propostas. Como resultado desse processo de leilão, o preço que a Eletrobrás Furnas recebe atualmente é mais elevado que o pago à Eletrobrás Eletronuclear pela eletricidade correspondente. Historicamente, entretanto, o inverso tem acontecido e registramos perdas consolidadas com respeito à eletricidade gerada pela Eletrobrás Eletronuclear. Estamos analisando atualmente as possíveis medidas para reduzir essas perdas caso essa situação ocorra novamente, inclusive a substituição da Eletrobrás Furnas na cadeia de suprimento acima descrita pela própria Eletrobrás, que não precisa vender eletricidade apenas em conformidade com o processo de leilão. A Eletrobrás Eletronuclear aguarda a implantação da Lei No. 12.111 de 9 de dezembro de 2009, que determinará novos critérios para a venda de eletricidade de Angra I e Angra II. Venda de Eletricidade Gerada Vendemos aproximadamente R$ 14.573 milhões de eletricidade gerada (líquido de eletricidade comprada para revenda e ICMS e outros impostos) em 2010, comparado com R$ 13.410 milhões em 2009. Essas venda são feitas somente às companhias de distribuição (que constituem as principais fontes de venda de eletricidade gerada) ou a consumidores livres. Nós possuímos certas companhias de distribuição que operam nas regiões norte e nordeste do Brasil e vendemos uma parte relativamente pequena da eletricidade que geramos para essas companhias de distribuição, o que não origina receitas em nosso segmento de geração, conforme consta em “- Distribuição”. Vendemos a eletricidade gerada em conformidade tanto com os contratos de fornecimento com usuários finais industriais, como com um processo de leilão para venda a companhias de distribuição. A tabela a seguir apresenta, por tipo de venda, as venda de eletricidade gerada nas regiões que atendemos nos períodos apresentados Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 (em milhares de R$ )) 2009 (em milhares de R$ )) ( MWh) ( MWh) Tipo de venda: Por meio de leilões e contratos iniciais (cobrança de energia) .................................................................................................................................................................................................... 7.028.630 117.050.494 7.764.867 103.134.869 Por meio de contratos no Mercado livre ou contratos bilaterais (cobrança de energia).............................. 4.356.180 65.792.556 3.540.545 62.965.388 Itaipu ............................................................................................................................................................................................................ 8.203.198 85.302.628 6.710.772 91.239.063 Total............................................................................................................................................................................................................. 19.588.008 254.784.279 18.016.184 257.339.320 A tabela abaixo apresenta um resumo do montante de eletricidade que vendemos por meio de venda em leilões: Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 2009 2008 Média de capacidade (MW): 1º leilão ................................................................. 11.003 11.003 11.003 2º leilão ................................................................. 644 644 644 3º leilão ................................................................. — — — 4º leilão ................................................................. 396 396 — 5º leilão ................................................................. 180 180 180 12.223 12.223 11.827 Total .......................................................................................................................................................................................................... Energia (MWh) por ano ........................................ 107.073.480 107.073.480 103.604.520 Tarifa média (R$ /MWh) ...................................... 64,77 64,77 63,73 Receitas estimadas (milhares de R$ ) ................... 6.935.149 6.935.149 6.602.716 Com relação aos contratos de fornecimento, a quantidade que recebemos de cada venda é determinada com base em uma “cobrança de capacidade”, uma “cobrança de energia” (ou, em alguns casos, ambas). Uma cobrança de capacidade é baseada em um montante de capacidade garantida especificada em MW e é cobrada sem considerar o montante de eletricidade efetivamente entregue. A cobrança é por um valor fixo (e, por isso, independe do montante de eletricidade efetivamente fornecida). Em contrapartida, uma cobrança de energia é baseada no montante de eletricidade efetivamente utilizada pelo receptor (e é expressa em MWh). Nossas compras de eletricidade de Itaipu, e nossas venda de eletricidade de Itaipu para os distribuidores, são pagas com base na cobrança de capacidade (inclusive cobrança pela transmissão paga à Eletrobrás Furnas). Nossas venda de eletricidade (através de nossas subsidiárias Eletrobrás Chesf e Eletrobrás Eletronorte) para os consumidores finais, especialmente os clientes de indústrias, são cobradas na base tanto de uma cobrança de capacidade como uma cobrança de energia. Com relação às vendas em leilão, conforme discutido em “A Indústria Energética Brasileira – Regulamentação pela Nova Lei de Eletricidade”, os convites para participar de leilões são preparados pela ANEEL e, na hipótese de sermos os vencedores, celebramos contratos de venda e compra com a companhia de distribuição relevante para um montante de eletricidade que seja proporcional à demanda estimada dessa companhia pelo período do contrato. Transmissão Transmissão de Eletricidade As receitas em nosso segmento de transmissão são fixadas pela ANEEL, que estabelece uma taxa fixa de receita de transmissão para cada ano. As receitas líquidas provenientes da transmissão representaram aproximadamente 22% de nossas receitas totais líquidas em 2010, comparada com 19,% em 2009. A eletricidade que geramos é transportada através da rede de transmissão de tensão do Brasil com 53.790 km de nossas linhas de transmissão acima de 138 kV em 31 de dezembro de 2010, comparada com 53.148 km em 2009 e 51.046 km em 2008. Considerando nossas parcerias com companhias provadas nos SPCs/Consórcios, nós tivemos aproximadamente 59.177 Km acima de 138 Kv em operação em 31 de dezembro de 2010. Para mais informações, veja “-Atividades de empréstimo – Participação Acionária”. No Brasil, a maioria das usinas hidrelétricas localizadas a uma distância considerável dos principais centros de carga e, por conseguinte, de forma a chegar aos consumidores, foi desenvolvido um sistema de transmissão extenso. Transmissão é a transferência em grande escala de eletricidade, em voltagens muito elevadas (de 230 kV a 750 kV), desde as instalações de geração até os sistemas de distribuição nos centros de carga por meio de rede de transmissão. Existe um Sistema Interligado Nacional no Brasil que liga as regiões do norte e nordeste ao sul e sudeste. A coordenação dos sistemas de transmissão se faz necessária para otimizar os investimentos e os custos operacionais e para assegurar a confiabilidade e as condições adequadas de fornecimento de carga através do Sistema Interligado Nacional de Energia. Concessões de Transmissão A partir de 31 de dezembro de 2010, nossas operações de transmissão são realizadas em conformidade com as seguintes concessões outorgadas pela ANEEL (com exceção das operações de transmissão realizadas por meio de quaisquer EFEs): Extensão total Níveis de voltagem (km) (kV) Tempo médio, em anos, que resta de concessão Eletrobrás Furnas ....................................................................................................................................................................................... 19.397,50 69 – 750 5,15 Eletrobrás Chesf......................................................................................................................................................................................... 18.723,42 69 – 500 5,01 Eletrobrás Eletrosul ................................................................................................................................................................................... 10.005,90 69 – 500 5,76 Eletrobrás Eletronorte ................................................................................................................................................................................ 9.888,02 69 – 500 4,53 Eletrobrás Amazonas Energia .................................................................................................................................................................... 588,17 69 – 230 Não aplicável Em virtude do desenvolvimento dos recursos hidrelétricos da região amazônica, que requer a transmissão de grandes montantes de energia, o Brasil desenvolveu o Sistema Interligado Nacional. Uma malha nacional de transmissão proporciona geradores com acesso aos clientes em todas as regiões. A Eletrobrás Furnas e a Eletrobrás Eletronorte construíram o primeiro sistema de transmissão nortesul ligando as regiões norte e sul do Brasil, que consiste de aproximadamente 1.250 km de linhas de transmissão de 500 kV e que entrou em operação em 1998. Um segundo sistema de transmissão norte-sul, cuja construção foi custeada pelo setor privado, entrou em operação em 2004. A tabela a seguir apresenta a extensão das linhas de transmissão (em km) por subsidiária e por voltagem em 31 de dezembro de 2010: 750 kV 600 kV(DC) (1) 525/500 kV 345 kV 230 kV 138 kV 132/25 kV Total Empresa: Eletrobrás Chesf ............................ — — 5.121,5 — 12.792,5 383,9 425,5 18.723,4 Eletrobrás Eletronorte (2) ................ — — 3.243,3 — 5.482,8 959,1 202,8 9.888,0 Eletrobrás Eletrosul....................... — — 2.945,5 — 5.150,5 1.841,2 68,7 10.005,9 Eletrobrás Furnas .......................... 2.698,0 1.612,0 4.549,0 6.220,5 1.949,0 2.204,0 165 19.397,5 Eletrobrás Amazonas Energia .................................... — — — — 364,9 — 223,3 588,2 Total ............................................................................................................................................................................................................ 2.698,0 1.612,0 15.859,3 6.220,5 25.739,7 5.388,2 1.085,3 58.603,0 (1) CD significa corrente direta. (2) O valor total não inclui os 13.8kV das linhas de transmissão. (3) Essa tabela não inclui as linhas de transmissão detidas pelas EFEs nas quais participamos. Se essas linhas tivessem sido incluídas, o total seria de 59.890 km A tabela a seguir apresenta, de maneira consolidada, a porcentagem da malha total de transmissão superior a 230kV no Brasil pela qual fomos responsáveis a partir de 31 de dezembro de 2010, levando em consideração nossas participações nas EFEs 750 kV 600 kV (DC) (1) 525/500 kV 400 kV 345 kV 230 kV Total Entidade: Eletrobrás ..................................................................................................................................................................................................... 100,00 100,00 49,80 — 63,27 60,62 55,47 Outras ........................................................................................................................................................................................................... 0,00 0,00 50,20 100,00 36,73 39,38 44,53 Total ............................................................................................................................................................................................................ 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 (1) CD significa corrente direta. Exceto com relação à pequena parte da Eletrobrás Eletronorte localizada no sistema isolado, as linhas de transmissão no Sistema Interligado Nacional estão totalmente integradas. Em 31 de dezembro de 2010, detínhamos cerca de 55,5% de todas as linhas de transmissão no Brasil (230 kV e acima) e, como resultado, recebemos taxas de companhias que transmitem eletricidade nestas linhas. As receitas líquidas da transmissão foram no montante de R$ 5.879 milhões em 2010, comparadas com R$ 4.607 milhões em 2009. Na condição de companhia de geração, devemos também pagar uma tarifa referente à nossa transmissão de eletricidade sobre as transmissões que não possuímos. Levando-se em consideração todas as linhas de transmissão no Brasil (230 kV e acima), isso significa que pagamos uma tarifa com relação a 46,0% de todas as linhas de transmissão no Brasil. Acreditamos que as perdas de eletricidade no sistema de transmissão no Brasil foram, em 2010, de aproximadamente 2,25% de toda a eletricidade transmitida no sistema, comparada com aproximadamente 3% no sistema de transmissão internacional. Operamos como parte de um sistema nacional de eletricidade integrado e coordenado para o Brasil. A Lei das Concessões nos autoriza a começar a cobrar taxas pelo uso de nosso sistema de transmissão por outras companhias de eletricidade. Por meio da Eletrobrás Furnas, cobramos uma tarifa (atualmente em torno de R$ 4.003,45 por MW/mês a partir de 28 de junho de 2011) para a transmissão de eletricidade gerada por Itaipu e comprada para revenda. A cobrança da transmissão pela energia gerada pela Itaipu Binacional é usada para compensar Furnas, que é proprietária da linha de transmissão aplicável, para tornar seu sistema de transmissão disponível para o uso exclusivo de instalações de conexão de usinas. Esse sistema compreende as linhas de transmissão de 765 kV de Itaipu/Ivaiporã e de 600 kV CC de Itaipu / Ibiúna, que não fazem parte da Rede Básica. Expansão das atividades de transmissão Nossas principais companhias de transmissão tomaram parte em uma iniciativa de planejamento referente à expansão da rede de transmissão do PAE 2009/2012 (Programa de Ações Estratégicas), por meio do Grupo de Estudos de Transmissão Regional (GET), responsável por tal iniciativa para a expansão da transmissão em nível regional. Além disso, nossas companhias de transmissão juntaram-se a estudos sobre redes regionais e integração de usinas. As iniciativas do PAE incluem, entre outras atividades, os estudos para a integração da usina hidrelétrica Belo Monte, com foco em meios alternativos de transmissão que permitam a distribuição de energia elétrica da usina de Belo Monte para as regiões norte, nordeste e sudeste do Brasil. Além disso, o governo anunciou recentemente um novo projeto para instalar banda larga em todo o Brasil através de linhas de transmissão existentes Distribuição Distribuição de Eletricidade Nossas atividades de distribuição constituem uma proporção relativamente pequena de nossas operações globais. As receitas líquidas (incluindo receitas financeiras de companhias holding) provenientes da distribuição representaram 10,9 % do total de nossas receitas líquidas em 2010, comparados a 10,8% em 2009. Companhias de Distribuição As companhias a seguir relacionadas de nosso grupo realizam atividades de distribuição em conformidade com as concessões para distribuição outorgadas pela ANEEL: • Eletrobrás Eletronorte, que distribui energia diretamente aos consumidores industriais através de sua subsidiária Eletrobrás Distribuição Roraima. A concessão para distribuição da Eletrobrás Eletronorte encerra em 7 de julho de 2015; • Eletrobrás Amazonas Energia, que distribui eletricidade na cidade de Manaus, no estado do Amazonas, em conformidade com uma concessão que termina em 7 de julho de 2015; • Eletrobrás Distribuição Alagoas, que distribui eletricidade no estado de Alagoas, em conformidade com uma concessão que termina em 12 de julho de 2015; • Eletrobrás Distribuição Piauí, que distribui eletricidade no estado de Piauí, em conformidade com uma concessão que termina em 12 de julho de 2015; • Eletrobrás Distribuição Rondônia, que distribui eletricidade no estado de Rondônia, em conformidade com uma concessão que termina em 12 de julho de 2015; • Eletrobrás Distribuição Acre, que distribui eletricidade no estado do Acre, em conformidade com uma concessão que termina em 12 de julho de 2015; • Eletrobrás Distribuição Roraima, (antiga Boa Vista Energia S.A) que distribui eletricidade na cidade de Boa Vista, a capital do estado de Roraima em conformidade com una concessão que termina em 12 de julho de 2015 Eletrobrás Distribuição Alagoas, Eletrobrás Distribuição Piauí, Eletrobrás Distribuição Rondônia e Eletrobrás Distribuição Acre eram anteriormente propriedade do Estado Brasileiro em que cada companhia respectivamente operava. A Companhia Elétrica de Roraima, que é de propriedade do estado de Roraima, transferiu seus ativos e passivos referentes à cidade de Boa Vista para uma companhia recém-estabelecida a ser controlada pela Eletrobrás Eletronorte, Boa Vista. Primeiramente, fizemos investimento patrimonial nessas companhias em 1996 com o objetivo de melhorar sua condição financeira e prepará-las para a privatização. A Amazonas Energia foi criada em 2008 como resultado da fusão entre a Ceam e a Manaus Energia S.A.. A Ceam também era, anteriormente, de propriedade do estado brasileiro em que operava e também fez investimentos na Ceamin 1996 com o objetivo de melhorar sua condição financeira e prepará-la para a privatização. Amazonas Energia, Eletrobrás Distribuição Alagoas, Eletrobrás Distribuição Piauí, Eletrobrás Distribuição Rondônia, Boa Vista e Eletrobrás Distribuição Acre operam em condições de mercado particularmente desafiadoras – as regiões Norte e Nordeste estão entre as mais pobres do país. Um de nossos maiores desafios em respeito a essas companhias é reduzir a quantidade de perdas comerciais (principalmente sendo o furto de energia) e a dívida de clientes que essas companhias possuem. Nós estamos nos esforçando para atender a esses problemas por meio do desenvolvimento de mecanismos que tornam o furto de energia mais difícil e através da renegociação das dívidas dos clientes dessas companhias. Estrutura de Gerenciamento para as Atividades de Distribuição Em maio de 2008, nós iniciamos uma nova estrutura de gestão para nossas atividades de distribuição. Até maio de 2008, nós gerenciamos nosso investimento na Amazonas Energia, Eletrobrás Distribuição Alagoas, Eletrobrás Amazonas Energia, Eletrobrás Distribuição Piauí, Eletrobrás Distribuição Rondônia, Boa Vista e Eletrobrás Distribuição Acre por meio de um Comitê Gestor das Companhias Federais de Distribuição, que focou, entre outras coisas, em propor estratégias financeiras e metas para melhorar a condição financeira dessas companhias. De acordo com a nova estrutura, esse comitê gestor não existe mais. A nova estrutura envolve um diretor no nível da Eletrobrás, atualmente Sr. Marcus Aurélio Madureira da Silva, atuando como presidente de cada uma das companhias envolvidas na distribuição. Cada uma das companhias envolvidas na distribuição terá o mesmo diretor financeiro, diretor de engenharia, diretor comercial e diretor de regulamentação, em cada caso indicado pelo presidente dessas companhias distribuidoras. Sistema de Transmissão e Distribuição Nossa rede de transmissão e distribuição consiste de linhas de transmissão aéreas e subestações com faixas de voltagem variadas. Os clientes que atendemos por meio de nossa rede de distribuição são classificados pelo nível de voltagem. Com relação à nossa distribuição para as companhias prestadoras de serviço estaduais e para as indústrias, distribuímos eletricidade em níveis de voltagem mais elevados (até 750 kV), enquanto a distribuição para as residências e para certas companhias comerciais é feita em níveis de voltagem mais reduzidos (tanto a 230 kV, 138 kV como a 69 kV). Desempenho do Sistema A tabela a seguir apresenta informações referentes às nossas perdas de eletricidade para nossas companhias de distribuição, e a frequência e duração das interrupções de eletricidade por cliente por ano, para os anos indicados: Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 Perdas técnicas ........................................................................... Perdas comerciais ...................................................................... Perdas totais de eletricidade Interrupções: Frequência das interrupções por cliente por ano (número de interrupções) .......................................................................... Duração das interrupções por cliente por ano (em horas)...... Tempo médio de resposta (em minutos) ................................ 8,4% 22,3% 31,1% 33,7 37,8 204,8 2009 9,1% 21,6% 30,7% 35,0 37,2 146,7 2008 9,0% 22,9% 31,9% 33,9 34,0 111,9 Perdas de eletricidade Passamos por dois tipos de perda de eletricidade: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas técnicas são as que ocorrem no transcorrer usual de nossa distribuição de eletricidade. As perdas comerciais são aquelas que resultam de ligações ilegais, fraude ou erros de faturamento. As perdas totais de eletricidade para nossas companhias de distribuição foram de 31,1% de energia gerada e comprada no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010, comparados a 30,7% de energia gerada e comprada no exercício findo em 31 de dezembro de 2009 e 31,9% de energia gerada e comprada no exercício terminado em 31 de dezembro de 2008. Reduzir o nível de perdas comerciais principalmente nas companhias de distribuição apresenta-nos como um desafio constante. As perdas comerciais nessas companhias foram de aproximadamente 22,2% de eletricidade gerada e vendida em períodos recentes. Estamos tentando cuidar desses problemas com o desenvolvimento de mecanismos que tornem o furto de eletricidade mais difícil e negociando as dívidas atuais dos clientes destas companhias. Em 2010, nossas companhias de distribuição tiveram uma redução nas perdas. Particularmente, a Eletrobrás Distribuição Acre e a Eletrobrás Distribuição Piauí reduziram suas perdas em 8,0% e 6,0%, respectivamente. Em fevereiro de 2011, firmamos um contrato de empréstimo com o Banco Mundial no valor de US$ 495 milhões. Esse dinheiro será utilizado no "Projeto de Reabilitação de Distribuição da Eletrobrás" (nome dado pelo Banco Mundial para o nosso projeto "Projeto Energia +"), com o objetivo principal de melhorar a qualidade dos nossos serviços e melhorar a condição econômica e financeira das nossas companhias de distribuição. Esse projeto se destina a reduzir nossas perdas e, consequentemente, para fortalecer as receitas operacionais de nossas companhias de distribuição. A tabela a seguir apresenta informações relativas às perdas totais em nosso segmento de distribuição registradas por cada companhia de distribuição: Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 2009 2008 (porcentagens) Empresa: Eletrobrás Distribuição Alagoas ................................................................................................................................................................ 31,45 31,34 30,00 Eletrobrás Distribuição Piauí ..................................................................................................................................................................... 33,51 35,47 36,14 Eletrobrás Distribuição Rondônia .............................................................................................................................................................. 39,08 31,54 43,54 Eletrobrás Distribuição Acre ..................................................................................................................................................................... 24,08 26,20 26,19 Eletrobrás Amazonas Energia .................................................................................................................................................................... 42,40 42,70 38,70 Eletrobrás Distribuição Roraima................................................................................................................................................................ 16,13 17,09 16,52 Interrupções de Energia Com relação ao Sistema Interligado Nacional, visamos a atender aos pedidos de reparos no prazo de uma hora e meia a duas horas, dependendo da escala e da natureza do problema. Nosso tempo médio de resposta no sistema interligado de energia no ano encerrado em 2010 foi de 3,1 horas. A tabela abaixo apresenta nosso tempo médio de resposta, em horas, para pedidos de reparos no sistema interligado. Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 2009 Empresa: Eletrobrás Distribuição Alagoas ......................................................... 2,18 1,97 Eletrobrás Distribuição Piauí, ............................................................ 3,97 2,88 Média ................................................................................................................................................................................................ 3,1 2,43 No que diz respeito às operações de distribuição no sistema isolado, pretendemos responder às solicitações de reparo dentro de meia hora a duas horas, dependendo da dimensão e natureza do problema. Nosso tempo médio de resposta no sistema isolado em 2010 foi de 3,58 horas. A tabela a seguir apresenta o tempo médio de resposta, em horas, às solicitações de reparo no sistema isolado: Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 2009 Empresa: Eletrobrás Distribuição Acre .............................................................. 6,84 4,92 Eletrobrás Distribuição Rondônia ...................................................... 3,40 1,54 Eletrobrás Amazonas Energia ............................................................ 2,71 2,60 Eletrobrás Boa Vista Energia ............................................................. 1,38 0,77 3,58 2,46 Média ................................................................................................................................................................................................ Clientes A tabela a seguir apresenta nossa distribuição total de eletricidade, em termos de MWh e receitas brutas, por tipo de usuário, nos períodos indicados: Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 (milhões de R$ ) 2009 ( MWh) (milhões de R$ ) ( MWh) Distribuição para: Prestadores de serviço estaduais 313 1.358.030 300 1.337.877 Indústrias ............................. 694 2.814.782 610 2.433.128 Residências .......................... 1.496 4.574.356 1.284 4.030.471 Comércio ...................................................................................................................................................................................................... 883 2.662.126 782 2.387.589 Outros (1) ....................................................................................................................................................................................................... 327 1.373.239 321 1.236.566 Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 (milhões de R$ ) 2009 ( MWh) (milhões de R$ ) ( MWh) 3.714 12.781.533 3.298 11.425.631 Total............................................................................................................................................................................................................. (1) Este valor inclui a distribuição para consumidores rurais e para o governo. Tarifas Classificamos nossos consumidores em dois grupos distintos: consumidores do Grupo A e consumidores do Grupo B, com base no nível de voltagem na qual a eletricidade é fornecida a esses consumidores. Cada consumidor é classificado em um determinado nível tarifário definido por lei e baseado em sua respectiva classificação, embora estejam disponíveis alguns descontos baseados no volume. Os consumidores do Grupo B pagam tarifas mais elevadas, compensando os custos globais em todos os subsistemas nos quais a eletricidade flui para atendê-los. Existem tarifas diferenciadas no Grupo B por tipos de consumidor (como residencial, comercial, rural e industrial). Os consumidores do Grupo A pagam tarifas menores, diminuindo de A4 para A1, porque recebem eletricidade em voltagens maiores, o que requer menor uso do sistema de distribuição de energia. As tarifas por nós cobradas para venda de eletricidade para consumidores finais são determinadas em conformidade com nossos contratos de concessão e regulamentos estabelecidos pela ANEEL. Esses acordos de concessão e os regulamentos afins estabelecem um teto nas tarifas que proporciona ajustes anuais, periódicos e extraordinários. Para mais informações sobre o regime regulatório aplicável a nossas tarifas e seus ajustes, vide “ – A Indústria Brasileira de Energia”. Os consumidores do Grupo A recebem eletricidade a 2,3 kV ou mais. As tarifas para os consumidores do Grupo A são baseadas no nível de voltagem no qual a eletricidade é fornecida, e a época do ano e a hora do dia em que a eletricidade é fornecida, embora os consumidores possam optar por uma tarifa diferenciada nos períodos de pico. As tarifas para os consumidores do Grupo A são compostas de dois componentes: uma “cobrança de capacidade” e uma “cobrança de energia”. A cobrança de capacidade, expressa em Reais por MW, é baseada no que for maior entre (i) a capacidade contratada da firma e (ii) a capacidade de energia efetivamente utilizada. A cobrança de energia, expressa em Reais por MWh, é baseada no volume de eletricidade efetivamente consumido. As tarifas cobradas dos consumidores do Grupo A são menores do que as cobradas dos consumidores do Grupo B, porque os consumidores do Grupo A consomem eletricidade em faixas de voltagem mais elevadas e, por conseguinte, evitam os custos associados à redução da voltagem da eletricidade exigida para consumo por nossos consumidores do Grupo B. Os consumidores do Grupo B recebem eletricidade a menos de 2,3 kV (220V e 127V). As tarifas para os consumidores do Grupo B consistem exclusivamente de uma cobrança de consumo de energia e são baseadas na classificação do consumidor. Procedimentos de Cobrança O procedimento que utilizamos para cobrança e pagamento pela eletricidade fornecida a nossos consumidores é determinado pela categoria do consumidor. As leituras dos relógios e o faturamento ocorrem mensalmente para os consumidores de baixa voltagem, à exceção dos consumidores rurais cujos relógios são lidos a intervalos que variam de um a três meses, conforme autorizado pelos regulamentos relevantes. As contas são preparadas a partir das leituras dos relógios ou com base no uso estimado. Os consumidores de baixa voltagem são cobrados dentro dos cinco dias úteis após a data da fatura. No caso de não pagamento, é enviada uma notificação sobre o não pagamento acompanhada da fatura do mês seguinte ao consumidor e é dado um prazo de 15 dias para liquidação da quantia a nós devida. Caso o pagamento não seja recebido no prazo de três dias úteis após o período de 15 dias, o fornecimento de eletricidade ao consumidor é suspenso. Os consumidores de alta voltagem são cobrados mensalmente devendo o pagamento ser feito no prazo de 5 dias úteis após a data da fatura. Na hipótese de não pagamento, é enviado um aviso ao consumidor dois dias úteis após a data de vencimento, dando um prazo de 15 dias para efetuar o pagamento. Caso o pagamento não seja efetuado no prazo de três dias úteis após a notificação, o consumidor estará sujeito à interrupção do serviço. Em 31 de dezembro de 2010, 2009 e 2008 os consumidores inadimplentes representavam uma média de 15,7%, 13,6% (não incluindo a Eletrobrás Distribuição Acre) e 20,6% das receitas anuais, respectivamente. Esses índices de inadimplência permaneceram geralmente estáveis nos últimos anos e não esperamos observar alterações materiais nestes em um futuro previsível. Compra de Eletricidade para Distribuição Compramos 14.285 GWh de eletricidade para distribuição em 2010, comparados a 12. 942 GWh em 2009 e 12.789 GWh em 2008. Nossas companhias de distribuição compram eletricidade no processo de leilão público de um grupo de companhias de geração que apresentam propostas estipulando o preço máximo no qual fornecerão eletricidade. Após todas as propostas serem recebidas, o preço médio de todas as propostas é calculado e este é o preço que pagamos pela eletricidade. A compra é efetuada de todas as companhias de geração que apresentam propostas. Atividades de Empréstimo e Financiamento Empréstimos feitos por nós A lei brasileira permite que façamos empréstimos somente a nossas subsidiárias. Historicamente, a lei brasileira permitiu que atuássemos como emprestadores para nossas subsidiárias e para prestadores de serviço de energia elétrica sob nosso controle. Ao passo que muitas dessas subsidiárias não fazem mais parte de nosso grupo, a maioria de nossos empréstimos são feitos para terceiras partes. Antes da privatização da indústria brasileira de eletricidade, que teve início em 1996, essa foi uma parte particularmente disseminada de nossas operações, porquanto a maioria das companhias na indústria era estatal, permitindo que nos envolvêssemos em atividades de empréstimo para estas companhias. Entretanto, como o resultado da privatização, o número de companhias às quais podemos emprestar diminuiu e o empréstimo não é mais um aspecto significativo de nossas atividades. Os montantes totais que registramos em nosso balanço: R$ 9,7 bilhões a partir de 31 de dezembro de 2010 e R$ 11,8 bilhões a partir de 31 de dezembro de 2009. Desse montante total, os seguintes são empréstimos para Itaipu: R$ 5,7 bilhões a partir de 31 de dezembro de 2010 e R$ 6,5 bilhões a partir de 31 de dezembro de 2009. Os empréstimos relacionados a nossas companhias de distribuição são os seguintes: R$ 4,0 bilhões a partir de 31 de dezembro de 2010 e R$ 5,3 bilhões a partir de 31 de dezembro de 2009. Fontes de Recursos Obtemos recursos para nossas atividades de empréstimo a partir de empréstimos de instituições financeiras e ofertas nos mercados de capitais estrangeiros. Em 31 de dezembro de 2010, a dívida de longo prazo de maneira não consolidada era de R$ 30.575 milhões, comparados com R$ 27.761 milhões em 31 de dezembro de 2009 e R$ 26.910 milhões em 31 de dezembro de 2008, com a maior parte de nossa dívida em moeda estrangeira (92% para os três períodos) em dólares americanos. Mais detalhes de nossos empréstimos estão apresentados em “Item 5.B, Liquidez e Recursos de Capital – Fluxos de Caixa”. Além disso, utilizamos empréstimos do Fundo RGR, por nós administrado, para empréstimos a nossas subsidiárias e a outras companhias de energia elétrica. Veja o “Item 5, Revisão Operacional e Financeira e Perspectivas – Certos Fatores que Afetam nosso Desempenho Financeiro – Nosso papel na administração dos programas do Governo Brasileiro”. Em 31 de dezembro de 2010, 31 de dezembro de 2009 e 31 de dezembro de 2008, contraímos juros a 5%, com relação a empréstimos do Fundo RGR e cobramos uma taxa administrativa média de 2,0% sobre os fundos que emprestamos a subsidiárias e outras entidades. Participação no Capital Atuamos como participante minoritário nas companhias e joint ventures de geração e transmissão do setor privado. Estamos também autorizados a emitir garantias para as companhias nas quais participamos como investidor no capital. Estamos considerando atualmente investimentos em algumas dessas companhias, com enfoque principal naquelas alinhadas com nossa estratégia de formação de nossas atividades centrais de geração e transmissão (veja o “Item 7.B, Transações da parte Relacionada”). As atuais participações que temos são nas companhias de geração e transmissão no setor privado e em joint ventures. A participação é determinada principalmente nos critérios de mérito e lucratividade baseados em nossos controles de gestão. A tabela abaixo ilustra um estimado da porcentagem total de nossa participação em companhias de transmissão e geração a partir de 31 de dezembro de 2010. Entidades com Fins Específicos /Consórcio Objeto do Investimento Participação da Eletrobrás Transmissão Interligação Elétrica do Madeira S.A. Linha de transmissão de 600 kV com 2.375 km Eletrobrás Chesf (24,5%) Eletrobrás Furnas (24,5%) Mais Estação Conversora e Inversora Norte Brasil Transmissora de Energia S.A. Linha de transmissão de 600 kV com 2.375 km: Eletrobrás Eletronorte (24,5%) Eletrobrás Eletrosul (24,5%) Entidades com Fins Específicos /Consórcio Objeto do Investimento Participação da Eletrobrás SE Coletora – Araraquara 2, Porto Velho Estação Transmissora de Energia S.A. Manaus Transmissora de Energia S.A. Estação 01 Conversora e Inversora de 500/±600 kV Eletrobrás Eletronorte (100,0%) Linha de transmissão de 500 kV com 375 Eletrobrás Chesf (19,5%) km: Eletrobrás Eletronorte (30,0%) Linha de transmissão Oriximiná/Itacoatiara de 500Kv com 212 km: Itacoatiara / Cariri STN – Sistema de Transmissão Nordeste S.A. (2) Linha de transmissão de 500 kV com 546 Eletrobrás Chesf (49,0%) km: Teresina-Sobral-Fortaleza Entidade com Fins Específicos /Consórcio Objeto de Investimento Participação da Eletrobrás Intesa – Integração de Energia S.A. (2) Linha de transmissão de 500 kV com 695 Eletrobrás Chesf (12,0%), km: Colinas-Miracema-Gurupí-Peixe Eletrobrás Eletronorte (37,0%) Nova-Serra da Mesa 2 Porto Velho Transmissora de Energia S.A. Linha de transmissão de 230 kV com 17 Eletrobrás Eletrosul (100%) km: 500/230 kV SE Coletora Porto Velho Ártemis – Transmissora de Energia S.A. (2) Linha de transmissão de 525 kV com 376 Eletrobrás Eletrosul (100%) km: S. Santiago-Ivaporã-Cascavel Transenergia Renovável Linha de transmissão de 230 kV com 125 Eletrobrás Furnas (49,0%) Km: Jataí – Mineiros Mineiros – Morro Velho Brasnorte Transmissora de Energia S.A. (2) Linha de transmissão de 230kV com 402 km: Jauru-Juba-C2; LT Maggi-Nova Mutum RS Energia – Companhia de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. (2) Linha de transmissão de 525 kV com 274 Eletrobrás Eletrosul (100,0%) Km: Campos Novos-Pólo Linha de transmissão de 230kV com 33 km Companhia Transleste de Transmissão S.A. (2) Linha de transmissão de 345 kV com 139 Eletrobrás Furnas (24,0%) Km: Montes Claros-Irapé Eletrobrás Eletronorte (49,7%) Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia Linha de transmissão de 230 kV com 193 Eletrobrás Eletronorte (49,0%) S.A. – Aete (2) Km: Coxipó-Cuiabá-Rondonópolis SE Seccionadora Cuiabá Etau – Companhia de Transmissão do Alto Uruguai (2) S.A. Linha de transmissão de 240 kV com 174 Eletrobrás Eletrosul (27,4%) Km: Campos Novos-Barra Grande-Lagoa Vermelha-Santa Marta Uirapuru Transmissora de Energia S.A. (2) Linha de transmissão de 525 kV com 122 Eletrobrás Eletrosul (100%) Km: Ivaiporã-Londrina Companhia Transudeste de Transmissão S.A. (2) Linha de transmissão de 345 kV com 144 Eletrobrás Furnas (25,0%) Km: Itutinga-Juiz de Fora Companhia Transirapé de Transmissão S.A. (2) Linha de transmissão de 345 kV com 61 Km: Irapé-Araçuaí Eletrobrás Furnas (25,0%) Companhia Centroeste de Minas S.A. Linha de transmissão de 345 kV com 75 km: Eletrobrás Furnas-Pimenta II Eletrobrás Furnas (49,0%) Linha Verde Transmissora de Energia S.A. Linha de transmissão de 230 kV com 987 Eletrobrás Eletronorte (49,0%) km: Samuel-Ariquelmes-Ji-ParanáPimenta Bueno-Vilhena-Jauru Rio Branco Transmissora de Energia S.A. Linha de transmissão de 230 kV com 487 Eletrobrás Eletronorte (49,0%) km: Porto Velho-Abunã-Rio Branco Transmissora Matogrossens de Energia S.A. Linha de transmissão de 500 kV com 348 Eletrobrás Eletronorte (49,0%) km: Jauru - Cuiabá Transenergia São Paulo S.A. Subestação Itatiba, 500 kV Eletrobrás Furnas (49,0%) Entidade com Fins Específicos /Consórcio Objeto de Investimento Participação da Eletrobrás Transenergia Goiás S.A. Linha de transmissão de 230 kV com 188 Eletrobrás Furnas (49,0%) km: Serra da Mesa-Niquelândia-Barro Alto Consórcio Goiás Transmissão Linha de transmissão de 500 kV com 193 Eletrobrás Furnas (49,0%) Km: Rio Verde Norte –Trindade, e linha de transmissão de 230 kV com 66 km: Xavantes-Trindade-Carajás e SE Trindade Consórcio MGE Transmissão Linha de transmissão de 500 kV com 248 Eletrobrás Furnas (49,0%) Km: Mesquita-Viana 2 e linha de transmissão de 345 kV com 10 km: Viana – Viana 2 e SE Viana 2 TDG Transmissora Delmiro Gouveia SA Linha de transmissão de 230 kV com 96 Km: São Luiz II – São Luiz III e SE Pecém e SE Aquiraz II Eletrobrás Chesf (49,0%) Consórcio Caldas Novas SE Corumbá 345/138 kV – 2 x 75 MVA Eletrobrás Furnas (49,9%) Madeira Energia SA UHE Santo Antonio Eletrobrás Furnas (39,0%) Energia Sustentável do Brasil UHE Jirau com 3300 MW Eletrobrás Chesf (20,0%) Eletrobrás Eletrosul (20,0%) Chapecoense Energia S.A. (1) UHE Foz do Chapecó com 855 MW Eletrobrás Furnas (40,0%) Enerpeixe S.A. (2) UHE Peixe Angical com 452 MW Eletrobrás Furnas (40,0%) Consórcio Energético Cruzeiro do Sul S.A. UHE Mauá com 361 MW Eletrobrás Eletrosul (49,0%) Serra de Facão Participação S.A. UHE Serra do Facão com 210 MW Eletrobrás Furnas (49,5%) Energética Águas da Pedra S.A.–EAPSA (Aripuanã; Água Das Pedras) UHE Dardanelos com 261 MW Eletrobrás Chesf (24,5%), Eletrobrás Eletronorte (24,5%) Baguari I Geração de Energia Elétrica S.A. (2) UHE Baguari com 140 MW Eletrobrás Furnas (15,0%) Retiro Baixo Energética S.A. UHE Retiro Baixo 49% Eletrobrás Furnas (49,0%) AMAPARI Energia S.A. (2) UTE Serra do Navio e pequena UHE Capivara Eletrobrás Eletronorte (49,0%) Geração Norte Energia S.A. UHE Belo Monte Eletrobrás Eletronorte (15,0%) Eletrobrás Chesf (15,0%) Consórcio Brasil dos Ventos Usinas Eólicas Aratuá 1, Miassaba 3, Rei dos Ventos 1 e 3 Eletrobrás Eletronorte (24,5%) Eletrobrás Furnas (24,5%) Companhia Hidrelétrica Teles Pires UHE Teles Pires Eletrobrás Eletrosul (24,5%) Eletrobrás Furnas (24,5%) Consórcio Coxilha Negra Parque Eólico Coxilha Negra V, VI e VII com 33 MW Eletrobrás Eletrosul (90,0%) Programas do Governo Brasileiro Além do programa Proinfa, criado pelo Governo Brasileiro em 2002, com o objetivo de criar certos incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia (discutido mais detalhadamente em “A Indústria Brasileira de Energia – Proinfa”), também participamos de mais quatro programas do Governo Brasileiro: • o Programa Reluz, um programa introduzido para levar iluminação básica a certas áreas públicas de determinados municípios no Brasil; • O Programa Procel, um programa que visa a promover a conservação e eficiência da energia; • Luz Para Todos, um programa que visa levar eletricidade a mais 12 milhões de pessoas no Brasil; e • Programa de Desenvolvimento Tecnológico e Industrial, um programa para coordenar as atividades de pesquisa e desenvolvimento no setor elétrico brasileiro e promover o desenvolvimento e a fabricação dos equipamentos necessários para assegurar o desenvolvimento do setor. Quaisquer recursos por nós utilizados com relação a estes programas provêm do próprio Governo Brasileiro, na forma de recursos alocados para o setor e, dessa forma, não usamos nossos próprios recursos para estes programas. Também participamos de outras iniciativas utilizando nossos próprios recursos, um dos quais é o Projeto Ribeirinhas. Por meio desta iniciativa, visamos avaliar a aplicabilidade e sustentabilidade das tecnologias baseadas em recursos de energia renováveis em certas comunidades pequenas que vivem na região amazônica. Pesquisa e desenvolvimento Veja o "Item 5.C, Pesquisa, desenvolvimento, patentes e licenças etc.”. Atividades internacionais A partir de 31 de dezembro de 2010, não operamos internacionalmente. Entretanto, como parte de nossa estratégia, continuamos a explorar certos mercados de eletricidade internacionais e a identificar oportunidades nesses mercados para o futuro. Nosso objetivo é gerar nova energia para agregar ao sistema interligado nacional e para integrar certos sistemas elétricos nas Américas. Como parte de nosso plano de internacionalização, nós estabelecemos um escritório de representações em Lima, no Peru, na Cidade do Panamá, Panamá e em Montevidéu, Uruguai, com o objetivo de cumprir as leis locais, que concedem concessões somente para quem mantém um escritório de representações local. Esse escritório proporcionará uma conexão permanente entre nós e nossos parceiros na América Latina. Procuramos investir em projetos de geração em outros países da América Latina e já começamos a comprar energia de outros países latino-americanos, incluindo a Venezuela. Também temos participações acionárias em duas Entidades com Fins Específicos (EFEs), no Peru e na Nicarágua, que estão atualmente realizando estudos de viabilidade para projetos de geração hidrelétrica. Além disso, estamos no processo de obtenção das licenças necessárias para a construção no Brasil de uma linha de interligação entre Brasil e Uruguai, que está programada para começar em 2012. Como parte da estratégia de expansão, podemos também identificar e buscar oportunidades de crescimento selecionadas, incluindo a energia renovável, fora da América do Sul. Participação nos Lucros e Planos de Pensão Nosso contrato coletivo estabelece um plano de participação nos lucros baseado no alcance de metas. Essas metas são estabelecidas anualmente, em maio de cada ano, após a negociação com os sindicatos trabalhistas e a aprovação do Governo Brasileiro. Para os exercícios terminados em 31 de dezembro de 2010, 2009 e 2008, pagamos R$ 296 milhões, R$ 285 milhões, e R$ 177 milhões, respectivamente, aos nossos empregados por meio de participação nos lucros (somente em nível de holding, nós pagamos R$ 35 milhões em 2010, comparados a R$ 27 milhões em 2009, e R$ 23 milhões em 2008). Meio Ambiente Geral As questões ambientais podem ter um impacto significativo em nossas operações. Por exemplo, grandes usinas hidrelétricas podem ocasionar a inundação de grandes áreas de terra e a realocação de grandes quantidades de pessoas. A constituição brasileira confere, tanto ao Governo Brasileiro como aos governos estaduais e locais, poder para promulgar leis com o objetivo de proteger o meio ambiente e para emitir regulamentos por essas leis. Apesar de o Governo Brasileiro ter o poder de promulgar regulamentos ambientais gerais, os governos estaduais e locais têm o poder de promulgar regulamentos ambientais mais severos. Dessa forma, a maioria dos regulamentos ambientais no Brasil são estaduais e locais, em lugar de federais. Qualquer falha em cumprir as leis e regulamentos ambientais pode resultar em responsabilidade criminal, independentemente da responsabilidade estrita de realizar remediação ambiental e indenizar terceiras partes pelos danos ambientais. Essas falhas podem também nos sujeitar a penalidades administrativas como multas, suspensão de subsídios de agências públicas ou imposições que exijam que suspendamos, temporária ou permanentemente, as atividades proibidas. Para construir uma usina hidrelétrica, as companhias elétricas brasileiras devem atender a algumas salvaguardas ambientais. Para projetos para os quais o impacto ambiental for considerado significativo, como projetos de geração com produção superior a 10 MW, bem como linhas de transmissão superiores a 230 kV, juntamente com certos projetos ambientalmente sensíveis, primeiramente, um estudo básico de impacto ambiental deve ser preparado por especialistas externos que façam recomendações sobre como minimizar o impacto da usina sobre o meio ambiente. O estudo, juntamente com um relatório ambiental especial sobre o projeto, preparado pela empresa, é então submetido às autoridades governamentais federais, estaduais ou locais, dependendo do impacto projetado, para análise e aprovação. Uma vez aprovado, o projeto passa por um processo de licenciamento de três estágios, que compreende uma licença para atestar a viabilidade do projeto, uma licença para início da obra, e uma licença para operar o projeto. Além disso, a companhia tem por lei que devotar 0,5% do custo total de qualquer investimento em novos projetos com um impacto ambiental significativo à preservação ambiental. Desde o início da década de 80, o setor elétrico brasileiro procurou melhorar seu tratamento dos aspectos sociais e ambientais do planejamento, implementação e operação do projeto de energia. De forma geral, nossas subsidiárias de geração atendem aos regulamentos ambientais aplicáveis no Brasil, e às políticas e diretrizes ambientais do setor elétrico. Nossas instalações de geração e transmissão se beneficiaram de certas isenções para exigências de licenciamento porque suas operações tiveram início antes da legislação ambiental aplicável. Em função disso, algumas autoridades ambientais emitiram notificações de infração alegando a ausência de licenças ambientais. Vide “– Item 8.A., Litígio – Procedimentos Ambientais”. A partir de 31 de dezembro de 2010, nossa subsidiária Eletrobras Eletronuclear opera atualmente duas usinas nucleares no Estado do Rio de Janeiro, Angra I e Angra II. Pelo fato da Eletrobrás Eletronuclear ter iniciado suas atividades antes da promulgação da legislação ambiental, Angra I foi autorizada pela CNEN de acordo com os regulamentos nucleares e ambientais em vigor naquela época. Foi criado um grupo de estudos formado pela Procuradoria Geral da União, CNEN, Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (ou IBAMA), Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente (ou FEEMA), Eletrobrás Eletronuclear e a Eletrobrás para preparar um Termo de Ajustamento de Conduta – TAC de acordo com o qual deveriam ser estabelecidas as diretrizes para o procedimento de atualização de licenciamento ambiental. Angra II obteve todas as licenças ambientais necessárias para sua operação, mas sua renovação foi contestada pela Procuradoria Geral da União e ficou condicionada ao cumprimento de um TAC e de acordo com o qual a Eletronuclear deveria implementar um programa para melhorar os planos emergenciais, programas para monitoramento ambiental e sistemas para tratamento de efluentes. Até que essas exigências sejam cumpridas, o IBAMA, a ANEEL e o CNEN devem abster-se de emitir quaisquer licenças definitivas ou autorizações para a operação de Angra II. Uma avaliação compreendendo os atendimentos ao TAC foi emitida pelo IBAMA para o Procurador Geral em junho de 2006. A Eletrobras Eletronuclear é estritamente responsável pelos acidentes nucleares como operadora de usinas nucleares no Brasil. Vide “Item 3.D, Fatores de Risco – Riscos Referentes à Nossa Companhia – Poderemos ser responsabilizados caso ocorra um acidente nuclear envolvendo nossa subsidiária Eletrobrás Eletronuclear”. Conservação da Energia Nos últimos 20 anos, o Governo Brasileiro implementou algumas ações direcionadas à conservação de energia no setor elétrico. Essas ações são normalmente financiadas pelo Governo e administradas por nós. O projeto mais importante nesta área é o Procel. O Programa de Conservação de Energia Elétrica – Procel – foi criado em 1985 para melhorar a eficiência da energia e a racionalização do uso de recursos naturais em todo o Brasil. O programa é coordenado pelo MME, e somos responsáveis por sua execução. O principal objetivo do Procel é incentivar a cooperação entre os diversos setores da sociedade brasileira para melhorar a conservação da energia, tanto em relação à produção como ao consumidor. Recursos alternativos de eletricidade Em 2002, o governo brasileiro criou o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – Proinfa, com o objetivo de diversificar a matriz de energia brasileira, por meio da busca de soluções regionais com o uso de fontes renováveis de energia. A Indústria Brasileira de Energia Geral Em conformidade com o Regulamento N. 937, datado de 24 de novembro de 2010, o Ministério das Minas e Energia – MME – aprovou um plano de expansão de 10 anos (Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica ou PDEE 2010-2019), que estabeleceu as orientações para o governo brasileiro e para todos os agentes na indústria brasileira de energia a fim de garantir suprimento sustentável de energia, incluindo eletricidade, levando em consideração as necessidades ambientais, a economia brasileira e as capacidades técnicas de negócio. Os estudos realizados no PDEE incluem um planejamento para os próximos dez anos e estão sujeitos a revisões anuais que levem em consideração, entre outros aspectos, alterações previstas no crescimento de consumo de eletricidade e reavaliações da viabilidade econômica e operacional dos projetos de geração, bem como estimativas referentes à expansão das linhas de transmissão. Conforme a ANEEL, em dezembro de 2010, considerando as unidades de geração SIN, os geradores de energia instalados nos sistemas isolados e nos geradores pertencentes a indivíduos, o Brasil tinha uma capacidade instalada de 113.314 MW, Atualmente, o SIN está dividido em quatro subsistemas elétricos: Sudeste/Centroeste, Sul, Nordeste e Norte. Um dos objetivos do PDEE é completar a integração dos sistemas isolados de Manaus-Macapá aos subsistemas do Norte até novembro de 2012. Além do SIN, há também os sistemas isolados, isto é, os sistemas que não fazem parte do SIN e estão geralmente localizados no norte e no nordeste brasileiros, tendo como única fonte de energia a eletricidade gerada pelas usinas térmicas movidas a carvão e óleo combustível, que são extremamente poluentes e possuem um custo de geração três a quatro vezes maior do que, por exemplo, as estações de energia hidrelétricas. A conta CCC foi introduzida pelo artigo 13, III da Lei nº 5.899 de 5 de julho de 1973, conforme emenda, com o objetivo de gerar reservas financeiras pagáveis às companhias de distribuição e a algumas companhias de geração (as quais todas devem fazer contribuições anuais á conta CCC) para cobrir os custos das operações das usinas termoelétricas no caso de condições hidrológicas adversas, e também de subsidiar a eletricidade gerada pelos “sistemas isolados”, a fim de permitir que os consumidores dos sistemas isolados arquem com cobranças pela eletricidade equivalentes às cobranças efetuadas aos consumidores beneficiados pela geração hidráulica. Atualmente, há uma discrepância significativa entre os valores pagos pelos consumidores das regiões norte e nordeste se comparados com o que é cobrado dos consumidores da região Sul/Sudeste. Portanto, interconectar os sistemas isolados ao SIN poderia permitir que consumidores dessas regiões tivessem acesso a fontes de energia elétrica, o que resultaria em custos de produção reduzidos e convergência de preços nessas regiões para outras regiões do país. Com o objetivo de promover uma redução significativa da conta CCC dos sistemas isolados, o PDEE pretende, além disso, integrar os sistemas isolados ao SIN. Tal integração seria realizada por meio da construção das linhas de transmissão Jauru/Vilhena (230kV), Tucuruí/Manaus (Cariri) (500kV) e Jurapari/Macapá (230kV), no menor prazo possível, uma vez que a análise preliminar para a implantação do projeto de integração já foi concluída. Além da integração dos sistemas isolados, o PDEE também prevê a expansão da geração de eletricidade por meio da melhora da capacidade de geração, definida pelo PDEE como a execução de um conjunto de trabalhos que visem a melhorar a capacidade e a eficiência, ao mesmo tempo em que moderniza as usinas já existentes, o que não deve representar muito em termos de energia assegurada, mas que contribuiria para atender ao aumento do maior nível esperado da demanda por eletricidade. De acordo com a ANEEL, o total de capacidade de geração de eletricidade instalada no Brasil em junho de 2011 foi de 114.229.226 KW. Atualmente, com 128 empreendimentos em construção e outras 531 com permissões concedidas, espera-se uma capacidade de geração adicional de 51.156.835 KW para os próximos anos. Em dezembro de 2010, de acordo com a ANEEL, a capacidade total de geração de eletricidade instalada no Brasil era de 113.314.170 MW. Em conformidade com o Plano de 10 anos do PDEE, projeta-se um aumento da capacidade total de geração de energia para 171,1 GW até 2020, dos quais se espera que 115,1 GW (67,27%) sejam hidroelétricas e 56,0 GW (32,7%) sejam termoelétricas e oriundas de outras fontes. Atualmente, detemos aproximadamente 37,0% da capacidade de geração de energia instalada no Brasil, e somos responsáveis por aproximadamente 55,5% da capacidade de transmissão instalada acima de 230 kV. Além disso, alguns estados brasileiros controlam entidades envolvidas na geração, transmissão e distribuição de eletricidade. Em 2010 as outras companhias do setor que não são do sistema Eletrobrás tinham aproximadamente 63,0% e 95,0% do mercado para as atividades de geração e distribuição, em termos de capacidade total e demanda, respectivamente, e aproximadamente 44,5% do mercado de transmissão, em termos de extensão das linhas de transmissão. O restante do mercado é mantido por diversas companhias, incluindo as Cemig, Copel, Tractbell, CPFL, Duke e Brasil Energia. Algumas dessas companhias celebraram acordos de joint ventures no passado. Em termos de receita líquida, acreditamos que somos a maior companhia de geração e transmissão no Brasil. Competimos principalmente na geração e transmissão de atividades por meio de processos de leilão competitivos. Em 2010, de acordo com a EPE (Companhia de Pesquisa Energética), o consumo total de eletricidade no Brasil chegou a 419.016 GWh, excedendo o consumo total de 2009 em 7,8%. O consumo de eletricidade no Brasil em 2009 foi de 388.688 GWh de acordo com a EPE, que representou uma diminuição de 1,0% quando comparado ao consumo total de 392.688 GWh em 2008. Antecedentes Históricos A Constituição Brasileira estipula que o desenvolvimento, o uso e a venda de energia podem ser realizados diretamente pelo Governo Brasileiro ou indiretamente por meio de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, a indústria brasileira de energia tem sido dominada pelas concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo Governo Brasileiro. Nos anos recentes, o Governo Brasileiro adotou algumas medidas para remodelar a indústria de energia. De modo geral, essas medidas visaram aumentar o papel do investimento privado e eliminar as restrições ao investimento estrangeiro, aumentando, dessa forma, a competição geral na indústria de energia. Particularmente, o Governo Brasileiro adotou as seguintes iniciativas: • A Constituição Brasileira foi alterada em 1995, pela Emenda Constitucional No. 6, para autorizar companhias estrangeiras a investirem em companhias brasileiras que possuem concessões de geração de energia. Antes dessa emenda, todas as concessões de geração eram mantidas tanto por um indivíduo brasileiro ou uma entidade controlada por indivíduos brasileiros ou pelo Governo Brasileiro; • O Governo Brasileiro promulgou a Lei No 8.987, em 13 de fevereiro de 1995 conforme emenda da Lei No 11.196, de 21 de novembro de 2005 e a Lei No. 11.445 de 5 de janeiro de 2007 (ou a Lei de Concessões) e a Lei No 9.074 de 7 de julho de 1995, conforme emenda (ou Lei de Concessões de Energia) as quais, juntas, (i) exigiam que todas as concessões para o fornecimento de serviços relacionados à energia fossem concedidos por meio de processos de concorrência pública, (ii) permitiam gradativamente que certos consumidores de eletricidade com demanda significativa, designados “consumidores livres” comprassem eletricidade diretamente de fornecedores que tivessem uma concessão, permissão ou autorização, (iii) estipulavam a criação de entidades de geração (ou Produtores Independentes de Energia) os quais, por meio de uma concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender, por sua própria conta e risco, toda ou parte de sua eletricidade para consumidores livres, concessionárias de distribuição e agentes comerciais, entre outros, (iv) concediam aos consumidores livres e aos fornecedores de eletricidade acesso aberto a todos os sistemas de distribuição e transmissão, e (v) eliminavam a necessidade de uma concessão para construir e operar projetos de energia com capacidade de 1 MW até 30 MW, as chamadas Pequenas Usinas de Energia Hidrelétrica, embora seja exigida autorização ou permissão da ANEEL, conforme seja o caso; • A partir de 1995, uma parte das ações do controlador mantida por nós e por diversos estados em certas companhias de geração e distribuição, foi vendida para investidores privados. Ao mesmo tempo, certos governos estaduais também venderam suas participações nas principais companhias de distribuição; • Em 1998, o Governo Brasileiro promulgou a Lei No 9.648 (ou Lei da Indústria de Energia) para rever a estrutura básica da indústria de eletricidade. A Lei da Indústria de Energia estipulava o seguinte: • o estabelecimento de um órgão autorregulamentado responsável pela operação do mercado de eletricidade em curto prazo (ou o Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE), uma entidade que substituiu o sistema anterior de preços regulados de geração e dos contratos de fornecimento. O Mercado Atacadista de Energia – MAE – foi posteriormente substituído pela CCEE; • uma exigência de que as companhias de distribuição e geração celebrem contratos iniciais para o fornecimento de energia (Contratos iniciais de fornecimento), geralmente compromissos de “take-or-pay”, a preços e volumes aprovados pela ANEEL. A finalidade principal dos Contratos iniciais de fornecimento era assegurar às companhias de distribuição o acesso a um fornecimento estável de eletricidade que garantisse uma taxa de rentabilidade fixa para as companhias de geração de eletricidade, durante o período de transição que levaria ao estabelecimento de um mercado de eletricidade livre e competitivo; • a criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico ou ONS, uma entidade privada, sem fins lucrativos, responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional de Energia; e • • o estabelecimento de processos de concorrência pública para concessões para a construção e operação das usinas de energia e as instalações de transmissão. Em 2001, o Brasil enfrentou uma séria crise energética que durou até o final de fevereiro de 2002. Como resultado, o Governo Brasileiro implementou medidas que incluíam: • um programa para o racionamento do consumo de eletricidade nas regiões mais adversamente afetadas, nomeadamente as regiões do sudeste, centro-oeste e nordeste do Brasil; e • a criação do CGE, que aprovou uma série de medidas emergenciais que estipulavam metas reduzidas de consumo de energia para consumidores residenciais, comerciais e industriais nas regiões afetadas, pela introdução de regimes tarifários especiais que incentivavam a redução do consumo de energia. • Em março de 2002, o CGE suspendeu as medidas emergenciais e o racionamento de energia como resultado de grandes aumentos no fornecimento (devido à elevação significativa dos níveis dos reservatórios) e de uma redução moderada da demanda e, dessa forma, o Governo Brasileiro promulgou novas medidas em abril de 2002, as quais, entre outras coisas, estipulavam um reajuste tarifário extraordinário para compensar as perdas financeiras incorridas pelos fornecedores de eletricidade como resultado do racionamento obrigatório de eletricidade; e • Em 15 de março de 2004, através da Lei No 10.848, o Governo Brasileiro promulgou a Lei No. 10.848 e em 30 de julho de 2004, o Decreto No. 5.163, ou a Nova Lei Reguladora da Eletricidade, em um esforço para uma maior reestrutura da indústria da energia com a meta principal de oferecer aos consumidores um fornecimento seguro de eletricidade combinado com tarifas baixas, cuja lei foi regulamentada por alguns decretos promulgados pelo Governo Brasileiro em julho e em agosto de 2004, e ainda está sujeita a mais regulamentações a serem emitidas no futuro. Vide “Desafios à Constitucionalidade da Nova Lei Reguladora de Eletricidade”. Concessões As companhias ou os consórcios que desejarem construir ou operar instalações para a geração, a transmissão ou a distribuição de eletricidade no Brasil devem se inscrever no MME ou na ANEEL, como representantes do Governo Brasileiro, para uma concessão, permissão ou autorização, conforme for o caso. As concessões garantem direitos para gerar, transmitir ou distribuir eletricidade na área de concessão relevante por um período específico. Este período é geralmente de 35 anos para novas concessões de geração, e 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Uma concessão existente pode ser renovada a critério da autoridade concedente. Dessa forma, não podemos dar nenhuma garantia de que as concessões serão estendidas. A Lei de Concessões estabelece, dentre outras coisas, as condições que a concessionária deve cumprir quando fornecer serviços de eletricidade, os direitos do consumidor, e as obrigações da concessionária e da autoridade concedente. Além disso, a concessionária deve cumprir os regulamentos que regem o setor elétrico. As principais disposições da Lei das Concessões são as seguintes: • Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado igualmente com respeito à regularidade, continuidade, eficiência, segurança e acessibilidade. • Uso da terra. A concessionária pode usar terra pública ou solicitar à autoridade concedente que exproprie a terra privada necessária para o benefício da concessionária. Nesse caso, a concessionária deve compensar os proprietários da terra afetados. • Responsabilidade estrita. A concessionária é estritamente responsável por todos os danos decorrentes do fornecimento de seus serviços. • Alterações nas ações do controlador. A autoridade concedente deve aprovar qualquer mudança direta ou indireta nas ações do controlador da concessionária. • Intervenção pelo poder concedente. A autoridade concedente pode intervir na concessão, por meio de um decreto presidencial, para assegurar a adequação na prestação dos serviços, assim como o fiel cumprimento das normas contratuais regulamentares e legais pertinentes. • Extinção da concessão. A extinção do contrato de concessão pode ser acelerada por meio de encampação e/ou caducidade. Encampação é o término prematuro de uma concessão pelos motivos relacionados ao interesse público que devem ser expressamente declarados por lei. A caducidade deve ser declarada pelo poder concedente após uma decisão administrativa final que a concessionária, entre outras coisas, (i) deixou de prestar serviço adequado ou de cumprir a lei ou a regulamentação aplicável, (ii) perdeu as condições técnicas, financeiras ou econômicas para manter a adequada prestação do serviço, ou (iii) não cumpriu as penalidades aplicadas pelo poder concedente. A concessionária pode contestar qualquer encampação ou caducidade nos tribunais. A concessionária tem direito a indenização por seus investimentos nos ativos expropriados que não tiverem sido plenamente amortizados ou depreciados, após a dedução de quaisquer quantias relativas às penalidades e aos danos devidos pela concessionária. • Expiração. Quando a concessão expirar, todos os ativos, direitos e privilégios materialmente relacionados à prestação dos serviços de eletricidade são revertidos para o Governo Brasileiro. Após a expiração, a concessionária tem direito a indenização por seus investimentos em ativos que não tiverem sido plenamente amortizados ou depreciados por ocasião da expiração. Penalidades A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e conforme emendada, promulgada pelo Governo Brasileiro e complementada pelo regulamento da ANEEL, rege a imposição de sanções contra os agentes do setor elétrico e classifica as penalidades apropriadas baseada na natureza e importância da violação (incluindo advertências, multas, suspensão temporária do direito de participar de processos licitatórios para novas concessões, licenças ou autorizações e caducidade). Para cada violação, as multas podem ser de até 2,0% da receita da concessionária no período de 12 meses anterior a qualquer aviso de cobrança ou, para produtores independentes ou produtores autônomos, a quantia estimada de energia produzida no mesmo período. Algumas infrações que podem resultar em multas são relativas a falhas do agente em solicitar a aprovação da ANEEL, incluindo o seguinte (em conformidade com a Resolução da ANEEL No. 63/2004: • realização de determinadas transações com terceiros; • venda ou cessão dos ativos relacionados aos serviços prestados, assim como a imposição de qualquer ônus (inclusive qualquer título, apólice, garantia, caução e hipoteca) sobre estes ou quaisquer outros ativos relacionados à concessão ou às receitas dos serviços de eletricidade; e • alterações nas ações do controlador do titular da autorização ou concessão. No caso de contratos assinados entre as partes relacionadas que forem submetidos à aprovação da ANEEL, esta pode impor restrições sobre os termos e condições destes contratos e, em circunstâncias extremas, determinar que o contrato seja rescindido. Autoridades Principais Ministério das Minas e Energia O MME é o principal regulador do Governo Brasileiro da indústria de energia, atuando como autoridade concedente em nome do Governo Brasileiro, e com poderes para formular políticas reguladoras e de supervisão. O governo Brasileiro, atuando principalmente por meio do MME, será encarregado algumas atribuições que eram anteriormente de responsabilidade da ANEEL, incluindo a preparação de diretrizes que regem a emissão de concessões e a emissão de diretrizes que regem o processo licitatório para concessões referentes aos serviços públicos e aos bens públicos. ANEEL A indústria brasileira de energia é regulada pela ANEEL, uma agência reguladora federal independente. A principal responsabilidade da ANEEL é regulamentar e supervisionar a indústria de energia em consonância com a política ditada pelo MME e responder às questões que lhe são delegadas pelo Governo Brasileiro e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras, (i) a administração das concessões para as atividades de geração, transmissão e distribuição de eletricidade, incluindo a aprovação das tarifas elétricas, (ii) a promulgação de regulamentações para a indústria elétrica, (iii) a implementação e a regulamentação da exploração das fontes de energia, incluindo o uso da energia hidrelétrica, (iv) a promoção do processo licitatório público para novas concessões, (v) o acerto de disputas administrativas entre as entidades de geração de eletricidade e os compradores de eletricidade e (vi) a definição dos critérios e da metodologia para a determinação das tarifas de transmissão. Conselho Nacional de Política Energética Em 6 de agosto de 1997, em conformidade com o Artigo 2 da Lei nº 9.478, foi criado o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, para orientar o Presidente do Brasil com relação ao desenvolvimento e à criação da política nacional de energia. O CNPE é presidido pelo Ministro das Minas e Energia, e a maioria de seus membros é constituída de ministros do Governo Brasileiro. O CNPE foi criado para otimizar o uso dos recursos energéticos brasileiros, para assegurar o fornecimento de eletricidade para o país e para revisar periodicamente o uso de energias regulares e alternativas a fim de determinar se a nação está usando adequadamente uma variedade de fontes de energia e não está fortemente dependente de uma fonte particular. Operador Nacional do Sistema Elétrico O ONS foi criado em 1998 pela Lei No. 9.648 de 27 de maio de 1998. O NOS é uma entidade privada sem fins lucrativos composto por concessionárias, outras entidades legais que possuem permissões ou autorizações no mercado de energia elétrica e por consumidores ligados ao Sistema Interligado. A Nova Lei de Eletricidade conferiu ao Governo Brasileiro o poder de nomear três diretores executivos para o conselho de diretores executivos do ONS. O principal papel do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão no Sistema Interligado Nacional de Energia, sujeito à regulamentação e à supervisão da ANEEL. Os principais objetivos e responsabilidades do ONS incluem: o planejamento operacional para a indústria de geração, a organização do uso do Sistema Interligado Nacional de Energia e interligações internacionais, assegurando que todas as partes na indústria tenham acesso à rede de transmissão de modo não discriminatório, auxiliando na expansão do sistema de energia, propondo usinas ao MME para ampliações da Rede Básica (propostas essas que devem ser levadas em conta no planejamento da expansão do sistema de transmissão) e a apresentação de regras para a operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL. Os geradores devem declarar sua disponibilidade ao ONS, que procura então estabelecer um programa ótimo para entrega da eletricidade. Câmara de Comércio de Eletricidade Em 12 de agosto de 2004, o Governo Brasileiro promulgou um decreto estabelecendo as regulamentações aplicáveis à nova Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Em 10 de novembro de 2004, a CCEE substituiu o Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE, o mercado no qual todas as grandes companhias de geração de eletricidade, negociantes de energia e importadores e exportadores de eletricidade tinham participado e no qual era determinado o preço instantâneo da eletricidade. A CCEE assumiu todos os ativos e as operações do Mercado Atacadista de Energia (que tinha sido anteriormente regulamentado pela ANEEL). Um dos papéis principais da CCEE é realizar leilões públicos no Mercado Regulado, vide “ – O mercado Regulado”. Além disso, a CCEE é responsável, entre outras coisas, (i) pelo registro de todos os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR, e os contratos resultantes dos ajustes de mercado e o volume de eletricidade contratado no Mercado Livre, vide “ – O Mercado Livre”, e (ii) pela contabilização e compensação de transações de curto prazo. Os membros da CCEE incluem companhias de geração, distribuição e comercialização, assim como consumidores livres. Seu Conselho de Administração é composto de quatro diretores nomeados por seus membros e um diretor, que atua como presidente do Conselho de Administração, nomeado pelo MME. De acordo com o Decreto nº. 5.163 de 2004, o MME determina o preço máximo da energia vendida no mercado regulado por meio de leilões. Companhia de Pesquisa Energética Em 16 de agosto de 2004, o Governo Brasileiro promulgou um decreto criando a Companhia de Pesquisa Energética - EPE, uma estatal responsável pela realização de pesquisa estratégica na indústria energética, inclusive com relação à energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes de energia renovável. A pesquisa realizada pela EPE é subsidiada pelo MME como parte de seu papel de formulador de políticas na indústria energética. Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico A Nova Lei de Eletricidade autorizou a criação, pelo Decreto Federal nº 5.175, de 9 de agosto de 2004, do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE, que atua sob a direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições de fornecimento do sistema e pela proposição de ações preventivas (inclusive ações relacionadas à demanda e à contratação para uma reserva do lado do fornecimento) para restaurar as condições de serviço, onde for aplicável. Transmissão de Energia Elétrica no Brasil O transporte de grandes volumes de eletricidade por longas distâncias é realizado por meio de uma grade de linhas de transmissão e subestações com altas voltagens (de 230 kV a 750 kV), conhecida como a Rede Básica. Qualquer agente do mercado de energia elétrica que produz ou consume energia tem direito a usar a Rede Básica. As linhas de transmissão no Brasil são geralmente muito longas, uma vez que a maioria das usinas hidrelétricas está geralmente afastada dos grandes centros de consumo de energia. Atualmente, o sistema do país está quase totalmente interconectado. Apenas os estados de Amazonas, Roraima, Amapá, Rondônia e uma parte do Pará ainda não estão ligados ao Sistema Nacional Interligado. Nesses estados, o fornecimento é feito por pequenas usinas térmicas localizadas perto de suas respectivas capitais. O Sistema Interligado Nacional de Energia prevê a troca de energia entre as diferentes regiões quando qualquer uma dessas regiões enfrentar problemas na geração de energia hidrelétrica por causa da redução dos seus níveis de reservatórios. Como as estações de chuva são diferentes no sul, sudeste, norte e nordeste do Brasil, as linhas de transmissão de voltagem mais alta (500 kV ou 750 kV) tornam possível que os locais com produção insuficiente de energia sejam abastecidos pelos centros geradores que estão numa localização mais favorável. Operamos aproximadamente 55,5% das redes de transmissão de alta voltagem no Brasil, em 31 de dezembro de 2010. A operação e a administração da Rede Básica são de responsabilidade do ONS, que é também responsável por administrar a entrega de energia a partir de usinas em condições otimizadas, envolvendo o uso dos reservatórios hidrelétricos do Sistema Interligado Nacional de Energia e das usinas térmicas. Nosso sistema de transmissão, que consiste de um conjunto de linhas de transmissão interligadas a subestações, é composto por cerca de 53.000 km de linhas de transmissão, correspondendo a cerca de 55,5% do total das linhas no Brasil com voltagem igual ou superior a 230 KV. Além de operar e manter este sistema, em conformidade com os padrões de desempenho e qualidade exigidos pela ANEEL, participamos ativamente na expansão de linhas de transmissão por meio de concessões em leilões realizados pela ANEEL, isoladamente ou através de consórcios, bem como através de autorizações para reforçar o sistema atual. Os principais projetos de transmissão em desenvolvimento são : (i) LT 230 kV Ji-Paraná – Pimenta Bueno – Vilhena C1 (RO); (ii) LT 230 kV Funil – Itapebi C3 (BA); (iii) LT 230 kV Ibicoara – Brumado II (BA); (iv) LT 230 kV Picos – Tauá II (PI/CE); (v) LT 345 kV Tijuco Preto – Itapeti – Nordeste (SP); (vi) LT 500 kV Oriximiná – Itacoatiara – Cariri (PA/AM); (vii) LT 600 kV Porto Velho – Araraquara (RO/SP); (viii) LT 230 kV Eunapólis – Teixeira de Freitas II C2 (BA); e (ix) LT 500 kV Bom Despacho 3 – Ouro Preto 2 (MG). O Brasil tem um total de seis interligações médias e grandes com outros países da América do Sul, quatro delas operadas por nós, conforme descrito abaixo: com o Paraguai, através de quatro linhas de transmissão de 500 kV ligando a Usina de Itaipu até a subestação da Margem Direita (Paraguai) e a subestação Foz do Iguaçu no Brasil. O setor de energia de 50 Hz de Itaipú é então transportado para a subestação de Ibiúna, em São Paulo, através de um sistema de transmissão de corrente direta com capacidade de 6.300 MW; com o Uruguai, através da estação conversora de frequência de Rivera, no Uruguai, com uma capacidade de 70 MW e uma linha de transmissão de 230 kV ligando-a à subestação do Livramento no Brasil; com a Argentina, através da estação conversora de frequência de Uruguaiana, no Brasil, com uma capacidade de 50 MW e uma linha de transmissão de 132 kV ligando-o a Paso dos Libres, na Argentina, e com a Venezuela, através de uma linha de transmissão de 230 kV com capacidade de 200 MW, que liga a cidade de Boa Vista, no Estado de Roraima, até a cidade de Santa Elena, na Venezuela. No ambiente em transição (2002-2005), houve um declínio gradual nos montantes de energia contratada por meio de Contratos iniciais de fornecimento. As companhias de geração pagaram pelo uso da malha da linha de transmissão, enquanto que os distribuidores tiveram que pagar dois tipos de tarifas de transmissão: (i) tarifas nodais, associadas com cada ponto de conexão de onde estes distribuidores demandam voltagem, e (ii) a tarifa de transmissão, associada aos Contratos iniciais de fornecimento, que era aplicada a parte da demanda contratada naquele ambiente. Uma vez que as quantias sob os Contratos iniciais de fornecimento caíram para zero, as companhias de geração, distribuição e venda de energia e os consumidores livres tiveram contratos de acesso livre regendo o uso das linhas de transmissão em termos equivalentes aos dos agentes que ingressaram no mercado após o acesso livre se tornar obrigatório. Nesse ambiente de mercado livre, as tarifas de transmissão são determinadas com base no uso efetivo que cada parte que acessa a Rede Básica faz dela. A Nova Lei do Setor Elétrico; o Mercado Livre e o Mercado Regulado A Nova Lei de Eletricidade introduziu alterações materiais na regulamentação da indústria energética visando (i) sanar as deficiências no sistema elétrico brasileiro, e (ii) criar incentivos para garantir o crescimento no setor de energia elétrica para apoiar o desenvolvimento econômica e social brasileiro. Através da presente lei, os legisladores tentaram proteger os consumidores cativos das concessionárias de distribuição e disponibilizar energia elétrica de baixo custo contínua, que tem um impacto ambiental mínimo. Os principais fatores da Nova Lei de Eletricidade incluíram: • Criação de: (i) um Mercado Regulado, no qual a compra e a venda de energia elétrica devem seguir regras impostas pela ANEEL e devem ocorrer por meio da CCEE; e (ii) um mercado especificamente dirigido a certos participantes (como, por exemplo, consumidores livres e companhias de comercialização), que permitirá um certo grau de competição com respeito ao Mercado Regulado, denominado Ambiente de Contratação Livre, ou o Mercado Livre, no qual as partes são livres para negociar os termos e as condições de seus contratos de compra e venda; • Restrições sobre certas atividades de distribuidores, de modo a assegurar que se concentrem apenas em sua atividade central para garantir serviços mais eficientes e confiáveis para os consumidores cativos; • Eliminação de autonegociação, para proporcionar um incentivo aos distribuidores para comprarem eletricidade nos preços mais baixos disponíveis em vez de comprarem eletricidade de partes relacionadas; e • Respeito aos contratos assinados antes da Nova Lei de Eletricidade, de modo a proporcionar estabilidade às transações realizadas antes de sua promulgação. A Nova Lei de Eletricidade também nos exclui e exclui nossas subsidiárias do Programa Nacional de Privatização, que é um programa criado pelo Governo Brasileiro em 1990 visando promover o processo de privatização das companhias estatais. Contestações à Constitucionalidade da Nova Lei de Eletricidade A Nova Lei de Eletricidade está sendo atualmente contestada em bases constitucionais perante o Supremo Tribunal Federal, sob os Processos No. 3090 e 3100. As medidas provisionais de ambos os processos foram negadas pelo Supremo Tribunal Federal brasileiro em uma decisão publicada em 26 de outubro de 2007. Uma decisão final sobre esta questão está sujeita a voto majoritário dos 11 juízes, com a presença mínima de oito. Até a presente data, o Supremo Tribunal Federal Brasileiro não chegou a uma decisão final e não sabemos quando essa decisão será tomada. O Supremo Tribunal Federal Brasileiro decidiu, por seis votos contra quatro, negar a medida provisória que pretendia suspender os efeitos da Nova Lei de Eletricidade até a decisão final sobre o caso; entretanto, a decisão final ainda está pendente. Por conseguinte, a Nova Lei de Eletricidade está atualmente em vigor em 31 de dezembro de 2010. Independentemente da decisão final do Supremo Tribunal Federal, certas partes da Nova Lei de Eletricidade referentes às restrições sobre os distribuidores realizarem atividades não relacionadas à distribuição de eletricidade, inclusive venda de energia pelos distribuidores para consumidores livres e a eliminação da autonegociação devem permanecer em pleno vigor e efeito. Se toda ou uma parte relevante da Nova Lei de Eletricidade for considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, o esquema regulador introduzido pela Nova Lei de Eletricidade pode perder sua efetividade, gerando incerteza sobre como o governo Brasileiro conseguirá definir as regras para o setor de energia elétrica. Considerando-se que já compramos virtualmente todas as nossas necessidades de eletricidade até 2011 e que o repasse de tarifas dessa eletricidade deve continuar a ser regulado pelo regime anterior à Nova Lei de Eletricidade, independentemente do resultado da decisão do Supremo Tribunal Federal, acreditamos que em curto prazo, os efeitos de qualquer decisão sobre nossas atividades serão um tanto limitados. O efeito exato de um resultado desfavorável dos processos legais sobre nós e a indústria de eletricidade como um todo é difícil de ser previsto, mas pode ter um impacto adverso sobre nosso negócio e nos resultados das operações mesmo em curto prazo (vide “Fatores de Risco – Riscos Relativos à Indústria Brasileira de Energia”). Mercados para a Comercialização de Eletricidade Pela Nova Lei de Eletricidade, as transações de compra e venda de eletricidade podem ser realizadas em dois segmentos de mercado diferentes: (i) o Mercado Regulado, que contempla a compra, pelas companhias de distribuição por meio de concorrências públicas, de toda a eletricidade necessária para abastecer seus consumidores cativos e (ii) o Mercado Livre, que abrange a compra de eletricidade por entidades não regulamentadas (como consumidores livres e comerciantes de energia). Entretanto, a eletricidade gerada por usinas qualificadas pelo programa Proinfa, as usinas de energia nuclear e Itaipú são regidas por um regime especial de comercialização e, portanto, não estão sujeitas ao Mercado Regulado ou ao Mercado Livre. A eletricidade gerada por Itaipu, a mais relevante entre as fontes de energia regidas por regimes separados, incluindo o Decreto 4.550 de 27 de dezembro de 2002, é vendida para nós e vendida a concessionárias de distribuição nos mercados de energia no sul e no centro-sulsudeste na proporção da sua participação de mercado em tais mercados. As taxas às quais a eletricidade gerada por Itaipu é comercializada são estabelecidas em dólares americanos e estabelecidas em conformidade com um tratado entre o Brasil e o Paraguai. Como consequência, as taxas de Itaipu sobem ou descem de acordo com a variação da taxa de câmbio do dólar americano/Real. As alterações nos preços da eletricidade gerada por Itaipu estão, entretanto, sujeitas ao repasse total às tarifas de distribuição. O Mercado Regulado As companhias de distribuição devem atender à demanda do mercado através do fornecimento de energia elétrica principalmente adquirida em leilões públicos no Mercado Regulado. As companhias de distribuição, no entanto, podem adquirir eletricidade: (i) das companhias de geração que estão ligadas diretamente a tais companhias de distribuição, exceto para as companhias de geração hidrelétrica com capacidade superior a 30 MW e de determinadas companhias de geração termoelétrica, (ii) projetos de geração de eletricidade que participam da fase inicial do Proinfa; e certas companhias de distribuição de energia nos mercados de energia do sul e centro-sul-sudeste, e (iii) a Usina Hidrelétrica de Itaipu. Os leilões públicos de energia elétrica para novos projetos de geração em andamento são realizados: (i) cinco anos antes da data de entrega inicial (referido como leilões "A-5"), e (ii) três anos antes da data de entrega estimada inicial (referido como leilões "A-3"). Os leilões de energia elétrica provenientes de instalações de geração de energia elétrica existentes são realizados um ano antes da data de entrega estimada inicial (referido como leilões "A-1"). Os leilões públicos de energia elétrica para energia elétrica proveniente de fontes alternativas são realizados entre os leilões A-1 e A-5. Além disso, o Governo Brasileiro, direta ou indiretamente, por meio da ANEEL, realiza leilões públicos para venda de energia elétrica a distribuidoras de energia para permitir que as distribuidoras possam ajustar seu volume de energia elétrica necessário para atender às demandas de seus consumidores, ou Ajustes de Mercado. Os leilões públicos são preparados pela ANEEL, em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo MME, incluindo a exigência de utilização da proposta de menor preço como critério para determinar o vencedor do leilão. Cada companhia de geração que participa do leilão deve executar um contrato de compra e venda de eletricidade com cada companhia de distribuição em proporção à respectiva demanda estimada de eletricidade das companhias de distribuição. Os CCEARs, tanto para os leilões "A-5" e "A-3" têm um prazo de entre 15 e 30 anos, e os CCEARs para os leilões "A-1" têm um prazo entre três e 15 anos. Os CCEARs para fontes alternativas de energia estão entre 10 e 30 anos. A única exceção a essas regras refere-se ao leilão de ajuste de mercado, em que as companhias de geração e distribuição entrarão em acordos bilaterais de dois anos que devem ser registrados na ANEEL e no CCEE. As regulamentações também estabelecem um mecanismo de tarifa de repasse denominado Valor Anual de Referência, que limita as quantias dos custos de aquisição de energia elétrica que podem ser repassados aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada dos preços da eletricidade nos leilões "A-5" e "A-3", calculada para todas as companhias de distribuição. O Valor Anual de Referência cria um incentivo para as companhias de distribuição contratarem sua demanda de energia elétrica prevista nos leilões "A-5", nos quais se espera que os preços sejam menores do que nos leilões "A-3". A ANEEL permite às companhias repassarem seus custos de aquisição de energia elétrica para os consumidores finais de acordo com os seguintes critérios: (i) nos leilões A-5, as companhias estão autorizadas a repassar todos os custos para os consumidores, sem prejuízo das limitações referidas abaixo; (ii) nos leilões A-3 as companhias estão autorizadas a: (a) passar todos os custos de aquisição de energia adquirida nos leilões A-5 de até 2% da diferença entre a energia adquirida em leilões A-3 durante o ano e as exigências de energia do distribuidor, e (b) repassar qualquer dos seguintes desde que seja o menor – nos leilões A-5 e nos leilões A-3, (iii) nos leilões A-1, as companhias estão autorizadas a repassar todos os custos ao consumidor; (iv) nos leilões de Ajustes de Mercado e nas aquisições de energia diretamente de uma usina de geração ligada ao sistema elétrico dos distribuidores (exceto conforme estabelecido em lei), as companhias estão autorizadas a repassar todos os custos até o Valor Anual de Referência para o consumidor, e (v) nos leilões de fonte de energia alternativa e outros determinados pelo governo brasileiro, as companhias estão autorizadas a repassar todos os custos ao consumidor. A ANEEL mantém o valor econômico do Valor Anual de Referência, ajustando o Valor Anual de Referência de acordo com o índice de correção monetária acordado nos CCEARs. A Nova Lei de Eletricidade estabelece as seguintes limitações na capacidade das companhias de distribuição sobre o repasse dos custos para os consumidores: • Não haverá repasse de custos para compras de energia elétrica que excedam 103,0% da demanda real; • O repasse de custos de aquisição de novos projetos de geração de eletricidade igual à diferença entre o limiar mínimo de compra (96% da energia recuperada contratada nos termos da Nova Lei de Eletricidade) e a energia comprada nos leilões A-1 será limitado ao valor médio ponderado (em reais / MWh) dos preços de aquisição nos leilões A-1, a menos que esse limite se aplique unicamente: (I) aos primeiros três anos seguintes aos leilões A-1 em que o limiar mínimo de compra não foi alcançado, (ii) aos CCEARs relativos à porção de energia adquirida em leilões A-3 e A-5 com o preço mais elevado; • O MME estabelecerá o preço máximo de aquisição para a eletricidade gerada pelos projetos existentes; e • Se as companhias de distribuição não cumprirem a obrigação de contratar totalmente sua demanda, o repasse dos custos da energia adquirida no mercado de curto prazo da CCEE será o menor entre Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e o Valor Anual de Referência. Os leilões no mercado regulado, sujeitos às condições estabelecidas nas respectivas solicitações de propostas, podem originar dois tipos de CCEARs: (I) os Contratos de Quantidade de Energia (Acordos de Energia), e (ii) os Contratos de Disponibilidade de Energia (Acordos de capacidade). Sob um Acordo de Energia, um gerador se compromete a fornecer uma certa quantidade de energia elétrica e assume o risco de que o fornecimento de eletricidade possa ser adversamente afetado por condições hidrológicas e níveis baixos dos reservatórios, entre outras condições que poderiam interromper o fornecimento de eletricidade, em cujo caso, o gerador será obrigado a comprar a eletricidade em outros lugares a fim de cumprir seus compromissos de fornecimento. Sob um Acordo de Capacidade, um gerador se compromete a disponibilizar uma quantidade especificada de capacidade para o Mercado Regulado. Neste caso, a receita do gerador é garantida e as distribuidoras correm o risco de uma escassez de abastecimento. No entanto, os preços elevados de energia elétrica em virtude da escassez da oferta são repassados pelas companhias de distribuição aos consumidores. Juntos, esses acordos incluem os acordos de compra de energia nos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR). A Nova Lei de Eletricidade estabelece que todas as companhias de geração, distribuição e comercialização de eletricidade, produtores independentes de energia e consumidores livres devem informar o MME, até primeiro de agosto de cada ano, a sua demanda de energia elétrica estimada ou a geração de energia elétrica estimada, conforme for o caso, para cada um dos cinco anos subsequentes. Para incentivar as companhias de distribuição de energia a fazer estimativas precisas e celebrar acordos de compra de energia de acordo; os repasses de tarifas, como mencionado acima, são permitidos desde que a energia adquirida permaneça dentro de 103,0% da demanda de energia real da companhia de distribuição. Excedentes e escassez de companhias de distribuição de energia em matéria de aquisição de energia no Mercado Regulado podem ser compensados entre si por meio de um mecanismo de compensação gerido pela CCEE. De acordo com a Nova Lei de Eletricidade, as entidades distribuidoras de eletricidade têm o direito de transferir a seus clientes os custos relacionados com a eletricidade que compram através dos leilões públicos, assim como qualquer imposto e encargos industriais relacionados com as licitações públicas, sujeitos a certas limitações relacionadas com a incapacidade das companhias de distribuição de prever a demanda com exatidão. Convenção de Comercialização de Energia Elétrica As Resoluções da ANEEL n º 109, de 26 de outubro de 2004 e n º 210, de 24 de fevereiro de 2006, regem a Convenção de Comercialização de Energia Elétrica, que regula a organização e o funcionamento da CCEE e as condições de comercialização de energia elétrica e define, entre outros: (I) os direitos e deveres dos agentes da CCEE, (ii) as penalidades a serem impostas a agentes inadimplentes, (iii) os meios de resolução de litígios; (iv) as regras de comercialização nos Mercados Regulado e Livre, e (v) os processos contábeis e de liberação para operações de curto prazo. A CCEE é uma organização sem fins lucrativos cujos membros são todos os agentes do setor elétrico brasileiro (certos agentes não são membros obrigatórios da CCEE e podem ser representados por outros membros) e sujeitos à autorização, supervisão e regulação da ANEEL. A CCEE é responsável por (i) registrar as condições relativas aos montantes de energia e os termos estabelecidos em todos os acordos de compra de energia, quer celebrados no Mercado Regulado ou no Mercado Livre, e (ii) a contabilização e liquidação do mercado de energia, incluindo excedentes e escassez de energia no mercado local, entre outras atribuições. A CCEE é regida por um conselho de administração composto por cinco membros, sendo que quatro são indicados pelos referidos agentes, enquanto seu presidente é nomeado pelo MME. O Mercado Livre O Mercado Livre abrange as venda de eletricidade negociadas livremente entre as concessionárias de geração, os Produtores Independentes de Energia, os geradores autônomos, os comerciantes de energia, os importadores de energia e os consumidores livres. O Mercado Livre inclui também contratos bilaterais entre os geradores e os distribuidores executados antes da promulgação da Nova Lei de Eletricidade, até que expirem. Após a expiração, novos contratos devem ser celebrados em conformidade com as diretrizes da Nova Lei Reguladora de Eletricidade. A maioria de nossos contratos existentes já expirou, embora a Eletrobrás CGTEE possua um pequeno número de contratos que prosseguirão até 2012. Esse período prolongado de aviso procura assegurar que, se for necessário, a construção de nova geração que seja custo-eficiente possa ser finalizada a fim de proporcionar o reingresso de consumidores livres no Mercado Regulado. Os geradores estatais podem vender eletricidade para os consumidores livres, mas diferentemente dos geradores privados, são obrigados a fazê-lo por meio de um processo público que garanta a transparência e o acesso igualitário a todas as partes interessadas. Consumidores livres De acordo com a Nova Lei de Eletricidade, um consumidor livre pode decidir: (i) continuar comprando energia de um distribuidor local, (ii) comprar energia elétrica diretamente de um produtor independente ou de produtores autônomos com energia excedente, ou (iii) comprar energia elétrica de um agente negociador de energia. A Nova Lei de Eletricidade não permite que as concessionárias de distribuição vendam energia elétrica diretamente para os consumidores livres (exceto sob certas condições reguladoras). No caso em que o acordo de compra de energia tenha prazo indeterminado, a migração para o Mercado Livre é permitida apenas no ano seguinte ao recebimento do aviso de migração pela companhia de distribuição de energia, desde que este aviso seja apresentado até 15 de julho do ano tal. Uma vez que o consumidor tenha migrado para o Mercado Livre, só poderá retornar ao Mercado Regulado, uma vez que entregou à companhia de distribuição relevante um aviso com antecedência de cinco anos, embora a companhia de distribuição possa reduzir esse prazo a seu critério. A Lei Reguladora de Eletricidade estabeleceu, em princípio, algumas condições e limites de energia e consumo que definem quais consumidores podem se qualificar como “consumidores livres”. Estes limites podem ser gradativamente reduzidos no decorrer dos anos pela ANEEL de modo a permitir um número cada vez maior de consumidores a fazerem essa escolha, até o momento em que todos os consumidores de todas as diferentes classes possam escolher de qual fornecedor querem comprar energia. A lei assegura aos fornecedores e a seus respectivos consumidores acesso livre à malha, sujeito ao pagamento de tarifas pelo uso das malhas de energia elétrica e custos de conexão. Todas as cobranças regulatórios às quais os consumidores cativos estão sujeitos são acrescentadas a essas tarifas a fim de garantir tratamento justo e igualitário entre consumidores livres e cativos. As medidas acima pretendem (1) evitar arbitrariedade entre os mercados cativo e livre pelos Consumidores Livres, proibindo migrações oportunistas, assim como (2) proteger as companhias de distribuição de energia ao tornar o mercado cativo mais previsível. Além disso, a ANEEL precisa regular a migração para o Mercado Livre sem aumentar as tarifas do mercado cativo. Atividades Restritas dos Distribuidores As companhias de distribuição não têm permissão de, salvo disposição em contrário pela Lei 9.074 / 1995: (i) desenvolver atividades relacionadas à geração e à transmissão de eletricidade, (ii) vender eletricidade a consumidores livres, exceto aos que estão na área de concessão e sob as mesmas condições e tarifas mantidas com respeito aos clientes cativos no Mercado Regulado, (iii) possuir, direta o indiretamente, qualquer participação em qualquer outra companhia, corporação ou sociedade; ou (iv) desenvolver atividades comerciais que não estiverem relacionadas às suas respectivas concessões, à exceção daquelas permitidas por lei ou no contrato de concessão relevante. Os geradores não estão autorizados a manter participação acionária superior a 10% nas companhias de distribuição ou manter participação acionária majoritária em companhias de distribuição. Eliminação da Autonegociação Uma vez que a compra de eletricidade para consumidores cativos será realizada através do Mercado Regulado, a denominada autonegociação não é mais permitida, exceto no contexto de acordos que foram devidamente aprovados pela ANEEL antes da promulgação da Lei Regulatória de Eletricidade. As companhias de distribuição podem, entretanto, entrar em acordos de compra de energia com as partes relacionadas, desde que tais acordos sejam o resultado de leilões de energia conduzidos no Mercado Regulado. Antes da Lei Regulatória de Eletricidade, tais companhias de distribuição foram autorizadas a atender até 30,0% de suas necessidades de eletricidade por meio de eletricidade adquirida de companhias afiliadas. Contratos firmados antes da Nova Lei de Eletricidade A Nova Lei de Eletricidade estipula que os contratos firmados por companhias de distribuição e aprovados pela ANEEL antes da promulgação da Nova Lei de Eletricidade não serão alterados para refletirem qualquer prorrogação em seus termos ou modificação nos preços ou volumes da eletricidade já contratados, à exceção dos contratos firmados por geradores e consumidores em vigor em 26 de agosto de 2002, que poderia ter sido alterado para ser estendido até 31 de dezembro de 2010. Limitações de Titularidade Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites sobre a concentração de certos serviços e atividades na indústria de energia. De acordo com estes limites, à exceção das companhias que participam do Programa Nacional de Privatização (que precisam apenas cumprir esses limites quando sua reestruturação corporativa for finalizada) nenhuma companhia de energia (inclusive suas companhias controladoras e controladas) poderia (i) possuir mais de 20% da capacidade instalada no Brasil, 25% da capacidade instalada da região sul/sudeste/centro-oeste do Brasil ou 35% da capacidade instalada na região norte/nordeste, exceto se esse percentual corresponder à capacidade instalada de uma única usina geradora, (ii) possuir mais de 20% do mercado de distribuição do Brasil, 25% do mercado de distribuição do sul/sudeste/centro-oeste ou 35% do mercado de distribuição do norte/nordeste, exceto na hipótese de um aumento na distribuição de eletricidade superior aos índices de crescimento nacionais ou regionais ou (iii) possuir mais de 20% do mercado de comercialização do Brasil com os consumidores finais, 20% do mercado de comercialização do Brasil com consumidores não finais ou 25% da soma dos percentuais acima. De acordo com o parágrafo 1º do Artigo 31 da Nova Lei de Eletricidade, nós e nossas subsidiárias Eletrobrás Furnas, Eletrobrás Chesf, Eletrobrás Eletronorte, Eletrobrás Eletrosul e Eletrobrás CGTEE fomos excluídos do Programa Nacional de Privatização. Dessa forma, estamos sujeitos aos limites e às condições impostos sobre a participação de agentes nas atividades do setor elétrico, em conformidade com a Resolução da ANEEL No. 278/2000, que visa alcançar competição efetiva entre os agentes e impedir uma concentração nos serviços e nas atividades realizadas por agentes no setor elétrico. Em 10 de novembro de 2009, a ANEEL publicou a Resolução No. 378, que revogou e substituiu a Resolução No. 278/2000 e estabeleceu que a ANEEL, mediante a identificação de um ato que pode resultar em concorrência desleal ou em um controle significativo dos mercados de geração, transmissão e distribuição, deve notificar o Secretário de Direito Econômico (Secretaria de Direito Econômico, ou SDE) do Ministério da Justiça, nos termos do art. 54 da Lei n º 8.884, de 11 de junho de 1994. Após a notificação, a SDE deve informar a autoridade antitruste, o Conselho Administrativo de Defesa Econômica, ou CADE. Se necessário, a SDE exigirá que a ANEEL analise as potenciais infrações nos termos da Resolução No. 378, enquanto o CADE deve determinar qualquer punição aplicável, que pode variar de sanções pecuniárias até a dissolução da empresa, nos termos dos artigos 23 e 24 da referida lei. Tarifas para o Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão A ANEEL supervisiona a regulamentação tarifária que rege o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e estabelece as tarifas para o uso e o acesso a esses sistemas. As tarifas são (i) taxas pelo uso da rede, que são taxas pelo uso da malha local proprietária das companhias de distribuição ou (TUSD) e (ii) uma tarifa pelo uso do sistema de transmissão, que compreende a Rede Básica e suas instalações auxiliares ou (TUST). Adicionalmente, as companhias de distribuição no Sistema Nacional Interligado do sul/sudeste pagam encargos específicos pela transmissão de eletricidade gerada em Itaipu e pelo acesso ao sistema de transmissão. TUSD A TUSD é paga pelos geradores, consumidores livres e consumidores especiais pelo uso do sistema de distribuição da companhia distribuidora à qual o gerador ou consumidor livre relevante está interligado e é revista anualmente, de acordo com o índice de inflação. A quantia a ser paga baseia-se em uma fórmula estabelecida e consolidada pela Resolução da ANEEL No. 166/2005, conforme emenda, pela Resolução da ANEEL No. 399/2010, e pode variar em virtude de diferentes fatores, incluindo, por exemplo, custos com a rede, custos operacionais e perdas de energia, entre outros. Nossas companhias de distribuição recebem a TUSD paga pelos consumidores livres em suas áreas de concessão e por algumas outras companhias de distribuição que estão interligadas ao nosso sistema de distribuição. TUST A TUST é paga pelas companhias de distribuição e usuários, incluindo geradores, consumidores livres e consumidores especiais, pelo uso da Rede Básica. A quantidade a ser paga baseia-se em uma fórmula determinada pela Resolução da ANEEL No. 67/2004, conforme emendada pela Resolução da ANEEL No. 442/2011, e pode variar em virtude de uma série de diferentes fatores. De acordo com os critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários das diferentes partes da malha de transmissão transferiram a coordenação de suas instalações para o ONS em troca do recebimento de pagamentos regulados feitos por usuários do sistema de transmissão. Os usuários da rede, inclusive as companhias de geração, as companhias de distribuição e os consumidores livres, assinaram contratos com o ONS dando-lhe o direito de usar a malha de transmissão em troca do pagamento das tarifas publicadas. Outras partes da malha de propriedade das companhias de transmissão, mas que não são consideradas parte da malha de transmissão, são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxa específica à companhia de transmissão relevante. Contrato para Acesso ao Sistema Intermediário de Conexão – Encargo de Acesso Algumas companhias de distribuição, especialmente no Estado de São Paulo, acessam a Rede Básica através de um sistema intermediário de conexão localizado entre suas respectivas linhas de distribuição e a Rede Básica. Essa conexão é formalizada por meio de um Contrato para o Acesso ao Sistema Intermediário de Conexão firmado com as concessionárias de transmissão que possuem essas instalações. A compensação para as companhias de transmissão é regulamentada pela ANEEL e é definida de acordo com o custo dos ativos usados, quer sejam propriedade exclusiva ou compartilhada entre os agentes da indústria de eletricidade. A compensação correspondente referente ao uso do sistema intermediário de conexão é revisada anualmente pela ANEEL, de acordo com o índice de inflação e o custo referente aos ativos. Encargo pelo Transporte de Itaipu A usina de Itaipu possui uma malha de transmissão exclusiva operada em corrente alternada e contínua, que não é considerada como sendo parte da Rede Básica ou do sistema intermediário de conexão. O uso desse sistema é compensado por um encargo específico, denominado encargo de transporte de Itaipu, pago pelas companhias com direito a cotas da eletricidade de Itaipu, proporcionalmente às suas cotas. Tarifas de Distribuição As tarifas de distribuição estão sujeitas a revisão pela ANEEL, que tem autoridade para ajustar e rever as tarifas em resposta às alterações nos custos com a compra de eletricidade e nas condições do mercado. Quando ajusta as tarifas de distribuição, a ANEEL divide o custo das companhias de distribuição entre: (i) os custos que estão além do controle do distribuidor (ou custos da Parcela A) e (ii) custos que estão sob o controle dos distribuidores (ou custos da Parcela B). O reajuste das tarifas baseia-se em uma fórmula que leva em consideração a divisão de custos entre as duas categorias. Os custos da Parcela A incluem, entre outros, o que se segue: • custos sobre a compra de eletricidade para revenda, em conformidade com os Contratos iniciais de fornecimento; • custos da eletricidade comprada de Itaipu; • custos da eletricidade comprada em conformidade com os acordos bilaterais que são livremente negociados entre as partes; e • outros encargos de conexão e uso para os sistemas de transmissão e distribuição. Os custos da Parcela B são determinados pela subtração de todos os custos da Parcela A das receitas da companhia de distribuição. Cada contrato de concessão de companhia de distribuição estipula um reajuste anual de tarifas. Em geral, os custos da Parcela A são integralmente repassados aos consumidores. Os custos da Parcela B, entretanto, são corrigidos pela inflação, de acordo com o índice IGP-M. As companhias de distribuição de eletricidade têm ainda direito a uma revisão periódica a cada quatro ou cinco anos. Estas revisões visam: (i) assegurar que as receitas sejam suficientes para cobrir os custos operacionais da Parcela B e a compensação adequada por investimentos essenciais para os serviços dentro do escopo de cada concessão da companhia e (ii) determinar o “fator X”, que é baseado em três componentes: (a) ganhos esperados de produtividade pelo aumento na escala, (b) avaliações realizadas por consumidores (aferidas pela ANEEL) e (c) custos trabalhistas. O Fator X é utilizado para ajustar a proporção da alteração no IGP-M que é usado nos ajustes anuais. Dessa forma, após a conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do Fator X requer que as companhias de distribuição compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais. O repasse dos custos com a compra de eletricidade pelos acordos de fornecimento negociados antes da promulgação da Nova Lei de Eletricidade está sujeito a um teto baseado em um valor estabelecido pela ANEEL para cada fonte diferente de energia (como hidrelétrica, termelétrica e fontes de energia alternativas). Este teto é reajustado anualmente para refletir aumentos nos custos incorridos pelos geradores. Esse reajuste leva em consideração: (i) a inflação, (ii) os custos incorridos em “hard currency”, e (iii) custos relacionados a combustível (como o fornecimento de gás natural). Os custos incorridos correspondem a no mínimo 25% de todos os custos incorridos pelos geradores. Além disso, as concessionárias de distribuição de eletricidade têm direito à revisão extraordinária das tarifas, avaliadas caso a caso, para assegurar seu equilíbrio financeiro e compensá-las por custos imprevistos, inclusive impostos, que mudam significativamente sua estrutura de custos. Programas de Incentivo para Fontes de Energia Alternativas Programa Prioritário de Termeletricidade Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT, com a finalidade de diversificar a matriz energética brasileira e reduzir sua forte dependência das usinas hidrelétricas. Os benefícios concedidos às usinas termelétricas pelo PPT incluem: (i) o fornecimento garantido de gás durante 20 anos, (ii) a garantia de que os custos relacionados à aquisição da eletricidade produzida pelas usinas termelétricas serão transferidos às tarifas até um valor normativo determinado pela ANEEL, e (iii) o acesso garantido a um programa especial de financiamento do BNDES para a indústria de eletricidade. Proinfa Em 2002, o programa Proinfa foi introduzido pelo Governo Brasileiro com o objetivo de criar certos incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, como projetos de energia eólica, pequenas Usinas de Energia Hidrelétrica e projetos de biomassa. Como ocorre com outros programas sociais, estamos envolvidos na administração do programa Proinfa. Pelo programa Proinfa, compramos eletricidade gerada por estas fontes alternativas por um período de até 20 anos e a transferimos para consumidores livres e certas companhias distribuidoras de energia (que são responsáveis pela inclusão dos custos do programa nas tarifas para todos os consumidores finais em sua respectiva área de concessão, exceto os consumidores de baixa renda). Em sua fase inicial, o programa Proinfa está limitado a uma capacidade total contratada de 3.300 MW (1.100 MW por cada uma das três fontes alternativas de energia). Em sua segunda fase, que terá início após o limite de 3.300 MW ser atingido, o programa Proinfa pretende, em um período de até 20 anos, ter contratado capacidade equivalente a 10% do consumo nacional anual de eletricidade. A produção de energia que será comercializada pelo programa Proinfa não será fornecida pelas concessionárias de geração nem por produtores independentes de energia. Essa produção só pode ser fornecida por um produtor independente autônomo, que não pode ser controlado por, nem ser afiliado a uma concessionária de geração ou a um produtor independente de energia, nem controlado por, ou afiliado às suas entidades controladoras. Pesquisa e Desenvolvimento – P & D As concessionárias e as companhias autorizadas a se envolverem nas atividades públicas de distribuição, geração e transmissão de energia devem investir anualmente no mínimo 1,0% de sua renda operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento em energia. As companhias que somente geram energia a partir do vento, biomassa e Pequenas Usinas de Energia Hidrelétrica não estão sujeitas a esta exigência. Encargos Reguladores Fundo Global de Reversão Em determinadas circunstâncias, as companhias de energia são compensadas pelos ativos utilizados com relação a uma concessão caso esta concessão acabe sendo revogada ou não seja renovada. Em 1971, o Congresso Brasileiro criou uma Reserva Global de Reversão, ou Fundo RGR, com o objetivo de prover recursos para essa compensação. Em fevereiro de 1999, a ANEEL reviu a cobrança de uma taxa exigindo que todos os distribuidores e alguns geradores operando sob regimes de serviço público façam contribuições mensais para o Fundo RGR em uma taxa anual igual a 2,5% dos ativos fixos da companhia em serviço, mas não excedendo 3,0% do total das receitas operacionais em qualquer ano. Em anos recentes, nenhuma concessão foi revogada ou deixou de ser renovada, e mais recentemente o Fundo RGR tem sido usado principalmente para financiar projetos de geração e distribuição. Com a introdução da MP No. 517/2010, o fundo RGR está programado para ser extinto até 2035, e a ANEEL tem que rever a tarifa para que o consumidor receba algum benefício do término do Fundo RGR. Fundo de Uso Público O governo Brasileiro impôs uma taxa aos Produtores Independentes de Energia que dependem de recursos hidrológicos, com exceção das Pequenas Usinas de Energia Hidrelétrica, similar à taxa cobrada das companhias públicas da indústria relacionada ao Fundo RGR. Os Produtores Independentes de Energia têm que fazer contribuições para o Fundo de Uso de Bem Público, ou Fundo UBP, de acordo com as regras do processo de concorrência pública correspondente para a outorga de concessões. Recebemos pagamentos do Fundo UBP até 31 de dezembro de 2002. Todos os pagamentos para o Fundo UBP desde 31 de dezembro de 2002 são pagos diretamente ao Governo Brasileiro. Conta de Consumo de Combustíveis As companhias de distribuição, e as companhias de geração que vendem diretamente aos consumidores finais, devem contribuir para a Conta de Consumo de Combustível, ou Conta CCC. A Conta CCC foi criada em 1973 para gerar reservas financeiras para cobrir custos elevados associados ao uso crescente de usinas de energia termelétrica, na hipótese de uma escassez de chuvas, dado os custos operacionais marginais mais elevados das usinas de energia termelétrica, comparados com as usinas de energia hidrelétrica. Em fevereiro de 1998, o Governo Brasileiro decidiu pela redução progressiva da Conta CCC. Os subsídios da Conta CCC foram reduzidos por um período de três anos, começando em 2003, até serem extintos, para usinas de energia termelétricas construídas antes de fevereiro de 1998 e pertencentes ao Sistema Interligado Nacional. As usinas termelétricas construídas após aquela data não terão direito a subsídios da Conta CCC. Em abril de 2002, o Governo Brasileiro estabeleceu que os subsídios da Conta CCC continuariam sendo pagos às usinas termelétricas localizadas em regiões isoladas por um período de 20 anos, para promover a geração de eletricidade naquelas regiões. Compensação Financeira pelo uso de Recursos Hidrológicos Os titulares de concessões e autorizações para a exploração de recursos hidrelétricos no Brasil devem pagar taxas aos estados e municípios brasileiros pelo uso de recursos hidrológicos. Essas quantias são baseadas na quantidade de eletricidade gerada por cada companhia e são pagas aos estados e municípios nos quais a usina ou o reservatório da usina estiver localizado, em conformidade com a Resolução nº 67, de 23 de fevereiro de 2001. Taxa de Inspeção da ANEEL A Taxa de Inspeção da ANEEL é uma taxa anual pagável pelos titulares de concessões, permissões ou autorizações na proporção de sua dimensão e de suas atividades. A Taxa de Inspeção da ANEEL equivale a até 0,5% do benefício econômico realizado pelos titulares de concessões, permissões ou autorizações e é cobrada pela ANEEL em doze prestações mensais. Conta de Desenvolvimento Energético Em 2002, o Governo Brasileiro instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético, ou Conta CDE, custeada por meio dos pagamentos anuais feitos pelas concessionárias pelo uso de bens públicos, das penalidades e multas impostas pela ANEEL e, desde 2003, das taxas anuais a serem pagas pelos agentes que oferecem eletricidade aos consumidores finais, por meio de um encargo a ser acrescentado às tarifas pelo uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Estas taxas são corrigidas anualmente. A Conta CDE foi criada para apoiar: (i) o desenvolvimento da produção de eletricidade em todo o país; (ii) a produção de eletricidade por fontes alternativas de energia; e (3) a universalização dos serviços de energia em todo o Brasil. A Conta CDE estará em vigor durante 25 anos e é regulamentada pela ANEEL e gerenciada por nós. A Nova Lei de Eletricidade estabelece que a falha no pagamento da contribuição para o Fundo RGR, o programa Proinfa, a Conta CDE, a Conta CCC, ou os pagamentos devidos em virtude da compra de eletricidade no Mercado Regulado ou de Itaipu, impede que a parte não pagadora receba um reajuste tarifário (exceto por uma revisão extraordinária) ou receba recursos decorrentes do Fundo RGR, da Conta CDE ou da Conta CCC. Mecanismo de Realocação de Energia O Mecanismo de Realocação de Energia estabelece proteção financeira contra os riscos hidrológicos pra os hidrogeradores, de acordo com as regras de comercialização de energia em vigor, para minimizar os riscos hidrológicos compartilhados que afetam os geradores e asseguram o uso ótimo dos recursos hidrelétricos do Sistema Interligado Nacional. O mecanismo assegura que todos os geradores que dele participam terão condições de vender a quantidade de eletricidade que contrataram para vender por meio de contratos de longo prazo, conforme determinado pela ANEEL, que denominamos “eletricidade assegurada”, independentemente de sua atual produção de eletricidade, contanto que as usinas de energia que participam do mecanismo, como um todo, tenham gerado eletricidade suficiente. Em outras palavras, o mecanismo realoca eletricidade, transferindo o superávit de eletricidade proveniente dos geradores cuja geração foi além de sua eletricidade assegurada, para aqueles cuja geração foi inferior à eletricidade assegurada. O despacho efetivo de geração é determinado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico, que leva em consideração a demanda nacional de eletricidade, as condições hidrológicas do Sistema Interligado Nacional e as limitações de transmissão. O reembolso dos custos com a geração da eletricidade realocada é realizado para compensar os geradores que realocam eletricidade para o sistema além de sua eletricidade assegurada. Os geradores são reembolsados por seus custos operacionais variáveis (à exceção de combustível) e os custos pelo uso de água. Os custos totais da eletricidade realocada (de todos os geradores que fornecem eletricidade para o mecanismo de realocação de energia) são então combinados e pagos pelos geradores que recebem eletricidade desse mecanismo. O mecanismo inclui todas as usinas de energia hidrelétrica sujeitas ao despacho centralizado do Operador Nacional do Sistema Elétrico, as pequenas usinas hidrelétricas que optam por participar no mecanismo e as usinas de energia térmica com despacho centralizado, incluídas nos Contratos Iniciais de Fornecimento e cujos custos com combustíveis são subsidiados pela Conta de Consumo de Combustível. Desde 2003, as usinas de energia da Conta de Consumo de Combustível participaram apenas parcialmente do mecanismo, em virtude da redução gradual do subsídio. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE A ANEEL também cobra uma taxa de fiscalização dos agentes e concessionárias dos serviços de energia elétrica. Esta taxa é denominada Taxa de Fiscalização de Serviço de Energia Elétrica – TFSEE e foi criada pela Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, conforme emenda pela Lei No. 12.111 de 9 de dezembro de 2009, e é cobrada no percentual de 0,5% do benefício econômico anual publicado pelo agente ou pela concessionária. O benefício econômico é determinado com base na capacidade instalada das concessionárias geradoras e transmissoras autorizadas ou sobre a renda anual das venda anunciada pelas concessionárias de distribuição. Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (CFURH) Os estados, o Distrito Federal e os municípios, assim como os órgãos diretos da administração federal pública recebem compensação financeira das companhias geradoras pelo uso de recursos hídricos para gerar energia. A CFURH é baseada na produção de energia e paga aos estados e aos municípios nos quais a usina ou o reservatório estiver localizado. Este encargo não é cobrado das Pequenas Usinas Hidrelétricas, uma vez que elas estão isentas desta exigência. Encargo de Capacidade Emergencial (ECE) O ECE foi criado conforme previsto pelo Artigo 1º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 e emenda pela Lei No. 12.212 de 20 de janeiro de 2010. É cobrado proporcionalmente ao consumo total individual final de todos os consumidores atendidos pelo Sistema Interligado Nacional e classificado como um encargo de tarifa específica. A ANEEL regulamentou que sua base seria o custo da capacidade geradora contratada ou da voltagem estimada pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, em qualquer dado ano. Racionamento A Nova Lei de Eletricidade estabelece que, em uma situação na qual o Governo Brasileiro decretar uma redução obrigatória no consumo de eletricidade em uma determinada região, todos os contratos de montante de energia no Mercado Regulado, registrados no CCEE no qual o comprador estiver localizado, devem ter seus volumes ajustados na mesma proporção da redução de consumo. Os Efeitos da Nova Lei de Falência sobre nós Em 9 de fevereiro de 2005, o governo brasileiro promulgou a Lei n º 11.101, ou a Nova Lei de Falência. A Nova Lei de Falência, que entrou em vigor em 9 de junho de 2005, rege procedimentos para recuperação judicial e extrajudicial e liquidação e substitui o procedimento de reorganização judicial de dívidas conhecido como Concordata para recuperação judicial e extrajudicial. A Nova Lei de Falência prevê que essas condições não se aplicam às companhias do governo e às companhias de economia mista. No entanto, a Constituição Federal Brasileira estabelece que as companhias de economia mista, como a Eletrobrás, que trabalham com negócios comerciais, estarão sujeitas ao regime legal aplicado às companhias privadas em matéria civil, comercial, trabalhista e fiscal. Portanto, não está claro se o disposto no âmbito judicial e extrajudicial de recuperação e liquidação da Nova Lei de Falência seria aplicável a nós. Recuperação Judicial Para solicitar a recuperação judicial, o devedor deve cumprir os seguintes requisitos: (i) realizar a sua atividade de maneira regular há mais de dois anos, (ii) não ser falido (ou, no caso em que o devedor estava em falência no passado e, em seguida, todas as obrigações daí decorrentes terem sido declaradas extintas por sentença insusceptível de recurso), (iii) não ter sido emitida uma cobrança judicial ou de recuperação judicial especial em cinco ou oito anos anteriores ao seu pedido, respectivamente, e ( iv) não ter sido condenado por (ou não ter um sócio controlador ou administrador que tenha sido condenado por) um crime de falência. Todas as indenizações existentes no momento do pedido de recuperação judicial estão sujeitas a esse processo (incluindo as indenizações eventuais), exceto para as indenizações fiscais, agindo como credor fiduciário donos de propriedades comercial ou pessoais, locadores, proprietários ou vendedores comprometido de imóveis, inclusive para desenvolvimento imobiliário, proprietários ou com cláusula de compromisso de venda (parágrafo 3 do artigo 49 da Nova Lei Falência). A cobrança judicial pode ser implementada por meio de uma ou mais das seguintes operações, entre outras: (i) a concessão de condições especiais para o pagamento das obrigações do devedor, (ii) a cisão, fusão, transformação da sociedade, a incorporação de uma subsidiária integral ou a cessão de quotas ou ações, (iii) a transferência de controle corporativo, (iv) a substituição parcial ou total da administração do devedor, bem como a concessão aos seus credores do direito de nomear uma administração independente e o poder de veto, (iv) aumento de capital; (v) a locação de suas instalações; (vi) a redução dos salários, a compensação de horas e a redução de jornada de trabalho, por meio de negociação coletiva; (vi) o pagamento em espécie ou a renovação das dívidas do devedor; (vii) a criação de uma companhia composta de credores; (viii) a venda parcial de bens; (ix) a equalização dos encargos financeiros do devedor, (x) a constituição de um usufruto sobre a empresa, (xi) a administração compartilhada da empresa; (xii) a emissão de valores mobiliários, e (xiii) a criação de uma companhia para fins especiais, com o objetivo de receber bens do devedor. Recuperação extrajudicial A Nova Lei de Falência também criou o mecanismo de recuperação extrajudicial, por meio do qual um devedor que cumpre os requisitos para a cobrança judicial (como descrito acima) poderá propor e negociar com os seus credores um plano de recuperação extrajudicial, que deve ser apresentado ao tribunal para aprovação. Uma vez aprovado, esse plano constituirá um meio válido de execução. A recuperação extrajudicial não é aplicável, contudo, para os créditos relativos à mão de obra ou aos acidentes relacionados com trabalho, bem como de quaisquer créditos excluídos da recuperação judicial. Além disso, o pedido de aprovação do tribunal de um plano de recuperação extrajudicial não irá impor uma moratória sobre os direitos, as ações e os processos judiciais de credores não sujeitos a esse plano, e os credores continuarão a poder solicitar a falência do devedor. Liquidação A Nova Lei de Falências alterou a ordem em que os créditos são classificados no âmbito de procedimentos de liquidação, que é definida pelas seguintes prioridades: (i) créditos trabalhistas em geral (limitado a um montante máximo de 150 vezes o salário mínimo mensal brasileiro por credor) e créditos trabalhistas relacionados com as reivindicações de indenização por acidentes trabalho, (ii) alegações dos credores garantidos (limitado ao montante da garantia), (iii) créditos fiscais (com exceção das multas fiscais), (iv) créditos pessoais com privilégios especiais (como definido em outros estatutos); (v) créditos pessoais com privilégios gerais (entre outros, credores não segurados que tenham fornecido bens ou serviços para o devedor durante a sua cobrança judicial e os credores que são assim definidos em outros estatutos); (vi) créditos quirografários (unsecured debts) (credores não previstos nos itens anteriores, credores trabalhistas cujos créditos ultrapassem a limitação dos 150 salários mínimos mensais, e os credores cujos créditos são superiores ao montante das respectivas garantias); (vii) multas contratuais e correção monetária decorrentes da desobediência de estatutos; e (viii) dívidas subordinadas (tal como previsto por lei ou em contrato, e os credores que são sócios ou administradores da companhia devedora, mas não no contexto de uma relação trabalhista). A Nova Lei de Falência estabelece que apenas credor reivindicando uma quantia que excede 40 vezes o salário mínimo mensal brasileiro pode iniciar procedimentos de liquidação. No entanto, é permitido aos credores iniciar uma ação coletiva, a fim de respeitar o valor mínimo acima mencionado. A Nova Lei de Falência também estendeu: (i) o período de tempo em que o devedor deverá apresentar a sua defesa em relação a um pedido de sua falência de 24 horas para dez dias, e (ii) o período de suspensão durante o qual os ativos não podem ser vendidos ou liquidados de 60 para 90 dias (a partir da data de depósito da petição de falência, ou do pedido de recuperação judicial ou a partir da data do primeiro protesto de uma nota, devido à sua falta de pagamento por parte da empresa). C. Estrutura Organizacional Operamos as atividades de geração, transmissão e distribuição no Brasil por meio das seguintes doze subsidiárias regionais: • Itaipu, usina da qual nós e uma entidade do governo paraguaio (ANDE) cada uma possuímos 50,0% de participação e que acreditamos ser uma das maiores usinas hidrelétricas do mundo em termos de volume de energia gerada; • Eletrobrás Furnas, envolvida em atividades de geração e transmissão na região sudeste e em parte do centro-oeste do Brasil; • Eletrobrás Chesf, envolvida em atividades de geração e transmissão na região nordeste do Brasil; • Eletrobrás Eletronorte, envolvida em atividades de geração, transmissão e distribuição limitada, na região norte e em parte do centro-oeste do Brasil e é a companhia holding da Eletrobrás Distribuição Roraima; • Eletrobrás Eletronuclear, que detém e opera duas usinas nucleares, Angra I e Angra II, e planeja construir uma terceira Angra III; • Eletrobrás Amazonas Energia, envolvida nas atividades de geração e distribuição no estado do Amazonas. A Eletrobrás Amazonas Energia opera no interior do estado do Amazonas, uma área que, antes de 31 de março de 2008, era operada pela CEAM, que era diretamente controlada pela Eletrobrás, porém não existe mais como companhia que opera individualmente; • Eletrobrás Eletrosul, envolvida nas atividades de transmissão nos estados de Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do Sul e Paraná; • Eletrobrás Distribuição Piauí, envolvida nas atividades de distribuição no estado do Piauí; • Eletrobrás Distribuição Alagoas, envolvida nas atividades de distribuição no estado de Alagoas • Eletrobrás Distribuição Rondônia, envolvida nas atividades de distribuição no estado de Rondônia; • Eletrobrás CGTEE, que possui e opera usinas termelétricas na Região sul do Brasil; e • Eletrobrás Distribuição Acre, envolvida nas atividades de distribuição no estado do Acre. Nós também somos o maior patrocinador do Cepel, o maior centro tecnológico de pesquisa e desenvolvimento da indústria de eletricidade na América Latina. Temos, ainda, uma participação majoritária na Eletrobrás Eletropar, uma companhia holding que possui participação minoritária nas cinco companhias brasileiras de distribuição a seguir: (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) Companhia Metropolitana de Águas e Energia S.A. – EMAE, e (v) Companhia Piratininga de Força e Luz – CPFL. O organograma a seguir ilustra, de forma resumida, nossa estrutura como acionista e subsidiárias na data desse relatório anual (temos também participação acionária minoritária em 20 companhias de serviços estatais em todo o Brasil, não indicadas neste organograma): Nota: CI significa capacidade instalada e LT significa linha de transmissão. Em 22 de fevereiro de 2008, o Conselho de Administração de nossa subsidiária Eletrobrás Eletrosul decidiu comprar 69.352.857 ações, ou 51% do total de ações, da Companhia de Transmissão de Energia de Santa Catarina S.A. – SC Energia, e 72.537 ações , ou 51% do total das ações da Companhia de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. – RS Energia, cada uma delas direcionada para a transmissão de eletricidade. As aquisições foram aprovadas pelas ANEEL por meio da Resolução Autoritativa No. 1.665 de 18 de novembro de 2008, e a aquisição foi concluída em 11 de fevereiro de 2009. Esta aquisição melhorou a nossa capacidade de transmissão na região sul do Brasil, ao nos fornecer 620 km adicionais de linhas de transmissão (360 km provenientes da Energia de Santa Catarina S.A. - SC Energia, e 260 km provenientes da Companhia de Transmissão de Energia do Rio Grande do Sul S.A. - RS Energia). Essas novas linhas compõem 6,6% de expansão das linhas de transmissão da Eletrobrás Eletrosul, que totalizou 10.028,1 km a partir de 31 de dezembro de 2010. Em 31 de janeiro de 2011, o Conselho de Administração da nossa subsidiária Eletrobrás 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., cada uma das quais dedicada para a transmissão de eletricidade. As aquisições foram aprovadas pela ANEEL na Resolução n º 2.840 em 29 de março de 2011. A Eletrobras Eletrosul está atualmente aguardando aprovação do financiamento relacionado que incorrerá em conjunto com a aquisição. D. Ativos imobilizados Nossos principais bens consistem de usinas de geração hidrelétrica e redes de transmissão localizadas em todo o Brasil. O valor contábil do total de nossos ativos imobilizados em 31 de dezembro de 2010, e em 31 de dezembro de 2009 foi de R$ 46.682 milhões e R$ 41.598 milhões, respectivamente. Como resultado da grande capacidade de energia hidrelétrica existente ainda disponível no Brasil, acreditamos que a energia hidrelétrica continuará desempenhando um papel de destaque na provisão do crescimento no consumo de energia elétrica. ITEM 4A. COMENTÁRIOS DOS ASSISTENTES SOBRE QUESTÕES NÃO RESOLVIDAS Não aplicável. ITEM 5. REVISÃO FINANCEIRA E OPERACIONAL E PERSPECTIVAS A discussão a seguir deve ser lida em conjunto com nossos demonstrativos financeiros consolidados auditados incluídos em outro lugar neste relatório anual. Panorama Diretamente e através de nossas subsidiárias, estamos envolvidos na geração, transmissão e distribuição de eletricidade no Brasil. Nossas receitas são oriundas principalmente: • da geração de eletricidade por intermédio de nossas subsidiárias e sua venda para as companhias de distribuição de energia e consumidores livres, que em 2010 e 2009 responderam por R$ 17.914 milhões ou 67,0% e R$ 16.007 milhões ou 69,0% do total de nossa receita líquida, respectivamente; • da transmissão de eletricidade, que em 2010 e 2009 respondeu por R$ 5.879 milhões ou 22% e R$ 4.607 milhões ou 19,9% do total de nossa receita líquida, respectivamente; e • da distribuição de eletricidade para os consumidores finais, que em 2010 e 2009 respondeu por R$ 2.913 milhões ou 10,9% e R$ 2.498 milhões ou 10,8% do total de nossa receita líquida, respectivamente. Os principais impulsionadores de nosso desempenho financeiro são a demanda de eletricidade (que é, por sua vez, impactada pelas condições macroeconômicas e eventos externos como o racionamento de eletricidade, que ocorreu em 2001 e 2002) e os preços da eletricidade (que são determinados conforme estipulado no “Item 4.B - A Indústria Brasileira de Energia”). Apesar dos níveis de consumo de eletricidade atualmente ultrapassarem os que existiam antes da crise energética ocorrida em 2001 e 2002, essa crise de energia continua tendo impacto em nosso reconhecimento de receitas e, dessa forma, nos resultados de nossas operações. Principais Fatores que Afetam nosso Desempenho Financeiro Condições Macroeconômicas Brasileiras Somos afetados pelas condições da economia brasileira. O cenário macroeconômico do Brasil tem se caracterizado por uma atividade econômica incrementada e uma trajetória consistente dos índices inflacionários. A taxa de câmbio, entretanto, tem sido volátil. Com exceção do ano de 2009, que foi significativamente afetado pela crise financeira global, o PIB brasileiro melhorou nos últimos anos. De acordo com o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE, em 2007, o PIB cresceu 5,4%, quando comparado a 3,7% em 2006. Em 2007, a taxa de inflação, medida pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA, foi de 4,5%, o que permitiu uma redução da taxa Selic para 11,25%. O ano de 2008 foi caracterizado pelos efeitos negativos decorrentes da crise financeira mundial. O impacto principal de tal crise na economia brasileira foi a redução das expectativas para a atividade econômica em 2009 e 2010. Essa redução de expectativas para o ano de 2009 ocasionou o aumento do custo de capital de terceiras partes, a desvalorização do Real, a diminuição dos preços no mercado de ações e a redução da produção industrial. Entretanto, a crise não afetou significativamente a taxa de crescimento da economia brasileira, com o aumento no PIB de 5,1% em 2008. A inflação, segundo medida pelo IPCA, foi de 5,9% para o ano findo em 31 de dezembro de 2008. Tal porcentagem está dentro da meta estabelecida pelo Banco Central. A taxa de inflação permaneceu dentro dessa variação porque o Banco Central aumentou a base da taxa de juros em 2008 de 11,25% para 13,75%. Em 2009, a economia brasileira mostrou certa resistência aos eventos da crise. Ainda assim, a economia brasileira terminou o ano em um nível de crescimento econômico perto de zero, influenciado pelo fraco desempenho do setor industrial. Além disso, as condições macroeconômicas e a economia estável permitiram que o Banco Central se concentrasse novamente na redução das taxas de juros. A taxa Selic atingiu seu nível mais baixo em julho de 2009, equivalente a 8,7%. De modo similar, o Real teve uma valorização de 34,2% em relação ao dólar americano durante o ano de 2009. As reservas internacionais, de acordo com o Banco Central, ficaram acima de US$ 200,0 bilhões (chegando a US$ 239,1 bilhões em 31 de dezembro de 2009), demonstrando um aumento significativo quando comparado a 2008. Após uma queda de 0,2% do PIB em 2009, a economia brasileira melhorou em 2010 com um crescimento de aproximadamente 7,5%. Esta recuperação econômica se deveu em parte a uma forte expansão do mercado interno. Políticas de transferência de renda, um aumento contínuo do salário mínimo e o crescimento dos níveis de emprego e de crédito também contribuíram para essa recuperação. Estima-se que o consumo das famílias aumentou em 7,9%, o que, juntamente com os investimentos de longo prazo, foram os principais fatores para o desempenho forte da demanda agregada em 2010. O capital fixo bruto cresceu 25,59% em 2010, atingindo uma taxa de investimento de 18,4%. A taxa de inflação oficial, medida pelo IPCA, atingiu uma alta de 5,90%, que foi influenciada por fatores internos e externos. Internamente, os fatores sazonais na oferta de produtos agrícolas e o crescimento da demanda por bens e serviços exerceram pressão sobre o índice de inflação. As pressões externas associadas com o aumento dos preços das principais commodities agrícolas e metais também afetaram o índice de inflação. Quanto à política monetária, o Banco Central, em resposta ao agravamento da crise financeira internacional, procurou normalizar as condições de liquidez na economia, elevando a taxa dos compulsórios de 15,0% para 20,0%. A taxa Selic aumentou 2,0% em 2010, de 8,65% para 10,67%. No que diz respeito à balança comercial brasileira em 2010, o Brasil registrou superávit de US$ 20,3 bilhões, com exportações totalizando US$ 201,9 bilhões (32,0% maior que em 2009), principalmente em virtude da recuperação da economia mundial e do aumento nos preços das commodities. As importações totalizaram 181,6 bilhões de dólares em 2010 quando comparados a US$ 127,7 bilhões em 2009, um aumento de 42,2%. Esse crescimento foi impulsionado pela valorização do real e pelo crescimento da demanda doméstica. O saldo de pagamentos alcançou um superávit de US$ 49,1 bilhões em 2010 e de US$ 42,9 bilhões no primeiro semestre de 2011. A conta corrente apresentou déficit de US$ 47,4 bilhões em 2010 e US$ 25,5 bilhões no primeiro semestre de 2011 (o que equivale a 2,27% e 1,13% do PIB, respectivamente), em comparação ao déficit de US$ 24,3 bilhões, ou 1,52% do PIB, registrado em 2009. As entradas líquidas de investimento direto estrangeiro atingiram um valor recorde de US$ 48,5 bilhões em 2010, um aumento de 86,8% em relação ao resultado do ano anterior e US$ 32,5 bilhões no primeiro semestre de 2011. A carteira de investimento estrangeiro registrou entradas líquidas de US$ 67,8 bilhões em 2010, 31,0% superiores a 2009 e registrou entradas líquidas de US$ 11,6 bilhões no primeiro semestre de 2011, 49,0% menor que no mesmo período de 2010. A taxa de câmbio em 2010 passou por baixa volatilidade, especialmente quando comparada aos dois anos anteriores. No entanto, o grande afluxo de capital tem exercido forte pressão sobre a taxa de câmbio. Como resultado, a cotação entre o Real e o Dólar aumentou em 2010 de R$ 1,72 para R$ 1,66/1,00. As políticas do Banco Central com relação tanto aos mercados à vista e futuros fizeram as reservas internacionais crescem 17,0%, totalizando 288,6 bilhões de dólares americanos em dezembro de 2010. A tabela a seguir apresenta dados referentes ao crescimento do PIB brasileiro, à inflação e à taxa de câmbio Real/Dólar Americano para os períodos indicados: Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 Taxa de crescimento do PIB .................................................................. Inflação (IGP-M) ................................................................................... Inflação (IPCA) ..................................................................................... Valorização (depreciação) do real em relação ao dólar americano......... Taxa de câmbio ao final do período – US$1.00 ..................................... Taxa de câmbio média – US$1.00 ......................................................... R$ R$ 7,49% 11,32% 5,72% 4,31% 1,66 R$ 1,756 R$ 2009 (0,20)% (1,71)% 4,31% 25,50% 1,741 R$ 1,997 R$ 2008 5,10% 9,81% 5,90% (31,93)% 2,3370 1,8374 Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Ipeadata Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e o Banco Central. Mercado de Energia Elétrica O consumo de eletricidade no Brasil registrou um aumento de 7,8% em 2010, ligeiramente superior à taxa de crescimento do PIB para o mesmo período de 7,5%. Todas as classes de consumo apresentaram crescimento no consumo de eletricidade, em particular a classe industrial, cuja taxa de consumo aumentou 10,6%. As taxas de consumo dos consumidores comerciais e residenciais cresceram 6,3% e 5,9%, respectivamente. Depois de uma queda na produção industrial no último trimestre de 2008 e da crise econômica em 2009, 2010 mostrou uma forte recuperação na produção industrial, o que impactou positivamente o consumo industrial de energia elétrica. A região sudeste do Brasil apresentou o maior crescimento do consumo industrial, com taxas de crescimento de 13,1%. O consumo de energia elétrica no Brasil por região geográfica está apresentado abaixo: Consumo de Energia na Rede (GWh): Classe de consumo Região Residencial Industrial Comercial Outros 2010 2009 Variação Total Total % Norte ............................................................................................................................................................................................................ 5.918 13.069 3.489 3.438 25.914 24.083 7,6 Nordeste ....................................................................................................................................................................................................... 19.280 29.422 10.286 12.005 70.993 65.244 8,8 Sudeste ......................................................................................................................................................................................................... 56.781 103.731 38.118 26.478 225.108 207.737 8,4 Sul ................................................................................................................................................................................................................ 17.079 30.884 11.723 11.117 70.803 66.729 6,1 Centro-Oeste ................................................................................................................................................................................................ 8.101 6.638 5.471 5.990 26.199 24.896 5,2 Fonte: Comitê Permanente de Análise e Acompanhamento do Mercado de Energia Elétrica – Copam/EPE. Itaipu Itaipu, a maior usina hidrelétrica do mundo, é de propriedade conjunta do Brasil e do Paraguai, foi criada e é operada em conformidade com um tratado entre estes países. O tratado também estabelece como os resultados da operação de Itaipu serão registrados, tanto pela Itaipu Binacional, a companhia que opera Itaipu, como por nós, quando consolidamos os resultados das operações da Itaipu Binacional. De acordo com as exigências do U.S. GAAP, consolidamos os resultados de Itaipu. Conforme ditado pelo tratado de Itaipu, temos que vender não apenas 50,0% da eletricidade produzida por Itaipu que, através de nós, o Brasil detém, como também a parte da parcela de eletricidade do Paraguai não usada pelo Paraguai. Como resultado, nós vendemos aproximadamente 95,0% da eletricidade produzida por Itaipu. Os Artigos 7º e 8º da Lei No. 5.899 de 5 de julho de 1973, estabelece a estrutura pela qual as companhias de distribuição calculam o montante total de energia comprada de Itaipu. Apesar de Itaipu produzir uma grande quantidade de eletricidade (respondendo por 33,5% do montante de eletricidade que vendemos em 2010, comparado com 35.5% em 2009 e 37.1% em 2008), o tratado de Itaipu exige que as vendas da eletricidade de Itaipu sejam feitas sem fins lucrativos, sem efeito líquido sobre os resultados de nossas operações. Para efetivar a exigência de “sem fins lucrativos”, os lucros provenientes da venda de eletricidade de Itaipu são creditados em períodos subsequentes aos consumidores residenciais e rurais de eletricidade pelo Sistema Interligado Nacional, através de suas contas de eletricidade (reduzindo assim nossas receitas provenientes das venda de eletricidade) e as perdas são levadas em consideração pela ANEEL no cálculo das tarifas para eletricidade nos períodos subsequentes (aumentando, assim, nossas receitas provenientes das venda de eletricidade). Embora nosso resultado operacional líquido não seja afetado pelas operações de Itaipu, diversos itens em nossas demonstrações financeiras são significativamente impactados por elas. Em particular, os resultados operacionais de Itaipu afetam o item “eletricidade comprada para revenda”, uma vez que a maior parte dos montantes desta linha representa a energia produzida por Itaipu. Este montante que, após a consolidação, representa apenas a parte do Paraguai da energia de Itaipu, seria muito mais elevado se não estivéssemos consolidando a parte brasileira da energia produzida por Itaipu. Adicionalmente, pelo fato dos demonstrativos financeiros da Itaipu Binacional serem preparados em dólares americanos e traduzidos para Reais à taxa de câmbio publicada pelo Banco Central ao final do período, qualquer movimento na taxa de câmbio entre o Real e o dólar americano pode ter um grande impacto no componente “câmbio estrangeiro e ganho monetário” o item “rendimento (despesa) financeiro, líquido” (. Os royalties pagos por Itaipu respondem por uma grande proporção do item “renda (despesa) financeira, líquida”, e a dívida relativa à Itaipu responde por uma parte significativa do componente “despesa financeira” de “renda (despesa) financeira, líquida”. De acordo com a Lei No. 11.480/2007, nós podemos aplicar um “fator de ajuste” para os contratos financeiros firmados entre nós e Itaipu e para qualquer cessão de crédito celebrada entre nós e o Tesouro Federal Brasileiro antes de 31 de dezembro de 2007. O objetivo desse “fator de ajuste” era compensar os efeitos da taxa de inflação nos Estados Unidos nos pagamentos em dólares americanos. Dessa forma, esse “fator de ajuste” mede a taxa de inflação pela referência do índice de preço do consumidor (IPC) e outros índices que acompanham as alterações nos preços da indústria. Essa lei foi revogada e o Decreto No. 6.265 de 22 de novembro de 2007 entrou em vigor, o que determinou que uma taxa equivalente ao “fator de ajuste” anterior deve ser repassada para os consumidores anualmente. Nós aplicamos o fator de ajuste para o empréstimo total de Itaipu, apesar de sermos responsáveis por apenas 30% do valor total. Contabilizamos o saldo devedor do empréstimo, como "direitos de reembolso" a compensar em nossa demonstração de resultado. Para o ano financeiro de 2008, nós começamos a registrar os ganhos ou as perdas baseados na taxa de inflação dos Estados Unidos como parte do item “Receitas Operacionais Líquidas – Venda de Eletricidade”. Quaisquer montantes ainda não registrados em nosso item de linha “Receitas Operacionais Líquidas – Venda de Eletricidade” estão registrados sob “Direitos de reembolso” apresentados em ativos não circulantes. Os “Direitos de reembolso” totalizaram R$ 1.9 bilhões em 31 de dezembro de 2010 (US$ 1,1 bilhão), comparado a R$ 1,8 bilhão (US$ 1,03 bilhão) em 31 de dezembro de 2009. Possuímos créditos que nos permite postergar a inclusão de todos os “Direitos de reembolso” até 2023. Prestaremos contas do saldo dos “direitos de reembolso” em parcelas ao Tesouro Nacional. Para mais informações relativas à forma como contabilizamos nossos direitos de reembolso, veja a Nota 19 de nossas demonstrações financeiras. Variações na Taxa de Câmbio As flutuações no valor do Real em relação ao dólar americano, particularmente as desvalorizações e/ou depreciações do Real, tiveram e continuam tendo um efeito sobre os resultados de nossas operações. Particularmente, em conformidade com o tratado de Itaipu, todas as receitas de Itaipu estão denominadas em dólares americanos. Pelo fato dos demonstrativos financeiros de Itaipu Binacional serem preparados em dólares americanos e traduzidos para Reais à taxa de câmbio publicada pelo Banco Central ao final do período, qualquer movimentação na taxa de câmbio entre o Real e o dólar americano pode ter um grande impacto sobre os resultados de nossas operações, em particular o componente “Câmbio estrangeiro e ganho monetário” do item “Receita (despesa) financeira líquida”. Entretanto, pelo fato de, em conformidade com o tratado de Itaipu, a operação de Itaipu não ter permissão para ter qualquer efeito sobre nossos resultados operacionais, quaisquer perdas ou ganhos incorridos como resultado de qualquer valorização ou depreciação do dólar americano em relação ao Real, entre outras coisas, serão compensados subsequentemente pelas tarifas que cobramos de nossos consumidores residenciais e rurais. Em nossa demonstração de resultado, os efeitos de Itaipu sobre os itens descritos acima são calculados em valores líquidos e registrados no item “Perda diferida de Itaipu”. Até que essa compensação ocorra, os resultados acumulados dos lucros ou perdas das operações de Itaipu, líquidos de compensação por meio de reajustes tarifários, serão realizados em nosso balanço como ativo circulante em “direitos de compensação”. Eletrobrás Eletronorte Durante muitos anos, nossa subsidiária Eletrobrás Eletronorte foi usada como veículo para o desenvolvimento da região norte do Brasil, funcionando de certa forma como uma agência de desenvolvimento. Em particular, forneceu eletricidade em conformidade com os contratos de fornecimento a preços que não cobriam seus custos. Começamos a renegociar esses contratos de fornecimento, firmados principalmente com companhias na indústria de fundição de alumínio, em 2004, com o objetivo de rever as tarifas de modo a cobrir os custos operacionais da Eletrobrás Eletronorte e liquidar gradativamente suas dívidas. A Eletrobrás Eletronorte firmou um contrato em 11 de maio de 2004 para vender eletricidade à ALBRAS – Alumínio Brasileiro S.A. (um produtor de alumínio no norte do Brasil) para fornecer energia elétrica para as operações industriais da ALBRAS, precificada 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 de dois anos de antecedência, caso decida interromper a produção ou começar a usar seus próprios recursos para a geração de energia. A ALBRAS não tem que pagar quaisquer quantias referentes ao término. O prazo total deste contrato é de 20 anos e o contrato inclui um pagamento antecipado por energia de R$ 1,2 bilhão. Veja a Nota 23 das Demonstrações Financeiras. Uma das principais fontes de receita da Eletrobrás Eletronorte é oriunda da usina hidrelétrica de Samuel, cuja concessão inicial expirou em setembro de 2009. Em 18 de julho de 2006, a Eletrobrás Eletronorte requisitou à ANEEL a prorrogação da concessão, que foi estendida em 11 de março de 2010 por mais 20 anos. Em 2010, os ganhos líquidos atribuídos à Eletrobrás Eletronorte somaram R$ 139,8 milhões, comparados aos ganhos de R$ 584,5 milhões em 2009 e a perdas de R$ 2.425 milhões em 2008. O aumento significativo nas perdas da Eletrobrás Eletronorte em 2008 foi em grande parte em virtude da alteração em nossa política de contabilidade com relação às imparidades. Como parte dessa mudança, registramos como provisões para a imparidade de ativos no valor de R$ 649 milhões, em conformidade com a IAS 36. Esse valor foi representado, significativamente, pela provisão na usina de Samuel porque sua concessão está perto de expirar. Como mencionado acima, a ANEEL prorrogou a concessão da Samuel por mais 20 anos a partir de 2010. Graças a essa extensão, a Eletrobrás Eletronorte reverteu a provisão feita em 2008. Tarifas Reguladas de Distribuição Para 2010, 10,89% das nossas receitas líquidas vieram da atividade de distribuição de energia elétrica. As companhias de distribuição, em geral, têm perdas que provavelmente continuarão a ocorrer uma vez que as tarifas que podem ser cobradas pelas companhias de distribuição são reguladas e corrigidas pela ANEEL somente em conformidade com o processo descrito no “Item 4.B Visão Geral Negócio – A Indústria Brasileira de Energia – Tarifas de Distribuição”. Receitas Fixas de Transmissão Diferentemente das receitas de nossos segmentos de distribuição e geração, as receitas de nosso segmento de transmissão são fixadas pelo Governo Brasileiro. Isto se aplica a todas as companhias de eletricidade com operações de transmissão no Brasil. Como resultado do fato da taxa de receita com transmissão ser fixa, as receitas de nosso segmento de transmissão não aumentam nem diminuem com base no montante de eletricidade que transmitimos. O Governo Brasileiro estabelece uma taxa de receita fixa de transmissão a cada ano que os consumidores finais devem pagar e esta taxa é repassada a nós e registrada como receita de nosso segmento de transmissão. Assim, nossa renda líquida pode ser afetada pelo fato de que nossos custos neste setor não podem ser facilmente repassados para nossos clientes. Políticas Contábeis Críticas Na preparação dos demonstrativos financeiros incluídos neste relatório, fizemos estimativas e suposições que consideramos razoáveis com base em nossa experiência histórica e em outros fatores. A apresentação de nossa condição financeira e os resultados das operações requerem que nossa administração faça estimativas sobre questões inerentemente incertas, como o valor contábil de nossos ativos, nosso passivo e, consequentemente, os resultados de nossas operações. Nossa apresentação financeira seria materialmente afetada se usássemos estimativas diferentes ou se mudássemos nossas estimativas em resposta a eventos futuros. Para fornecer um entendimento de como nossa administração forma seus julgamentos sobre os eventos futuros, incluindo os fatores e as suposições que fundamentam essas estimativas, identificamos as seguintes políticas contábeis críticas. Investimentos nos Associados Sempre que necessário, as Demonstrações Financeiras de nossos associados são ajustadas de modo a alinhar suas políticas, suposições e julgamentos contábeis àqueles estabelecidos pela Empresa, que aplica o método da equidade da contabilidade em conformidade com a IAS 28. Imparidade De acordo com a IAS 36 “Imparidade de ativos / Contabilidade para Obrigações de Descontinuidade de Ativos”, analisamos a recuperação do valor registrado dos nossos ativos anualmente, e como ou quando solicitado. Se nós encontrarmos evidências de que um ativo não pudesse ser recuperável, nós estimamos a probabilidade de sua recuperação. Quando o valor das contas residuais de nossos ativos excederem o valor recuperável de tal ativo, nós reavaliamos o ativo para baixo; e esse montante restante é conhecido como imparidade. Essa imparidade é depois reconhecida como um rendimento para o período. Se não for possível estimar o montante a recuperar de um ativo individual, nós estimamos a probabilidade de recuperação da unidade de geração de caixa a que esse ativo pertence. Ao usar essa técnica, nós descontamos os fluxos de caixa futuros estimados para o valor presente baseado na taxa de desconto antes dos impostos, o que reflete as condições de mercado, o valor corrente da moeda e os riscos específicos relacionados para esse grupo de ativo. O valor recuperável de um ativo ou a unidade de geração de caixa é revisto periodicamente. Essa inversão terá impacto na nossa demonstração dos resultados assim como no valor registrado do ativo pertinente ou unidade de geração de caixa. Reservas para Contingências Fazemos parte de certos processos legais. Com exceção dos empréstimos compulsórios, registramos provisões em conformidade com a IAS 37 “Provisões, Passivos de contingência e ativos de contingências”, que estipula que uma perda estimada deve ser registrada quando as informações disponíveis antes da publicação de nossos demonstrativos financeiros aplicáveis indicarem uma probabilidade de que um evento futuro pode dar origem à desvalorização de qualquer ativo ou após a identificação de uma responsabilidade incorrida. De acordo com a IAS 37, não registramos uma provisão se a chance de perda em uma reclamação for “remota” ou “razoavelmente possível”. Além disso, não registramos provisões para processos administrativos quando essas provisões tiverem chegado aos tribunais. Contabilizamos os custos que possam surgir da resolução de processos legais, conforme discutido em “Fatores de Risco referentes à Empresa”. Ao calculá-las, buscamos consultores externos e internos que nos representa nesses processos, e nossas estimativas são baseadas em uma análise dos possíveis resultados, levando em conta as estratégias de litígio e acerto aplicáveis. Solicitamos trimestralmente um inventário dos processos sendo tratados por nosso conselheiro jurídico externo que identifica os casos nos quais temos potenciais perdas. A contabilização de contingências requer julgamento significativo por parte de nossa administração com relação às probabilidades estimadas e faixas de exposição à potencial responsabilidade. Isso é particularmente verdadeiro no contexto do impacto da legislação tributária brasileira sobre nós, porque essa legislação tem provado historicamente ser incerta no escopo e na aplicação. Benefícios para os Funcionários Patrocinamos um plano de pensão de benefícios definidos que abrange praticamente todos os nossos empregados. As responsabilidades atuariais relacionadas a este plano são contabilizadas de acordo com a IAS 39, “Benefícios para os Funcionários”. Além disso, nós e algumas de nossas subsidiárias também estabelecemos planos de assistência médica pós-aposentadoria e subsidiamos prêmios de seguro por toda a vida para “Benefícios pós-aposentadoria que não incluem Pensões”. As estimativas da evolução dos custos com atendimento médico, e as hipóteses biométricas e econômicas, bem como as informações históricas sobre despesas incorridas e contribuições dos funcionários também são levadas em conta. Derivativos De acordo com a IAS 39 “Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Medição”, contabilizamos os derivativos pelo valor justo baseado nas técnicas de avaliação padrão do mercado de marcação a mercado. Nós calculamos o valor de fechamento de cada derivativo na data de vencimento baseado em: (i) a taxa corrente de spot; (ii) a taxa de juros interna para Reais cotados para os depósitos interbancários futuros; e (iii) a taxa de juros interna para o dólar, ou a taxa do cupão. Nós depois comparamos o resultado desse cálculo com o preço negociado para cada derivativo, nos permitindo estimar o ganho ou a perda futura, que nós descontamos para o valor presente usando a taxa fixa de juros para os Reais cotados pelos depósitos interbancários futuros. Quaisquer ganhos ou perdas são registrados como rendimento financeiro ou despesa, respectivamente, para o período. Custos de Recuperação por Dano Ambiental Incorremos em certos custos para reduzir o impacto que nossas atividades operacionais exercem sobre o meio ambiente. Esses custos incluem os custos para descomissionamento, que envolve uma série de medidas para desativar com segurança as operações de nossas instalações nucleares (Angra I e Angra II) com o objetivo de reduzir os níveis residuais de radioatividade. Aplicamos a Interpretação da IAS 37 e da IFRIC 1 “Alterações na restauração de descomissionamento existente e responsabilidades similares” para a contabilização desses custos. A IAS 37 requer que as entidades registrem o valor justo de um passivo legal para uma obrigação de retirada de ativo no período no qual for incorrido. Quando uma nova responsabilidade legal for incorrida, a entidade tem que capitalizar os custos da responsabilidade aumentando o montante registrado dos ativos de longa duração correlatos. A responsabilidade é acrescentada ao seu valor presente em cada período, e o custo capitalizado é depreciado ao longo da vida útil do referido ativo. Após a liquidação da responsabilidade, uma entidade liquida a obrigação por seu valor registrado ou incorre um ganho ou perda quando da liquidação. Por exemplo, no caso de descomissionamento nuclear, A IAS 37 exige que registremos o valor justo integral da responsabilidade de descomissionamento e um ativo correspondente, que será então depreciado sobre as vidas de serviço restantes esperadas das unidades geradoras de cada usina. Nossa administração deve exercer julgamento considerável no exercício de sua política e os fatores a seguir são relevantes nessa tomada de decisão: (i) nossas estimativas devem cobrir os custos que são incorridos por um prazo longo e, assim, nossa administração deve considerar incertezas inerentes, como as alterações nas leis e o nível de natureza de nossas operações, e (ii) a IAS 37 exige que assumamos as probabilidades de fluxos de caixa projetados e posições de longo prazo com relação à inflação e então determinar o crédito corrigido à taxa de juros sem risco e prêmios sobre os riscos de mercado não aplicáveis às operações. Além disso, as possíveis alterações nas estimativas podem dar origem a um impacto significativo sobre a renda líquida porque estes custos são descontados para valor presente em um prazo longo. Base de cálculo para indenização pelo poder concedente das concessões de serviços públicos Nossas demonstrações financeiras são preparadas sob o pressuposto de que nossas concessões estão sujeitas à perda no final do período de contrato de concessão, enquanto que nos é concedido o direito de receber indenização integral do concedente para investimentos ainda não recuperados. Recentemente, avaliamos as várias interpretações legais e regulamentares da base de cálculo para valores indenizáveis para concessões confiscadas. Com base nas disposições contratuais de nossas concessões e em interpretações legais e regulamentares, nós, amparados pelo parecer de um consultor jurídico independente, preparamos nossas demonstrações financeiras sob o pressuposto de que seríamos indenizados para cada concessão pelo valor contábil residual da concessão após seu término. Essa decisão afetou a base de cálculo para os ativos utilizados em nosso segmento de geração, que têm cláusulas contratuais de indenização, bem como qualquer outro ativo dentro dos nossos segmentos de distribuição e transmissão de energia elétrica que se enquadram dentro do âmbito da IFRIC-12. Impostos sobre a renda Contabilizamos os impostos de renda de acordo com a IAS 12 “Impostos de Renda”. A IAS 12 estabelece que reconheçamos os efeitos das perdas de imposto diferido e as diferenças temporárias em nossas demonstrações financeiras consolidadas. Reconhecemos uma provisão para perdas quando acreditamos que existe uma grande probabilidade de não recuperarmos integralmente créditos de imposto no futuro. Isto requer que realizemos estimativas em nossa exposição atual a impostos e avaliemos as diferenças temporárias resultantes do tratamento diferente dado a certos itens para fins tributários e contábeis. Essas diferenças dão origem aos impostos diferidos de ativo e passivo, que estão apresentados em nosso balancete consolidado. Dessa forma, avaliamos a probabilidade de que nossos créditos tributários diferidos sejam recuperados de renda tributável futura. Na hipótese de acreditarmos que essa recuperação não será provável, reconhecemos provisão para perdas e também reconhecemos uma despesa tributária em nossa demonstração de resultado. Qualquer redução da provisão para perdas leva ao reconhecimento de um benefício tributário em nossa demonstração de resultado. A determinação de nossa provisão para imposto de renda ou impostos diferidos de ativos e passivos requer estimativas significativas e julgamentos por parte de nossa administração. Para cada crédito de imposto futuro, avaliamos a probabilidade do ativo de imposto correlato não ser recuperado total ou parcialmente. Descrição dos Principais Itens Receitas Operacionais Venda de Energia Elétrica Nossas receitas derivam da geração, transmissão e distribuição de eletricidade, conforme abaixo estipulado: • as receitas em nosso segmento de geração derivam da comercialização e venda para as companhias de distribuição e consumidores livres de eletricidade que geramos (incluindo a eletricidade gerada pela nossa participação no projeto Itaipu) e a revenda de eletricidade da participação do Paraguai do projeto Itaipu não usada no Paraguai. As receitas provenientes do nosso segmento de geração de eletricidade são registradas com base na produção entregue a taxas especificadas pelos termos contratuais ou pelos índices reguladores vigentes; • as receitas de nosso segmento de transmissão derivam da construção, operação e manutenção das redes de transmissão de eletricidade para outras concessionárias de eletricidade e certas receitas advindas da aplicação da inflação e outros índices ao valor de nossos investimentos. As receitas recebidas de outras concessionárias que utilizam nossa rede básica de transmissão são reconhecidas no mês em que os serviços são fornecidos às outras concessionárias; Essas receitas são fixadas todos os anos pelo Governo Brasileiro. Essas receitas também incluem como receitas financeiras o valor calculado sobre os recebíveis registrados como Ativos financeiros (anteriormente registrados como “ativos imobilizados”), baseado em taxas calculadas a partir do recebimento de receitas anuais permitidas, ou RAP (as quais são baseadas no RAP bruto menos o montante alocado para as receitas de operação e manutenção) até os contratos de concessão para os serviços de transmissão de energia terminarem; e • as receitas em nosso segmento de distribuição derivam da venda a consumidores finais de eletricidade que compramos de companhias geradoras e também alguma eletricidade que geramos nas usinas térmicas em áreas isoladas na região norte do Brasil para distribuição, assim como certas receitas advindas da construção, operação e manutenção das redes de distribuição. As venda de distribuição de eletricidade para os consumidores finais são reconhecidas quando a energia é fornecida. Os faturamentos destas venda são feitos mensalmente. As receitas não faturadas desde o ciclo de faturamento até o final de cada mês são estimadas com base no faturamento do mês anterior e são acumuladas ao final do mês. As diferenças entre as receitas estimadas e as reais não faturadas, se existentes, são reconhecidas no mês seguinte. Um grande percentual de nossas receitas, em qualquer dado ano, deriva da venda ou da revenda de eletricidade de Itaipu. Entretanto, o tratado Brasil-Paraguai em conformidade com o qual Itaipu opera estipula que essas atividades não devem ter nenhum efeito sobre nossa renda líquida. Outras receitas operacionais Outras receitas operacionais são derivadas de encargos impostos sobre os consumidores finais pelo pagamento atrasado relativo à eletricidade vendida em nosso segmento de distribuição e, em menor escala, de outras receitas operacionais que não são atribuíveis aos nossos segmentos de distribuição, geração ou transmissão e que, por isso, registramos em segmento “corporativo”. Estas incluem principalmente taxas pela administração do Fundo RGR e de outros fundos do governo, Também derivamos outras receitas operacionais das companhias de telecomunicações que utilizam certas partes de nossa infraestrutura para montar as linhas de telecomunicação. Impostos sobre receitas Os impostos sobre a receita consistem do Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços — ICMS (ou VAT), um imposto sobre venda cobrado sobre as receitas brutas. Estamos sujeitos a índices diferentes de ICMS nos diferentes estados nos quais operamos, variando de 7,0% a 27,0%. Não somos responsáveis por quaisquer impostos ou receitas em nosso segmento de transmissão, conforme estipulado no regulamento aplicável. Adicionalmente, estamos sujeitos a dois impostos federais sobre a receita bruta de pessoas jurídicas: o Programa de Integração Social – PIS/PASEP e a Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS. Despesas regulatórias sobre receitas Essas deduções das receitas brutas compreendem pagamentos feitos à Conta CCC, ao Fundo RGR à Conta CDE, ao PROINFA e encargos similares cobrados aos participantes do setor elétrico. Os encargos regulamentares são calculados em conformidade com fórmulas estabelecidas pela ANEEL, as quais diferem de acordo com o tipo dos encargos setoriais, e assim não existe correlação direta entre as receitas e os encargos setoriais. Custos e despesas operacionais Pessoal, Suprimentos e Serviços Nossos custos operacionais e despesas relacionadas com pessoal, suprimentos e serviços consistem principalmente de despesas administrativas diárias para funcionários, equipamentos e infraestrutura, bem como as despesas relativas à terceirização de segurança, manutenção, bem como consultores e assessores externos. Devido à natureza diversa dessas despesas, nós aplicamos certos critérios subjetivos para alocar tais despesas às nossas atividades operacionais. Essas despesas não representam matérias-primas utilizadas para gerar energia. Eletricidade adquirida para revenda Tanto os nossos segmentos de distribuição como os de geração compram eletricidade para revenda. A eletricidade comprada no segmento de distribuição é comprada de outros geradores. A eletricidade comprada no segmento de geração representa a parte paraguaia da energia de Itaipu que não é usada no Paraguai e que nós revendemos para companhias de distribuição e consumidores livres. Combustível para a Produção de Energia Elétrica O custo do combustível é um componente significativo de nossas despesas operacionais. Entretanto, estes custos são subsequentemente reembolsado da Conta CCC, em conformidade com a Lei N. 12.111. Uso de rede básica de transmissão Estes custos representam encargos em virtude da transmissão de energia pelas linhas de energia de terceiros. Pagamentos de Juros e Multas Estes custos representam o pagamento de juros com respeito ao nosso financiamento com terceiros assim como penalidades em potencial em virtude de pagamentos atrasados. Depreciação e amortização Representa a depreciação e a amortização para o nosso ativo imobilizado. Registramos como ativo imobilizado os custos de construção ou aquisição, conforme for aplicável, menos a depreciação acumulada calculada com base no método de linha reta, a taxas que levam em consideração a vida útil estimada dos ativos. Os custos com reparo e manutenção que prolongam a vida útil dos ativos são capitalizados, enquanto que outros custos de rotina são cobrados do nosso resultado de operações. Os juros referentes a dívidas obtidas de terceiros incorridas durante o período de construção são capitalizados. Provisões operacionais Este item reflete as provisões que fazemos em relação a: (i) processos judiciais de que somos parte; (ii) provisão para devedores duvidosos e imparidades, e (iii) os custos de descomissionamento, que são os custos associados à desativação de usinas nucleares (ou seja, a retirada segura das instalações nucleares) Perdas diferidas de Itaipu Conforme discutido acima em “ – Principais fatores que afetam nosso Desempenho Financeiro – Itaipu”, o efeito líquido dos resultados das operações de Itaipu é registrado neste item e os efeitos acumulados das operações de Itaipu, líquidos de compensação por meio de reajustes de tarifas, são realizados em nosso balancete como ativo não circulante em “Ativos financeiros - Itaipu”. Doações e contribuições Refletem as despesas referentes a investimentos em nova tecnologia da informação e pesquisa e desenvolvimento, assim como investimentos em programas culturais e patrocínios. Outros Custos Operacionais Nossos outros custos operacionais compreendem um número de custos diversos que incorremos como parte de nossas operações do dia a dia. Os componentes mais significativos são: (i) custos com arrendamento de bens, tais como as unidades geradoras para o Sistema Isolado; (ii) custos com as operações e a manutenção de nossas instalações que fornecem serviços de eletricidade; (iii) custos com telecomunicações, principalmente os custos incorridos com telefone e serviços de internet; (iv) custos com seguro, incluindo o seguro de nossas instalações e bens; e (v) custos de alienação de bens, principalmente transformadores. Resultados da Participação de Capital Resultados provenientes do ajuste de capital para a nossa participação em outras companhias. Receitas Líquidas (Despesas), Líquidas Receitas Financeiras Este item reflete o rendimento de juros e comissões que recebemos de empréstimos que fizemos, em conformidade com as disposições da legislação brasileira, que nos permitiu agir como emprestador a determinadas companhias de serviço público (ver "Item 4.B, Visão Geral dos Negócios – Atividades de crédito e financiamento" – para uma descrição de nossos empréstimos pendentes a outras companhias de utilidade brasileiras). Despesas Financeiras Este item reflete principalmente o pagamento de dividendos a nossos acionistas, assim como despesas com dívidas e arrendamentos. Este item também reflete a variação no câmbio entre o dólar americano e o real relacionados a Itaipu. Câmbio e ganho monetário (Prejuízo) Os ganhos de câmbio estrangeiro (perdas) são relacionados, principalmente, com Itaipu, uma vez que as demonstrações financeiras da Itaipu Binacional são apresentadas em dólares americanos, e isso representa a nossa maior exposição ao risco cambial. A desvalorização ou a depreciação do real frente ao dólar americano aumenta a nossa receita, pois aumenta o valor da contribuição de Itaipu, embora o efeito desta contribuição seja liquidado, como discutido acima. Uma valorização do real diminui nossas receitas, porque diminui o valor da contribuição de Itaipu, embora o efeito desta contribuição seja similarmente liquidado como depreciação do custo da construção de Itaipu. O ganho (perda) monetário está principalmente relacionado aos empréstimos pendentes que fizemos a cerca de 60 companhias, e que são ligados à taxa da inflação medida pelo IGP-M. A. Resultados Operacionais A tabela a seguir mostra nossas receitas e despesas operacionais como percentagem das receitas operacionais líquidas: Exercício findo em 31 de dezembro 2010 2009 Receitas Venda de eletricidade............................................................ Exercício findo em 31 de dezembro 2010 2009 Distribuição ...................................................................... 13,9% 14,3% Geração 74,0% 75,5% Transmissão ..................................................................... 23,5% 21,9% Outras receitas operacionais.................................................. 4,5% 5,2% Impostos sobre receitas (10,3)% (11,1)% Encargos regulatórios sobre receitas (5,7)% (5,7)% Receitas operacionais líquidas 100% 100,0% Despesas Despesas operacionais ................................................... (86,0)% (89,3)% Despesas (receitas) financeiras líquidas......................... (1,4)% (15,7)% Resultados de investimentos em companhias coligadas ................................................................... 2,5% 6,8% Receitas antes do imposto de renda e contribuição social ......................................................................... 15,1% 1,8% Imposto de renda ........................................................... (5,6)% 3,6% Participação Minoritária ................................................ (1,1)% (1,5)% Receita líquida ............................................................... 8,4% 3,9% Resultados Consolidados Esta secção é um resumo de nossos resultados consolidados das operações, que são discutidas em mais detalhes com respeito a cada segmento abaixo. Receitas Operacionais Líquidas A receita operacional líquida para 2010 aumentou R$ 3.608 milhões, ou 15,6%, em comparação a R$ 23.140 milhões em 2009. Este aumento ocorreu em virtude de: • um aumento de R$ 1.908 milhões, ou 11,9%, em receitas provenientes de nosso segmento de geração resultantes do aumento das tarifas e ao fato de novas usinas de geração, incluindo Serra do Facão, Retiro Baixo e Foz do Chapecó, que iniciaram suas operações em 2010; • um aumento de R$ 1.272 milhões, ou 27,6%, em receitas de nosso segmento de transmissão, principalmente em virtude do aumento em receitas de nossas subsidiárias EFEs, como consequência da construção de novas linhas de transmissão por nossas EFEs, e • um aumento de R$ 415 milhões, ou 16,6%, em receitas de nosso segmento de Distribuição, graças ao aumento nas receitas de construção como resultado de novos ativos, principalmente as linhas de transmissão e subestações, iniciando suas operações em nosso segmento de transmissão. Custos e Despesas Operacionais Os custos e as despesas operacionais em 2010 aumentaram em R$ 2.347 milhões, ou 11,4%, para R$ 23.008 milhões em 2010, a partir de R$ 20.661 milhões em 2009. Como uma porcentagem da receita operacional líquida, os custos e as despesas operacionais diminuíram 86,0% em 2010, comparado a 89,3% em 2009. Os principais fatores do aumento nos custos e despesas operacionais foram: • um aumento de R$ 1.230 milhões, ou 71,3%, em despesas com construção para R$ 2.953 milhões em 2010 de R$ 1.724 milhões em 2009, principalmente em virtude de um aumento em despesas de capital relacionadas a projetos de infraestrutura de transmissão, incluindo as linhas de transmissão do Rio Madeira e de Tucuri – Manaus. • um aumento de R$ 884 milhões, ou 13,6%, em custos com pessoal, suprimento e serviços para R$ 7.371 milhões em 2010 de R$ 6.486 milhões em 2009, principalmente em virtude de um aumento no número de funcionários, um aumento em pagamentos de incentivos a certos funcionários e um incentivo à aposentadoria antecipada, assim como um aumento nas médias salariais, em virtude de um novo acordo de negociação coletiva; e • um aumento de R$ 734 milhões, ou 20,5%, em eletricidade comprada para revenda para R$ 4.315 milhões em 2010 de R$ 3.581 milhões em 2009, principalmente em virtude do fato de que as operações de algumas de nossas novas usinas de geração, as quais estavam planejadas para iniciar em 2010, foram postergadas para 2011, resultando na necessidade de comprar eletricidade no mercado à vista (spot market). O aumento desses custos e despesas foram parcialmente compensados por: • uma redução de R$ 611 milhões, ou 28,5%, em provisões operacionais para R$ 1.529 milhões em 2010 de R$ 2.140 milhões em 2009, principalmente em virtude da reversão de uma provisão de R$ 576 milhões, que foi realizada no nível da companhia holding em 2009, pela Eletrobrás Amazonas Energia após uma decisão judicial favorável, que continua sujeita a recurso. Receitas Líquidas (Despesas) As receitas líquidas (despesas) constituíram uma despesa de R$ 364 milhões em 2010 comparado com uma despesa de R$ 3.638 milhões em 2009. Este decréscimo ocorreu principalmente a uma redução de R$ 3.274 milhões, ou 90,0%, em despesas como resultado da apreciação do valor do real frente ao dólar americano, que diminuiu as despesas financeiras de Itaipú em dólares, quando medidas em reais. Investimentos de capital Os investimentos de capital diminuíram R$ 902 milhões, ou 57,4%, de R$ 1.571 em 2009 para R$ 670 em 2010 o que reflete uma diminuição nas receitas de nossas companhias afiliadas em 2010. Impostos de renda e Contribuição Social O Imposto de renda e a contribuição social aumentaram em R$ 2.331 milhões, ou 278,6%, para uma despesa de R$ 1.494 milhões em 2010 contra um crédito de R$ 837 milhões em 2009. O aumento resultou principalmente da apreciação do valor do Real sobre o dólar Americano, que aumentou a quantidade de pagamentos de juros recebidos de Itaipu uma vez que nossos empréstimos a Itaipu são denominados em dólares americanos. O aumento em pagamentos de juros aumentou a receita, que em compensação, aumentou o volume de imposto de renda e contribuição social devidos. Participação Minoritária A participação minoritária diminuiu R$ 34 milhões, ou 9,9%, para uma despesa de R$ 305 milhões em 2010 de uma despesa de R$ 339 milhões em 2009, em virtude do fato da Eletrobrás Eletrosul e da Eletrobrás Eletronorte terem aumentado suas participações de capital em certas Entidades com Fins Específicos, a qual diminuiu nossa despesa em participação minoritária. Para descrições mais detalhadas sobre nossas participações de capital em Entidades com Fins Específicos, veja “Negócios — Atividades de Empréstimos e Financiamento — Participação de Capital”. Receita Líquida Como resultado dos fatores discutidos anteriormente, nossa receita líquida em 2010 aumentou R$ 3.159 milhões, ou 146,6%, para um lucro de R$ 2.248 milhões a partir de um prejuízo de R$ 911 milhões em 2009. Resultados do Segmento de Distribuição Receitas Operacionais Líquidas As receitas operacionais líquidas do segmento de Distribuição aumentaram R$ 415 milhões, ou 16,6%, para R$ 2.913 milhões em 2010, de R$ 2.498 milhões em 2009 em virtude dos fatores expostos abaixo. Venda de Eletricidade A venda de eletricidade aumentou R$ 415 milhões, ou 12,6%, para R$ 3.713 milhões em 2010, de R$ 3.298 milhões em 2009. Este aumento aconteceu em virtude do aumento de 6% no volume de energia vendida em virtude do aumento da demanda, bem como ao aumento no índice de inflação aplicado a aquelas vendas. Outras Receitas Operacionais Outras receitas operacionais aumentaram R$ 82 milhões, ou 76,1%, para R$ 190 milhões em 2010, de R$ 108 milhões em 2009 principalmente em virtude do fato de que nossas companhias de Distribuição receberam um aumento nos pagamentos de aluguéis provenientes de locação de suas linhas de telecomunicações a terceiros. Impostos sobre a Renda Os impostos sobre a renda aumentaram R$ 23 milhões, ou 2,9%, para R$ 839 milhões em 2010, de R$ 815 milhões em 2009, principalmente como resultado de nossas receitas brutos maiores. Para obter uma descrição do cálculo dos impostos sobre a receita, consulte “— Descrição dos Principais Itens — Receitas Operacionais – Impostos sobre a Renda” acima. Encargos Regulatórios sobre a Renda Os encargos regulatórios sobre a renda aumentaram R$ 60 milhões, ou 64,4%, para R$ 152 milhões em 2010, de R$ 92 milhões em 2009, principalmente como resultado de nossas receitas brutos maiores. Para obter uma descrição do cálculo dos impostos sobre a receita, consulte “—Descrição dos Principais Itens — Receitas Operacionais — Encargos Regulatórios sobre a Renda” acima. Custos e Despesas Operacionais Os custos e as despesas operacionais para o segmento de Distribuição aumentaram R$ 547 milhões, ou 19,7%, para R$ 3.316 milhões em 2010, de R$ 2.770 milhões em 2009. Os principais componentes deste aumento foram: • um aumento de R$ 352 milhões, ou 112,3%, em despesas com construção para R$ 665 milhões em 2010, de R$ 313 milhões em 2009. Este aumento aconteceu em virtude do aumento em nossas despesas de capital relacionadas às melhorias de nossa rede de distribuição; • um aumento de R$ 171 milhões, ou 22,8%, em despesas com pessoal, suprimento e serviços para R$ 922 milhões em 2010, de R$ 751 milhões em 2009. Este aumento foi largamente em virtude de um aumento no número de funcionários, um aumento em pagamentos de incentives a certos empregados e de incentivos para aposentadoria antecipada, assim como aumento na média salarial, em virtude de um acordo de negociação coletiva; e • um aumento de R$ 49 milhões, ou 68,2%, em despesas com a utilização da malha para R$ 121 milhões em 2010, de R$ 72 milhões em 2009. Este aumento aconteceu em virtude do aumento do uso das linhas de transmissão de terceiros e do aumento em custos associados a este uso. Essses aumentos foram parcialmente compensados por: • uma diminuição de R$ 31 milhões, ou 9,9%, em outras despesas operacionais. Resultados do Segmento de Geração Receita Operacional Líquida A receita operacional líquida do segmento de geração aumentou R$ 1.908 milhões, ou 11,9%, para R$ 17.914 milhões em 2010, de R$ 16.007 milhões em 2009, em virtude dos fatores expostos a seguir. Venda de Eletricidade As vendas de eletricidade aumentaram R$ 2.336 milhões em 2010, ou 13,4%, para R$ 19.803 milhões em 2010, de R$ 17.467 milhões em 2009, em virtude de um aumento das tarifas e ao fato de que as novas usinas de geração começaram a operar durante o ano de 2010. Outras Receitas Operacionais Outras receitas operacionais para a geração diminuíram R$ 221 milhões, ou 22,9%, para R$ 746 milhões em 2010, de R$ 967 milhões em 2009, devido principalmente à compra de materiais de infraestrutura, incluindo postes de transmissão. Impostos sobre a renda Os impostos sobre a renda aumentaram R$ 133 milhões, ou 8,6%, para R$ 1.678 milhões em 2010, de R$ 1.545 milhões em 2009, principalmente como resultado de maiores receitas. Para obter uma descrição do cálculo dos impostos sobre a renda, consulte “— Descrição dos Principais Itens — Receitas Operacionais – Impostos sobre a Renda” acima. Encargos Regulatórios sobre a Renda Os encargos regulatórios sobre a renda aumentaram R$ 75 milhões, ou 8,4%, para R$ 958 milhões em 2010, de R$ 884 milhões em 2009, principalmente como resultado de maiores receitas. Para obter una descrição do cálculo dos impostos sobre a renda, consulte “— Descrição dos Principais — Receitas Operacionais – Encargos Regulatórios sobre a Renda” acima. Custos e Despesas Operacionais Os custos e as despesas operacionais para o segmento de geração aumentaram R$ 1.653 milhões, ou 15,3%, para R$ 12.480 milhões em 2010, de R$ 10.827 milhões em 2009. Os principais componentes deste aumento foram: • aumento de R$ 744 milhões, ou 28,6%, em eletricidade comprada para revenda para R$ 3.340 milhões em 2010, de R$ 2.597 milhões em 2009, principalmente em virtude do fato que a operação de nossa usina térmica de Candiota III foi atrasada, resultando na necessidade de comprar eletricidade do spot market; • aumento de R$ 321 milhões, ou 35,2%, em despesas com a utilização da malha para R$ 1.234 milhões em 2010, de R$ 913 milhões em 2009, em virtude do maior uso de linhas de transmissão de terceiros e ao aumento em custos associados a este uso; e • aumento de R$ 470 milhões, ou 17,2%, em despesas com pessoal, suprimento e serviços para R$ 3.202 milhões em 2010, de R$ 2.732 milhões em 2009. Este aumento foi largamente em virtude de um aumento no número de funcionários, um aumento em pagamentos de incentives a certos empregados e de incentivos para aposentadoria antecipada, assim como aumento na média salarial, em virtude de um acordo de negociação coletiva. O aumento desses custos e despesas foram parcialmente compensados por: • uma diminuição de R$ 101 milhões, ou 8,5%, em despesas com remuneração e reembolsos de R$ 1.188 em 2009, para R$ 1.087 em 2010, em virtude do decréscimo no volume total de energia gerada para 229.944.139 MW em 2010, de 241.295.704 MW em 2009, e um decréscimo nos pagamentos de royalties. Resultados do Segmento de Transmissão Receita Operacional Líquida A receita operacional líquida do segmento de transmissão aumentou R$ 1.272 milhões, ou 27,6%, para R$ 5.879 milhões em 2010, de R$ 4.607 milhões em 2009, em virtude dos fatores expostos a seguir. Venda de Eletricidade As vendas de eletricidade aumentaram R$ 1.232 milhões em 2010, ou 24,3%, para R$ 6.297 milhões em 2010, de R$ 5.065 milhões em 2009, como resultado de um ajuste de inflação às tarifas fixas de transmissão estabelecidas pelo Governo Brasileiro e a operação e construção de novas linhas de transmissão em 2010, incluindo as linhas de transmissão do Rio Madeira e Tucuruí – Manaus. Outras Receitas Operacionais Outras receitas operacionais para o segmento de transmissão aumentou R$ 121 milhões, ou 116,9%, para R$ 224 milhões em 2010, de R$ 103 milhões em 2009, principalmente como resultado de um aumento no arrendamento de ativos imobilizados, incluindo postes usados para transmitir banda larga. Impostos sobre a renda Os impostos sobre a renda aumentaram R$ 17 milhões, ou 7,7%, para R$ 237 milhões em 2010, de R$ 220 milhões em 2009, principalmente como resultado de maiores receitas. Para obter uma descrição do cálculo dos impostos sobre a renda, consulte “— Descrição dos Principais Itens — Receitas Operacionais – Impostos sobre a Renda” acima. Encargos Regulatórios sobre a Renda Os encargos regulatórios sobre a renda aumentaram R$ 63 milhões, ou 18,4%, para R$ 404 milhões em 2010, de R$ 341 milhões em 2009, principalmente como resultado de maiores receitas. Para obter una descrição do cálculo dos impostos sobre a renda, consulte “—Descrição dos Principais Itens — Receitas Operacionais – Encargos Regulatórios sobre a Renda” acima. Custos e Despesas Operacionais Os custos e as despesas operacionais para o segmento de transmissão aumentaram R$ 1.109 milhões, ou 24,6%, para R$ 5.613 milhões em 2010, de R$ 4.504 milhões em 2009. Os principais componentes deste aumento foram: • um aumento de R$ 781 milhões, ou 57,3%, em despesas com construção, para R$ 2.143 milhões em 2010, de R$ 1.362 milhões em 2009, principalmente em virtude do aumento em custos relacionados à construção das linhas de transmissão do rio Madeira e Tucuruí – Manaus; • um aumento de R$ 157 milhões, ou 6,4%, em despesas com pessoal, suprimento e serviços para R$ 2.612 milhões em 2010, de R$ 2.455 milhões em 2009, principalmente em virtude de um aumento no número de funcionários, um aumento em pagamentos de incentives a certos empregados e de incentivos para aposentadoria antecipada, assim como aumento na média salarial; e • um aumento de R$ 90 milhões, ou 85,1%, na participação nos lucros para R$ 196 milhões em 2010, de R$ 106 milhões em 2009 em virtude a um aumento no lucro total. O aumento desses custos e despesas foram parcialmente compensados por: • uma diminuição de R$ 322 milhões, ou 70,1%, em outros custos operacionais, para R$ 137 milhões em 2010, de R$ 459 milhões em 2009, relacionados a decréscimos em custos corporativos e ao pagamento de aluguéis e equipamentos. B. Liquidez e Recursos de capital Nossas principais fontes de liquidez derivam de caixa gerado por nossas operações e de empréstimos recebidos de diversas fontes, inclusive do Fundo RGR (estabelecido para compensar as concessionárias de eletricidade por despesas não compensadas quando as concessões terminaram conforme descritas com mais detalhes em “– Principais Fatores que Afetam nosso Desempenho Financeiro – Nosso Papel na Administração dos Programas do Governo Brasileiro”), empréstimos de terceiros, inclusive certas agências internacionais, e realizações de diversos investimentos que temos feito com o Banco do Brasil S.A., no qual temos por lei que depositar quaisquer ativos em dinheiro excedentes. Além disso, em 23 de julho de 2009, nós emitimos US$ 1 bilhão (6,875%) de notas a vencer em 2009. Necessitamos de fundos principalmente para financiar o aperfeiçoamento e a expansão de nossos empreendimentos de geração e transmissão, e para reembolsar nossas obrigações de dívida a vencer. Além disso, por meio de nossas subsidiárias, estamos participando de leilões para novas linhas de transmissão e novos contratos para geração. Caso tenhamos sucesso em qualquer um desses leilões, necessitaremos de caixa adicional para financiar os investimentos necessários para expandir as operações aplicáveis. De tempos em tempos, consideramos novas oportunidades de investimento em potencial e podemos financiar esses investimentos com caixa gerado por nossas operações, empréstimos, emissão de títulos de dívida e capital próprio, aumentos de capital ou outras fontes de financiamento que possam estar disponíveis na ocasião relevante. Atualmente, temos a capacidade de financiar até R$ 4 bilhões de dispêndio de capital com nossos recursos existentes sem recorrer aos mercados de capital. Esses recursos representam uma parte das receitas que geramos das nossas vendas de eletricidade e os juros que recebemos de nossas atividades de empréstimo. Fluxo de Caixa A tabela a seguir resume nossos fluxos de caixa líquidos para os períodos apresentados: Exercício findo em 31 de dezembro de 2010 2009 (em milhares de R$ ) Fluxos de caixa líquidos: Proporcionados pelas Atividades Operacionais ....................... Proporcionados por (utilizados em) Atividades de Investimento .................................................................. Proporcionados por (utilizados em) Atividades de Financiamento................................................................ 7.643.910 8.809.027 (7.134.922) (4.238.265) Total ................................................................................ 93.888 602.875 (1.480.936) 3.089.826 Fluxo de caixa das Atividades Operacionais Nossos fluxos de caixa de atividades operacionais resultam principalmente de: • a venda e a transmissão de eletricidade para uma base estável e diversificada de clientes do atacado e do varejo a preços fixos; e • depósitos vinculados a processos judiciais em casos em que somos autores em um processo e condenados a pagar um depósito para o tribunal competente. Os fluxos de caixa das atividades operacionais têm sido suficientes para satisfazer as necessidades de despesas operacionais e de capital durante os períodos em discussão. Em 2010, nosso fluxo de caixa das atividades operacionais diminuiu R$ 1,2 bilhão, a partir de R$ 8,8 bilhões em 2009, para R$ 7,6 bilhões negativos em 2010. Essa variação deveu-se à aquisição de imóveis para as nossas linhas de geração, transmissão e distribuição e um aumento do capital nas EFEs. Fluxos de caixa de Atividades de Investimento Nosso fluxo de caixa da atividade de investimento reflete principalmente: • investimentos restritos, que são o caixa excedente que temos que depositar no Banco do Brasil S.A. (ou em outros investimentos emitidos pelo Governo Brasileiro); • aquisições de investimento, que são as parcerias que celebramos com terceiros no setor privado com relação à operação de novas usinas; • aquisições de ativos imobilizados, principalmente os investimentos em equipamentos necessários para as atividades operacionais; e • receitas advindas do seguinte: (i) títulos de dívida "CFT-E1" emitidos pelo Governo Brasileiro: esses títulos são indexados pelo índice de inflação IGP-M, não produzem juros e vencem em agosto de 2012; (ii) títulos de dívida "NTN-P" emitidos pelo Governo Brasileiro: esses títulos são indexados pela Taxa Referencial (ou TR), um índice de referência mensal publicado pelo Banco Central, produz juros de 6,0% por ano e vencem em datas variadas a partir de fevereiro de 2012; (iii) títulos de participação nas seguintes companhias: (i) Rede Lajeado Energia S.A., (ii) EDP Lajeado Energia S.A., (iii) CEB Lajeado S.A., e (iv) Paulista Lajeado Energia S.A. Recebemos dividendos dessas participações acionárias com base nos lucros anuais que cada companhia aufere; (iv) ativos regulatórios diferidos, principalmente advindos lucros e perdas acumulados das operações de Itaipu, líquidos de compensação por meio de reajustes tarifários. Em 2010, nossos fluxos de caixa da atividade de investimento diminuíram R$ 2,9 bilhões, ou 68,3%, de R$ 4,2 bilhões negativos em 2009, para R$ 7,1 bilhões negativos em 2010. Essa variação deveu-se à (i) redução dos Adiantamentos para Futuro Aumento de Capital. Fluxos de Caixa de Atividades Financeiras Nossos fluxos de caixa usados em atividades de financiamento refletem principalmente a receita proveniente de juros que recebemos de empréstimos em curto e longo prazo feitos a companhias não afiliadas que operam no setor elétrico brasileiro. Em 2010, nossos fluxos de caixa usados em atividades de financiamento aumentaram R$ 1.574,824 milhões, ou 106,6%, de R$ 1.480,936 milhões negativos em 2009 para uma entrada de R$ 93,888 milhões em 2010. Esta variação deveu-se principalmente a um aumento em empréstimos a longo prazo para nossas EFEs como resultado de nossos planos de expansão. Relação entre Lucros não Distribuídos Apropriados e Fluxos de Caixa Em 31 de dezembro de 2010, nosso balanço refletia reservas não distribuídas de R$ 43,6 bilhões, que consistiam em nossas reservas legais, mas não incluem a remuneração não paga de acionistas (vide “Item 8.A, Demonstrações Financeiras Consolidadas e Outras Informações – Política sobre distribuição de dividendos”). Dispêndio de Capital Nos últimos cinco anos, investimos uma média de R$ 4,1 bilhões por ano em projetos de capital. Aproximadamente 47,9% foram investidos em nosso segmento de geração, 34,1% em nosso segmento de transmissão e o saldo em nosso segmento de distribuição e outros investimentos. Nossa atividade principal é a geração, a transmissão e a distribuição de energia, e pretendemos investir pesadamente nesses segmentos nos próximos anos. As companhias são, agora, escolhidas para construírem novas unidades de geração e linhas de transmissão por meio de um processo licitatório. É, portanto, difícil prever os montantes precisos que investiremos nestes segmentos daqui em diante. Estamos, entretanto, trabalhando para assegurar um número significativo de novos contratos, tanto isoladamente quanto como parte de um consórcio que inclui o setor privado. De acordo com o Plano EPE de 10 anos, estima-se que o Brasil terá 142.202 km de linhas de transmissão e 171.138 MW de capacidade de geração instalada até 2020. Esses investimentos representam aproximadamente R$ 220 bilhões. Como o maior player atualmente no mercado, esperamos a participar na maioria destes novos investimentos. De acordo com o Plano EPE de 10 anos, acreditamos que nos próximos dez anos, investiremos uma média de aproximadamente R$ 22 bilhões por ano. Para esses investimentos, esperamos usar o financiamento derivado do nosso fluxo de caixa líquido, bem como do acesso aos mercados de capitais nacional e internacional e por meio de financiamento bancário. Nossos investimentos em 2009 e 2010 foram de R$ 5.279,0 milhões e R$ 6.256,0 milhões, respectivamente C. Pesquisa e Desenvolvimento, Patentes e Licenças Pesquisa e Desenvolvimento Nossas atividades de pesquisa e planejamento são realizadas pelo Cepel, uma entidade sem fins lucrativos criada em 1974 com o objetivo de apoiar o desenvolvimento tecnológico do setor elétrico brasileiro. Somos o principal patrocinador do Cepel e participamos dos programas de coordenação do planejamento ambiental e conservação da energia. Os clientes do Cepel são nossas subsidiárias operacionais (inclusive Itaipu e a Eletrobrás Eletronuclear) e outras companhias brasileiras e estrangeiras prestadoras de serviço de eletricidade. As atividades do Cepel visam atingir padrões de alta qualidade e produtividade no setor elétrico por meio de pesquisa e desenvolvimento tecnológico. O Cepel possui uma rede de laboratórios para realizar suas atividades, e mantém contratos de cooperação técnica com diversas instituições internacionais de pesquisa e desenvolvimento em energia. O Cepel prioriza os projetos estratégicos e de estruturação, com suas atividades concentradas em cinco departamentos: • • • • Departamento de Automação de Sistemas: este departamento está concentrado no desenvolvimento de ferramentas para obter dados, operação em tempo real de sistemas elétricos e análise de distúrbios; Departamento de Sistemas Elétricos: este departamento está concentrado no desenvolvimento de metodologias e programas de computador que proporcionam condições para a expansão, a supervisão, o controle e a operação de sistemas centrais; Departamento de Tecnologias Especiais: este departamento pesquisa a aplicação de tecnologias referentes ao uso de materiais para instalações elétricas, eficiência energética e recursos renováveis, inclusive a análise de sustentabilidade e viabilidade econômica; Departamento de Instalações e Equipamentos: este departamento está concentrado no desenvolvimento de tecnologias para refinar os equipamentos utilizados na geração, na transmissão e na distribuição de energia elétrica (modelos de computadores, técnicas de teste e medição, sistemas de monitoramento e diagnóstico); e • Departamento de Otimização Energética e Meio Ambiente: este departamento está concentrado no desenvolvimento de metodologias e programas de computador para o planejamento da expansão e da operação de sistemas hidrotérmicos interconectados e na avaliação integrada de questões ambientais. Temos um centro de pesquisa que realiza estudos científicos, medições, análises especializadas e outros testes e análises relevantes para nossas principais operações. Esse centro possui certificação do Instituto Nacional de Metrologia que lhe permite atestar o equipamento elétrico. O Cepel está concentrado, ainda, no desenvolvimento de projetos de eficiência energética, inclusive àqueles relacionados com a geração de eletricidade a partir de fontes renováveis, como a energia solar e a eólica. Como parte deste enfoque, a estrutura do Cepel inclui os seguintes projetos: (i) o Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito, (ii) a Casa Solar Eficiente, e (iii) o Centro de Aplicação de Tecnologias Eficientes. Patentes e Licenças Entre outras, registramos “Eletrobrás” como uma marca junto ao Instituto Nacional de Propriedade Industrial – INPI. Além disso, o Cepel possui vinte e sete patentes, a Eletrobrás Eletronorte trinta e sete patentes, a Eletrobrás Eletrosul possui duas patentes e a Eletrobrás Furnas possui nove patentes registradas no INPI, relativas a equipamentos e processos de fabricação. Seguro Nós mantemos seguro para incêndio, desastres naturais, acidentes envolvendo terceiros, outros certos riscos associados com o transporte e a montagem de equipamentos, construção de usinas e riscos múltiplos. Nossas subsidiárias e Itaipu possuem coberturas de seguro similares. Nós não temos cobertura de seguro para riscos de interrupção dos negócios porque não acreditamos que os elevados prêmios de seguro sejam justificados em virtude dos baixos riscos de uma grave perturbação, considerando a energia disponível no Sistema Interconectado Nacional. Acreditamos que mantemos a cobertura de seguros que é tanto habitual no Brasil quanto adequado para os negócios que fazemos. D. Informações sobre Tendências Nossa administração identificou as seguintes principais tendências, que contêm certas informações prospectivas e devem ser lidas em conjunto com a “Declaração de Advertência Relativa a Informações Prospectivas” e com o “Item 3.A, Fatores de Risco”. Fundamentalmente, acreditamos que essas tendências nos possibilitarão continuar crescendo em nossas atividades e melhorar nossa imagem corporativa: • eletricidade é uma demanda constante: diferentemente de certas indústrias que são particularmente vulneráveis às condições cíclicas no mercado e / ou sazonalidade, a demanda de eletricidade é constante. Acreditamos que continuaremos a ter 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 todos os anos, acreditamos que essas tarifas continuarão aumentando; • a participação em futuros leilões possibilitará nosso crescimento: esperamos participar de um número crescente de leilões de energia no futuro, assim como de novos leilões de transmissão e, consequentemente, precisaremos investir em novas usinas de geração de energia (tanto hidrelétricas, como eólicas, térmicas e de biomassa) e novas linhas de transmissão, para podermos expandir a malha existente e manter nossa atual participação de mercado. Acreditamos, também, que ao nos concentrarmos na geração e na transmissão, teremos condições de maximizar os lucros ao melhorarmos a eficiência em nossa infraestrutura existente e capitalizarmos oportunidades decorrentes da nova estrutura; • uma redução nos encargos regulatórios tão logo os investimentos em infraestrutura tenham sido concluídos: em períodos recentes, nossos resultados financeiros têm sido impactados pelos encargos regulatórios impostos pela ANEEL. Os resultados destes encargos têm sido usados pelo Governo Brasileiro para investir em infraestrutura, como a CCC e o RGR. Na medida em que essa infraestrutura estiver concluída, acreditamos que a ANEEL reduzirá os níveis de encargos regulatórios, o que terá um efeito positivo em nossos resultados financeiros. Não acreditamos, entretanto, que haverá quaisquer alterações em curto prazo. Acreditamos, outrossim, que a conclusão destes projetos de infraestrutura terá um efeito benéfico sobre a capacidade de crescimento em nossos negócios; • • receitas de terceiros para a manutenção das instalações: apesar do centro de nossas atividades continuar sendo os segmentos de geração e transmissão, aumentamos com sucesso nossas receitas em períodos recentes utilizando nossa experiência para prestar serviços de manutenção para outras companhias em nossa indústria. Nossa subsidiária Eletrobrás Eletronorte tem sido o principal conduíte para isso. Esperamos que essa tendência continue, melhorando, assim, nossa condição financeira; e um enfoque maior nos problemas ambientais, de saúde e segurança: existe uma tendência no Brasil e globalmente em relação ao aumento das preocupações para a proteção do meio ambiente. Isso causa-nos um impacto de diversas formas, incluindo na negociação com questões sociais e políticas que possam surgir quando buscamos construir novos empreendimentos (particularmente em áreas remotas do Brasil) e metas para emissão reduzida de carbono pelas instalações que usam combustível fóssil. Um dos nossos principais desafios será equilibrar essas questões ambientais frente ao crescimento de nossas atividades, na medida em que esses problemas podem naturalmente aumentar as pressões de custo. Existe também uma tendência crescente no Brasil em relação a exigências na área de saúde e segurança mais severas com relação às permissões para a operação de nossos empreendimentos, o que impõe similarmente desafios de pressão de custo aos nossos negócios. E. Acertos não incluídos no Balanço Nenhum de nossos acertos não registrados em balanço apresenta relação com o tipo ao qual temos que revelar em conformidade com o item 5.E do Formulário 20-F. F. Obrigações Contratuais Apresentamos abaixo, em forma segmentada, nossas obrigações de dívida de longo prazo e obrigações de compra de longo prazo para os períodos apresentados: Pagamentos devidos por período em 31 de dezembro, 2010 2011 2012 (em milhões de R$ ) 2013 2014 2015 e depois Obrigações de dívida de longo prazo: Geração ..................................................................... Transmissão .............................................................. Distribuição .............................................................. Total............................................................ 1.215 717 20 1.952 266 157 4 427 330 195 5 530 415 246 7 669 17.228 10.178 285 27.691 Pagamentos devidos por período em 31 de dezembro, 2010 2011 2012 786 — 2.319 3.105 699 — 2.565 3.264 (em milhões de R$ ) 2013 2014 2015 e depois Obrigações de dívida de longo prazo: Geração ..................................................................... Transmissão .............................................................. Distribuição .............................................................. Total............................................................ 709 — 2.774 3.483 465 — 2.850 3.315 3.172 — 19.973 23.145 Nossas obrigações de arrendamento são estabelecidas como se segue, em 31 de dezembro de 2010: Em 31 de dezembro de 2010 (em milhões de R$ ) Obrigações de arrendamento: Não superiores a um ano Superiores a um ano Total 120,5 1.694,5 1.815,0 ITEM 6. CONSELHEIROS, ADMINISTRAÇÃO SÊNIOR E FUNCIONÁRIOS A. Conselho de Administração e Diretoria Executiva Somos administrados por nosso Conselho de Administração, composto de até dez membros, e por nossa Diretoria, consistindo atualmente de seis membros. Nosso estatuto também prevê um Conselho Fiscal permanente, composto de até seis membros. Em conformidade com nosso estatuto, todos os membros de nossa Diretoria, Conselho de Administração e Conselho Fiscal devem ser cidadãos brasileiros. Conselho de Administração Os membros do Conselho de Administração são eleitos na assembleia geral de acionistas por um período renovável de três anos. Entretanto, em 28 de abril de 2005, nossos acionistas aprovaram uma emenda em nosso estatuto, em conformidade com a qual o mandato de cada membro de nosso Conselho de Administração será reduzido de três anos para um ano. De acordo com a Lei No 3.890 – A, de 25 de abril de 1961, essa emenda está sujeita à aprovação na forma de decreto presidencial, que se encontra pendente até a data deste relatório. Em conformidade com a Lei brasileira das S.A., os membros de nosso Conselho de Administração devem ser acionistas da companhia. Na qualidade de nosso acionista majoritário, o Governo Brasileiro tem o direito de nomear oito membros de nosso Conselho de Administração, dos quais sete são nomeados pelo MME e um pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Administração. Os acionistas minoritários têm o direito de eleger um membro, e os titulares de ações preferenciais sem direito a voto, que representarem no mínimo dez por cento de nosso capital total, têm o direito de eleger um membro. Atualmente, nosso Conselho de Administradores é composto por nove membros. Elegemos Beto Ferreira Martins Vasconcelos como Diretor em 1 de agosto de 2011, mas ele não participará do Conselho até 30 de abril de 2012. Um dos membros do Conselho de Administração é nomeado Presidente da empresa. O endereço do nosso Conselho de Administração é Av. Presidente Vargas, 409 13º andar – Rio de Janeiro. Nosso Conselho de Administração se reúne ordinariamente uma vez por mês e quando convocado por uma maioria dos conselheiros ou pelo Presidente do Conselho. Entre outras atribuições, nosso Conselho de Administração é responsável por (i) fixar nossas diretrizes fundamentais; (ii) determinar a organização corporativa de nossas subsidiárias ou qualquer de nossa participação acionária em outras entidades legais; (iii) aprovar nossa entrada em qualquer acordo de empréstimo e determinar nossa política de financiamentos; e (iv) aprovar qualquer garantia em favor de qualquer uma de nossas subsidiárias em relação a qualquer contrato financeiro. A tabela abaixo apresenta os atuais membros de nosso Conselho de Administração e seus respectivos cargos. O mandato de cada membro de nosso Conselho de Administração expira na próxima Assembleia Ordinária de Acionistas. Cada membro foi eleito pelo Governo Brasileiro, à exceção de Arlindo Magno de Oliveira, que foi eleito por nossos acionistas minoritários. Nome Márcio Pereira Zimmermann Maurício Muniz Barreto de Carvalho Virginia Parente de Barros Lindemberg de Lima Bezerra Wagner Bittencourt de Oliveira José Antonio Corrêa Coimbra Arlindo Magno de Oliveira José de Costa Carvalho Neto Beto Ferreira Martins Vasconcelos Cargo Presidente Conselheiro Conselheiro Conselheiro Conselheiro Conselheiro Conselheiro Conselheiro Conselheiro Márcio Pereira Zimmermann – Presidente e Membro do Conselho: O Sr. Zimmermann se juntou a nosso Conselho de Administração e foi imediatamente nomeado Presidente em 30 de abril de 2010. Foi nomeado Presidente para um segundo mandato em 16 de junho de 2011. Também foi Ministro de Minas e Energia do Brasil de abril a dezembro 2010, e desde dezembro 2010, tem desempenhado a função de Secretário Executivo do mesmo ministério. O Sr. Zimmermann foi Diretor de Engenharia da Eletrobrás de Outubro 2001 até Janeiro 2003, e Diretor de Pesquisa e Desenvolvimento do Eletrobrás Cepel de 2003 a 2004. O Sr. Zimmermann é formado em engenharia elétrica pela Universidade Católica do Estado do Rio Grande do Sul e possui mestrado em Engenharia Elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Maurício Muniz Barreto de Carvalho – Membro do Conselho: O Sr. Carvalho se juntou a nosso Conselho de Administração em 16 de junho de 2011. Atualmente, ocupa o cargo de Secretário do Programa de Aceleração do Crescimento – PAC – brasileiro, tendo sido nomeado para tal secretaria em maio de 2011. O Sr. Carvalho anteriormente havia ocupado o cargo de Reitor da Escola Nacional de Administração Pública (ENAP) nas áreas de (1) Administração e Finanças e (2) Desenvolvimento de Gestores e Servidores de 1999 a 2002. Em 2003, foi nomeado como Chefe do Conselho de Monitoramento, Avaliação, Auditoria e Capacitação do Ministério da Educação, e depois do Conselho de Programas de Inclusão em Educação. O Sr. Carvalho atuou como Assessor Especial para a Presidência de 2003 a 2004, quando foi nomeado Chefe Adjunto de Articulação e Monitoramento da Casa Civil da Presidência, responsável por articular a ação do governo e monitorar projetos estratégicos, particularmente do PAC. O Sr. Carvalho possui mestrado em Administração Pública e Planejamento Urbano e licenciatura em Administração Pública, ambas pela Fundação Getúlio Vargas (FGV). Virginia Parente de Barros – Membro do Conselho: Ela tem mais de 12 anos de experiência no setor financeiro, atuando em bancos de investimentos que operam tanto em nível nacional e internacional, como o Chemical Bank (hoje JP Morgan Chase), BankBoston, Unibanco e Banco Votorantim, entre outros. Ultimamente, como professora na USP, ela esteve envolvida em docência, pesquisa e educação continuada, incluindo atividades de consultoria em Finanças, Economia, Administração Pública, e Regulamentação de energia, meio ambiente e política energética e de segurança. Finalmente, a Sra. Barros é a presidenta do Comitê Estratégico de Energia da Câmara de Comércio Brasil-Estados Unidos (AMCHAM) e membro da Comissão Executiva da Sociedade Brasileira de Planejamento Energético (SBPE), que consiste em várias universidades e centros de pesquisa de energia. A Sra. Barros tem um PósDoutorado em Energia com ênfase em regulação pela Universidade de São Paulo - USP, Phd em Finanças e Economia pela Fundação Getúlio Vargas de São Paulo, mestrado em Administração de Companhias pela Universidade Federal da Bahia, e licenciatura em Economia pela Universidade de Brasília. Lindemberg de Lima Bezerra – Membro do Conselho: O Sr. Bezerra se juntou a nosso Conselho de Administração em 16 de junho de 2011. O Sr. Bezerra ocupa cargo de Chefe do Gabinete da Secretaria do Tesouro Nacional desde julho de 2007. De 1997 a junho de 2007, o Sr. Bezerra é assistente de tributos e de economia do Tesouro Nacional. O Sr. Bezerra é formado em Economia pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul com mestrado em Economia pela Universidade de São Paulo. Wagner Bittencourt de Oliveira – Membro do Conselho: O Sr. Oliveira é membro de nosso Conselho de Administração desde abril de 2007. Em 1975, participou de um concurso público e foi admitido no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES. Durante toda a sua carreira no Banco, atuou em vários cargos: chefe de divisão, chefe de departamento, superintendente e, desde dezembro de 2004, é Superintendente de Insumos Básicos, que incluem mineração, metalurgia, cimento, papel e celulose, produtos químicos, petroquímicos e fertilizantes. Acumulou 20 anos de experiência executiva: foi o Secretário do Ministério de Integração Nacional (2001); Superintendente da SUDENE (2001 a 2002); Diretor Presidente da Companhia Ferroviária do Nordeste (1998 a 2000) e Superintendente da Área Industrial (1996 a 1998). Membro do Conselho de várias companhias, tais como Usiminas Mecânica e CADAM. O Sr. Oliveira é engenheiro metalúrgico formado na PUC-RJ onde concluiu um curso de especialização em mercados financeiros e de capitais. José Antonio Corrêa Coimbra – Membro do Conselho: O Sr. Coimbra é membro de nosso Conselho de Administração desde abril de 2009. O Sr. Coimbra, atualmente, é chefe de gabinete do Ministério de Minas e Energia e possui diversos artigos publicados no Brasil e no exterior. No Sistema Eletrobrás, o Sr. Coimbra foi anteriormente Diretor de Engenharia da Eletrobrás Eletronorte, e trabalhou nesta companhia de 1977 a 2005. O Sr. Coimbra também é membro do Conselho de Administração da Eletrobras Eletronorte e assumiu a mesma posição na Eletrobras Cepel. O Sr. José Antônio Corrêa Coimbra é engenheiro civil formado pela Universidade Federal do Pará, com mestrado em Engenharia de Produção na Universidade Federal de Santa Catarina. Arlindo Magno de Oliveira – Membro do Conselho: O Sr. Oliveira começou sua carreira profissional como gerente do Banco do Brasil. Trabalhou, também, como Diretor do Fundo de Pensão do Banco do Brasil – Previ. O Sr. Oliveira está atualmente aposentado, mas tem vasta experiência como membro de Conselho de Administração em diversas importantes companhias brasileiras, incluindo a Companhia Vale do Rio Doce e a Valepar S.A., e companhias do setor elétrico brasileiro- Coelba, Cosern y CPFL. O Sr. Oliveira é economista formado pela Universidade Federal Fluminense com diversos cursos de especialização em finanças e mercado de capitais. José da Costa Carvalho Neto – Membro do Conselho: O Sr. Carvalho Neto se uniu a nosso Conselho de Administração em 16 de junho de 2011. Ele foi anteriormente Professor de Usinas Hidrelétricas na Pontifícia Universidade Católica-MG, de 1970 a 1977. Posteriormente, ele foi o secretário-adjunto de Minas e Energia de Minas Gerais, nomeado em 1987. O Sr. Carvalho Neto ocupou o cargo de Diretor de Distribuição da Cemig de 1991 a 1997, e ocupou o cargo de Gerente da Superintendência, do Departamento e da Divisão, bem como o papel de Presidente da Cemig entre julho de 1998 e janeiro de 1999. Ele também ocupou os cargos de CEO da Arcadis Logos Energia, membro do Conselho de Administração da Logos Engenharia e Enerconsult e Diretor da Orteng Equipamentos e Sistemas. O Sr. Carvalho Neto é formado em Engenharia Elétrica, com mestrado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Minas Gerais. Beto Ferreira Martins Vasconcelos – Membro do Conselho: Eleito para nosso Conselho de Administração em 11 de agosto de 2011, o Sr. Vasconcelos não ocupará sua cadeira antes de 30 de abril de 2012. O Sr. Vasconcelos é bacharel em Direito pela Universidade de São Paulo e pós-graduado em direito ambiental pela Universidade de São Paulo e em Biossegurança pela Universidade Federal de Santa Catarina. Ele exerceu direito privado em São Paulo de 2000 a 2003, antes de entrar no governo federal, onde ocupou os cargos de Secretário-Adjunto de Política Tecnológica (2003-2004), Assessor do Ministro da Justiça (2004-2005), Assessor Chefe Adjunto para Assuntos Jurídicos da Presidência da República (2005-2006), Secretário Executivo do Conselho Nacional de Biossegurança (2006-julho 2010) e Assessor Chefe para Assuntos Jurídicos da Presidência e Presidente do Centro de Estudos Jurídicos da Presidência (2007 - dezembro 2010). Desde janeiro de 2011, ele atua como Vice-Chefe de Gabinete da Presidência Conselho de Diretores Nossa Diretoria é composta atualmente de seis membros nomeados pelo Conselho de Administração por prazo indeterminado. Nossa Diretoria reúne-se ordinariamente todas as semanas, ou extraordinariamente quando convocada pela maioria dos seus membros ou pelo Diretor Presidente. Nossa Diretoria determina nossa política geral, é responsável por todos os assuntos relacionados à administração e operações rotineiras, é o órgão controlador superior em relação à execução de nossas diretrizes. Não temos controle sobre a nomeação de nosso Diretor Presidente ou do Diretor de Finanças, porque todos eles são nomeados pelo nosso acionista controlador, que é o Governo Federal Brasileiro. Nosso Diretor Administrativo é responsável pela coordenação e administração geral de nossa empresa, incluindo a área de fornecedores, os assuntos relacionados aos funcionários, treinamento, políticas de seguros e gerenciamento de nossos ativos. O endereço de nossa Diretoria é Av. Presidente Vargas, 409 13º andar – Rio de Janeiro. Os membros de nossa atual Diretoria foram nomeados por nosso Conselho de Administração e seus nomes e cargos estão apresentados 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 Cargo Diretor Presidente Diretor Financeiro e de Relação com Investidores Diretor de Engenharia Diretor Administrativo Diretor de Distribuição Diretor de Transmissão Sr. José da Costa Carvalho Neto – Diretor Presidente: consulte “ – Conselho de Administração”. Sr. Armando Casado de Araújo - Diretor Financeiro e de Relação com Investidores: O Sr. Araújo tem mais de 30 anos de experiência no setor de energia elétrica doméstica. Ele trabalhou para a Eletrobrás Eletronorte como Superintendente de Orçamento desde 1977. Ele foi nomeado presidente da companhia Integração Transmissão de Energia AS. Ele trabalha na Eletrobrás, desde junho de 2008, quando se tornou o assistente e substituto do Diretor Financeiro. Foi designado como Diretor Financeiro e de Relação com Investidores em 30 de março de 2010. O Sr. Araújo é formado em Administração de Companhias pela Faculdade de Ciências Exatas, Administrativas e Sociais de Brasília, e tem vários cursos de pós-graduação em Finanças. Sr. Valter Luiz Cardeal de Souza – Diretor de Engenharia: O Sr. Cardeal é Diretor de Engenharia da Eletrobrás desde 14 de janeiro de 2003. Atua no Setor Elétrico há mais de 32 anos, sendo funcionário da Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE – onde, desde 1971, tem desempenhado importantes funções técnicas e gerenciais como Diretor das áreas de geração, transmissão e distribuição. No Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE – foi Assistente Executivo do Diretor Geral; Coordenador da Área de Construção e Aplicação de Energia Elétrica e Coordenador / Diretor Econômico-Financeiro Substituto. O Sr. Cardeal também exerce o cargo de Presidente do Conselho de Administração da Eletrobrás Eletronorte e da Eletrobrás CGTEE. Valter Luiz Cardeal de Souza é engenheiro eletricista e engenheiro eletrônico, formado pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul, com especialização em Engenharia de Energia e em Engenharia de Produção. Sr. Miguel Colasuonno – Diretor Administrativo: O Sr. Colasuonno foi designado como Diretor Administrativo em 6 de março de 2008 e se tornou Diretor Administrativo em 26 de abril de 2009. O Sr. Colasuonno foi prefeito de São Paulo entre 1973 e 1975, presidente da Companhia Brasileira de Turismo— Embratur de 1980 a 1985, e presidente do Sindicato dos Economistas do Estado de São Paulo de 1986 a 1995. Foi também vereador na Câmara paulistana de 1992 a 2001, na qual chegou à Presidência. Lecionou na Universidade de São Paulo nos últimos sete anos. O Sr. Miguel Colasuonno é PhD em Relações Internacionais pela Vanderbilt University (EUA) e pós-graduado em Economia, com especialização em Comércio Internacional e Câmbio pela Universidade de São Paulo. Sr. Marcos Aurélio Madureira da Silva – Diretor de Distribuição: O Sr. da Silva foi designado Diretor de Distribuição em 12 de maio de 2011. Anteriormente foi funcionário da Companhia Energética de Minas Gerais S.A. – CEMIG, onde foi Diretor de Distribuição de 1998 a 2010. Ele também atuou como Diretor e Comercial e de Operações da Energisa Soluções e como Diretor do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). O Sr. da Silva é formado em engenharia elétrica e concluiu cursos de pós-graduação em administração de negócios e engenharia econômica. Sr. José Antonio Muniz Lopes – Diretor de Transmissão: O Sr. Lopes foi nomeado Diretor Executivo da Eletrobrás em 6 de março de 2008. Em 4 de março de 2008 na Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas ele foi eleito membro de nosso Conselho de Administração. O Sr. Lopes já ocupou diversos cargos executivos em companhias do grupo Eletrobrás, como Diretor Executivo e Diretor de Planejamento e Engenharia na Eletrobrás Eletronorte, de 1996 a 2003; Diretor Executivo, Diretor de Administração e Diretor Financeiro na Eletrobrás Chesf, de 1992 a 1993; e Diretor Executivo na Eletrobrás de março 2008 a fevereiro de 2011. O Sr. Lopes também foi Vice-Diretor do Departamento Nacional de Desenvolvimento Energético – DNDE do Ministério das Minas e Energia, onde também ocupou o cargo de Secretário Executivo. O Sr. Lopes é formado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Pernambuco. Ele é especialista no setor elétrico brasileiro, no qual trabalhou por mais de 30 anos. B. Remuneração A remuneração de nosso Conselho de Administração, Diretoria e Conselho Fiscal é determinada por nossos acionistas na assembleia geral realizada nos primeiros quatro meses do ano fiscal. Essa remuneração pode também incluir um valor de participação nos lucros à discrição de nossos acionistas. Para 2010, 2009 e 2008 a remuneração total paga aos nossos Conselheiros, Diretores e membros do Conselho Fiscal (incluindo o que foi paga por nossas subsidiárias e Itaipu, exceto para as companhias de distribuição) foi de R$ 18.417.084,63, R$ 18.045.473,42 e R$ 17.790.523,59, respectivamente. A quantidade total da participação nos lucros paga aos nossos Diretores (incluindo o que foi pago por nossas subsidiárias e Itaipu) foi de R$ 2.647.443,82 para 2010, R$ 2.146.930,79 para 2009 e R$ 1.693.096,97 parar 2008. A Diretoria Executiva é responsável por dividir a remuneração entre seus membros, os membros da Direção e o Conselho Fiscal. Não reservamos ou acumulamos valores para pagar benefícios de pensionistas, aposentadorias ou similares. C. Práticas do Conselho Contratos para Serviços Não temos contratos para serviços com qualquer membro de nosso Conselho de Administração, Diretoria ou Conselho Fiscal. Conselho Fiscal Nosso Conselho Fiscal está permanentemente estabelecido e consiste de cinco membros e cinco suplentes eleitos na assembleia anual de acionistas para um mandato de um ano, renovável. O Governo Brasileiro tem o direito de nomear três dos membros de nosso Conselho Fiscal e, tanto os acionistas minoritários como os portadores de nossas ações preferenciais têm o direito de nomear um membro, cada, representando pelo menos dez por cento de nosso capital total, e tem o direito de nomear um membro cada um. Os atuais membros do Conselho Fiscal, apresentados na tabela abaixo, e os respectivos suplentes, foram eleitos na assembleia geral de acionistas realizada em 16 de junho de 2011 e, dos quais, elegemos apenas quatro membros para o Conselho Fiscal. Seus mandatos vencem na assembleia ordinária de acionistas programada para abril de 2012. Membro Suplente Jarbas Raimundo de Aldano Matos Danilo de Jesus Vieira Furtado Charles Carvalho Guedes Ana Lucia de Paiva Lorena Freitas Jairez Elói de Souza Paulista Ricardo de Paula Monteiro Leila Przytyk Rodrigo Magela Pereira D. Funcionários Em 31 de dezembro de 2010, tínhamos um total de 28.105funcionários em comparação com 27.610 e 27.075 funcionários em 31 de dezembro de 2009 e 2008, respectivamente. A Eletrobrás em si, excluindo Itaipu e outras subsidiárias, tinha 1.096 funcionários, em 31 de dezembro de 2010. Nos últimos cinco anos, não enfrentamos qualquer greve ou outra forma de interrupção de trabalho que tenha afetado as nossas operações ou tenha exercido um impacto significativo nos nossos resultados. Como uma companhia de capital misto, não podemos contratar empregados sem concurso público. Um concurso público envolve a colocação de anúncios na imprensa brasileira para posições em aberto e o convite de candidatos para um exame. O último concurso público ocorreu em 2010 e, como resultado, nós contratamos cerca de 35 novos funcionários. O tempo médio de serviço dos nossos funcionários é de 42 anos. A tabela a seguir apresenta o número de funcionários por tempo de serviço: Composição dos funcionários por tempo de serviço Em até 5 6 a 10 11 a 15 16 a 20 21 a 25 Mais de 25 Total 31 de dezembro de 2010 ...................................................................................................................................................................................... 7.761 3.363 1.386 622 6.447 8.526 28.105 31 de dezembro de 2009 ...................................................................................................................................................................................... 8.209 2.321 1.193 2.034 5.701 8.153 27.611 A tabela a seguir apresenta o número de funcionários por departamentos: Departamento Número de funcionários em 31 de dezembro de 2010 2009 Campo ............................................................................................................................................................................................... 17.422 16.440 Administrativo .................................................................................................................................................................................. 10.683 11.171 28.105 27.611 Total ................................................................................................................................................................................................. Apesar de não podermos contratar funcionários terceirizados, nossas subsidiárias Eletrobrás Eletronorte, Eletrobrás Eletronuclear e Eletrobrás Furnas empregam 2.139 empregados terceirizados para cumprir as regras estabelecidas pelo Governo Brasileiro durante o plano nacional de privatização. A tabela a seguir apresenta o número de funcionários terceirizados na Eletrobrás Eletronorte e Eletrobrás Furnas: Subsidiária Número de funcionários terceirizados até 31 de dezembro de 2010 2009 Eletrobrás Eletronorte ....................................................................................................................................................................... 548 653 Eletrobrás Furnas .............................................................................................................................................................................. 1.591 1.676 2.139 2.329 Total ................................................................................................................................................................................................. A maioria de nossos empregados é filiada a sindicatos. Os principais sindicatos que representam nossos empregados são: a Federação Nacional dos Urbanitários, a Federação Nacional dos Engenheiros, a Federação Interestadual de Sindicatos de Engenheiros, a Federação Nacional de Secretárias e Secretários, a Federação Brasileira dos Administradores, o Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias de Energia Elétrica de São Paulo, o Sindicato dos Eletricitários de Furnas e DME e o Sindicato dos Eletricitários do Norte e Noroeste Fluminense. Nossa relação com nossos funcionários é regulamentada por acordos coletivos firmados com esses sindicatos e a Associação dos Empregados da Eletrobrás e renegociados em maio de cada ano. Esse acordo é aplicável somente aos funcionários da própria Eletrobrás. Cada uma de nossas subsidiárias negocia seu próprio acordo coletivo, anualmente, com seus respectivos sindicatos. Geralmente temos greves de um dia todos os anos sobre esses acordos de negociação coletiva. E. Posse de Ações Nenhum membro de nosso Conselho Fiscal possui qualquer uma de nossas ações. As tabelas a seguir ilustram a titularidade atual de nossas ações pelos membros de nosso Conselho de Administração e nossa Diretoria: Conselho de Administração Nome: Quantidade de Ações ordinárias Maurício Muniz Barreto de Carvalho ....................................................................................................................................... 2 Virginia Parente de Barros........................................................................................................................................................ 300 Lindemberg de Lima Bezerra ................................................................................................................................................... 1 Wagner Bittencourt de Oliveira ................................................................................................................................................ 3 Marcio Pereira Zimmermann .................................................................................................................................................... 10 José Antonio Corrêa Coimbra .................................................................................................................................................. 1 Arlindo Magno de Oliveira ....................................................................................................................................................... 100 José da Costa Carvalho Neto .................................................................................................................................................... 100 Conselho Executivo Nome: Quantidade de Ações ordinárias José da Costa Carvalho Neto .................................................................................................................................................... 100 José Antonio Muniz Lopes ....................................................................................................................................................... 1 Marcos Aurélio Madureira da Silva.......................................................................................................................................... — Valter Luiz Cardeal de Souza ................................................................................................................................................... — Miguel Colasuonno................................................................................................................................................................... — Armando Casado de Araújo...................................................................................................................................................... — ITEM 7. ACIONISTAS MAJORITÁRIOS E TRANSAÇÕES COM PARTES ENVOLVIDAS A. Acionistas Majoritários Em 31 de dezembro de 2010, o montante global de nosso capital social não distribuído era de R$ 26.156.567.567, composto por 905.023.527 ações ordinárias, junto com 146.920 ações preferenciais classe "A" pendentes e 227.186.643 ações preferenciais classe “B” pendentes. Isso representou 79,9%, 0,01% e 20,6% de nosso capital social total não distribuído, respectivamente. Isso reflete o grupamento de ações 500:1 que nós efetuamos em 20 de agosto de 2007. Em 30 de junho de 2011, tivemos 61.860 beneficiários e sete portadores de ADSs registrados representando ações ordinárias e 24.024 beneficiários e 6 portadores de ADSs registrados representando ações preferenciais. As tabelas a seguir mostram as informações relativas à posse de nossas ações ordinárias e preferenciais em 30 de junho de 2011 e em 31 de dezembro de 2010: Em 30 de junho de 2011 Ações Preferenciais Classe Acionista Ações ordinárias (quantidade) Governo Brasileiro BNDES Participações S.A. BNDES FND FGHAB CEF FGI FGO Outros Cust CBLC Residente No Residente J.P. Morgan Chase Bank Outros Residente Não Residente Total 552.968.382 180.757.950 76.338.832 45.621.589 1.000.000 8.701.564 A % (quantidade) Ações Preferenciais Classe B % 50,87 % 16,63 % 7,02 % 4,20 % 0,09 % 0,80 % (quantidade) 832 18.691.102 18.262.671 0,00% 7,04% 6,88% 221.662.506 221.469.241 61.562.657 83.800.998 20,39 % 20,37 % 5,66 % 7,71 % 146.920 84.997 84.996 1 100,00% 57,85% 57,85% 0,00% 8.750.000 468.600 219.263.678 194.121.410 49.798.262 109.175.267 76.105.586 192.213 152.973 39.240 7,00 % 0,02 % 0,01 % 0,01 % 61.923 61.896 27 42,15% 42,13% 0,02% 35.147.881 25.142.268 25.138.266 4.002 1.087.050.297 146.920 Total % (quantidade) % 3,30% 0,18% 82,60% 73,13% 18,76% 41,13% 552.969.214 199.449.052 94.601.503 45.621.589 1.000.000 8.701.564 8.750.000 468.600 441.072.052 415.675.648 111.445.915 192.976.266 40,88% 14,75% 6,99% 3,37% 0,07% 0,64% 0,65% 0,03% 32,61% 30,73% 8,24% 14,27% 13,24% 9,47% 9,47% 0,00% 111.253.467 25.396.404 25.353.135 43.269 8,22% 1,88% 1,87% 0,01% 265.436.883 1.352.634.100 Em 31 de dezembro de 2010 Ações Preferenciais Classe Acionista Ações ordinárias (quantidade) Governo Brasileiro BNDES Participações S.A. FND FGHAB FGI FGO Ações próprias Outros A % (quantidade) Ações Preferenciais Classe B % (quantidade) Total % (quantidade) % 470.656.241 52,00 % 712 0,00% 470.656.953 41,56% 190.757.950 45.621.589 1.000.000 21,08 % 5,04 % 0,11 % 18.691.102 8,23% 8.750.000 1.008.500 198.736.329 712 3,85% 0,44% 87,48% 0,00% 209.449.052 45.621.589 1.000.000 8.750.000 1.008.500 395.870.996 470.656.953 18,50% 4,03% 0,09% 0,77% 0,09% 34,96% 41,56% 196.987.747 470.656.241 21,77 % 52,00 % 146.920 100,00 % 195.809.462 61.461.579 21,64 % 6,79 % 84.870 84.869 57,77 % 57,77 % 160.511.450 38.969.201 70,65% 17,15% 356.405.782 100.515.649 31,47% 8,88% 62.385.693 6,89 % 1 0,00 % 88.568.342 38,98% 150.954.036 13,33% 71.962.190 1.178.285 7,95 % 0,13 % 62.050 42,23 % 32.973.907 38.224.879 14,51% 16,82% 104.936.097 39.465.214 9,27% 3,49% Limpo através de CBLC Residente Não Residente J.P. Morgan Chase Bank Outros Ações Preferenciais Classe Acionista Ações ordinárias Residente Não Residente Total A Classe B % 1.150.556 0,13 % 62.023 42,22 % 38.220.877 16,82% 39.433.456 3,48% 27.729 0,00 % 27 0,01 % 4.002 0,00% 31.758 0,01% 146.920 % (quantidade) Total (quantidade) 905.023.527 (quantidade) Ações Preferenciais 227.186.643 % (quantidade) 1.132.357.090 % B. Transações com Partes Envolvidas Administramos certos fundos, incluindo o Fundo RGR, a Conta CCC e a Conta CDE, em nome do Governo Brasileiro, nosso acionista controlador. Atuamos por vezes juntamente com outras companhias estatais brasileiras ou entidades governamentais. Estas atividades são principalmente nas áreas de cooperação técnica e pesquisa e desenvolvimento. Em 2000, nosso Conselho de Administração aprovou a assinatura de um Contrato de Cooperação Técnica e Financeira entre nós e o MME, para realizarmos estudos de viabilidade com relação à base hidrográfica brasileira, com a finalidade de identificar locais prováveis para a futura construção de usinas hidrelétricas. O valor estimado do contrato é de R$ 25 milhões, a nos serem pagos pelo MME. Firmamos um acordo de joint venture com a Petrobrás Energia S.A., a qual é também de propriedade parcial do Governo Brasileiro, para a construção de uma usina termelétrica em Manaus. Firmamos, também, um contrato estrutural para estabelecer as bases e as condições para o desenvolvimento de contratos para a comercialização de energia a serem firmados entre nós e a Petrobrás no futuro. Além disso, nós fizemos alguns empréstimos para nossas subsidiárias. Para maiores detalhes, por favor veja a descrição no “Item 4.B, B. Informações sobre a Companhia - Visão Geral do Negócio - Atividades de Empréstimo e Financiamento – Empréstimos Feitos por Nós”. Existem também certos acordos contratuais ocorrendo entre a Eletrobras Eletronuclear e a Eletrobras Furnas para a compra e venda de energia produzida pela Eletrobras Eletronuclear, que está descrito em mais detalhes no “Item 4.B, Informações sobre a Companhia – Visão Geral do Negócio - Usinas Nucleares”. Acreditamos que nossas transações com partes relacionadas são realizada nos termos de mercado. Para mais informações, veja a Nota 45 das Demonstrações Financeiras. C. Participações de Especialistas e Conselheiros Não aplicável ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS A. Demonstrações Financeiras Consolidados e Outras Informações Consulte o "Item 3.A, – Principais Informações - Dados Financeiros Selecionados " e o "Item 18, Demonstrações Financeiras". Litígio A partir de 31 de dezembro de 2010, fazemos parte de numerosos processos judiciais relativos à responsabilidade civil, administrativa, ambiental, trabalhista e créditos fiscais abertos contra nós. Estas reivindicações envolvem quantias substanciais de dinheiro e outros remédios. Várias disputas individuais respondem por uma parte significativa do montante total das alegações contra nós. Nós estabelecemos provisões para todos os montantes em causa, que representam uma perda provável no parecer de nossos consultores jurídicos e em relação às disputas que estão cobertas por leis, decretos, decretos administrativos ou resoluções judiciais que se provaram desfavoráveis a nós. Desde 31 de dezembro de 2009, temos provisionado um valor total de aproximadamente R$ 4.159 milhões relativos às nossas ações judiciais, dos quais R$ 282 milhões são referentes a alegações fiscais, R$ 2,982 milhões são relativos a alegações de direitos cíveis e R$ 895 milhões referentes a reclamações trabalhistas. Processos Ambientais Estamos envolvidos em processos administrativos com relação a infrações da legislação ambiental, danos à fauna ou a operação de usinas sem licenças ambientais. Os casos mais relevantes são os processos envolvendo as usinas de geração da Eletrobras Furnas de Simplício-Queda Única e Batalha. As penalidades aplicadas totalizam aproximadamente R$ 8 milhões sem levar em consideração as multas diárias. A Eletrobras Furnas apresentou uma defesa contestando essas penalidades e até esta data está aguardando julgamento por parte das autoridades ambientais. Não estabelecemos provisões com relação a esta questão a partir de 31 de dezembro de 2010. Estamos também envolvidos em reclamações judiciais de natureza ambiental a partir de 31 de dezembro de 2010. Normalmente, estas reclamações constituem contestações aos processos de licença ambiental de nossos empreendimentos ou pedidos de indenização por danos decorrentes da instalação ou da operação de usinas hidrelétricas. Em 2001, dez municípios do Estado de Minas Gerais e uma associação comercial local entraram com uma ação popular referente a danos ambientais causados pela usina hidrelétrica São José da Barra, da Eletrobras Furnas. A reclamação alega que o nível do reservatório está diminuindo em virtude do uso excessivo e irregular de água para fins de produção de energia. A reclamação alega ainda que os baixos níveis de água no reservatório são prejudiciais ao turismo na área e que, como resultado, a economia regional tem sido adversamente afetada. A reclamação é por compensação financeira de aproximadamente R$ 1 bilhão, embora a maior parte dos municípios originalmente envolvidos já tenha retirado a reclamação. O processo está atualmente em andamento para ser determinada a corte na qual a reclamação será apreciada. Não fizemos nenhuma provisão com relação a este litígio, porquanto consideramos remoto o risco de uma decisão desfavorável nas ações. Em 2002 e 2003, duas associações da comunidade de Cabeço entraram com ações populares independentes referentes a danos ambientais causados pela Eletrobras Chesf. A comunidade de cabeço fica localizada na ilha fluvial no estuário do Rio São Francisco. Ambas alegam que as usinas hidrelétricas perturbam o fluxo normal do rio e resultou em um declínio na atividade pesqueira e o desaparecimento gradual da ilha fluvial. O tribunal considerou que qualquer recurso interposto por um agravo de instrumento deve ser adiado até que uma decisão final seja entregue. Em 9 de agosto de 2010, foi apresentada uma moção solicitando o esclarecimento desta decisão. Essa moção foi rejeitada em setembro de 2010. Nós posteriormente entramos com um pedido de reconsideração da decisão para que o agravo de instrumento seja adiado, o que também foi rejeitado pelo juiz em 18 de outubro de 2010. A compensação monetária solicitada é de R $ 100 milhões em cada caso. Em virtude do risco de perda ter sido considerado apenas como possível, nenhuma provisão foi estabelecida Processos Trabalhistas A partir de 31 de dezembro de 2010, somos parte de alguns processos trabalhistas instaurados contra nós por nossos funcionários, exfuncionários e funcionários de algumas das companhias terceirizadas que nos prestam serviços, envolvendo um montante total de R$ 112 milhões. A maior parte destes processos está relacionada à compensação por hora extra e seus efeitos indiretos, equiparação salarial, pagamento de pensões e pagamento de montantes rescisórios. Apesar de sermos parte de um número significativo de processos trabalhistas, acreditamos que nenhum desses processos, quando considerados individualmente, poderia afetar adversamente nossos resultados operacionais ou condição financeira. Com relação às sucessivas tentativas por parte do Governo Brasileiro para reverter os altos índices inflacionários no Brasil, as companhias brasileiras tiveram no passado que desconsiderar, por lei, em cada ano, parte da inflação para aquele ano quando do cálculo de aumentos salariais para seus funcionários. Como a maioria das companhias brasileiras, fomos réu em ações iniciadas perante tribunais do trabalho pelos sindicatos ou empregados individualmente, buscando compensação por perdas salariais resultantes da implementação dos planos antiinflacionários do Governo Brasileiro, em particular: (i) o plano implementado em 1987 pelo então Ministro da Fazenda, Luiz Carlos Bresser Pereira (o Plano Bresser), (ii) o plano implementado no início de 1989 (o Plano de Verão), e (iii) o plano implementado em 1990 pelo então Presidente, Fernando Collor de Melo (o Plano Collor). Algumas das ações coletivas iniciadas contra nós com relação a esses planos foram definitivamente decididas pelo Supremo Tribunal Federal em nosso favor. Desde 31 de dezembro de 2010, ainda existem ações individuais em processo aguardando julgamento, as quais, entretanto, não consideramos como sendo materiais. Desde 31 de dezembro de 2010, existem poucas contingências trabalhistas relevantes e a possibilidade de perda em relação à maioria das ações é considerada remota por nossos conselheiros jurídicos. Empréstimos Compulsórios De acordo com a Lei No 4.156, de 28 de novembro de 1962, certos usuários finais de eletricidade tiveram que nos fazer “empréstimos compulsórios” (por meio de cobranças pelos distribuidores) a fim de prover recursos para o desenvolvimento do setor elétrico. Os clientes industriais que consomem mais de 2.000 kWh de eletricidade por mês tiveram que pagar um valor equivalente a 32,5% de cada conta de luz para nós na forma de um empréstimo compulsório, que seria reembolsado por nós no prazo de 20 anos. Os juros sobre os empréstimos compulsórios são baseados no IPCA-E, mais 6,0% por ano. A Lei No 7.181, de 20 de dezembro de 1983, prorrogou o programa de empréstimo compulsório até 31 de dezembro de 1993, e estipulou que esses empréstimos podem, sujeitos à aprovação do acionista, ser reembolsados por nós na forma de uma emissão de ações preferenciais no valor contábil, em lugar de dinheiro. Disponibilizamos aos clientes elegíveis, após a primeira e a segunda conversão de créditos do empréstimo compulsório, aproximadamente 42,5 bilhões em ações preferenciais Classe “B” e após a terceira conversão de créditos do empréstimo compulsório, cerca de 27,2 bilhões em ações preferenciais da classe ”B”. Além disso, foi aprovada pelos acionistas, em 30 de abril de 2008, a emissão de ações preferenciais adicionais aos clientes elegíveis no valor contábil como reembolso de nossos empréstimos compulsórios restantes. Se forem emitidas ações adicionais no futuro e o valor contábil dessas ações for inferior ao seu valor de mercado, o valor das ações dos acionistas existentes pode estar sujeito à diluição. Em 31 de dezembro de 2008, registramos aproximadamente R$ 215 milhões por dívidas do empréstimo compulsório que ainda não tinham sido convertidas, as quais, a qualquer momento, por decisão de nossos acionistas, podem ser reembolsadas aos consumidores industriais, por meio da emissão de ações preferenciais da classe “B”, de acordo com os procedimentos acima descritos. Em 31de dezembro de 2009, os consumidores entraram com 4.968 ações contra nós questionando os reajustes monetários, a inflação subestimada e os cálculos de juros relacionados ao reembolso dos empréstimos compulsórios. Dessas ações, 659 foram decididas contra nós e estão atualmente na fase de execução. O montante total envolvido nestas ações não é reajustado pela correção monetária e necessitou de avaliação especializada para ser calculado corretamente. As ações já decididas contra nós totalizam aproximadamente R$ 1,4 bilhão. No transcorrer do processo de execução, tivemos que empenhar alguns de nossos ativos, consistindo principalmente de ações preferenciais por nós mantidas em outras companhias do setor energético. Temos atualmente provisionado R$ 1,4 bilhão para cobrir as perdas decorrentes de decisões desfavoráveis sobre estas ações a partir de 31 de dezembro de 2010. Estamos ainda envolvidos em aproximadamente 3.377 ações relacionadas ao reembolso dos empréstimos compulsórios, nas quais os clientes procuram exercer a opção de converter seus créditos apresentados por títulos pagáveis ao portador. Estes títulos são denominados “obrigações da Eletrobrás”. Entretanto, acreditamos que não temos nenhuma outra responsabilidade com relação a estes títulos porquanto eles têm uma data de expiração para apresentação e esta data expirou. Processos Fiscais Eletrobrás Furnas/COFINS – PASEP – FINSOCIAL Em 2001, recebemos notificações de infração em relação aos impostos FINSOCIAL, COFINS e PASEP, como resultado da exclusão da base de cálculo de certos repasses de empréstimos e transporte de energia de Itaipu, durante um período de dez anos. O montante dos créditos reclamado era de R $ 1.099 milhões (corrigidos para a inflação a partir de um valor inicial de R$ 792 milhões). Em 12 de junho de 2008, com a emissão da Súmula n º 8 do Supremo Tribunal Federal, o prazo para contestar o pagamento de tais impostos foi reduzido de dez para cinco anos e, consequentemente, o montante dos créditos diminuiu para R$ 241,4 milhões . Fizemos uma provisão de R$ 89,3 milhões a partir de 31 de dezembro de 2010, seguindo as recomendações dos nossos consultores jurídicos. Nós não fizemos provisão do saldo restante, porque consideramos possível as chances de uma decisão favorável para nós. Eletrobrás Eletronorte/ICMS A Eletrobrás Eletronorte é réu em uma série de processos administrativos fiscais trazidos principalmente por parte das autoridades fiscais do Estado de Rondônia (Secretaria de Estado de Finanças de Rondônia), uma vez que a Eletrobrás Eletronorte registrou créditos de ICMS para a compra de combustível para o funcionamento de suas usinas térmicas. As autoridades fiscais aplicaram uma multa de 200,0% sobre o montante dos créditos tributários registrados pela Eletrobrás Eletronorte. A Eletrobrás Eletronorte contestou os processos administrativos nos tribunais, com base em pareceres de seus consultores jurídicos. A Eletrobrás Eletronorte acredita que agiu corretamente no registro de tais créditos de ICMS. O montante total do crédito, em 31 de dezembro de 2010, é de aproximadamente R$ 872 milhões. Não fizemos qualquer disposição em relação a esse valor porque consideramos possível o risco de uma decisão favorável. Eletrobras Chesf / PIS/PASEP – COFINS O Supremo Tribunal Federal - STF declarou a inconstitucionalidade do parágrafo 1 do Artigo 3º da Lei No. 9.718/98, que ampliou a base de cálculo dos impostos PIS/PASEP e da COFINS e criou, na época, um novo conceito de faturamento, que cobre o total das receitas auferidas pela pessoa jurídica, independentemente do tipo de atividade e a classificação contábil adotada. Esta disposição é desprovida de qualquer fundamento constitucional, e mais tarde foi adicionada à Constituição. Essa declaração pelo Supremo Tribunal Federal - STF apenas beneficia as companhias que são partes em recursos extraordinários previamente julgados. Com base no Código Tributário Brasileiro, estamos buscando o reconhecimento de nossos créditos de impostos e do reembolso de quaisquer montantes pagos em excesso, como resultado do aumento inconstitucional da base de cálculo dessas contribuições. A partir de 31 de dezembro de 2010 nenhuma decisão final havia sido tomada sobre esta questão. Caso seja decidida a nosso favor, teríamos créditos tributários de R$ 23,9 milhões a partir de 31 de dezembro de 2010 Processos Cíveis Arbitragem – EPE - Companhia Produtora de Energia Ltda Em 26 de novembro de 2007, a Companhia Produtora de Energia Ltda (ou EPE) começou o processo de arbitragem contra a Eletrobras Furnas na Câmara de Mediação e Arbitragem de São Paulo, como resultado do término do acordo de compra de energia pela Eletrobras Furnas, devido à inabilidade da EPE em entregar o volume de energia contratada. Não é possível determinar com precisão o montante da reivindicação, uma vez que depender da avaliação de um especialista a ser designado por um júri. A decisão final ainda está pendente. Não fizemos qualquer provisão relativa a esse montante já que consideramos o risco da possibilidade de uma decisão favorável. Desapropriação de Terras Nossas subsidiárias estão normalmente envolvidas em diversos processos legais relacionados à desapropriação de terras utilizadas para a construção de usinas hidrelétricas, particularmente nas regiões norte e nordeste. A maioria destes processos está relacionada à indenização paga à população afetada pela construção dos reservatórios e danos ambientais ou econômicos infligidos sobre as populações afetadas e as cidades vizinhas. As principais ações relacionadas à desapropriação envolvendo nossas subsidiárias estão descritas abaixo. Na região norte, a Eletrobrás Eletronorte está envolvida em diversos processos relacionados à desapropriação de terras pra a construção das usinas hidrelétricas de Balbina, no estado do Amazonas, e Tucuruí, no estado do Pará. As 26 ações relacionadas à desapropriação de Balbina envolvem o valor a ser pago pela terra desapropriada e a legalidade da posse da terra afetada reclamada por supostos proprietários. O valor total envolvido, que se encontra totalmente provisionado é de aproximadamente R$190 milhões. Recentemente, entretanto, o Ministério Público Federal encontrou novas evidências de que as terras pertenciam à União e não ao estado do Amazonas, o que reforçou o principal argumento do querelante e, como resultado, consultores jurídicos externos da Eletrobrás Eletronorte mudou a probabilidade de perda de possível para provável. Assim, temos provisionado um adicional de R$ 120 milhões como uma contingência. O governo brasileiro juntou-se à Eletrobrás Eletronorte no processo envolvendo a Usina Hidrelétrica de Balbina. Das 232 ações originais relacionadas à desapropriação de Tucuruí, apenas vinte e uma ainda estão em curso desde 31 de dezembro de 2010. A Eletrobras Eletronorte venceu as outras 211 ações e espera o mesmo resultado dos processos ainda em andamento. Não foi feita nenhuma provisão relacionada aos processos remanescentes Mendes Jr. Desde 31 de dezembro de 2010, a Eletrobrás Chesf está envolvida em processos litigiosos significativos com a Mendes Jr., uma construtora brasileira. A Eletrobrás Chesf e a Mendes Junior entraram em um acordo em 1981 estipulando algumas obras de construção a serem realizadas pela Mendes Jr.. O acordo, com as alterações, estabelece que, na hipótese de atrasos nos pagamentos devidos pela Eletrobrás Chesf à Mendes Jr., a Mendes Jr. teria direito a juros por atraso à taxa de 1,0% por mês, mais a indexação para considerar a inflação. Durante a realização da obra, os pagamentos pela Eletrobras Chesf foram atrasados e a Eletrobras Chesf pagou subsequentemente juros com taxas de 1,0%, mais a indexação, sobre os pagamentos atrasados. A Mendes Jr. alegou que, como teve que obter recursos no mercado para não interromper as obras de construção, tinha direito a ser reembolsada com relação a esses recursos às taxas de juros do mercado, que eram muito mais altas do que a taxa de juros por atraso estabelecida no contrato. O tribunal de primeira instância indeferiu as reclamações da Mendes Jr. e a Mendes Jr. apelou ao Tribunal de Recursos do Estado de Pernambuco. O Tribunal de Recursos reintegrou as reclamações da Mendes Jr. e declarou a Eletrobrás Chesf responsável por reembolsar os custos de financiamento da Mendes Jr. relacionados aos pagamentos atrasados às taxas de mercado, mais as taxas legais de 20,0% do valor da disputa, sendo o total indexado às taxas de mercado até a data efetiva de pagamento. A apelação da Eletrobrás Chesf da decisão do Tribunal de Recursos ao Supremo Tribunal Federal foi rejeitada com bases jurisdicionais. A Mendes Jr. iniciou, então, uma segunda ação em um tribunal estadual em Pernambuco para ordenar a Eletrobrás Chesf a pagar as perdas efetivas incorridas pela Mendes Jr., e para determinar o valor a ser pago. No processo de execução, o tribunal de primeira instância decidiu em favor da Mendes Jr., mas o Tribunal de Recursos decidiu em favor da Eletrobrás Chesf, anulando a sentença do tribunal de primeira instância no processo de execução. A Mendes Jr. apelou desta decisão do Tribunal de Recursos ao STJ, o qual foi rejeitado. Ao mesmo tempo, o Governo Brasileiro também solicitou ao STJ que permitisse que o Governo participasse no processo como assistente da Eletrobrás Chesf. Em dezembro de 1997, o STJ decidiu que (i) o segundo processo deveria ser reiniciado a partir da fase de julgamento, (ii) o Governo Brasileiro deveria participar no processo como assistente da Eletrobrás Chesf, e (iii) o segundo processo deveria ser apreciado pelos Tribunais Federais em vez dos Tribunais Estaduais aos quais foi originalmente submetido. Um especialista foi chamado para determinar o montante da reclamação, e teve seus achados contestados pela Eletrobras Chesf. Como consequência, o tribunal decidiu rejeitar o parecer do especialista, mas fixou os critérios que devem ser aplicados para determinar o montante devido. A Mendes Jr. apelou, solicitando que o tribunal exija que a Eletrobras Chesf pague o montante determinado pelo especialista. A Eletrobras Chesf e o governo brasileiro também apelaram, solicitando que o processo deva ser encerrado, visto que não há provas de que a Mendes Jr. obteve empréstimos para concluir a construção. Em 25 de outubro de 2010, o Tribunal Regional Federal da 5ª Região avaliou os recursos interpostos pela Eletrobrás Chesf e o governo brasileiro e determinou que o processo não tinha mérito. Desde dezembro de 2010, a Mendes Jr. não havia recorrido da decisão. O montante inicial alegado pelos reclamantes foi de aproximadamente R$ 7 bilhões (sem considerar a inflação). Em 31 de dezembro de 2010, não tínhamos provisões relacionadas a este assunto. Considerando a decisão do Tribunal Regional Federal da 5ª Região, o risco de perda de tal litígio foi avaliado como remoto. Veja a Nota 31 das Demonstrações Financeiras. Litígio do Fator “K” da Usina de Xingo Desde 31 de dezembro de 201, a Eletrobrás Chesf está ainda envolvida em litígio com o consórcio responsável pela construção da usina de Xingó (ou o Consórcio Xingó). Com relação à construção da usina de Xingó, a Eletrobrás Chesf e o Consórcio Xingó firmaram um contrato para construção que foi alterado em 1988 para prever que um reajuste adicional da inflação (denominado “fator K”) fosse acrescentado a certos pagamentos de correção monetária que teriam de ser feitos pela Eletrobrás Chesf ao Consórcio Xingó pelo contrato. Esta alteração resultou em pagamentos pela Eletrobrás Chesf ao Consórcio Xingó mais altos do que os pagamentos que o Pedido de Proposta (ou RFP) original para este projeto indicou que seriam pagos ao concorrente vencedor. Em 1994, a Eletrobrás Chesf deixou unilateralmente de aplicar o fator K a seus pagamentos ao Consórcio Xingó (e, consequentemente, reduziu seus pagamentos ao Consórcio Xingó ao valor que a Eletrobrás Chesf deveria ter que pagar caso o fator K não tivesse sido aplicado a esses pagamentos) e entrou com uma ação contra o Consórcio Xingó buscando reembolso das quantias adicionais pagas em conformidade com o reajuste do fator K, reivindicando que o uso de um sistema de indexação mais favorável para o Consórcio Xingó do que o originalmente estipulado pela RFP era ilegal de acordo com as regras de concorrência pública. e processo do Consórcio Xingó foi decidido favoravelmente ao querelante, ordenando a Eletrobras Chesf a pagar os montantes correspondentes à aplicação do fator K. A Eletrobras Chesf e o governo brasileiro, que está atuando como assistente da Eletrobras Chesf no processo, recorreram ao STJ. Em agosto de 2010, o STJ manteve o recurso da Eletrobras Chesf para reduzir o montante do crédito. O STJ também negou os outros recursos especiais apresentados pela Eletrobras Chesf e confirmou a decisão do TJPE que julgou improcedente a ação declaratória apresentada pela Eletrobras Chesf e confirmou a reconvenção apresentada pelos réus. Em 30 de junho de 2011, as partes não tinham sido notificadas da decisão do STJ, que ainda estava sujeita a recurso. Se a decisão final for contra a Eletrobras Chesf, estará sujeita à execução final do julgamento. Em 31 de dezembro de 2010, a Eletrobras Chesf havia provisionado R$ 427 milhões em relação a este processo, uma vez que considera provável o risco de uma decisão desfavorável. A Eletrobras Chesf entrou com uma ação contra a Companhia Brasileira de Projetos e Obras (CBPO) e Construções e Comércio e a Mendes Júnior Engenharia S.A. (CONSTRAN), alegando a nulidade parcial de um contrato de turn-key celebrado entre as partes a respeito de Xingó, uma usina hidrelétrica, e buscando a devolução dos valores pagos a esse título, de aproximadamente R$ 350 milhões. O Tribunal Regional Federal determinou que o Tribunal de Justiça do Estado de Pernambuco era o fórum adequado para ouvir esta reclamação. O tribunal considerou que a alegação da Eletrobras Chesf não tem qualquer base legal. Posteriormente, os réus apresentou reconvenção e obtiveram uma decisão favorável no Tribunal Cível de Recife, que foi confirmada em recurso pela 2ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça de Pernambuco. Chesf - Litígio Fazenda Aldeia Um processo de indenização a ser paga pelos 14.400 hectares de terra da Fazenda Aldeia registrado no distrito de Sento Sé pelos administradores do espólio de Anderson Moura de Souza e sua esposa (processo 0085/1993). A decisão de primeira instância considerou que o pedido tinha fundamento e condenou a Eletrobras Chesf a pagar R$ 50 milhões, correspondentes ao montante principal acrescido de juros e correção monetária. Em dezembro de 2008, a Eletrobras Chesf interpôs recurso no Tribunal de Justiça do Estado da Bahia. Em março de 2009, esta ação foi transferida para os tribunais federais, solicitando que todos os atos decisórios sejam anulados e que um novo processo seja iniciado em um tribunal federal. Em 30 de setembro de 2009, a Eletrobras Chesf não havia sido notificada sobre essa redistribuição. O recurso foi parcialmente avaliado pelo Tribunal Federal da 1ª Região, que foi suspenso em virtude de um dos juízes ter pedido mais tempo para analisar o caso. Em 31 de dezembro de 2010, estávamos aguardando o julgamento do recurso. A Eletrobras Chesf provisionou R$ 50 milhões em relação a este processo, porque considera provável o risco de uma decisão desfavorável. Para mais informações, ver a Nota 31 das Demonstrações Financeiras. Política sobre Distribuição de Dividendos A Lei Brasileira das Sociedades Anônimas e nossos estatutos estipulam que devemos pagar aos nossos acionistas uma distribuição obrigatória igual a, no mínimo, 25% de nosso lucro líquido ajustado para exercício fiscal anterior. Além disso, nossos estatutos exigem que demos: (i) às ações preferenciais classe “A” prioridade na distribuição de dividendos, a 8% cada ano sobre o capital vinculado a essas ações, e (ii) às ações preferenciais classe “B” que tenham sido emitidas em ou após 23 de junho de 1969, uma prioridade na distribuição dos dividendos, a 6% cada ano sobre o capital vinculado a essas ações. Além disso, as ações preferenciais devem receber um dividendo 10% acima do dividendo pago às ações ordinárias. A tabela a seguir estabelece nossos dividendos para os períodos indicados: Ano 2010 2009 2008 (1)(2) Ações ordinárias .............................................................................................................................................................................................. 0,83 0,40 1,48 Ações preferenciais Classe A .............................................................................................................................................................................. 2,17 2,17 2,17 Ações preferenciais Classe B .............................................................................................................................................................................. 1,63 1,63 1,63 (1) (2) juros o sobre capital próprio. Ajustado pela proporção do agrupamento de ações. Em 31 de dezembro de 2009, nosso balanço apresentou lucros não distribuídos apropriados de R$ 2.248 bilhões, juntamente com R$ 753 milhões de dividendos acumulados declarados mas ainda não pagos aos nossos acionistas, conforme permitido pela Lei Brasileira das S.A. Nosso Conselho de Administração mantém discrição no que se refere a quando esses dividendos podem ser pagos a nossos acionistas. Dessa forma, nossa administração acredita que qualquer decisão de pagar os dividendos associados seria somente tomada quando nosso Conselho de Administração acreditar que esse pagamento não causaria um evento de liquidez material. B. Mudanças Significativas Nenhuma. ITEM 9. A OFERTA E LISTAGEM A. Detalhes sobre oferta e listagem Detalhes sobre oferta e listagem – Ações ordinárias Nossas ações ordinárias começaram a ser negociadas nas bolsas de valores brasileiras em 7 de setembro de 1971. A tabela seguir apresenta os preços de venda de fechamento mínimos e máximos informados para nossas ações ordinárias na BM&FBOVESPA e o volume médio diário aproximado de negociação para os períodos anuais indicados. Reais nominais por ação ordinária Máxima Mínima Volume Médio Diário de negociação (Milhões de ações) 2006 (*) ........................................................................................................................................................................................................ 29,94 19,15 0,980 2007 (*) ........................................................................................................................................................................................................ 29,08 21,00 1,180 2008 (*) ........................................................................................................................................................................................................ 31,25 19,64 1,338 2009 (*) ........................................................................................................................................................................................................ 38,75 24,07 1,102 2010 (*) ........................................................................................................................................................................................................ 42,00 21,00 1,141 (*) Os preços e os volumes negociados foram ajustados para refletir o grupamento de ações de agosto de 2007. Fonte: BM&FBOVESPA. A tabela a seguir apresenta os preços de venda de fechamento mínimo e máximo informados para nossas ações ordinárias na BM&FBOVESPA e o volume médio diário aproximado de negociação para os trimestres indicados. Reais nominais por ação ordinária Máxima Mínima Volume Médio Diário de negociação (Milhões de ações) Primeiro Trimestre 2009 .................................................................................................................................................................................. 28,06 24,07 0,949 Segundo Trimestre 2009 .................................................................................................................................................................................. 29,69 25,25 1,211 Terceiro Trimestre 2009 .................................................................................................................................................................................. 30,80 26,64 0,985 Quarto Trimestre 2009 .................................................................................................................................................................................... 38,75 24,75 1,273 Primeiro Trimestre 2010 .................................................................................................................................................................................. 42,00 23,25 1,610 Segundo Trimestre 2010 .................................................................................................................................................................................. 26,57 21,86 1,136 Terceiro Trimestre 2010 .................................................................................................................................................................................. 23,25 21,00 0,810 Quarto Trimestre 2010 .................................................................................................................................................................................... 26,05 21,08 1,033 Primeiro Trimestre 2011 .................................................................................................................................................................................. 24,68 22,13 1,229 Segundo Trimestre 2011 .................................................................................................................................................................................. 25,40 20,34 1,141 (*) Os preços e os volumes negociados foram ajustados para refletir o grupamento de ações de agosto de 2007. Fonte: BM&FBOVESPA. A tabela a seguir apresenta os preços de venda de fechamento mínimo e máximo informados para nossas ações ordinárias na BM&FBOVESPA e o volume médio diário aproximado de negociação para os trimestres indicados: Reais nominais por ação ordinária Máxima Mínima Volume Médio Diário de negociação (milhões de ações) Dezembro 2010.......................................................................................................................................................................................... 23,75 21,76 0,762 Janeiro 2011 ............................................................................................................................................................................................... 23,87 22,13 1,281 Fevereiro 2011 ........................................................................................................................................................................................... 23,50 22,40 1,292 Março 2011 ................................................................................................................................................................................................ 24,68 23,14 1,119 Abril 2011 .................................................................................................................................................................................................. 25,40 22,90 1,310 Maio 2011 .................................................................................................................................................................................................. 22,85 22,15 0,970 Junho 2011 ................................................................................................................................................................................................. 22,31 20,34 1,166 Julho 2011.................................................................................................................................................................................................. 20,86 18,2 0,874 Agosto 2011 (até 9 de agosto de 2011) ...................................................................................................................................................... 18,35 15,75 1,523 Fonte: BM&FBOVESPA. Nos Estados Unidos, nossas ações ordinárias são negociadas em forma de ADSs. A tabela a seguir apresenta os preços de venda de fechamento mínimo e máximo informados para nossas ADSs, em representação das ações ordinárias na NYSE e o volume médio diário aproximado de negociação para os períodos indicados: US$ por ADS (ações ordinárias) Máxima Mínima Volume Médio Diário de negociação (milhões de ações) Dezembro 2010.......................................................................................................................................................................................... 14,31 13,11 0,474 Janeiro 2011 ............................................................................................................................................................................................... 14,40 13,19 0,840 Fevereiro 2011 ........................................................................................................................................................................................... 14,28 13,63 0,681 Março 2011 ................................................................................................................................................................................................ 15,51 14,24 0,855 Abril 2011 .................................................................................................................................................................................................. 16,24 14,82 0,894 Maio 2011 .................................................................................................................................................................................................. 14,47 13,88 0,971 Junho 2011 ................................................................................................................................................................................................. 14,46 12,80 1,760 Julho 2011.................................................................................................................................................................................................. 13,63 11,74 0,965 Agosto 2011 (até 9 de agosto de 2011) ...................................................................................................................................................... 11,98 9,88 1,947 Fonte: Bolsa de Nova York Detalhes da Oferta e da listagem – Ações preferenciais A tabela a seguir apresenta os preços de venda de fechamento mínimo e máximo informados para nossas ações preferenciais na BM&FBOVESPA e o volume médio diário aproximado de negociação para os períodos anuais indicados. reais Nominas por ação preferencial Máxima Mínima Volume Médio Diário de negociação (Milhões de ações) 2006 (*) ........................................................................................................................................................................................................ 28,29 19,25 1,200 2007 (*) ........................................................................................................................................................................................................ 28,95 20,60 1,266 2008 (*) ........................................................................................................................................................................................................ 27,60 18,61 1,338 2009 (*) ........................................................................................................................................................................................................ 33,90 22,30 1,000 2010 (*) ........................................................................................................................................................................................................ 35,19 24,67 0,790 (*)Os preços e os volumes negociados foram ajustados para refletir o grupamento de ações de agosto de 2007. Fonte: BM&FBOVESPA. A tabela a seguir apresenta os preços de venda de fechamento mínimo e máximo informados para nossas ações preferenciais na BM&FBOVESPA FBOVESPA e o volume médio diário aproximado de negociação para os trimestres indicados. Reais nominais por ação Ordinária Máxima Mínima Volume Médio Diário de negociação (Milhões de ações)) Primeiro Trimestre 2009 .................................................................................................................................................................................. 26,26 22,75 0,938 Segundo Trimestre 2009 .................................................................................................................................................................................. 28,80 24,29 1,088 Terceiro Trimestre 2009 .................................................................................................................................................................................. 27,00 24,06 0,878 Quarto Trimestre 2009 .................................................................................................................................................................................... 33,90 22,30 1,102 Primeiro Trimestre 2010 .................................................................................................................................................................................. 35,19 28,30 0,978 Segundo Trimestre 2010 .................................................................................................................................................................................. 32,56 25,91 0,751 Terceiro Trimestre 2010 .................................................................................................................................................................................. 27,71 24,67 0,714 Quarto Trimestre 2010 .................................................................................................................................................................................... 30,72 24,70 0,723 Primeiro Trimestre 2011 .................................................................................................................................................................................. 30,62 26,73 0,943 Segundo Trimestre 2011 .................................................................................................................................................................................. 31,46 25,97 0,627 (*)Os preços e os volumes negociados foram ajustados para refletir o grupamento de ações de agosto de 2007. Fonte: BM&FBOVESPA. A tabela a seguir apresenta os preços de venda de fechamento mínimo e máximo informados para nossas ações classe “B” n BM&FBOVESPA e o volume médio diário aproximado de negociação para os demonstrados. Reais nominais por ação preferencial Máxima Mínima Volume Médio Diário de negociação (Milhões de ações)) Dezembro 2010.......................................................................................................................................................................................... 28,00 26,00 0,486 Janeiro 2011 ............................................................................................................................................................................................... 28,74 26,73 0,857 Fevereiro 2011 ........................................................................................................................................................................................... 30,26 26,84 1,274 Março 2011 ................................................................................................................................................................................................ 30,62 29,24 0,711 Abril 2011 .................................................................................................................................................................................................. 31,46 28,61 0,610 Maio 2011 .................................................................................................................................................................................................. 28,91 27,96 0,611 Junho 2011 ................................................................................................................................................................................................. 28,62 25,97 0,659 Julho 2011.................................................................................................................................................................................................. 26,16 22,85 0,466 Julho 2011 (até 9 de agosto de 2011)......................................................................................................................................................... 23,05 20,88 0,811 Fonte: BM&FBOVESPA. Nos Estados Unidos, nossas ações preferenciais classe B são negociadas em forma de ADSs. A tabela a seguir apresenta os preços de venda de fechamento mínimo e máximo informados para nossas ADSs, em representação das ações preferenciais classe “B” na NYSE e o volume médio diário aproximado de negociação para os períodos indicados: US$ por ADS (ações ordinárias) Máxima Mínima Volume Médio Diário de negociação (milhões de ações)) Dezembro 2010.......................................................................................................................................................................................... 17,75 15,63 0,183 Janeiro 2011 ............................................................................................................................................................................................... 17,32 16,20 1,301 Fevereiro 2011 ........................................................................................................................................................................................... 18,08 16,35 0,295 Março 2011 ................................................................................................................................................................................................ 19,34 17,81 0,222 Abril 2011 .................................................................................................................................................................................................. 19,95 18,71 0,169 Maio 2011 .................................................................................................................................................................................................. 18,29 17,56 0,203 Junho 2011 ................................................................................................................................................................................................. 18,54 16,44 0,474 Julho 2011.................................................................................................................................................................................................. 17,18 14,84 0,258 Julho 2011 (até 9 de agosto de 2011)......................................................................................................................................................... 15,15 13,28 0,431 Fonte: Bolsa de Nova York Temos um número insignificante de ações preferenciais Classe A, sem efeito material no volume de negócios na BM&FBOVESPA. Em 20 de agosto de 2007, efetuamos um grupamento de 1 para 500. Como resultado, nosso capital acionário compreende atualmente um total de 1.132.357.090 ações, das quais 905.023.527 são ações ordinárias, 146.920 são ações preferenciais classe “A” e 227.186.643 são ações preferenciais classe “B”. Não existem restrições sobre a titularidade de nossas ações preferenciais ou ações ordinárias por indivíduos ou entidades jurídicas domiciliadas fora do Brasil. O direito de converter pagamentos de dividendos e recebimentos obtidos da venda de ações para moeda estrangeira e de remeter esses valores para fora do Brasil está sujeito a restrições contidas em regulamentos de investimento estrangeiro que geralmente exigem, entre outras coisas, que os investimentos relevantes tenham sido registrados no Banco Central. O Banco Itaú S.A., como custodiante de nossas ações ordinárias e preferenciais classe “B” representadas pelas ADSs, tem registradas no Banco Central em nome do Depositário as ações ordinárias e as ações preferenciais classe “B” que manterá. Isso permite que os portadores de ADSs convertam dividendos, distribuições ou os recebimentos obtidos de qualquer venda dessas ações ordinárias ou preferenciais classe “B”, conforme for o caso, para dólares americanos e remetam esses dólares para o exterior. Entretanto, os portadores de ADSs podem ser adversamente afetados por atrasos em, ou a recusa em conceder qualquer aprovação governamental para conversões de pagamentos em moeda brasileira e remessas para o exterior das ações ordinárias ou preferenciais classe “B” que embasam nossas ADSs. No Brasil, existem alguns mecanismos disponíveis para os investidores estrangeiros interessados em negociar diretamente nas bolsas de valores brasileiras ou em mercados over the counter. De acordo com os regulamentos emitidos pela Resolução No 2.689 emitida pelo Conselho Monetário Nacional (ou “Resolução 2.689”), os investidores estrangeiros que procuram negociar diretamente em uma bolsa de valores brasileira ou em um mercado de balcão organizado devem atender às seguintes exigências: • os investimentos devem ser registrados em um sistema de custódia, compensação ou depositário autorizado pela CVM ou pelo Banco Central; • as negociações de títulos estão restritas a transações realizadas nas bolsas de valores ou mercados over the counter autorizados pela CVM; • devem constituir um representante no Brasil; • devem preencher um formulário anexado à Resolução No 2.689; e • devem obter registro junto à CVM e registrar o fluxo de recursos no Banco Central. Se estas exigências forem cumpridas, os investidores estrangeiros poderão negociar diretamente nas bolsas de valores brasileiras ou em mercados over the counter. Estas regras estendem o tratamento tributário favorável a todos os investidores estrangeiros que investirem em conformidade com estas regras. Vide “Item 10.E – Tributação”. Estes regulamentos contêm certas restrições sobre a transferência offshore da titularidade dos títulos, exceto no caso de reorganizações corporativas efetuadas no exterior por um investidor estrangeiro. Um certificado de registro de capital estrangeiro foi emitido em nome do Depositário com relação aos ADSs e é mantido pelo Banco Itaú S.A., como custodiante de nossas ações ordinárias e preferenciais classe “B” representadas por ADSs, em nome do Depositário. Em conformidade com esse certificado de registro de capital estrangeiro, esperamos que o Depositário consiga converter dividendos e outras distribuições relacionadas às ações ordinárias e preferenciais classe “B” representada por ADSs em moeda estrangeira e remeter os lucros obtidos para fora do Brasil. Na hipótese de um portador de ADS trocar essa ADS por ações ordinárias ou preferenciais classe “B”, esse portador poderá continuar a se basear no certificado de registro de capital estrangeiro do Depositário por cinco dias úteis após a troca, após esse período, o portador deve procurar obter seu próprio certificado de registro de capital estrangeiro com o Banco Central. Posteriormente, qualquer portador de ações ordinárias ou preferenciais classe “B” não poderá convertê-las em moeda estrangeira e remeter para fora do Brasil os produtos da alienação de, ou distribuições relacionadas às ações ordinárias ou preferenciais classe “B”, a não ser que o portador se qualifique pela Resolução No 2.689 ou obtiver seu próprio certificado de registro de capital estrangeiro. Um portador que obtiver um certificado de registro de capital estrangeiro estará sujeito a tratamento tributário brasileiro menos favorável do que um portador de ADSs, Vide “Item 10.E – Tributação – Considerações Materiais sobre o Imposto Brasileiro”. Pela legislação brasileira, o Governo Federal brasileiro pode impor restrições temporárias sobre as remessas de capital estrangeiro para o exterior na hipótese de um desequilíbrio sério ou a antecipação de um desequilíbrio sério da balança de pagamentos do Brasil. Durante aproximadamente seis meses em 1989 e no início de 1990, o governo federal brasileiro congelou todos os dividendos e repatriamentos de capital mantidos pelo Banco Central que eram devidos a investidores estrangeiros de forma a conservar as reservas cambiais do Brasil. Estes montantes foram subsequentemente liberados de acordo com diretrizes do governo federal brasileiro. Não pode haver nenhum garantia de que o governo brasileiro não imporá restrições similares aos repatriamentos estrangeiras no futuro. B. Plano de Distribuição Não aplicável. C. Mercados Nossas ações ordinárias são negociadas sob o símbolo “ELET3” e nossas ações preferenciais “B” são negociadas sob o símbolo “ELET6” na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros de São Paulo (BM&FBOVESPA). A Bolsa de Valores do Rio de Janeiro negocia apenas dívida pública federal, estadual ou municipal brasileira ou realiza leilões de privatização. As ações e títulos são negociados exclusivamente na BM&FBOVESPA. Em 31 de dezembro de 2010, tínhamos aproximadamente 24.857 detentores destas ações. Nossos ADRs estão listados na NYSE. No dia 22 de junho de 2011, nós tínhamos 61.860 detentores beneficiários e 7 registrados de nossas ADSs representando ações ordinárias e 24.024 detentores beneficiários e 6 registrados de nossas ADSs representando ações preferenciais. Negociação, Liquidação e Compensação Regulamentação do Mercado de Títulos Brasileiro Os mercados brasileiros de títulos são regulamentados pela Comissão de Valores Mobiliários (a “CVM”), à qual foi conferida a autoridade reguladora sobre os mercados de bolsas de valores e títulos pela Lei brasileira No 6.385, promulgada em 7 de dezembro de 1976, e a Lei brasileira No 6.404, promulgada em 15 de dezembro de 1976 (Lei Brasileira de Sociedades Anônimas, e também pelo Conselho Monetário Nacional – CMN, e o Banco Central, que detém, entre outros poderes, a autoridade de emitir licenças para corretoras e regular os investimentos estrangeiros e as transações em moeda estrangeira. Os mercados brasileiros de títulos são regidos pelas leis brasileiras - Lei dos Valores Mobiliários e Lei das Sociedades Anônimas, assim como pelos regulamentos emitidos pela CVM e pelo CMN. Estas leis e regulamentos estipulam, entre outras coisas, exigências de divulgação aplicáveis aos emissores de títulos negociáveis, restrições sobre negociação por insider (privilegiado) e manipulação de preços e proteção dos acionistas minoritários. Em 3 de janeiro de 2002, a CVM emitiu a Instrução No. 358, que emenda as regras aplicáveis à divulgação de fatos relevantes, a qual entrou em vigor em 18 de abril de 2002. A CVM também emitiu diversas instruções relativas às exigências para divulgação, nomeadamente as Instruções No. 361 e No. 400 para a regulação de ofertas públicas. A instrução No. 380 para a regulação de ofertas pela internet e a Instrução No. 381 para a regulação de auditores independentes. A Instrução No. 480 também exige que empresas públicas divulguem um Formulário de Referência que mantém um registro atualizado permanente contendo informações relevantes sobre o emissor, e notas de oferta complementares serão acrescentadas a ela a cada nova oferta. Acreditamos que estamos atualmente de acordo com todos os padrões brasileiros aplicáveis de Governança Corporativa. Pela Lei Brasileira das Sociedades Anônimas., uma companhia é mantida publicamente e registrada, uma companhia aberta, ou privada e não registrada, uma companhia fechada. Todas as companhias estão listadas na CVM e estão sujeitas a exigência da prestação de informações e exigências regulatórias. Uma companhia registrada na CVM pode negociar seus títulos ou nos mercados cambiais, inclusive na BM&FBOVESPA, ou no mercado over the counter brasileiro. As ações de companhias aberta também podem ser negociadas particularmente, sujeitas a algumas limitações. Para ser registrada na BM&FBOVESPA, uma companhia deve solicitar o registro à BM&FBOVESPA e à CVM e ficar sujeita às exigências regulatórias e exigências de prestação de informações. A negociação de títulos na BM&FBOVESPA pode ser suspensa a pedido de uma companhia antes do anúncio material. A negociação pode ser suspensa por iniciativa da BM&FBOVESPA ou da CVM, com base em ou em virtude de, entre outros motivos, uma suspeita de que uma companhia tenha fornecido informações inadequadas referentes a um evento significativo ou tenha dado respostas inadequadas a indagações pela CVM ou pela BM&FBOVESPA. Negociação na BM&FBOVESPA Em 2000, as atividades de negociação de ações no Brasil foram reorganizadas por meio da assinatura de memorandos de entendimento pelas bolsas de valores brasileiras. De acordo com os memorandos, todas as ações brasileiras são negociadas publicamente, exclusivamente na BM&FBOVESPA. A BOVESPA foi uma entidade sem fins lucrativos pertencente às corretoras membro. Em 2008, a BOVESPA foi convertida em uma empresa aberta brasileira e batizada BM&FBOVESPA, como o resultado de uma fusão entre a BOVESPA e a Bolsa de Mercadorias e Futuros – BM&F). a BM&FBOVESPA é atualmente a mais importante instituição a intermediar transações no mercado de capital e é a única Bolsa de títulos, commodities e futuros no país. A comercialização nessa bolsa de valores é realizada pelas corretoras membro. A CVM e a BM&FBOVESPA têm capacidade de avaliação para suspender a negociação de ações de um determinado emissor sob certas circunstâncias, baseadas em ou em virtude de indicações que uma companhia possa ter prestado informações inapropriadas referentes a um fato material ou respostas inapropriadas a indagações feitas pela CVM ou pela BM&FBOVESPA. A negociação de títulos listados na BM&FBOVESPA, inclusive no “Novo Mercado” e nos Segmentos dos Níveis 1 e 2 das Práticas Diferenciadas de Governança Corporativa, pode ser realizada fora das bolsas no mercado de balcão não organizado em certas circunstâncias específicas. Apesar do Mercado de brasileiro de títulos ser o maior na América Latina em termos de capitalização, é menor e menos líquido do que os principais mercados de títulos nos EUA e na Europa. Além disso, a BM&FBOVESPA é significativamente menos líquida do que a Bolsa de Valores de Nova York, ou a NYSE, ou outras bolsas importantes no mundo. Embora todas as ações emitidas em circulação de uma companhia listada possam ser comercializadas na BM&FBOVESPA, menos da metade das ações listadas estão efetivamente disponíveis para negociação pelo público, sendo as demais detidas por pequenos grupos de pessoas controladoras, por entidades governamentais ou por um acionista principal. A volatilidade e a iliquidez relativa dos mercados de títulos brasileiros podem limitar substancialmente sua capacidade de vender as ações preferenciais na data e pelo preço que você deseja e, como resultado, podem ter um impacto negativo no preço de mercado destes títulos. Para reduzir a volatilidade, a BM&FBOVESPA adotou um sistema de “circuit breaker” em conformidade com o qual as sessões de negociação podem ser suspensas por um período de 30 minutos ou uma hora sempre que índices especificados da BM&FBOVESPA ficarem abaixo dos limites de 10% e 15%, respectivamente, com relação aos níveis de índices para a sessão de negociação anterior. Quando os acionistas negociam ações na BM&FBOVESPA, a negociação é liquidada em três dias úteis após a data de negociação. A entrega e pagamento de ações são feitos por meio das instalações da câmara de compensação independente para a BM&FBOVESPA, a Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia S.A. – CBLC, que cuidam do acerto multilateral tanto das obrigações financeiras quanto das transações que envolvem títulos. De acordo com os regulamentos aplicáveis, a liquidação financeira é realizada através de um sistema do Banco Central e as transações que envolvem a compra e a venda de ações são acertadas através do sistema de custódia da CBLC. Todas as entregas contra pagamento final são irrevogáveis. A negociação nas bolsas de valores brasileiras por não residentes do Brasil está sujeita a procedimentos de registro. Práticas de Governança Corporativa Em 2000, a BM&FBOVESPA introduziu três segmentos especiais de listagem, conhecidos como Nível 1 e Nível 2 de Práticas de Governança Corporativa Diferenciadas e Novo Mercado, visando incrementar um mercado secundário para títulos emitidos por companhias brasileiras listadas na BM&FBOVESPA, ao estimularem estas companhias a seguirem práticas corretas de governança corporativa. Os segmentos de listagem foram projetados para a comercialização de ações emitidas por companhias que se comprometem voluntariamente a obedecer às práticas de governança corporativa e exigências de prestar informações, além das já impostas pela lei brasileira. Estas regras aumentam geralmente os direitos dos acionistas e melhoram a qualidade das informações fornecidas aos mesmos. Recentemente, a BM&FBOVESPA reviu os Níveis 1 e 2 das Práticas de Governança Corporativa Diferenciadas e as regas do Novo Mercado em duas ocasiões. As alterações às regras do Novo Mercado entraram em vigor em 6 de fevereiro de 2006, e as alterações nos Níveis 1 e 2 das Práticas de Governança Corporativa Diferenciadas entraram em vigor em 10 de fevereiro de 2006. A segunda e mais recente série de emendas às regras do Novo Mercado e dos Níveis 1 e 2 das Práticas de Governança Corporativa Diferenciadas entraram em vigor em 10 de maio de 2011. A partir da data em que as regras entraram em vigor, para tornar-se uma companhia Nível 1, além das obrigações impostas pela lei aplicável, um emissor deve concordar em (i) assegurar que as ações que representarem no mínimo 25% de seu capital total estejam efetivamente disponíveis para negociação, (ii) adotar os procedimentos de oferta que favorecem a titularidade corrente das ações sempre que se fizer uma oferta pública, (iii) cumprir com as normas mínimas de prestação de informações trimestralmente, (iv) seguir estritamente as políticas de prestação de informações com relação a transações feitas por seus acionistas controladores, membros de seu conselho de administração e seus dirigentes envolvendo títulos emitidos pelo emissor; (v) submeter quaisquer contratos de acionistas existentes e programas de opção de ações à BM&FBOVESPA; (f) fazer um cronograma de eventos corporativos disponível a seus acionistas; vii) elaborar e divulgar uma política de comercialização de títulos aplicável à companhia, aos seus acionistas majoritários, membros do conselho e administração, bem como aos membros de outros órgãos estatutários da companhia com funções técnicas ou de consultoria; (viii) elaborar e divulgar um código de conduta estabelecendo os valores e os princípios que devem servir como orientações para as atividades da companhia e a relação com a administração, equipe, prestadores de serviços e outras entidades e indivíduos afetados pela companhia: e (ix) proibir a manutenção de posição dupla como Presidente e CEO (ou principal diretor executivo) da empresa. Para se tornar uma companhia Nível 2, além das obrigações impostas pela lei aplicável, um emissor deve concordar, entre outras coisas, em (i) obedecer a todas as exigências de listagem para as companhias Nível 1, (ii) conceder direitos tag-along para todos os seus acionistas com relação a uma transferência do controle da companhia, oferecendo aos portadores de ações ordinárias o mesmo preço pago por ação para as ações ordinárias de bloco controlador, (c) conceder direitos de voto aos portadores de ações ordinárias com relação a certas transações corporativas de reestruturação e de partes relacionadas, como (a) qualquer mudança da companhia em outra entidade corporativa, (b) qualquer fusão, consolidação ou spin-off da companhia, (c) aprovação de quaisquer transações entre a companhia e seu acionista controlador, incluindo as partes relacionadas ao acionista controlador, (d) aprovação de qualquer valorização de ativos a serem entregues à companhia em pagamento das ações emitidas em um aumento de capital, (e) nomeação de um especialista para determinar o valor justo das ações da companhia com relação a qualquer oferta pública para compra (tender offer) de cancelamento de registro e saída do Nível 2 e (f) quaisquer mudanças nestes direitos de voto, que prevalecerão enquanto o acordo para adesão ao segmento de Nível 2 com a BM&FBOVESPA estiver em vigor; (iv) ter um conselho de administração composto de no mínimo cinco membros, dos quais um mínimo de 20% dos conselheiros deve ser independente, com um mandato limitado de dois anos, (v) preparar demonstrativos financeiros anuais em inglês, incluindo demonstrativos de fluxo de caixa, de acordo com normas contábeis internacionais, como as U.S. GAAP ou as Normas Internacionais de Informação Contábil IFRS, (vi) efetuar uma oferta pública (tender offer) pelo acionista controlador da companhia (o preço mínimo das ações a serem oferecidas será determinado por um processo de avaliação), se decidir cancelar o registro do segmento do Nível 2; (vii) aderir exclusivamente às regras da Câmara de Arbitragem da BM&FBOVESPA para a resolução de disputas entre a companhias e seus investidores; (viii) fazer com que o Conselho de Administração elabore e divulgue um parecer prévio e justificado em relação a qualquer e todas as ofertas públicas para a aquisição de ações emitidas pela companhia, analisando, entre outros aspectos, os impactos da oferta sobre a participação da companhia e dos acionistas, assim como na liquidez das ações emitidas pela companhia, e contendo uma recomendação final e justificada para a aceitação ou para a rejeição da oferta pelos acionista; e (ix) não incluir no estatuto da companhia disposições que (a) restringem o número de votos de um acionista ou grupo de acionistas a porcentagens abaixo de 5% (cinco por cento) das ações com direito a voto, com exceção dos casos de desnacionalização ou de limites impostos pelas leis e regulamentações aplicáveis à companhia; e, exceto quando previsto de outra maneira pela lei ou pelas regulamentações (b)exigem um quórum qualificado para assuntos que devam ser submetidos à assembleia geral dos acionistas, ou (c) restringem o exercício de um voto favorável pelos acionistas ou cobre dos acionistas que votem em favor de uma supressão ou alteração nas disposições do estatuto. Para ser registrado no segmento do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, o emissor deve satisfazer todas as exigências acima descritas no Nível 1 e Nível 2, além de (a) emitir somente ações ordinárias (com direito a voto). Em 26 de setembro de 2006, celebramos um acordo com a BM&FBOVESPA para listar nossas ações preferenciais no segmento de Nível 1, a partir da data imediatamente após a publicação do anúncio no Brasil do início desta oferta, em conformidade com o qual concordamos em atender, e continuamos a cumprir com todas as exigências da listagem Nível 1. Investimento em nossas Ações Preferenciais por não residentes no Brasil Os investidores que residem fora do Brasil, incluindo investidores institucionais, estão autorizados a comprar instrumentos de capital próprio, incluindo nossas ações preferenciais nas bolsas de valores brasileiras, contanto que atendam às exigências de registro estipuladas na Resolução No. 2.689 do CMN, e na Instrução da CVM No. 325, de 27 de janeiro de 2000, com as alterações. Com certas exceções limitadas, pela Resolução No. 2.689, os investidores podem realizar qualquer tipo de transação nos mercados de capital financeiro brasileiros envolvendo um título negociado em uma bolsa, futura ou no mercado de balcão organizado. Os investimentos e as remessas para fora do Brasil de ganhos, dividendos, lucros ou outros pagamentos oriundos de nossas ações preferenciais são feitos através do mercado cambial. Para se tornar um investidor pela Resolução No 2.689, um investidor que residir fora do Brasil deve: • nomear pelo menos um representante no Brasil, que será responsável pelo cumprimento das exigências de registro e elaboração de relatórios e procedimentos com o Banco Central e a CVM. Se o representante for uma pessoa ou uma empresa não financeira, o investidor deve nomear também uma instituição devidamente autorizada pelo Banco Central, que será solidaria e severamente responsável pelas obrigações do representante; • preencher o formulário de registro de investidor estrangeiro; • através do seu representante, registrar-se como investidor estrangeiro junto à CVM e registrar o investimento no Banco Central; • nomear um representante no Brasil para fins de tributação; • obter um número de identificação do contribuinte junto ao fisco brasileiro - Receita Federal do Brasil (Receita Federal); e • os títulos e outros ativos financeiros mantidos por investidores estrangeiros nos termos da Resolução No. 2.689 devem ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob custódia de uma entidade devidamente licenciada pelo Banco Central ou pela CVM. Além disso, a negociação de valores mobiliários por investidores estrangeiros é geralmente restrita às operações com valores mobiliários listados nas bolsas de valores brasileiras ou negociados em mercados de balcão organizados que sejam licenciados pela CVM. Diferenças Significativas entre nossas Práticas de Governança Corporativa e as Normas de Governança Corporativa da NYSE Estamos sujeitos aos padrões de listagem de governança corporativa da NYSE. Como um emissor estrangeiro privado, as normas aplicáveis a nós são consideravelmente diferentes das normas aplicadas às companhias listadas nos Estados Unidos da América. Segundo as regras da NYSE, devemos respeitar as seguintes regras de governança corporativa: (i) devemos satisfazer os requisitos do artigo 10ª-3 da Lei de câmbio (Exchange Act) , inclusive ter um comitê de auditoria ou conselho de auditoria, de acordo com uma isenção aplicável disponível para emissores privados estrangeiros, que atenda a determinados requisitos, como discutido abaixo, (ii) devemos fornecer à NYSE uma certificação anual e temporária por escrito como é exigido pelas regras de governança corporativa da NYSE, (iii) devemos fornecer uma certificação imediata pelo nosso CEO de qualquer não conformidade material com qualquer regra de governança corporativa; e (iv) precisamos fornecer uma descrição resumida das diferenças significativas entre nossas práticas de governança corporativa e as práticas de governança corporativa da NYSE que têm que ser seguidas pelas companhias listadas nos Estados Unidos. A discussão das diferenças significativas entre nossas práticas de governança corporativa e aquelas exigidas de companhias listadas nos Estados Unidos está apresentada abaixo. Maioria dos Conselheiros Independentes As regras da NYSE exigem que a maioria dos integrantes do conselho seja constituída de conselheiros independentes. A independência é definida por diversos critérios, inclusive a ausência de uma relação material entre o conselheiro e a companhia listada. Apesar da lei brasileira não ter uma exigência similar, as regras do Novo Mercado e do Nível 2 exigem que as companhias listadas tenham um Conselho de Administração composto por pelo menos cinco membros, dos quais um mínimo de 20& dos Conselheiros devem ser independentes em conformidade com os diferentes critérios definidos nas regulamentações (tal ausência de relação material entre um Conselheiro e a companhia listada ou o acionista controlador). O segmento de Nível 1 da BM&FBOVESPA sob o qual estamos listados exige apenas que o conselho seja composto de um mínimo de três membros e não exige a participação de Conselheiros independentes e, portanto, pela lei brasileira e pelas regras do Nível 1, nem nosso Conselho de Administração nem nossa administração precisa provar a independência dos conselheiros antes de sua eleição para o conselho. Entretanto, tanto a Lei Brasileira das Sociedades Anônimas como a CVM estabeleceram regras que exigem que os conselheiros atendam a certas exigências de qualificação e que tratem a remuneração e atribuições e responsabilidades de, assim como as restrições aplicáveis, aos diretores executivos e conselheiros da companhia. Apesar de nossos conselheiros atenderem às exigências de qualificações das Leis brasileiras das Sociedades Anônimas e da CVM, assim como do segmento de Nível 1 da BM&FBOVESPA, não acreditamos que a maioria de nossos conselheiros seria considerada independente conforme o teste da NYSE para independência de conselheiro. A Lei Brasileira das Sociedades Anônimas e nosso estatuto exigem que nossos conselheiros sejam eleitos por nossos acionistas em uma assembleia geral de acionistas. Sessões Executivas As regras da NYSE exigem que os conselheiros não pertencentes à administração devem participar de sessões executivas programadas regularmente sem a presença da administração. A Lei Brasileira das Sociedades Anônimas não possui uma cláusula similar. De acordo com a Lei Brasileira das Sociedades Anônimas, até um terço dos membros do Conselho de Administração pode ser eleito pela administração. Os demais conselheiros não executivos não têm o poder de servir como supervisores da administração e não existe nenhuma exigência para que esses conselheiros se reúnam regularmente sem os demais conselheiros. Como resultado, os conselheiros que não são executivos em nosso conselho não se reúnem normalmente em sessões executivas. Comitê de Governança Nomeadora / Corporativa As regras da NYSE exigem que as companhias listadas possuam um comitê de governança nomeadora / corporativa composto inteiramente por conselheiros independentes e regido por um estatuto escrito que trate da finalidade exigida do comitê e detalhando suas responsabilidades exigidas, as quais incluem, entre outras coisas, a identificação e seleção de candidatos a membro do conselho qualificados e desenvolvimento de um conjunto de princípios de governança corporativa aplicável à companhia. As leis brasileiras não possuem uma exigência semelhante.. Comitê de Remuneração As regras da NYSE exigem que as companhias listadas possuam um comitê de remuneração composto inteiramente de conselheiros independentes e regido por um estatuto escrito tratando da finalidade exigida do comitê e detalhando suas responsabilidades obrigatórias, as quais incluem, entre outras coisas, a revisão de metas corporativas relevantes para a remuneração do presidente, avaliação do desempenho do presidente, aprovação dos níveis de remuneração do presidente e recomendando ao conselho a remuneração dos diretores, a remuneração de incentivo e os planos baseados em participação nos lucros. Não somos obrigados pela lei brasileira aplicável a ter um comitê de remuneração. Pela Lei Brasileira das Sociedades Anônimas, o montante total disponível para remuneração de nossos conselheiros e diretores e pagamentos pela participação nos lucros aos nossos diretores executivos é estabelecido por nossos acionistas na assembleia geral anual. O Conselho de Administração é, então, responsável por determinar a remuneração individual e a participação nos lucros de cada diretor executivo, assim como a remuneração dos membros de nosso conselho e comitê. Ao fazer essas determinações, o conselho revê o desempenho dos diretores executivos, inclusive o desempenho de nosso presidente, que geralmente não participa das discussões sobre seu desempenho e remuneração. Comitê de Auditoria As regras da NYSE exigem que as companhias listadas tenham um comitê de auditoria que (i) seja composto por no mínimo três conselheiros independentes com experiência financeira, (ii) atenda às regras da SEC referentes aos comitês de auditoria para as companhias listadas, (iii) tenha no mínimo um membro com experiência contábil ou administração financeira, e (iv) seja regido por um estatuto escrito que trate da finalidade exigida do comitê e detalhando suas responsabilidades exigidas. Entretanto, como emissor privado estrangeiro, necessitamos apenas cumprir com a exigência de que o comitê de auditoria atenda às regras da SEC referentes aos comitês de auditoria para as companhias listadas. A Lei Brasileira das Sociedades Anônimas exige que as companhias tenham um Conselho Fiscal não permanente composto de três a cinco membros eleitos na assembleia geral de acionistas. Aprovação pelo acionista de remuneração através de ações As regras da NYSE exigem que os acionistas tenham uma oportunidade de votar em todos os planos de compensação de capital próprio e em suas revisões materiais, com exceções limitadas. Pela Lei Brasileira das Sociedades Anônimas, os acionistas devem aprovar todos os programas de opção de compra de ações. Além disso, qualquer emissão de novas ações que ultrapassem o capital acionário autorizado está sujeita à aprovação dos acionistas. As regras da NYSE exigem que as companhias listadas adotem e informem as diretrizes de governança corporativa. Apesar de não adotarmos quaisquer diretrizes formais de governança corporativa além daquelas exigidas pela lei brasileira aplicável, adotamos diretrizes de governança corporativa que estão estabelecidas no Código das Práticas de Governança Corporativa da Eletrobrás. Além disso, também adotamos e observamos uma política de informação que exige a divulgação pública de todas as informações relevantes em conformidade com as diretrizes estipuladas pela CVM, bem como uma política de comercialização de insider a qual, entre outras coisas, estabelece períodos de black-out e exige que os insiders informem à administração todas as transações que envolverem seus títulos. Código de Conduta e Ética Empresarial As regras da NYSE exigem que as companhias listadas adotem e divulguem um código de conduta e ética empresarial para os diretores, conselheiros e empregados, e divulgue prontamente quaisquer dispensas do código para os membros do conselho ou diretores ou dirigentes. A lei brasileira aplicável não tem uma exigência similar; entretanto, em 2010 introduzimos o Código de Ética Único das Companhias Eletrobrás, a qual fornece os princípios éticos a serem observados por todos os membros do Conselho de Administração, diretores executivos, funcionários, colaboradores de empresas terceirizadas, prestadores de serviços, trainees e jovens aprendizes. Função de Auditoria Interna As regras da NYSE exigem que as companhias listadas mantenham uma função de auditoria interna para fornecer à administração e ao comitê de auditoria avaliações permanentes dos processos de administração de risco da companhia e sistema de controle interno. A lei brasileira aplicável não tem uma exigência similar. D. Acionistas Vendedores Não aplicável. E. Diluição Não aplicável. F. Despesas de emissão Não aplicável. ÍTEM 10. Informações adicionais A. Capital Social Não aplicável. B. Contrato e Estatuto Social Objeto Social Nossos estatutos estabelecem que nossos objetos sociais são: (1) construir e operar usinas de energia e linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica e celebração de atos de comércio, como a comercialização de energia elétrica; (2) cooperar com o governo para estabelecer a política de energia pública; (3) dar suporte financeiro a nossas subsidiárias; (4) promover e apoiar pesquisa de interesse do setor energético, ligada à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, assim como estudos relativos à utilização de reservatórios para diversas finalidades; (5) contribuir para o treinamento do pessoal técnico necessário para o setor elétrico brasileiro por meio de cursos especializados; podemos dar também assistência às entidades educacionais no Brasil e no exterior; e (6) cooperar técnica e administrativamente com nossas subsidiárias e o governo. Nosso Conselho de Administração não tem o poder de votar a compensação de seus membros ou exercer poderes de empréstimo. Somente nossos acionistas podem aprovar essas matérias. Não existe nenhum limite de idade prescrito para saída de membros do Conselho de Administração. Descrição de nosso Capital Acionário Geral Somos uma sociedade de economia mista, autorizada e constituída de acordo com a Lei brasileira No 3.890-A, de 25 de abril de 1961. Estamos registrados nas autoridades tributárias brasileiras com o CNPJ número 00.001.180/0001-26. Nosso capital acionário está dividido em três tipos de ações: ações ordinárias, ações preferenciais classe “A” (que foram emitidas antes de 23 de junho de 1969) e ações preferenciais classe “B” (que foram emitidas desde 23 de junho de 1969). Em setembro de 2006, firmamos um acordo com a BM&BOVESPA para listar nossas ações no segmento Nível 1 da governança corporativa da BM&BOVESPA, cuja efetividade teve início em 29 de setembro de 2006. A negociação de nossas ações no Nível 1 começou em 29 de setembro de 2006. História de Nosso Capital Acionário Em 2010, nosso capital acionário era de R$ 26.157 milhões, comparados a R$ 26.157 milhões em 2009. Ações do tesouro Não possuímos ações do tesouro e não temos um programa para recompra de nossas ações. Direitos anexados às nossas ações Ações Ordinárias Cada uma de nossas ações dá direito ao seu portador a um voto em todas as matérias submetidas a votação dos acionistas em uma assembleia geral anual ou especial dos acionistas. Além disso, no caso de nossa liquidação, os portadores de nossas ações têm direito a compartilhar de todos os nossos ativos remanescentes, após o pagamento de todos os nossos compromissos, proporcionalmente de acordo com sua respectiva participação no montante total das ações ordinárias emitidas e em mãos do púbico. Os portadores de nossas ações ordinárias podem participar de todos os aumentos de capital futuro por nós realizado. Ações Preferenciais Nossas ações preferenciais possuem atributos diferentes em relação às nossas ações ordinárias, uma vez que os portadores de nossas ações preferenciais não têm direito de votar em assembleias de acionistas anuais ou especiais, mas têm direito preferencial ao reembolso de capital, à distribuição de dividendos e prioridade em caso de insolvência. Nossas ações preferenciais não podem ser convertidas em ações ordinárias. As ações preferenciais classe “A”, e as ações bonificadas relacionadas a essas ações têm direito a um dividendo de 8% por ano, em prioridade para a distribuição de outros dividendos, a serem divididos igualmente entre elas. As ações preferenciais classe “B”, e as ações bonificadas relacionadas a essas ações, têm direito a um dividendo de 6% por ano, em prioridade para a distribuição de outros dividendos, a serem divididos igualmente entre elas. Um dividendo não pago não é pagável em anos futuros. As ações preferenciais classe “A” e as ações preferenciais classe “B” equiparam-se igualmente em uma liquidação. Além disso, as ações preferenciais têm direito a receber um dividendo no mínimo dez por cento acima do dividendo pago a cada ação ordinária. Transferência de nossas ações Nossas ações não estão sujeitas a quaisquer restrições sobre transferência de ações. Sempre que uma transferência de titularidade de ações ocorrer, a companhia financeira na qual essas ações estão depositadas pode coletar do acionista que as estiver transferindo, o custo de quaisquer serviços relacionados à sua transferência brasileira, sujeito às taxas máximas estabelecidas pela CVM. Direitos de preferência Nenhum direito de preferência se aplica à emissão ou transferência de nossas ações. Resgate Não podemos resgatar nossas ações. Registro Nossas ações são mantidas na forma escritural com o J.P. Morgan Chase Bank N.A., que atuará como agente de custódia de nossas ações. As transferências de nossas ações serão realizadas por meio escritural pelo J.P. Morgan Chase Bank N.A em seu sistema contábil, debitando a conta das ações do vendedor e creditando a conta de ações do comprador, mediante um pedido escrito de quem estiver transferindo ou uma autorização ou ordem judicial para afetar essas transferências. Notificação de interesse em nossas ações Qualquer acionista que adquirir 5% ou mais de nosso capital acionário de qualquer classe está obrigado a comunicar à CVM, através de nós, este fato até o início do mês seguinte. Esse acionista deve apresentar outras notificações para outras ações de nosso capital acionário que possa adquirir. Somos obrigados a comunicar à CVM no prazo de 10 dias do início do mês. Assembleias gerais de acionistas A lei brasileira das sociedades não permite que os acionistas aprovem matérias por meio de consentimento escrito obtido como resposta a um procedimento de solicitação de consentimento. Todas as matérias sujeitas a aprovação pelos acionistas devem ser aprovadas em uma assembleia geral devidamente convocada. Existem dois tipos de assembleias de acionistas: ordinárias e extraordinárias. As assembleias ordinárias ocorrem uma vez por ano dentro dos 120 dias de nosso exercício fiscal e as assembleias extraordinárias podem ser convocadas sempre que for necessário. As assembleias de acionistas são convocadas por nosso conselho de administração. O aviso dessas assembleias é enviado aos acionistas e, além disso, os avisos são publicados em um jornal de circulação geral em nosso local principal de atividades e em nosso sítio na web, no mínimo 15 dias antes da assembleia. As assembleias de acionistas ocorrem em nossa sede em Brasília. Os acionistas podem ser representados em uma assembleia de acionistas por procuradores que sejam (i) acionistas da companhia; (ii) um advogado brasileiro, (iii) um membro de nossa administração, ou (iv) uma instituição financeira. Em assembleias devidamente convocadas, nossos acionistas podem tomar qualquer ação com relação a nossas atividades. As ações a seguir podem ser tomadas por nossos acionistas em assembleias gerais: • aprovação de nossas contas anuais; • eleição e dispensa dos membros de nosso conselho de administração e nosso conselho fiscal; • alteração de nossos estatutos; • aprovação de nossa fusão, consolidação ou cisão; aprovação de nossa dissolução ou liquidação, bem como a eleição e dispensa de liquidantes e a aprovação de suas contas; • bonificações e aprovação de desdobramentos ou grupamentos de ações • aprovação de programas de opções de ações para nossa administração e empregados; • aprovação do pagamento de dividendos. Conselho de Administração, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal Nossos estatutos estabelecem um Conselho de Administração, composto de até dez membros, uma Diretoria, com número ilimitado de membros e um Conselho Fiscal Permanente, composto de cinco membros. Qualificações Todos os membros do Conselho de Administração, da Diretoria Executiva e do Conselho Fiscal devem ser brasileiros. Nossos estatutos estipulam que apenas acionistas da empresa podem ser nomeados para o Conselho de Administração; não existe exigência sobre posse de ações para nomeação para nosso Conselho de Administração ou para o Conselho Fiscal. Nossos estatutos também estipulam que certas pessoas não podem ser nomeadas para a administração da companhia, inclusive aquelas que: forem desqualificadas pela CVM, forem declarados falidos ou foram condenados por certos crimes como suborno e crimes contra a economia. As atas da reunião dos acionistas ou conselheiros que nomeiam um membro do Conselho de Administração ou da Diretoria Executiva, respectivamente, devem detalhar as qualificações dessa pessoa e especificar o período de seu mandato. Nomeação Os membros de nosso Conselho de Administração são eleitos em assembleia geral para um mandato renovável de três anos. Entretanto, em 28 de abril de 2005, nossos acionistas aprovaram uma alteração em nossos estatutos em conformidade com a qual o mandato de cada membro de nosso Conselho de Administração será reduzido de três anos para um ano. De acordo com a Lei No 3.890-A, de 25 de abril de 1961, esta alteração está sujeita à aprovação por meio de um decreto presidencial, o qual se encontra pendente à data deste relatório. Na qualidade de acionista majoritário, o Governo Brasileiro tem o direito de nomear oito membros de nosso Conselho de Administração, dos quais sete são nomeados pelo MME e um pelo Ministério do Planejamento, Orçamento e Administração. Os outros acionistas ordinários têm o direito de eleger um membro, e os portadores de ações preferenciais sem direito a voto que representarem no mínimo dez por cento de todo nosso capital, têm o direito de eleger um membro. Um dos membros do Conselho de Administração é nomeado Presidente da empresa. Os membros de Nossa Diretoria Executiva são nomeados por nosso Conselho de Administração por um período indefinido. O Governo Brasileiro tem o direito de nomear três membros de nosso Conselho Fiscal e, tanto os acionistas minoritários como os portadores de nossas ações preferenciais, têm o direito de nomear um membro cada um. Reuniões Nosso Conselho de Administração reúne-se ordinariamente uma vez por mês e quando convocado por uma maioria dos conselheiros ou o pelo Presidente. Entre outras atribuições, nosso Conselho de Administração é responsável por (i) fixar as diretrizes de nossas atividades, (ii) determinar a organização corporativa de nossas subsidiárias ou qualquer participação societária por nós em outras entidades jurídicas, (iii) determinar nossa política de empréstimos e financiamentos e (iv) aprovar qualquer garantia em favor de qualquer uma de nossas subsidiárias em qualquer acordo financeiro. Os conselheiros não podem participar de discussões ou votar com relação a matérias nas quais eles estejam de alguma forma interessados. Nossa Diretoria Executiva reúne-se ordinariamente todas as semanas, ou quando for convocada por uma maioria de seus diretores ou pelo Presidente. Nossa Diretoria Executiva determina a política geral de nossas atividades, é responsável por todas as questões relacionadas à administração e às operações diárias e é o órgão máximo controlador no que se refere à execução das diretrizes. Os membros de nossa Diretoria Executiva não podem participar de discussões ou votar com relação a matérias nas quais eles estejam de alguma forma interessados. O conselho Fiscal reúne-se uma vez por mês. Obrigações de divulgação de informações Nossas obrigações de divulgar informações são determinadas pelo "Manual de Divulgação e Uso de Informações Relevantes e Política de Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Eletrobrás", cuja cópia está disponível em nosso sítio na web. As informações encontradas neste sítio da web não são incorporadas por referência a este relatório. C. Contratos Materiais Nossas operações em Itaipu são feitas em conformidade com um tratado celebrado em 26 de abril de 1973, entre o Governo Brasileiro e o Governo do Paraguai. Uma tradução deste tratado está incluída como anexo a este Relatório. Os termos materiais deste tratado estão descritos no “Item 5. Revisão Operacional e Financeira e Perspectivas”. D. Controles Cambiais O direito de converter dividendos ou pagamentos de juros e lucros obtidos da venda de ações para moeda estrangeira e remeter esses montantes para fora do Brasil está sujeito a restrições impostas pela legislação de investimentos estrangeiros que requer geralmente, entre outras coisas, que os investimentos tenham sido registrados no Banco Central e na CVM. Essas restrições sobre a remessa de capital estrangeiro para o exterior podem obstruir ou impedir que o custodiante de nossas ações preferenciais representadas por nossas ADSs ou os portadores de nossas ações preferenciais convertam dividendos, distribuições ou os produtos de qualquer venda das ações preferenciais para dólares americanos e a remessa de dólares americanos para o exterior. Os portadores de nossas ADSs podem ser adversamente afetados por atrasos ou recusas na concessão de qualquer aprovação governamental necessária para converter os pagamentos em moeda brasileira nas ações preferenciais que derivam nossas ADSs e remeter os produtos para o exterior. A Resolução No 1.927 do Conselho Monetário Nacional determina a emissão de recibos de depósito em mercados estrangeiros referentes a ações de emissores brasileiros. Reafirma e altera o Anexo V da Resolução No 1.289 do Conselho Monetário Nacional, conhecido como Regulamentos do Anexo V. O programa ADS foi aprovado com base nos Regulamentos do Anexo V pelo Banco Central e a CVM antes da emissão das ADSs. Dessa forma, os lucros obtidos da venda de ADSs por portadores de ADR fora do Brasil estão isentos de controles brasileiros sobre investimento estrangeiro e os portadores de ADSs têm direito a tratamento tributário favorável. Vide “Item 10.E, Tributação – Considerações Tributárias Materiais Brasileiras”. Pela Resolução No 2.689 do CMN, os investidores estrangeiros registrados na CVM podem comprar e vender títulos brasileiros, inclusive nossas ações preferenciais, em bolsas de valores brasileiras, sem obterem certificados separados de registro para cada transação. O registro está disponível para investidores estrangeiros qualificados, que inclui principalmente instituições financeiras estrangeiras, companhias de seguro, fundos de pensão e investimento, instituições beneficentes estrangeiras e outras instituições que atendam a certas exigências mínimas de capital e outras. A Resolução No 2.689 também concede tratamento tributável favorável aos investidores registrados. Vide “Item 10.E, Tributação – Considerações Tributárias Materiais Brasileiras”. Em conformidade com a Resolução Nº 2.689, os investidores estrangeiros devem: (i) constituir um representante no Brasil com capacidade para realizar ações referentes ao investimento estrangeiro; (ii) preencher o formulário apropriado para registro de investidor estrangeiro; (iii) obter o registro como investidor estrangeiro junto à CVM; e (iv) registrar o investimento estrangeiro no Banco Central. Os títulos e outros ativos financeiros mantidos por um investidor estrangeiro em conformidade com a Resolução No 2.689 devem ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente autorizada pelo Banco Central ou pela CVM. Além disso, a negociação de títulos está restrita a transações realizadas nas bolsas de valores ou nos mercados de balcão autorizados pela CVM. Capital Registrado Os montantes investidos em nossas ações por um titular não brasileiro que está qualificado conforme a Resolução No. 2.689 e obtém um registro junto à CVM, ou por um depositário representando um titular de ADS, são elegíveis para registro junto ao Banco Central. Esse registro ( o montante a ser registrado é referido como capital registrado) permite a emissão para fora do Brasil de moeda estrangeira, convertida à taxa comercial do mercado, adquirida com os proventos das distribuições sobre, e os montantes realizados por meio da alienação de nossas ações. O capital registrado por ação adquirida na forma de uma ADS, ou adquirida no Brasil e depositada junto ao depositário em troca de uma ADS, será igual a seu preço de aquisição (estabelecido em dólares americanos). O capital registrado por ação resgatado no cancelamento de uma ADS será o equivalente em dólares americanos a: (i) o preço médio de uma ação na bolsa de valores do Brasil sobre o qual a maioria das ações foi negociada no dia da retirada ou; (ii) se nenhuma ação foi negociada naquele dia, o preço médio na bolsa de valores brasileira sobre o qual a maioria das ações negociadas nas quinze sessões de comercialização imediatamente anteriores a tal retirada. O dólar americano equivalente será determinado com base nas taxas comerciais do mercado cotizados pelo Banco Central nessas datas. Um portador não brasileiro de ações pode enfrentar atrasos na realização do registro no Banco Central, o que pode atrasar as remessas para o exterior. Esta demora pode afetar adversamente o montante em dólares americanos recebido pelo portador não brasileiro. Um certificado de registro foi emitido em nome do depositário com relação às ADSs e é mantido pelo administrador em nome do depositário. Em conformidade com o certificado de registro, o custodiante e o depositário podem converter dividendos e outras distribuições referentes às ações representadas por nossas ADSs em moeda estrangeira e remeter os resultados para fora do Brasil. Na hipótese de um portador de ADSs trocar essas ADSs por ações, esse portador poderá continuar se baseando no certificado de registro do depositário por cinco dias úteis após a troca, após o que o portador deve procurar obter seu próprio certificado de registro no Banco Central. Posteriormente, qualquer portador de ações poderá não conseguir converter para a moeda estrangeira e remeter para fora do Brasil os resultados de qualquer alienação de, ou distribuição com respeito a, essas ações, a não ser que o portador seja um investidor devidamente qualificado de acordo com a Resolução No 2.689 ou obtenha seu próprio certificado de registro. Um portador que obtiver um certificado de registro estará sujeito a tratamento tributário brasileiro menos favorável do que um portador de ADSs. Vide “Item 10.E, Tributação – Considerações Tributárias Brasileiras Materiais”. Se o portador não estiver qualificado de acordo com a Resolução No 2.689 ao se registrar na CVM e no Banco Central e nomear um representante no Brasil, estará sujeito a tratamento tributável brasileiro menos favorável do que um portador de ADSs. Independentemente da qualificação pela Resolução No 2.689, os residentes em paraísos fiscais estão sujeitos a tratamento tributável menos favorável do que outros investidores estrangeiros. Vide “Item 10.E, Tributação – Considerações Tributárias Materiais Brasileiras”. Pela atual legislação brasileira, o governo federal pode impor restrições temporárias sobre as remessas de capital estrangeiro para o exterior, na hipótese de um desequilíbrio sério ou uma previsão de desequilíbrio sério na balança de pagamentos do Brasil. Durante aproximadamente seis meses em 1989 e no início de 1990, o governo federal brasileiro congelou todos os dividendos e repatriamentos de capital mantidos pelo Banco Central que eram devidos a investidores estrangeiros de forma a conservar as reservas cambiais do Brasil. Estes montantes foram subsequentemente liberados de acordo com as diretrizes do governo federal brasileiro. Não pode haver nenhuma garantia de que o governo brasileiro não imporá restrições similares aos repatriamentos estrangeiras no futuro. Vide “Item 3.D, Fatores de Risco – Riscos Referentes ao Brasil”. E. Tributação A discussão a seguir trata das consequências materiais do imposto de renda federal brasileiro e dos Estados Unidos pela aquisição, manutenção e alienação de nossas ações ou ADSs. Esta discussão não é uma discussão abrangente de todas as condições tributárias que possam ser relevantes para uma decisão sobre comprar nossas ações ou ADSs e não se aplica a todas as categorias de investidores, alguns dos quais podem estar sujeitos a regras especiais, e não trata especificamente de todas as considerações sobre imposto de renda federal brasileiro e dos Estados Unidos aplicáveis a um determinado portador. É baseada nas leis tributárias do Brasil e dos Estados Unidos em vigor na data deste relatório, as quais estão sujeitas a alteração, possivelmente com efeito retroativo, e a diferentes interpretações. Cada provável comprador deve consultar seu próprio conselheiro fiscal sobre certas consequências do imposto de renda federal brasileiro e dos Estados Unidos de um investimento em nossas ações ou ADSs. Esta discussão é também baseada nas representações do depositário sobre a assunção de que cada obrigação constante do acordo de depósito entre nós, J.P. Morgan Chase Bank, N.A., como depositário, e os portadores registrados e beneficiários de nossas ADSs, e quaisquer documentos correlatos, será realizada de acordo com seus termos. Apesar de não existir atualmente nenhum tratado sobre imposto de renda entre o Brasil e os Estados Unidos, as autoridades tributárias dos dois países mantiveram discussões que podem culminar nesse tratado. Não podemos assegurar, entretanto, se e quando um tratado entrará em vigor ou como afetará os portadores de nossas ações ou ADSs. Considerações Tributárias Materiais Brasileiras As discussões a seguir tratam das consequências tributárias materiais brasileiras da aquisição, posse e alienação de nossas ações ou ADSs por um portador que não seja domiciliado no Brasil para fins de tributação brasileira e que tenha registrado seu investimento nesses títulos no Banco Central como um investimento em dólares americanos (em cada caso, um Portador Não Brasileiro). De acordo com a lei brasileira, os investidores podem investir nas ações de acordo com a Resolução No 2.689. A discussão é baseada na lei brasileira atualmente em vigor, que está sujeita a alterações, possivelmente com efeito retroativo, e interpretações divergentes. Qualquer alteração em tal lei poderá alterar as consequências descritas a seguir. As consequências fiscais descritas a seguir não levam em conta os efeitos de quaisquer tratados de imposto ou reciprocidade de tratamento fiscal firmados pelo Brasil e outros países. A discussão também não aborda todas as consequências fiscais nos termos da legislação fiscal de qualquer estado ou município do Brasil. Introdução Em conformidade com a legislação brasileira, os investidores estrangeiros podem investir em ações nos termos da Resolução n º 2.689. A Resolução No 2.689 permite que os investidores estrangeiros invistam em quase todos os ativos e se envolvam em quase todas as transações disponíveis nos mercados financeiros e de capital brasileiros, contanto que algumas exigências sejam cumpridas. De acordo com a Resolução No 2.689, a definição de investidor estrangeiro inclui indivíduos, entidades jurídicas, fundos mútuos e outras entidades de investimento coletivo, domiciliadas ou sediadas no exterior. Em conformidade com a Resolução No 2.689, os investidores estrangeiros devem: (i) constituir um representante no Brasil com capacidade para realizar ações referentes ao investimento estrangeiro; (ii) preencher o formulário apropriado para registro de investidor estrangeiro; (iii) registrar-se como um investidor estrangeiro com a comissão de valores mobiliários brasileiro e registrar o investimento estrangeiro no Banco Central, (iv) nomear um representante no Brasil para fins fiscais, e (v) obter um número de identificação do contribuinte brasileiro junto ao fisco federal. Para mais detalhes sobre as exigências a serem cumpridas a fim de qualificar como investidor estrangeiro nos termos da Resolução n º 2.689, consulte o "Item 9, C. O investimento em nossas Ações Preferenciais por não residentes do Brasil". Os títulos e outros ativos financeiros mantidos por investidores estrangeiros em conformidade com a Resolução No 2.689 devem ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob a custódia de uma entidade devidamente autorizada pelo Banco Central ou pela CVM. Além disso, a negociação de títulos está restrita a transações realizadas em bolsas de valores ou organizadas em mercados de balcão autorizados pela CVM, à exceção de transferências resultantes de uma reorganização corporativa, ocorrendo após o falecimento de um investidor pela operação da lei ou testamento ou como consequência da retirada da lista das ações relevantes de uma bolsa de valores e o cancelamento do registro na CVM. Imposto de renda Para fins da tributação brasileira, existem dois tipos de Portadores Não Brasileiros de nossas ações ou ADSs: (i) Portadores Não Brasileiros que não sejam residentes ou domiciliados em uma jurisdição de paraíso fiscal (ou seja, um país ou local que não imponha imposto de renda ou no qual o índice máximo de imposto de renda é inferior a 20,0% ou no qual a legislação interna imponha restrições à informação da composição acionária ou a propriedade do investimento) e que, no caso dos portadores de nossas ações, sejam registradas no Banco Central e na CVM para investir no Brasil, de acordo com a Resolução No 2.689; e (ii) outros Portadores Não Brasileiros, que incluam qualquer um e todos os não residentes no Brasil que invistam em títulos de participação acionária de companhias brasileiras através de quaisquer outros meios e todos os tipos de investidor que estiverem localizados em jurisdição de paraíso fiscal. Os investidores mencionados no item (i) acima estão sujeitos a um regime tributário favorável no Brasil, conforme descrito abaixo Tributação de Dividendos. Os dividendos, inclusive dividendos em espécie, por nós pagos ao depositário com relação às ações que servem de base a ADSs ou a um Portador Não Brasileiro com relação a nossas ações, geralmente não estão sujeitos a imposto de renda brasileiro retido na fonte. Os dividendos relativos a lucros gerados antes de 31 de dezembro de 1995, estão sujeitos a um imposto brasileiro retido na fonte a taxas variáveis de acordo com a legislação tributária aplicável a cada ano correspondente. Ganhos de Capital. Como regra geral, ganhos de capital realizadas como resultado de uma operação de alienação é a diferença positiva entre o valor realizado na venda das unidades e o respectivo custo de aquisição. Nos termos da legislação brasileira, o imposto de renda sobre tais ganhos pode variar dependendo do domicílio do detentor não residente, o tipo de registro do investimento pelo titular não residente com o Banco Central e como a alienação é realizada, conforme descrito abaixo . (a) venda de ADS Os ganhos obtidos fora do Brasil por um portador não brasileiro sobre a alienação de ADSs para outro portador não brasileiro não estão sujeitos a imposto brasileiro. De acordo com a Lei No 10.833, promulgada em 29 de dezembro de 2003, ou Lei No 10.833, a alienação de ativos localizados no Brasil por um portador não brasileiro, quer para outros portadores não brasileiros como para portadores brasileiros, pode tornar-se sujeita a tributação no Brasil. Esta regra é aplicável independentemente da alienação ser realizada 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 º 10.833, porque eles representam os títulos emitidos e renegociados em um mercado de câmbio offshore, considerando o alcance geral e obscuro de tais disposições, bem como a falta de uma decisão do tribunal judicial em relação a estes, não podemos prever se tal entendimento acabará por prevalecer nos tribunais do Brasil. É importante notar, no entanto, que mesmo ADSs foram considerados ativos localizados no Brasil, os investidores que são residentes em locais que não são paraísos fiscais poderão solicitar isenção do imposto sobre ganho de capital de acordo com o artigo 81 da Lei n º 8.981 / 95. (b) Conversão de ações em ADS O depósito de nossas ações em troca de ADSs pode estar sujeito a imposto brasileiro sobre ganhos de capital à taxa de 15,0%, ou 25,0% no caso de investidores domiciliados em uma jurisdição de paraíso fiscal, se o montante anteriormente registrado no Banco Central como investimento estrangeiro nas ações preferenciais ou ordinárias for inferior a (i) o preço médio por ação preferencial ou ordinária em uma bolsa de valores brasileira na qual o maior número dessas ações tenha sido vendido no dia do depósito; ou (ii) se nenhuma ação preferencial ou ordinária tiver sido vendida naquele dia, o preço médio na bolsa de valores brasileira na qual o maior número de ações preferenciais ou ordinárias tenha sido vendido nas 15 sessões de negociação imediatamente anteriores ao depósito. Nesse caso, a diferença entre o montante anteriormente registrado e o preço médio das ações calculado conforme descrito acima será considerada como sendo um ganho de capital. Essa tributação não se aplica no caso de investidores registrados pela Resolução No 2.689, que não estiverem localizados em uma jurisdição de paraíso fiscal, que estejam atualmente isentos de impostos de renda nessa transação. (c) Conversão de ADSs em ações Os portadores não residentes podem trocar ADSs pelas ações subjacentes, vender as ações em bolsa de valores brasileira e remeter para o exterior o produto da venda no prazo de cinco dias úteis a contar da data da troca (baseando-se em registro eletrônico do depositário), sem consequências fiscais. Após o recebimento das ações subjacentes, em troca de ADSs, portadores não residentes também podem optar por registrar no Banco Central o valor em dólar de tais ações como um investimento estrangeiro sob a Resolução n º 2.689/00, que lhes permite o tratamento fiscal acima referido. Alternativamente, o portador não residente fica igualmente autorizado a registrar no Banco Central o valor em dólar de ações como um investimento estrangeiro direto nos termos da Lei 4.131 / 62, caso em que a venda respectiva ficará sujeita ao tratamento fiscal aplicável às operações realizadas de por um acionista não residente que não seja portador registrado. (d) Ações ordinárias e ações preferenciais negociadas no Brasil Ganhos de capital obtidos pelo Portador Não Residente na alienação de ações vendidas na bolsa de valores brasileira (que inclui as operações realizadas no mercado organizado de balcão): • estão sujeitos ao imposto de renda na fonte à alíquota de zero por cento, quando realizada por um portador não residente que (a) tenha registrado seu investimento no Brasil junto ao Banco Central (“Portador Registrado"), (b) tenha nomeado um representante no Brasil e (c) não seja residente em paraíso fiscal, e • estão sujeitos ao imposto de renda a uma taxa de 15% em relação a ganhos realizados por um acionista não residente que não seja portador registrado (incluindo um Portador Não Residente qualificado pela Lei 4.131 / 62) e ganhos auferidos por residentes de paraísos fiscais que sejam Portadores registrados. Neste caso, o imposto de renda retido na fonte de 0,005% sobre o preço de venda será aplicável e retido pela instituição intermediária (isto é, um corretor), que recebe a ordem diretamente do Portador não residente, e que pode ser posteriormente deduzido imposto de renda devido sobre o ganho de capital e que serão retidos pelo representante fiscal do Portador Não Residente no Brasil. Quaisquer outros ganhos realizados na alienação de unidades que não são realizadas na bolsa de valores brasileira: • estão sujeitos ao imposto de renda a uma taxa de 15% quando realizada por um Portador Não Residente que não seja residente em paraíso fiscal, não importa se é um Portador Registrado ou não, e • estão sujeitos ao imposto de renda a uma taxa de 25% quando realizados por um residente de paraíso fiscal, não importa se é um Portador Registrado ou não. Nos casos acima, se os ganhos estão relacionados às operações realizadas no mercado não organizado brasileiro de balcão com intermediação, o imposto de renda retido na fonte de 0,005% é igualmente aplicável e retido pela instituição intermediário (isto é, um corretor), que recebe a ordem diretamente a partir do Portador Não Residente, que pode ser posteriormente deduzido do imposto de renda devido sobre o ganho de capital e que será retido pelo representante fiscal do Portador Não Residente no Brasil. O Portador Não Residente não precisará apresentar uma declaração fiscal brasileira às autoridades fiscais brasileiras. O “ganho obtido” como resultado de uma transação na bolsa de valores brasileira é a diferença entre o montante de moeda brasileira obtido da venda ou troca das ações e seu custo de aquisição, sem qualquer correção devida à inflação. Não pode haver nenhuma garantia de que o tratamento preferencial atual aos portadores de ADSs e aos Portadores Não Brasileiros de ações preferenciais ou ordinárias de acordo com a Resolução No 2.689 continuará ou não será alterado futuramente. Qualquer exercício de direitos de preferência referentes às ações preferenciais ou ordinárias ou ADSs não estará sujeito a tributação brasileira. Qualquer ganho proveniente da venda ou cessão de direitos de preferência referentes a ações pelo depositário em nome de portadores de ADSs estará sujeito a imposto de renda brasileiro de acordo com quaisquer mesmas regras aplicáveis à venda ou alienação de ações. Distribuições de Juros Sobre Capital Próprio. De acordo com a Lei No 9.249, de 26 de dezembro de 1995, conforme alterada, as empresas brasileiras podem efetuar pagamentos a acionistas caracterizados como distribuições de juros sobre capital próprio e tratar esses pagamentos como despesa dedutível para efeitos de cálculo do imposto de renda societária brasileira e , a partir de 1997, da contribuição social sobre o lucro líquido, na medida em que certos limites sejam respeitados. Esses juros são limitados à variação pro rata da TJLP, conforme determinado pelo Banco Central ao longo do tempo e da quantidade de dedução não poderá ser maior do que: • 50% da renda líquida (após a contribuição social sobre lucros e antes de levar em conta essa distribuição e quaisquer deduções por imposto de renda corporativo) para o período com relação ao qual o pagamento for efetuado; ou • 50% da soma dos lucros retidos e das reservas de lucros. As distribuições de juros sobre capital próprio com relação às ações preferenciais e ordinárias pagas aos acionistas que sejam tanto residentes brasileiros como Residentes não brasileiros, incluindo os portadores de ADSs, estão sujeitas a imposto de renda brasileiro retido na fonte à taxa de 15,0% ou 25,0% no caso de acionistas domiciliados em uma jurisdição de paraíso fiscal (um país onde não existe imposto de renda ou onde o imposto de renda é inferior a 20% ou onde a legislação local imponha restrições à divulgação a respeito da composição acionista ou de propriedade de investimento), e será dedutível por nós enquanto o pagamento de uma distribuição de juros seja aprovado por nossos acionistas. Essas distribuições podem ser incluídas, em seu valor líquido, como parte de qualquer dividendo obrigatório. Para que o pagamento estendido de juros sobre o capital próprio seja assim incluído, a empresa é obrigada a distribuir aos acionistas um montante adicional para garantir que o valor líquido recebido, após o pagamento do imposto de renda retido na fonte, acrescida do valor declarado de dividendos, seja pelo menos igual ao dividendo obrigatório. Se pagarmos juros sobre o capital próprio, em qualquer ano, e o pagamento não for registrado como parte da distribuição obrigatória, nenhum montante adicional teria de ser pago pela Companhia. A distribuição de juros sobre o capital proprietário pode ser determinado pelo nosso Conselho de Administração. Nós não podemos garantir que nosso conselho de administração não determinará que futuras distribuições de lucros podem ser feita por meio de juros sobre o capital do proprietário em vez de por meio de dividendos. Discussão sobre as jurisdições fiscais reduzidas ou nulas Em 24 junho de 2008, a Lei 11.727 foi promulgada estabelecendo o conceito de “regime fiscal privilegiado". Sob esta nova lei, um "regime fiscal privilegiado" é considerado a ser aplicado a uma jurisdição que atenda qualquer um dos seguintes requisitos: (1) que não tribute a renda ou a tribute à uma alíquota máxima inferior a 20% (2) que conceda benefícios fiscais para uma entidade ou individuo não residente (a) sem requerer necessidade de atividade econômica substancial na jurisdição da entidade ou individuo não residente, ou (b) na medida em que essa entidade ou individuo não residente não realize atividade econômica substancial em sua respectiva jurisdição ou, (3) que não tribute a renda gerada no exterior, ou o tribute a renda gerada no exterior a uma alíquota máxima inferior a 20%, ou (4) restrinja a divulgação de bens e direitos de propriedade ou restrinja a divulgação sobre a realização de transações econômicas. Embora a interpretação da legislação tributária brasileira atual pudesse levar à conclusão de que o conceito acima mencionado de "regime fiscal privilegiado" deva ser aplicado somente para os fins das regras de preços de transferência no Brasil, não está claro se esse conceito também se aplica aos investimentos realizados nos mercados brasileiros financeiro e de capitais para os fins desta lei. Não há orientação judicial quanto à aplicação da Lei n º 11.727 de 24 de junho de 2008 e, portanto, somos incapazes de prever se a Receita Federal ou os tribunais brasileiros podem decidir que o "conceito de regime fiscal privilegiado" deve ser aplicável ao considerar tanto um acionista não residente como um residente em um paraíso fiscal quando da realização de investimentos no mercado brasileiro financeiro e de capitais. No caso de o "conceito de regime fiscal privilegiado" ser interpretado como aplicável às operações realizadas no mercado brasileiro financeiro e de capitais, a lei fiscal seria resultaria assim na imposição de taxas a um Portador Não Residente que atenda os requisitos do regime fiscal privilegiado da mesma maneira e na mesma medida aplicável a um residente de paraíso fiscal. As distribuições de juros sobre o capital próprio aos Portadores Não Residentes podem ser convertidas em dólares americanos e remetidas para fora do Brasil, sujeitos aos controles cambiais aplicáveis, na medida em que o investimento seja registrado no Banco Central do Brasil. Além disso, a Medida Provisória n º 472, de 15 de dezembro de 2009, recentemente convertida na Lei n º 12.249, de 11 de junho de 2010, aplicará 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 Portador Não Residente acima descrito, não é certo se a legislação posterior ou interpretações pelas autoridades fiscais brasileiras da definição de "regime fiscal privilegiado" irá estender esse conceito ao tratamento fiscal de um Portador Não Residente descrito acima. Operações de Câmbio (IOF/Imposto sobre Operações Financeiras) A lei brasileira impõe um Imposto sobre as operações de câmbio, ou “Câmbio/IOF”, desencadeado pela conversão de reais em moeda estrangeira e sobre a conversão de moeda estrangeira em reais. Atualmente, para a maioria das operações de câmbio, a taxa do IOF/Imposto sobre Operações Financeiras é de 0,38%. Consoante ao Decreto No. 6.306/07, emendado pelos Decretos No. 6.339/08, 6.445/08, 6.391/08, 6.453/08, 6.566/08, 6.613/08, 6.655/08, 6.691/08, 6.983/09, 7.011/09, 7.323/10, 7.330/10, 7.412/10, 7.454/11, 7.456/11, 7.457/11, 7.458/11 e 7.487/11, IOF/Imposto sobre Operações Financeiras pode ser cobrado sobre operações de câmbio, afetando um ou ambos o fluxo de entrada ou saída de investimentos. As taxas de IOF são estabelecidas pelo Poder Executivo brasileiro, e a maior taxa aplicável é de 25%. A taxa do Imposto sobre Operações Financeiras / IOF impostos sobre as operações de câmbio realizadas por um investidor estrangeiro com o objetivo de investimento nos mercados financeiro e de capital pode variar de tempos em tempos conforme definido pelo governo e as taxas podem ser diferentes com base no tipo de investimento assim como no tempo pelo qual tal investimento estará mantido no Brasil. O fluxo de entrada de fundos para a aquisição de ações conforme a Resolução No. 2.689 está sujeito a 2% de IOF/Imposto sobre Operações Financeiras. A aquisição de ADS não está sujeita a IOF/Imposto sobre Operações Financeiras. A taxa do IOF/Imposto sobre Operações Financeiras é zero no fluxo de saída de investimentos estrangeiros. No entanto, o fluxo de entrada de fundos provenientes do cancelamento de ADS com propósitos de investimento em ações está sujeito à taxa de 2% de IOF/Imposto sobre Operações Financeiras. Imposto sobre Operações envolvendo Títulos e Valores Mobiliários (IOF / Imposto sobre Operações de Crédito) A legislação brasileira impõe um imposto sobre as transações de Títulos e Valores Mobiliários, conhecido como "IOF/Imposto sobre Operações de Crédito ". Atualmente, a taxa de IOF/Imposto sobre Operações de Crédito aplicável às operações envolvendo ações ordinárias ou preferenciais é zero, embora o governo brasileiro possa aumentar a taxa a qualquer momento, até 1,5% por dia, mas apenas em relação a futuras transações. A conversão das ações em ADRs ou em unidades de ADSs não era tributável antes de 17 de novembro de 2009. Após a promulgação do Decreto n º 7.011 de 18 de novembro de 2009, estas operações passaram a ser tributadas pelo IOF / Imposto sobre Operações de Crédito à taxa de 1,5% sobre o valor da transação (obtido pela multiplicação do número de ações/unidades de convertidas pelo seu preço de fechamento no dia anterior à conversão, ou, no caso de a negociação nãoter sido feita nesse dia, pelo último preço de fechamento disponível Outros impostos brasileiros relevantes Não há tributação aplicável sobre herança doação ou à propriedade, transferência ou alienação de ações preferenciais ou ordinárias ou ADSs por um Portador Não Residente, exceto impostos sobre doações e heranças que são cobrados por alguns estados do Brasil, sobre doações feitas ou heranças concedidas por pessoas físicas ou jurídicas não residentes ou domiciliadas no Brasil ou domiciliadas dentro do estado para indivíduos ou entidades residentes ou domiciliados dentro desse mesmo estado no Brasil. Não há nenhum selo brasileiro, emissão, registro ou outros impostos similares ou de direitos a pagar pelos portadores de nossas ações ou ADSs. Capital Registrado. O montante de um investimento em ações mantidas por um Portador Não Brasileiro que se qualificar de acordo com a Resolução No 2.689 e obtiver registro na CVM, ou pelo depositário, representante desse portador, é elegível para registro no Banco Central. Esse registro permite a remessa para fora do Brasil de quaisquer recursos obtidos de distribuições nas ações, e os montantes obtidos com relação à alienação dessas ações. Os montantes recebidos em moeda brasileira são convertidos para moeda estrangeira utilizando a taxa de mercado comercial. O capital registrado para ações preferenciais ou ordinárias compradas na forma de ADSs ou compradas no Brasil, e depositado com o depositário em troca de ADSs, será igual ao seu preço de compra (em dólares americanos) para o comprador. O capital registrado para ações retiradas mediante a entrega de ADSs, conforme for aplicável será o equivalente em dólares americanos do preço médio das ações preferenciais ou ordinárias, conforme for aplicável, em uma bolsa de valores brasileira utilizando-se a taxa de mercado comercial. O capital registrado para as ações preferenciais ou ordinárias comprada na forma aplicável, em uma bolsa de valores brasileira na qual o maior número dessas ações, conforme for aplicável, tiver sido vendido no dia de retirada. Se nenhuma ação preferencial ou ordinária, conforme for aplicável, tiver sido vendida nesse dia, o capital registrado será referente ao preço médio na bolsa de valores brasileira no qual o maior número dessas ações, conforme for aplicável, tiver sido vendido nas 15 sessões de negociação imediatamente anteriores à retirada. O valor em dólares americanos das ações preferenciais ou ordinárias, conforme for aplicável é determinado com base na taxa de mercado comercial média cotada pelo Banco Central nessa data ou, se o preço médio dessas ações for determinado de acordo com a frase anterior, a média dessas taxas médias cotadas nos mesmos 15 dias usados para determinar o preço médio das ações. Um Portador Não Brasileiro de nossas ações pode enfrentar atrasos na realização dessa ação, o que pode atrasar as remessas para o exterior. Esse atraso pode afetar adversamente o montante em Dólares americanos recebido pelo Portador Não Brasileiro. Consequências Materiais do Imposto de Renda Federal dos Estados Unidos A discussão a seguir descreve as consequências materiais do imposto de renda federal dos Estados Unidos da compra,retenção e alienação de nossas ações ou ADSs. Esta discussão aplica-se somente aos beneficiários de nossas ADSs ou ações que sejam “Portadores americanos”, conforme definidos abaixo. Esta discussão é baseada no Código da Receita Interna dos EUA, de 1986, com as alterações, ou o Código, sua história legislativa, Regulamentos do Tesouro finais, temporários e propostos existentes, pronunciamentos administrativos pela Receita Federal dos EUA, ou IRS, e decisões judiciais, todas como se encontram atualmente em vigor e todas as quais estão sujeitas a alteração (possivelmente de forma retroativa) e a interpretações diferentes. A discussão é também baseada nas afirmações do depositário e na assunção de que cada obrigação no acordo de depósito entre nós, J.P. Morgan Chase Bank, N.A., como depositário, e os portadores registrados e beneficiários de nossas ADSs, e quaisquer documentos correlatos, será realizada de acordo com seus termos. Esta discussão não pretende tratar de todas as consequências do imposto de renda federal dos Estados Unidos que possam ser relevantes para um determinado portador e você deve consultar seu próprio conselheiro fiscal com relação à sua situação tributária específica. A discussão aplica-se apenas aos Portadores americanos que são portadores de nossas ações ou ADSs como “bens de capital” (geralmente, bens mantidos para investimento) pelo Código e não trata das consequências tributárias que possam ser relevantes para os Portadores americanos em situações tributárias especiais que incluam, por exemplo: • instituições financeiras ou companhias de seguro; • organizações isentas de impostos; • intermediários; • negociantes de títulos que decidirem ajustar diariamente as perdas e ganhos; • detentores de bens imóveis, fideicomissos para investimento, companhias de investimento regulamentado, sociedades ou interventor; • investidores cuja moeda funcional não seja o dólar americano; • exilados nos Estados Unidos; • acionistas que detêm nossas ações ou ADS como parte de uma operação de hedge , straddle ou de conversão; ou • portadores que possuam , direta ou indireta ou construtivamente, 10% ou mais do poder total de voto combinado, se existente, de nossas ações ou ADSs. Exceto onde estiver especificamente descrito abaixo, esta discussão assume que não somos uma empresa de investimento estrangeiro passivo, ou PFIC, para fins de imposto federal norte-americano. Por favor, vide a discussão no “Item 10.E, Tributação – Consequências do Imposto de Renda Federal dos EUA – Regras de Companhia de Investimento Estrangeiro Passivo” abaixo. Esta discussão não trata das consequências de imposto mínimo alternativas de manter nossas ações ou ADSs ou as consequências indiretas para os portadores de participações acionárias em sociedades ou em outras entidades que possuam nossas ações ou ADSs. Além disso, esta discussão não trata das consequências de impostos estaduais, locais e que não sejam dos EUA de possuir nossas ações ou ADSs. Você deve consultar seu próprio conselheiro fiscal com relação às consequências de impostos federal, estaduais, locais dos EUA e de renda que não seja dos EUA, e outros impostos, da compra, posse e alienação de nossas ações ou ADSs em sua situação em particular. Você é um “Portador norte-americano” se for um beneficiário de ações ou ADSs e for, para fins de imposto de renda federal norteamericano: • um indivíduo que seja cidadão ou residente dos Estados Unidos; • uma corporação, ou qualquer outra entidade tributável como uma corporação, criada e organizada de acordo com as leis dos Estados Unidos, de qualquer um de seus estados, ou do Distrito de Columbia; • um estado cuja renda está sujeita a imposto de renda federal dos EUA, independentemente de sua fonte; ou • um trust caso um tribunal nos Estados Unidos seja capaz de exercer a principal supervisão sobre sua administração e uma ou mais pessoas norte-americanas tenham a autoridade para controlar todas as decisões substanciais do trust. Se uma sociedade possuir ações ou ADSs, o tratamento tributário de um sócio dependerá geralmente da situação do sócio e das atividades da sociedade. Um provável investidor que seja sócio de uma sociedade que possuir nossas ações ou ADSs deve consultar seu próprio conselheiro fiscal. Propriedade de ADSs em Geral Para fins de imposto de renda federal dos EUA, se você for um portador de ADSs, será geralmente tratado como o proprietário das ações representadas pelas ADSs. Os depósitos e saques de ações por um Portador americano em troca de ADSs geralmente não resultarão na obtenção de ganho ou perda para fins de imposto de renda federal dos EUA. O Tesouro dos EUA expressou preocupação pelo fato das partes às quais recibos similares às ADSs são liberados, poderem estar tomando medidas inconsistentes com a reivindicação de créditos de imposto estrangeiro por Portadores americanos de ADSs e que estariam inconsistentes com a reivindicação da taxa de imposto reduzido abaixo descrito, aplicável a dividendos recebidos por certos Portadores americanos não corporativos. Dessa forma, a análise da credibilidade dos impostos brasileiros e a disponibilidade da taxa reduzida para dividendos recebidos por certos portadores não corporativos pode ser afetada por medidas tomadas pelas partes às quais as ADSs são liberadas. Distribuições em ações ou ADSs A quantidade bruta de distribuições feitas a você de dinheiro ou bens com respeito às suas ações ou ADSs, antes da redução de quaisquer impostos brasileiros delas retidos, será incluída em sua renda como renda de dividendos na medida em que essas distribuições são pagas de nossos rendimentos e lucros correntes ou acumulados, conforme determinado pelos princípios do imposto de renda federal dos EUA. Esses dividendos não serão elegíveis para a dedução dos dividendos recebidos geralmente permitidos para os Portadores corporativos dos EUA. Sujeito a limitações aplicáveis, inclusive limitações do período de detenção, e a discussão acima com relação a preocupações expressas pelo Tesouro dos EUA, os dividendos pagos a Portadores americanos não corporativos de ADSs em anos tributáveis começando antes de 1º de janeiro de 2011 serão tributáveis a uma taxa mínima de 15,0%. Os Portadores americanos, em particular os Portadores de ações dos EUA, devem consultar seus próprios conselheiros fiscais com relação às implicações desta legislação em suas circunstâncias particulares. Se você for um Portador americano, e pagarmos um dividendo em Reais brasileiros, esse dividendo será incluído em sua renda bruta em um montante igual ao valor em dólares americanos dos Reais brasileiros, na data de recebimento por você ou, no caso de ADSs, o depositário, independentemente de se e quando o pagamento for de fato convertido para dólares americanos. Se o dividendo for convertido para dólares americanos na data de recebimento, um Portador americano geralmente não tem que reconhecer o ganho ou perda em moeda estrangeira referente à renda dos dividendos. Se você for um Portador americano, os dividendos pagos a você referentes às suas ações ou ADSs, serão tratados como renda de fonte estrangeira, o que pode ser relevante no cálculo de sua limitação de crédito de imposto estrangeiro. Sujeito a certas condições e limitações, o imposto brasileiro retido na fonte sobre dividendos pode ser creditado em relação à sua responsabilidade de imposto de renda federal dos EUA. Em vez de reivindicar um crédito, você pode, a seu critério, deduzir os impostos brasileiros creditáveis ao calcular sua renda tributável, sujeito às limitações aplicáveis de forma geral, de acordo com a lei norte-americana. As regras que regem os créditos de imposto estrangeiro e as deduções de impostos não americanos são complexas e, por conseguinte, você deve consultar seu próprio conselheiro fiscal com relação à aplicabilidade destas regras em seu caso particular. Venda ou troca ou outra Alienação Tributável de Ações ou ADSs Um Portador americano geralmente reconhecerá o ganho ou perda de capital quando da venda, troca ou outra alienação tributável de nossas ações ou ADSs, medido pela diferença entre o valor do montante obtido em Dólar americano e a base tributária ajustada do Portador americano nas ações ou ADSs. Qualquer ganho ou perda será ganho ou perda de capital de longo prazo se as ações ou ADSs tiverem sido mantidas por mais de um ano. Os ganhos de capital de longo prazo de certos Portadores americanos (inclusive indivíduos) são elegíveis para taxas reduzidas de tributação sobre a renda federal dos EUA. A dedutibilidade das perdas de capital está sujeita a certas limitações de acordo com o Código. Se um imposto brasileiro for retido na fonte sobre a venda ou outra alienação de ações ou ADSs, o montante obtido por um Portador americano incluirá o montante bruto dos produtos daquela venda ou outra alienação antes da dedução do imposto brasileiro. O ganho ou perda de capital, se existente, obtido por um Portador americano sobre a venda, troca ou outra alienação tributável de uma ação ou ADS, será geralmente tratado como renda ou perda de fonte nos Estados Unidos para fins de crédito de imposto estrangeiro nos Estados Unidos. Consequentemente, no caso de uma alienação de uma ação sujeita ao imposto brasileiro cobrado sobre o ganho (ou, no caso de um depósito, em troca de uma ADS ou ação, conforme for o caso, que não for registrada em conformidade com a Resolução No 2.689, na qual um imposto sobre ganho de capital brasileiro seja imposto), o Portador americano pode não conseguir se beneficiar do crédito de imposto estrangeiro para aquele imposto brasileiro, a não ser que o Portador americano possa aplicar o crédito ao imposto de renda federal dos EUA aplicável sobre outra renda de fontes fora dos EUA na categoria de renda apropriada. Alternativamente, o Portador americano pode fazer uma dedução para o imposto brasileiro se não escolher reivindicar um crédito de imposto estrangeiro para quaisquer impostos que não sejam dos EUA pagos durante o ano tributável. Regra sobre investimento estrangeiro passivo da empresa De forma geral, uma empresa não americana é uma PFIC com relação a um Portador americano se, para qualquer ano tributável no qual o Portador americano tiver ações da empresa que não for norte-americana, pelo menos 75% de sua renda bruta é renda passiva ou pelo menos 50% do valor de seus ativos (determinado com base na média trimestral) produzam renda passiva ou sejam mantidos para a produção de renda passiva. Para tanto, a renda passiva inclui geralmente, entre outras coisas, dividendos, juros, aluguéis, royalties e ganhos da alienação de ativos de investimento (sujeito às diversas exceções). Com base na natureza de nossa renda, ativos e atividades correntes e projetadas, não acreditamos que as ações ou ADSs foram tributáveis para o ano anterior nem esperamos que venham a ser ações de uma PFIC para fins de imposto de renda federal dos EUA. Entretanto, a determinação de se as ações ou ADSs constituem ações de uma PFIC é uma determinação factual feita anualmente e, portanto, pode estar sujeita a alteração. Pelo fato destas determinações serem baseadas eventualmente na natureza de nossa renda e ativos, e envolverem a aplicação de regras tributárias complexas, não podem ser dadas quaisquer garantias de que não seremos considerados uma PFIC para o ano corrente ou para qualquer ano passado ou futuro. Se formos tratados como uma PFIC para qualquer ano tributável durante o qual você for um Portador americano, diversas consequências adversas podem aplicar-se a você. Nem os ganhos nem os dividendos estariam sujeitos às taxas de imposto reduzidas acima discutidas aplicáveis em certas situações. Em vez disso, o ganho reconhecido por você da venda ou de outra alienação das ações ordinárias ou ADSs, seria alocado proporcionalmente por seu período para as ações ordinárias ou ADSs. Os montantes alocados ao ano tributável da venda ou alienação e a qualquer ano antes de nos tornarmos uma PFIC, seriam tributáveis como renda normal. O montante alocado a cada um dos outros anos tributáveis estaria sujeito a imposto à taxa mais alta em vigor para indivíduos ou empresas, conforme for apropriado, e uma taxa de juros seria imposta sobre esse imposto como se não tivesse sido paga desde a data original de vencimento para sua declaração de imposto pra esse ano. Outrossim, qualquer distribuição referente a ações ordinárias ou ADSs superior a 125 por cento da média das distribuições anuais nas ações ordinárias ou ADSs recebidas por você durante os três anos anteriores ou, se for menor, seu período de detenção estaria sujeito a tributação conforme descrito acima. Certas escolhas podem estar disponíveis (inclusive uma nota para a escolha do mercado) às pessoas dos EUA que possam reduzir as consequências adversas resultantes da situação da PFIC. Em qualquer caso, você estaria sujeito a exigências de preenchimento de formulário de imposto adicional dos EUA. Retenção de informações fundamentais e fornecimento de informações De forma geral, os dividendos de nossas ações ou ADSs, e pagamentos dos produtos de uma venda, troca ou outra alienação de ações ou ADSs, pagos nos Estados Unidos ou através de certos intermediários financeiros relacionados aos Estados Unidos a um Portador Americano estão sujeitos ao fornecimento de informações e podem estar sujeitos a Retenção de informações fundamentais a uma taxa atual máxima de 28%, a não ser que o portador (i) seja uma empresa ou outro recebedor isento, ou (ii) no caso de retenção de informações fundamentais, fornecer um número de identificação de contribuinte correto e ateste que é uma pessoa americana e não perdeu sua isenção de retenção de informações fundamentais. Você pode creditar quantias retidas por estas regras contra sua responsabilidade de imposto de renda federal dos EUA, ou obter um reembolso das quantias que excederem sua responsabilidade por imposto de renda federal dos EUA, contanto que as informações exigidas sejam fornecidas à Receita Federal. A recente legislação introduziu novos requisitos de informação para determinados Portadores americanos. A penalidade para o não cumprimento destes requisitos de notificação, ou dos já existentes, pode ser significativa. Você deve consultar seus próprios consultores fiscais sobre quaisquer requisitos de notificação americanos que possam surgir da propriedade 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 à Disposição As declarações contidas neste relatório com relação ao conteúdo de qualquer contrato ou outro documento estão completas em todos os aspectos materiais; entretanto, quando o contrato ou outro documento for um anexo deste relatório, cada uma destas declarações está qualificada em todos os aspectos pelas disposições do contrato atual ou outros documentos. Estamos sujeitos às exigências de informações do Exchange Act aplicáveis ao emissor privado estrangeiro. Dessa forma, teremos que preencher relatórios e outras informações na SEC, incluindo relatórios anuais no Formulário 20-F e relatórios no Formulário 6-K. Você pode inspecionar os relatórios e a cópia de relatórios e outras informações arquivados ou fornecidos na SEC, na Sala de Referência Pública da SEC localizada em 100 F Street, N.E., Washington, D.C. 20549. Para mais informações, ligue para a SEC no telefone 1-800-SEC-0330. Além disso, a SEC mantém um site na internet que contém os arquivos, relatórios e outras informações referentes aos emissores que, como nós, arquivam eletronicamente na SEC. O endereço do sítio na web é http//www.sec.gov. Como emissor privado estrangeiro, estamos isentos pelo Exchange Act de, entre outras coisas, das regras que estabelecem o fornecimento e conteúdo de declarações de procurador, e membros de Nosso Conselho de Administração e Diretoria Executiva e nossos principais acionistas estão isentos de informar e manipular as disposições para recuperação de lucros contidas na Seção 16 do Exchange Act. Além disso, como emissor privado estrangeiro, não teremos , pelo Exchange Act, que preencher relatórios periódicos e demonstrativos financeiros na SEC, com a frequência ou com a rapidez que as companhias americanas cujos títulos estão registrados de acordo com o Exchange Act. Apresentamos, ainda, relatórios periódicos e demonstrativos financeiros à CVM, localizada na Rua Sete de Setembro, 111, Rio de Janeiro 20159-900, Brasil. I. Informações sobre a Subsidiária Não aplicável. ITEM 11. DIVULGAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE RISCOS DE MERCADO Os riscos inerentes em nossos instrumentos sensíveis de mercado são perdas potenciais que podem surgir de mudanças adversas na taxas de juros e/ou taxas de câmbio. Estamos sujeitos a risco de mercado resultante de alterações nas taxas de juros porquanto essas alterações podem afetar o custo ao qual obtemos financiamento. Estamos sujeitos a risco na taxa de câmbio com relação à nossa dívida estipulada em moedas estrangeiras. Riscos Relativos à taxa de Juros A não ser por um empréstimo de US$1,555 milhão de dólares vinculado à taxa LIBOR, não temos nenhuma dívida que esteja diretamente vinculada às taxas de juro variável. Em 31 de dezembro de 2010 ,tínhamos R$ 690 milhões de endividamento indexado ao IGP-M. As variações nas taxas de juros podem ter um impacto sobre a inflação e,dessa forma, estamos indiretamente sujeitos às alterações nas taxas de juros que podem aumentar o custo do financiamento. Em 31 de dezembro de 2010, 3,7% de nosso endividamento total de R$ 18,7 bilhões denominados em reais estava indexado ao IGPM ou a outros índices inflacionários. Como resultado, nossa exposição ao risco inflacionário do Brasil foi de R$ 690 milhões em 31 de dezembro de 2010. Cada variação de 1,0% na taxa IGP-M ou em qualquer outro índice inflacionário teria um impacto de R$ 6,6 milhões sobre nosso resultado líquido. Riscos Cambiais Em 31 de dezembro de 2010, aproximadamente 43,0% de nosso endividamento total de R$ 33,1 bilhões estavam denominados em moedas estrangeiras. Do nosso endividamento denominado em moeda estrangeira em 2010, R$ 13,5 bilhões, ou aproximadamente 97,0% estavam denominados em dólares americanos (e dos quais R$ 8,3 bilhões, ou aproximadamente 60,0% eram do endividamento de Itaipu). Nós temos uma exposição em moeda estrangeira que afeta nossos passivos e ativos em virtude de empréstimos que fizemos a Itaipu, na qual as demonstrações financeiras são realizadas em dólares americanos. Com o objetivo de nos protegermos da flutuação da taxa de câmbio dólar/real, nossa Diretoria Executiva aprovou a implementação de uma política de hedge em julho de 2007, com objetivo de reduzir a exposição à variação dessas moedas estrangeiras através do uso de contratos derivativos. Em 2008, nós fizemos contratos de derivativos de curto prazo, que venceram em dezembro de 2008. Desde 01 de janeiro de 2009,, nós não temos nenhum contrato de derivativo pendente, e nós não temos a intenção de fazer nenhum contrato de derivativos com objetivo de fazer alavancagem ou proteção de crédito. Nossa estratégia geral é focar na proteção contra flutuações cambiais. Entretanto, nós consideramos ampliar nossa política de hedge para cobrir outros riscos de mercado, como taxas de juros e índices, assim como derivativos embutidos. Como resultado, nossa atual exposição ao risco cambial do Dólar americano era de R$ 12,1 bilhões em 31 de dezembro de 2010. Cada variação de 1,0% na taxa de câmbio Dólar americano/Real teria um impacto de R$ 107 milhões sobre nosso resultado líquido. ITEM 12. DESCRIÇÃO DOS VALORES MOBILIÁRIOS EXCETO TÍTULOS DE CAPITAL PRÓPRIO 12.d. Ações depositárias americanas - ADS Taxas a pagar pelos detentores de nossas ADSs O J.P. Morgan Chase Bank, N.A. é o depositário de nossas ações ordinárias e preferenciais ADSs. Exige-se dos detentores de ADR o pagamento de várias taxas ao depositário, e o depositário pode se recusar a prestar qualquer serviço para o qual estabelece uma taxa até que o pagamento da taxa aplicável tenha sido realizado. Exige-se que os detentores de ADR paguem ao depositário: (i) uma taxa anual de US$0,02 por ADS para a administração do programa de ADR e (ii) montantes com respeito às despesas incorridas pelo depositário ou por seus agentes em nome dos detentores de ADR, incluindo despesas provenientes do cumprimento da lei aplicável, taxas ou outros encargos governamentais, transmissão de fac-símile, ou da conversão de moeda estrangeira em dólares americanos. Em ambos os casos, o depositário pode decidir a seu exclusivo critério buscar o pagamento por meio de emissão de fatura aos emitentes ou pela dedução da taxa de um ou mais dividendos em espécie ou outras distribuições em espécie. Também se exige de detentores de ADR o pagamento de uma taxa adicional para certos serviços prestados pelo depositário, conforme estabelecido na tabela abaixo: Atitude do depositário Taxa associada Emissão, entrega, redução, cancelamento ou resgate de ADSs US$5,00 por 100 ADSs Qualquer distribuição em espécie aos portadores de ADS registrados US$0,02 (ou menos) por ADSs As taxas de transferência (na medida em que não sejam proibidas pelas regras da Bolsa de Valores primária sobre as quais as ADSs estão listadas) US$1,50 por ADR ou ADRs Reembolso de depositários De acordo com o contrato de depósito celebrado entre a nossa empresa e do depositário, somos reembolsados por certas despesas que incorrermos em conexão com o programa de ADR pelo depositário. De 1 de janeiro a 31 de dezembro de 2010, nós recebemos de nossos bancos depositários o montante de US$1,5 milhão. PARTE II ÍTEM 13. INADIMPLÊNCIA, DIVIDENDOS A PAGAR E MORAS Não aplicável. ÍTEM 14. MODIFICAÇÕES MATERAIS NOS DIREITOS DOS PORTADORES DE TÍTULOS E USO DOS RECURSOS Não aplicável. ÍTEM 15. CONTROLES E PROCEDIMIENTOS (a) Divulgação de Controles e Procedimentos Sob a supervisão e com a participação de nossa administração, incluindo nosso Presidente e nosso Diretor Financeiro e de Relação com os Investidores, nós avaliamos a eficácia do desenho e operação da nossa divulgação de controle e procedimentos (como definido no regulamento da Bolsa de Valores de Nova York artigos 13a-15(e) e 15d-15(e)) em 31 de dezembro de 2010, no fim do período o qual esse relatório anual abrange. Existem limitações inerentes à eficácia de qualquer sistema de controles e procedimentos de divulgação, incluindo a possibilidade de erro humano e à evasão ou desprezo aos controles e procedimentos. Assim, mesmo os 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 2010, e que a concepção e o funcionamento de nossos controles e procedimentos de divulgação não foram eficazes para fornecer uma garantia razoável de que todas as informações relevantes relativas à nossa empresa foram relatadas como requerido, por conta de insuficiências materiais na operação atual de nossos controles internos sobre relatórios financeiros terem sido identificadas como descrito abaixo. (b) Relatório Anual do Controle Interno sobre o Relatório Financeiro da Administração Nossa Administração é responsável por estabelecer e manter controles internos adequados sobre os relatórios financeiros, conforme definido nas Regras 13a-15(f) e 15d-15(f) de acordo com a Lei de Mercado de Capitais de 1934. Nosso controle interno sobre os relatórios financeiros é um processo projetado para fornecer garantia razoável acerca da confiabilidade dos relatórios financeiros e das demonstrações financeiras para fins externos em conformidade com os princípios contábeis geralmente aceitos. O controle interno da companhia sobre o relatório financeiro inclui estas políticas e estes procedimentos que (i) dizem respeito à manutenção de serviços que, em detalhe razoável, refletem as operações e as disposições de modo preciso e adequado dos ativos da Empresa; (ii) fornecem garantia razoável de que as operações são registradas conforme necessárias para permitir a elaboração das demonstrações financeiras de acordo com os princípios de contabilidade geralmente aceitos e que os recebimentos e os gastos da Companhia estão sendo feitos apenas de acordo com as autorizações da administração e Diretores da Empresa; e (iii) fornecem garantia razoável com relação à prevenção ou à detecção, em tempo hábil, de aquisição não autorizada, uso ou alienação dos ativos da Companhia que poderiam afetar materialmente as demonstrações financeiras. Em razão destas limitações inerentes, o controle interno sobre o relatório financeiro não pode prevenir ou detectar distorções. Além disso, as projeções de qualquer avaliação da eficácia para os períodos futuros estão sujeitas ao risco de que os controles possam se tornar inadequados em razão de alterações nas condições ou de que o grau de conformidade com as políticas ou procedimentos possa se deteriorar. Nossa administração avaliou a eficácia dos controles internos sobre os relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2010. Ao realizar essa avaliação, nossa administração ponderou os critérios baseados nos relatórios financeiros estabelecidos pelo Comitê de Organizações Patrocinadoras da Comissão Treadway, ou COSO em “Controle Interno — Estrutura Integrada.” Como resultado da avaliação, nossa administração concluiu que, em 31 de dezembro de 2010, nosso controle interno sobre os relatórios financeiros não foram eficazes por causa da existência de deficiências materiais. Uma deficiência material é uma deficiência de controle, ou uma combinação de deficiências, no controle interno sobre os relatórios financeiros de tal modo 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 eficazes sobre os relatórios financeiros com base nos critérios da COSO. As seguintes deficiências materiais relativas aos nossos controles sobre os relatórios financeiros foram identificadas: (i) as deficiências de controle interno não foram remediadas em tempo hábil; e (iii) não definimos de maneira adequada a responsabilidade com relação a seus controles internos sobre os relatórios financeiros e as linhas de comunicação necessárias por toda a organização; 2) não realizou adequadamente uma avaliação de riscos para identificar os riscos de maneira que garantisse que os controles efetivos fossem projetados e implementados adequadamente de maneira que prevenissem ou detectassem distorções materiais relevantes com respeito às suas demonstrações financeiras; 3) Companhia não criou e nem manteve, de modo adequado, políticas de tecnologia da informação, incluindo aquelas relacionadas à divisão de tarefas, segurança e acesso à concessão e ao monitoramento de seus programas e dados e aplicação financeira. 2. Não criamos ou mantivemos controles operacionais eficazes sobre a integridade a precisão dos relatórios financeiros ao final do exercício. Especificamente, não mantivemos processos e documentação eficazes de monitoramento e revisão relativos ao registro de lançamentos contábeis recorrentes e não recorrentes. 3. Não criamos ou mantivemos controles operacionais eficazes para garantir a integridade / precisão dos depósitos judiciais e processos legais, incluindo suas revisões / atualizações periódicas e perdas esperadas para efeito de exercício. 4. Não mantivemos controles eficazes de projeto e operacionais para garantir a integridade / precisão ou a análise / monitoramento dos planos de benefícios após a aposentadoria (planos de pensão) patrocinados pela Empresa, incluindo a revisão detalhada dos pressupostos atuariais, a reconciliação entre os relatórios de avaliação atuarial e os registros de contabilidade, bem como os fluxos de caixa para os pagamentos da contribuição. 5. Não criamos ou mantivemos controles operacionais eficazes da unidade empresarial da Itaipu Binacional com relação à sua contabilidade para ativos intangíveis, especificamente, para garantir a integridade, a precisão e a validação de suas aquisições de ativos fixos. 6. Não mantivemos controles eficazes para garantir a integridade, a precisão, a validade e a avaliação de compras e pagamentos de bens e serviços em nossa subsidiária Furnas em virtude de alterações relacionadas com a implementação do novo software de ERP Enterprise Resource Planning (ERP). 7. Não criamos ou mantivemos controles eficazes para garantir a integridade e a precisão das alterações de receita dos serviços da transmissão associadas ao fator de ajuste relacionado à disponibilidade das linhas de transmissão não incluídas na taxa de receita anual permitida (RAP). As informações relativas a tais receitas são fornecidas pelo ONS mensalmente e não mantemos controles para confirmar as informações dadas. 8. Não criamos ou mantivemos controles operacionais eficazes para garantir a análise / monitoramento adequado para a elaboração das demonstrações financeiras em conformidade com as Normas Internacionais de Informação Financeira (NIIF/IRFS) e das divulgações relacionadas. Além disso, não temos funcionários internos de contabilidade com conhecimento adequado sobre a IFRS para supervisionar e revisar o processo contábil e não mantivemos controles eficazes sobre o processo de elaboração dos relatórios financeiros em virtude da insuficiência de pessoal interno com conhecimento, experiência e treinamento contábil suficientes quanto à aplicação da IFRS e não implementamos revisão supervisionada adequada dos processos contábeis para garantir que as demonstrações financeiras e as divulgações foram preparadas em conformidade com IFRS. Apesar da avaliação de nossa Administração de que os controles e procedimentos de divulgação não foram eficazes e que existiram deficiências materiais conforme identificadas acima, acreditamos que nossas demonstrações financeiras contidas nesse relatório anual apresentam de maneira justa nossa posição financeira, os resultados das operações e fluxos de caixa para exercícios aqui cobertos em todos os aspectos materiais. A eficácia do controle interno sobre os relatórios financeiros, a partir de 31 de dezembro de 2010, foi auditada por PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, uma empresa de contabilidade pública registrada independente, conforme declarado em seu relatório com início na página F-1 das demonstrações financeiras a este Formulário 20-F. Remediação da fraqueza material A fim de remediar a fraqueza material relativa aos nossos controles internos sobre os relatórios financeiros, planejamos melhorá-lo por meio de comunicação e treinamento com as áreas comerciais das empresas Eletrobrás. O plano de comunicação prevê a criação de líderes de controles internos nas áreas de negócios, e o estabelecimento de metas para os gerentes dessas áreas. A Universidade Corporativa oferece cursos sobre controles internos e de riscos. Além disso, planejamos a organização de seminários nas companhias e o estabelecimento de planos de ações para os gerentes de negócios juntamente com nossa Administração com o objetivo de reduzir as deficiências. A fim de remediar a fraqueza material relativa ao controle sobre a integridade e precisão dos relatórios financeiros ao final do período e de encerramento do período, adotamos um processo de revisão e aprovação de relatórios dos lançamentos realizados por cada área de negócio. Também redesenhamos os perfis de usuários para usarem o software SAP na medida em que implementamos este sistema. A fim de remediar a fraqueza material relativa ao controle sobre a integridade e precisão dos processos judiciais, a partir de dezembro de 2009, os departamentos de contabilidade de nossas subsidiárias (exceto a Eletrobrás Furnas) incluíram todos os processos judiciais em seus relatórios sobre ações cíveis. O departamento jurídico da Eletrobrás Furnas adotou o mesmo procedimento a partir do quarto trimestre de 2020 e nosso departamento jurídico emendou os procedimentos com início no terceiro trimestre de 2011. Com respeito à fraqueza material relativa ao controle sobre os planos de benefício após a aposentadoria (planos de pensão) patrocinados por nós e administrados por uma empresa administradora de planos externa, estamos no processo de criação de um sistema de controles internos para evitar confiar futuramente no relatório emitido pela empresa administradora de planos externa. Estamos em discussão com a Itaipu e seus auditores externos para avaliar as maneiras mais eficazes para remediar a fraqueza material relativa a Itaipu. Com respeito à fraqueza material relativa à aquisição e ao pagamento de bens e serviços pela Eletrobrás Furnas, a Eletrobrás Furnas implantou o sistema SAP como seu sistema ERP a fim de melhorar seus processos com relação à aquisição e pagamentos de bens. A Companhia continuará atestar este sistema no segundo semestre de 2011 com vistas à solucionar esta fraqueza material. Com respeito às receitas das linhas de transmissão, temos realizado reuniões regulares junto ao ONS a fim de garantir a integridade e precisão das mudanças nos serviços de receita de transmissão associados com o fator de ajuste relacionados com a disponibilidade das linhas de transmissão não incluídas na Receita Anual Permitida. A fim de remediar a fraqueza material em relação à preparação das nossas divulgações e demonstrações financeiras conforme a IFRS, estamos reavaliando a necessidade de contratar mais funcionários de contabilidade com conhecimento especializado em IFRS. (c) Mudanças no Controle Interno sobre Relatório Financeiro Exceto conforme estabelecido acima, não houve mudanças em nossos controles internos sobre relatórios financeiros que durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2010 que tenham afetado materialmente ou exista uma provável possibilidade de afetar materialmente nosso controle interno sobre os relatórios financeiros a partir de 31 de dezembro de 2010. (d) Relatório de Certificação dos Auditores Independentes Públicos Registrados Para o relatório da PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, nossa empresa de contabilidade pública registrada independente, datado em 14 de outubro de 2011, sobre a eficácia do controle interno sobre os relatórios financeiros a partir de 31 de dezembro de 2010, veja o “Item 18. Demonstrações financeiras”. ÍTEM 15T. CONTROLES E PROCEDIMENTOS Não aplicável. ITEM 16A. ESPECIALISTA FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA Nosso Conselho de Administração determinou que Charles Carvalho Guedes, membro do Conselho Fiscal, é um “especialista financeiro dos comitês de auditoria” como definido pelos atuais regulamentos da SEC e enquadram às exigências de independência dos padrões de listagem da SEC e da NYSE. Para mais informações sobre o papel do Conselho Fiscal, veja “Item 6. Conselheiros, Administração Sênior e Empregados C. Práticas do Conselho – Conselho Fiscal”. ÍTEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA Nós adotamos o código de ética que é aplicável a todos os funcionários, incluindo nosso Presidente e nosso Diretor Financeiro e de Relação com os Investidores, Chefe da Tesouraria e pessoas que atuam com funções similares assim como diretores e outros empregados. Nós disponibilizamos o Código de Ética no nosso site em: http://www.Eletrobrás.com/elb/data/Pages/ LUMISB877EC49ENIE.htm. Cópias do nosso Código de Ética podem ser obtidas através de carta enviada ao endereço disponibilizado na capa desse formulário 20-F. Nós não concedemos nenhuma renúncia implícita ou explícita de qualquer disposição do nosso Código de Ética desde que ele foi adotado. ITEM 16C. HONORÁRIOS E SERVIÇOS DO CONTADOR PRINCIPAL As tabelas a seguir apresentam por categoria de serviço, as remunerações totais por serviços prestados à Eletrobrás por PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, durante os exercícios fiscais de 31 de dezembro de 2010 e 2009. 2010 2009 (R$ ) Remuneração de Auditoria ............................................. Remuneração Relacionada a Auditoria ............................ Remuneração de Assessoria Fiscal .................................. Outras Remunerações .................................................... Total ........................................................................... 5.100.000,00 — — — 5.100.000,00 5.000.000,00 — — — 5.000.000,00 Remuneração de Auditoria A remuneração de auditoria consiste no conjunto de remuneração cobrada pelas PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes e BDO Trevisan Auditores Independentes em conexão com a auditoria de nossas demonstrações financeiras e controles internos anuais, revisões provisórias das nossa carta de conforto de informações financeiras trimestrais, procedimentos relacionados com auditoria das receitas fiscais aplicáveis no âmbito da auditoria e revisão de nossas demonstrações financeiras. Remuneração Relacionada à Auditoria Nenhuma remuneração relacionada à auditoria foi paga à PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes para os exercícios fiscais findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009. Remuneração de Assessoria Fiscal Nenhuma remuneração de Assessoria Fiscal foi paga à PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes para os exercícios fiscais findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009. Outras remunerações Nenhuma outra remuneração foi paga à PricewaterhouseCoopers Auditores para os exercícios fiscais findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009. Políticas de Pré-Aprovação e Procedimentos Em 27 de abril de 2005, nós adotamos o código de ética que é aplicável a todos os funcionários, incluindo nosso Presidente e nosso Diretor Financeiro e de Relação com os Investidores, Chefe da Tesouraria e pessoas que atuam com funções similares assim como diretores e outros empregados. Os objetivos desse Código são: (i) reduzir a possibilidade de má interpretação dos princípios éticos, como resultado de uma interpretação subjetiva e pessoal; (ii) ser um benchmarking institucional formal para a conduta profissional de nossos empregados, incluindo a forma ética de lidar com os conflitos de interesses atuais ou aparentes; (iii) prover um padrão para nossos relacionamentos internos e externos, com nossos acionistas, investidores, clientes, empregados, parceiros, fornecedores, prestadores de serviço, sindicatos trabalhistas, competidores e a sociedade, o governo e comunidades nas quais nós atuamos; e (iv) assegurar as preocupações diárias com eficiência, competitividade e lucratividade para que não excedam o comportamento ético. Nosso Código de Ética está disponível de graça, basta requerer uma cópia com nosso Departamento de Relações com os Investidores no seguinte endereço: Avenida Presidente Vargas, 409, 13º andar, Edifício Herm. Stolz, CEP 20071-003 Rio de Janeiro, RJ, Brasil; telefone: +55 21 2514 6331 ou +55 21 2514 6333; fax: +55 21 2514 5964; e e-mail: invest@Eletrobrás.com. Nós também criamos, em 2008, uma Ouvidoria para receber reclamações de qualquer pessoa (providenciando para que a reclamação seja primeiramente reportada ao Conselho Fiscal), com respeito a qualquer “conduta desonesta ou antiética”, “contabilidade, controles internos da contabilidade ou questões de auditoria” e qualquer reclamação igualmente confidencial e anônima de “preocupações” do mesmo tipo por nossos empregados e afiliados. A Ouvidoria pode ser acessada através de nosso website ou por carta enviada para nossos escritórios direcionada ao Conselho Fiscal. Desde a sua criação, oito reclamações foram reportadas para nossa Ouvidoria, todas elas relacionadas à conduta pessoal e portanto, não tiveram impacto financeiro em nosso resultado operacional. ÍTEM 16D. ISENÇÃO DAS NORMAS DE LISTAGEM PARA COMITÊS DE AUDITORIA Nós designamos o nosso Conselho Fiscal com poderes para atuar com o papel de Comitê de Auditoria de acordo com o artigo 10A-3 da Lei de Câmbio da Bolsa de Valores de Nova York. Nós somos exigidos tanto pela SEC quanto pelas regras do Comitê de Auditoria das empresas listadas na NYSE para nos adequarmos à Regra 10A-3 da regulamentação daquela Bolsa de Valores, que requer que nós ou estabeleçamos um Comitê de Auditoria, compostos por membros do Conselho de Administração, que possuam requerimentos específicos ou damos poder ao nosso Conselho Fiscal para atuar no papel de Comitê de Auditoria de acordo com a exceção estabelecida no artigo 10A-3(c)(3) da regulamentação da NYSE. Nós acreditamos que nosso Conselho Fiscal satisfaça a independência ou outras exigências do artigo 10A-3 da regulamentação da NYSE que seriam aplicáveis na ausência de nossa dependência em relação à isenção. ÍTEM 16E. AQUISIÇÕES DE AÇÕES PELA EMISSORA E SUAS AFILIADAS Não aplicável. ÍTEM 16F. ALTERAÇÃO DO CONTADOR CERTIFICADO DA COMPANHIA SOB REGISTRO Não houve mudanças no Contador Certificado. ÍTEM 16G. GOVERNANÇA CORPORATIVA Veja “Item 9C, Mercados - Diferenças Significativas entre nossas Práticas de Governança Corporativa e as Normas de Governança Corporativa da NYSE”. PARTE III ÍTEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS Vide "ÍTEM 18, Demonstrações financeiras." ÍTEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS Por favor, consulte nossas demonstrações financeiras consolidadas a partir da página F-1. A Companhia Energética do Maranhão S.A. (o CEMAR), a Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica (ou CEEE D), a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (ou CEEE-GT), a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (ou CTEEP) constituíram subsidiárias significativas em 2009 e 2010 de acordo com o IFRS. Em conformidade com a Regra 3-09 da Regulação S-X, demonstrações financeiras não auditadas comparativas para 2010 e 2009 da CEMAR, CEEE-D, CEEE-GT e CTEEP serão apresentadas subsequentemente como alteração a este relatório anual. ÍTEM 19. ANEXOS 2.1 Contrato de Depósito alterado e reformulado datado de 13 de agosto de 2007 entre a Centrais Elétricas Brasileiras SA Eletrobrás e JPMorgan Chase Bank, NA, aqui incorporados por referência de nossa Declaração de Registro no Formulário 20-F, arquivado 21 de julho de 2008, Arquivo No. 001 34129. 2.2 O valor total dos títulos de dívida de longo prazo de nossa companhia e suas subsidiárias sob qualquer instrumento, não excede 10% do total dos ativos da nossa empresa e nossas filiais em base consolidada. Nós concordamos em fornecer cópias de qualquer um ou todos esses instrumentos para a SEC, a pedido. 4.1 Tratado de Itaipu, assinado por Brasil e Paraguai - Lei n º 5.899 de julho de 1973 5., Aqui incorporadas por referência de nossa Declaração de Registro no Formulário 20-F, arquivado 21 de julho de 2008, Arquivo No. 001 34129. 8.1 Lista de Subsidiárias 12.1 Regra 13a-14(a)/15d-14(a) Certificação do Diretor Executivo das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás. 12.2 Regra 13a-14(a)/15d-14(a) Certificação do Diretor Financeiro das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás. 13.1 Seção 906 Certificação do Presidente das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás. 13.2 Seção 906 Certificação do Presidente das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás. 16.1 Carta do auditor sobre as alterações do Auditor Externo Assinaturas O registrante certifica que cumpre todas as exigências para que o Formulário 20-F seja preenchido, e que autorizou e possibilitou devidamente o que segue abaixo e assina esta declaração de registro em seu nome. CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS Por: /s/ Nome: Cargo: Por: Nome: Cargo: JOSÉ DA COSTA Carvalho Neto José da Costa Carvalho Neto Diretor Presidente /s/ ARMANDO CASADO DE ARAÚJO Armando Casado de Araújo Diretor Financeiro CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A. – ELETROBRÁS E SUBSIDIÁRIAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS Em e para o exercício findo em 31 de dezembro de 2010 e 2009 Sumário Relatório da Companhia de Contabilidade Pública Registrada Independente F-2 Demonstrações Financeiras Auditadas Balanços Consolidados Demonstrações de Resultado Consolidadas ..................................................................................... Demonstrações Consolidadas de Mutações do Patrimônio Líquido ......................................................... Demonstrações Consolidadas de Fluxo de Caixa .............................................................................. Notas às Demonstrações Financeiras Consolidadas............................................................................ F-4 F-6 F-8 F-10 F-12 Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás Informe dos Auditores Independentes Públicos Registrados Ao Conselho de Administração e Acionistas das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás Em nosso parecer, os balanços patrimoniais consolidados anexados e as demonstrações de operações consolidadas de receitas abrangentes e fluxos de caixa apresentam, adequadamente, em todos os aspectos materiais, a posição financeira das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás e suas subsidiárias em 31 de dezembro de 2010 e 2009 e 1 de janeiro de 2009 e os resultados de suas operações e seus fluxos de caixa para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009, em conformidade com as Normas Internacionais de Informação Financeira (NIIF/IFRS) conforme emitidas pelo Comitê de Normas Internacionais de Contabilidade. Além disso, em nosso parecer a Companhia não manteve, em todos os aspectos materiais, um controle interno efetivo dos relatórios financeiros de 31 de dezembro de 2010, com base nos critérios estabelecidos no Controle Interno – Estrutura Integrada emitidos pelo Comitê de Companhias Patrocinadoras da comissão Treadway (COSO) porque existiam insuficiências materiais no controle interno sobre os relatórios financeiros a partir desta data, relacionadas ao que se segue: (i) falta de um ambiente de controle interno efetivo, considerando que as deficiências de controle interno não foram solucionadas em tempo hábil e a Companhia não definiu adequadamente a responsabilidade com relação a seus controles internos sobre os relatórios financeiros e as linhas de comunicação necessárias por toda a organização, a Companhia não realizou adequadamente uma avaliação de riscos para identificar os riscos de maneira que garantisse que os controles efetivos fossem projetados e implementados adequadamente de maneira que prevenissem ou detectassem distorções materiais relevantes com respeito às suas demonstrações financeiras, e a Companhia não criou e nem manteve, de modo adequado, políticas de tecnologia da informação, incluindo aquelas relacionadas à divisão de tarefas, segurança e acesso à concessão e ao monitoramento de seus programas e dados e aplicação financeira; (ii) falta de processos de análise e de monitoramento efetivos e de documentação com relação ao registro de lançamentos contábeis recorrentes e não recorrentes; (iii) falta de controles efetivos para garantir a integridade / precisão dos depósitos judiciais e processos legais, incluindo suas revisões / atualizações periódicas e perdas esperadas para efeito de exercício; (iv) falta de controles eficazes para garantir a integridade / precisão ou a análise / monitoramento dos planos de benefícios após a aposentadoria (planos de pensão) patrocinados pela Empresa, incluindo a revisão detalhada dos pressupostos atuariais, a reconciliação entre os relatórios de avaliação atuarial e os registros de contabilidade, bem como os fluxos de caixa para os pagamentos da contribuição, (v) falta de controles efetivos da unidade empresarial da Itaipu Binacional com relação à sua contabilidade para ativos intangíveis, (vi) falta de controles eficazes para garantir a integridade, a precisão, a validade e a avaliação de compras e pagamentos de bens e serviços em nossa subsidiária Furnas; (vii) falta de controles eficazes para garantir a integridade e a precisão das alterações de receita dos serviços da transmissão associadas ao fator de ajuste relacionado à disponibilidade das linhas de transmissão não incluídas na taxa de receita anual permitida (RAP), (viii) falta de controles efetivos para garantir a análise / monitoramento adequado para a elaboração das demonstrações financeiras em conformidade com as Normas Internacionais de Informação Financeira (NIIF/IRFS) e das divulgações relacionadas e o complemento insuficiente de pessoal interno com um nível suficiente de conhecimentos de contabilidade sobre o IFRS e a falta de uma análise da supervisão adequada dos processos contábeis para garantir que as divulgações e as demonstrações financeiras foram elaboradas em conformidade com o IFRS. Uma insuficiência material é uma deficiência ou uma combinação de deficiências no controle interno sobre o relatório financeiro, de modo que exista uma possibilidade razoável de que uma distorção material relevante das demonstrações anuais ou interinas não seja prevenida ou detectadas em tempo hábil. As insuficiências materiais referidas acima estão descritas no “Relatório Anual da Administração acerca do Controle Interno sobre Relatório Financeiro”. Consideramos que essas insuficiências materiais em determinar a natureza, o prazo e a extensão dos testes aplicados em nossa auditoria para as demonstrações financeiras consolidadas de 2010 e nosso parecer com relação à eficácia do controle interno da companhia sobre o relatório financeiro não afetam nosso parecer sobre estas demonstrações financeiras consolidadas. A administração da companhia é responsável por estas demonstrações financeiras, por manter o controle interno eficaz sobre os relatórios financeiros e pela avaliação da eficácia do controle interno sobre os relatórios financeiros, incluída no relatório da administração referido acima. Nossa responsabilidade é expressar pareceres sobre estas demonstrações financeiras e sobre o controle interno da Companhia com relação ao relatório financeiro com base em nossas auditorias integradas. Conduzimos nossas auditorias em conformidade com as normas do Conselho Supervisor de Auditoria de Companhias Públicas (Estados Unidos). Estas normas exigem que planejemos e realizemos as auditorias com o objetivo de obter uma garantia razoável para saber se as demonstrações financeiras estão livres de distorções materiais e se a eficácia do controle interno sobre os relatórios financeiros foi mantida em todos os aspectos materiais. Nossas auditorias sobre as demonstrações financeiras consolidadas incluíram o exame, em base de testes, de evidência que ampare as quantias e as divulgações das demonstrações financeiras consolidadas, a avaliação dos princípios contábeis utilizados, as estimativas significativas feitas pela administração e a avaliação da apresentação geral das demonstrações financeiras consolidadas. Nossa auditoria de controle interno sobre os relatórios financeiros incluiu a obtenção de um entendimento do controle interno sobre o relatório financeiro, avaliando o risco de que uma insuficiência material existe e a realização de teste e avaliação da eficácia do projeto e da eficácia operacional do controle interno sobre o 2 risco avaliado. Nossas auditorias também incluíram a realização de outros procedimentos referidos que consideramos necessários a cada circunstância. Acreditamos que nossas auditorias fornecem uma base razoável para o nosso parecer. Conforme divulgado na Nota 15 das demonstrações financeiras, as subsidiárias no segmento de distribuição sofreram prejuízos recorrentes das operações e possuem uma deficiência de capital líquido no montante de R$ 554.323 mil em 31 de dezembro de 2010. O controle interno da companhia sobre o relatório financeiro é um processo projetado para fornecer uma garantia razoável com relação à confiabilidade dos relatórios financeiros e à elaboração das demonstrações financeiras para fins externos de acordo com os princípios de contabilidade geralmente aceitos. O controle interno da companhia sobre o relatório financeiro inclui estas políticas e estes procedimentos que (i) dizem respeito à manutenção de serviços que, em detalhe razoável, refletem as operações e as disposições de modo preciso e adequado dos ativos da Empresa; (ii) fornecem garantia razoável de que as operações são registradas conforme necessárias para permitir a elaboração das demonstrações financeiras de acordo com os princípios de contabilidade geralmente aceitos e que os recebimentos e os gastos da Companhia estão sendo feitos apenas de acordo com as autorizações da administração e Diretores da Empresa; e (iii) fornecem garantia razoável com relação à prevenção ou à detecção, em tempo hábil, de aquisição não autorizada, uso ou alienação dos ativos da Companhia que poderiam afetar materialmente as demonstrações financeiras. Em razão destas limitações inerentes, o controle interno sobre o relatório financeiro não pode prevenir ou detectar distorções. Além disso, as projeções de qualquer avaliação da eficácia para os períodos futuros estão sujeitas ao risco de que os controles possam se tornar inadequados em razão de alterações nas condições ou de que o grau de conformidade com as políticas ou procedimentos possa se deteriorar. Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás Rio de Janeiro, 14 de outubro de 2011 PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes 3 Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás Balanço General Consolidado em 31 de dezembro de 2010, 2009 e 1 de janeiro de 2009 Em milhares de Reais (continuação) (Uma tradução livre do original em português) NOTA DO ATIVO 31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009 CIRCULANTE Caixa e equivalentes de caixa ............................................................................................................................................................. 9.220.169 8.617.294 5.527.468 7 Caixa restrito ...................................................................................................................................................................................... 2.058.218 1.341.719 734.386 7 Títulos negociáveis ............................................................................................................................................................................. 6.774.073 7.662.640 7.439.509 8 Contas a receber ................................................................................................................................................................................. 4.016.006 3.102.079 3.118.392 9 Ativo financeiro dos contratos de concessão ...................................................................................................................................... 726.507 715.720 522.852 17 Ativo financeiro - Itaipu ..................................................................................................................................................................... 997.015 854.656 1.100.155 18 Financiamentos e empréstimos........................................................................................................................................................... 1.359.269 1.926.193 1.499.420 10 Conta de Consumo de Combustível - CCC ........................................................................................................................................ 3.041.484 877.833 550.894 Remuneração dos investimentos ........................................................................................................................................................ 178.604 78.726 61.951 11 Impostos recuperáveis ........................................................................................................................................................................ 1.825.905 1.326.933 509.883 12 Direitos de reembolso ......................................................................................................................................................................... 324.451 221.519 527.809 13 Outros devedores ................................................................................................................................................................................ 478.367 602.731 373.070 Estoque de combustível nuclear ......................................................................................................................................................... 297.972 324.634 286.903 14 Armazém (depósito) ........................................................................................................................................................................... 378.637 350.470 309.008 Despesas pré-pagas............................................................................................................................................................................. 40.418 58.765 45.278 Instrumentos financeiros .................................................................................................................................................................... 283.220 227.540 52.640 Outros ................................................................................................................................................................................................. 805.631 511.774 362.944 32.805.946 28.801.226 23.022.562 NÃO CIRCULANTE ATIVOS DE LONGA DURAÇÃO ............................................................................................................................................................. Financiamentos e empréstimos........................................................................................................................................................... 8.300.171 9.839.828 13.405.178 10 Contas a receber ................................................................................................................................................................................. 1.470.215 1.431.080 1.874.063 9 Títulos negociáveis ............................................................................................................................................................................. 769.905 687.188 618.474 8 Estoque de combustível nuclear ......................................................................................................................................................... 799.556 755.434 720.294 14 Ativo financeiro dos contratos de concessão ...................................................................................................................................... 24.995.625 22.352.103 20.821.243 17 Ativo financeiro - Itaipu ..................................................................................................................................................................... 15.648.087 16.744.836 24.119.962 18 Ativos de impostos diferidos .............................................................................................................................................................. 4.338.682 4.493.223 3.450.717 12 Depósitos compulsórios ..................................................................................................................................................................... 1.750.678 1.521.317 991.957 Conta de Consumo de Combustível - CCC ........................................................................................................................................ 1.156.926 1.173.580 572.279 Instrumentos financeiros .................................................................................................................................................................... 297.020 228.020 40.050 Outros ................................................................................................................................................................................................. 889.931 766.145 1.012.241 60.416.796 59.992.754 67.626.458 Adiantamentos para ações corporativas ............................................................................................................................................. 7.141 4.001 4.027 60.423.937 59.996.755 67.630.485 INVESTIMENTOS ..................................................................................................................................................................................... 4.724.647 5.288.107 5.043.144 15 ATIVOS FIXOS .......................................................................................................................................................................................... 46.682.498 41.597.605 36.495.659 16 INTANGÍVEL ............................................................................................................................................................................................. 19 Contratos de concessão ...................................................................................................................................................................... 932.509 991.879 1.328.055 Outros ................................................................................................................................................................................................. 1.331.463 1.032.804 786.539 53.671.117 48.910.395 43.653.397 146.901.000 137.708.376 134.306.444 ATIVOS TOTAIS ...................................................................................................................................................................................... 4 NOTA 31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009 PASSIVOS E PATRIMÔNIO LÍQUIDO CIRCULANTE Empréstimos ....................................................................................................................................................................................... 1.868.465 1.115.275 1.135.497 23 Empréstimo compulsório ................................................................................................................................................................... 16.925 13.675 85.946 24 Fornecedores ...................................................................................................................................................................................... 5.165.765 3.079.614 2.504.293 21 Adiantamentos de clientes .................................................................................................................................................................. 341.462 63.400 53.159 22 Impostos e contribuição social ........................................................................................................................................................... 1.102.672 963.365 810.536 26 Conta de Consumo de Combustível - CCC ........................................................................................................................................ 2.579.546 923.535 667.626 25 Remuneração dos acionistas ............................................................................................................................................................... 3.424.520 3.214.450 1.687.448 28 Créditos do Tesouro Nacional ............................................................................................................................................................ 92.770 76.036 72.236 29 Passivos estimados ............................................................................................................................................................................. 772.071 672.214 600.661 Obrigações de reembolso ................................................................................................................................................................... 759.214 857.001 479.868 Planos de pensão complementária ...................................................................................................................................................... 330.828 351.149 510.197 30 Provisões para contingências .............................................................................................................................................................. 257.580 252.708 303.452 31 Taxas regulatórias............................................................................................................................................................................... 584.240 589.433 695.247 27 Arrendamento ..................................................................................................................................................................................... 120.485 108.827 106.435 Instrumentos financeiros .................................................................................................................................................................... 237.209 40.050 296.134 Outros ................................................................................................................................................................................................. 715.757 949.113 652.416 18.369.509 13.269.845 10.661.151 NÃO CIRCULANTE Empréstimos ....................................................................................................................................................................................... 31.269.971 28.392.542 26.910.231 23 Créditos do Tesouro Nacional ............................................................................................................................................................ 250.485 311.306 403.429 29 Empréstimo compulsório ................................................................................................................................................................... 141.425 127.358 129.866 24 Impostos e contribuição social ........................................................................................................................................................... 1.217.649 1.273.890 2.472.172 26 Remuneração dos acionistas ............................................................................................................................................................... 5.601.077 7.697.579 — 28 Provisão para descomissionamento .................................................................................................................................................... 375.968 323.326 266.168 32 Adiantamentos de clientes .................................................................................................................................................................. 928.653 978.980 1.018.488 22 Conta de Consumo de Combustível - CCC ........................................................................................................................................ 1.876.598 1.344.380 1.413.039 25 Provisões para contingências .............................................................................................................................................................. 3.901.289 3.528.917 3.769.666 31 Planos de pensão complementária ...................................................................................................................................................... 2.066.702 1.992.012 2.179.845 30 Arrendamento ..................................................................................................................................................................................... 1.694.547 1.639.448 1.685.071 Concessões a pagar ............................................................................................................................................................................. 834.215 761.131 656.249 33 Adiantamentos para futuro aumento de capital .................................................................................................................................. 5.173.856 4.712.825 4.287.353 34 Instrumentos financeiros .................................................................................................................................................................... 303.331 228.020 40.050 Outros ................................................................................................................................................................................................. 2.365.315 1.747.768 1.103.760 58.001.081 55.059.482 46.335.387 PATRIMÔNIO LÍQUIDO ........................................................................................................................................................................ 36 Capital social ...................................................................................................................................................................................... 26.156.567 26.156.567 26.156.567 Reservas de capital ............................................................................................................................................................................. 26.048.342 26.048.342 26.048.342 Reservas de lucros .............................................................................................................................................................................. 16.804.851 19.009.668 28.900.908 Lucros retidos ..................................................................................................................................................................................... — (3.345.744) (4.086.684) Ajuste de avaliação patrimonial ......................................................................................................................................................... 163.335 179.427 196.906 Dividendo adicional proposto............................................................................................................................................................. 753.201 370.755 257.836 Outros resultados abrangentes ............................................................................................................................................................ 377.818 827.491 (285.485) Participação dos acionistas minoritários............................................................................................................................................. 226.296 132.543 121.516 70.530.410 69.379.049 77.309.906 146.901.000 137.708.376 134.306.444 PASSIVOS TOTAIS E PATRIMÔNIO LÍQUIDO ................................................................................................................................ 5 Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás Demonstração de Resultado Consolidado para o exercício findo em 31 de dezembro de 2010 e 2009 Em milhares de Reais (Uma tradução livre do original em português) NOTA 31/12/2010 31/12/2009 26.749.402 23.140.905 RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA .................................................................................................................................................. 38 DESPESAS OPERACIONAIS ................................................................................................................................................................. Mercadorias, suprimentos e serviços .................................................................................................................................................. 7.370.713 6.486.218 40 Participação nos lucros para funcionários e administração ................................................................................................................ 296.270 284.534 Energia elétrica comprada para revenda ............................................................................................................................................. 4.315.084 3.581.396 41 Combustível para produção de energia elétrica .................................................................................................................................. 743.761 756.285 Uso da rede ......................................................................................................................................................................................... 1.353.839 1.263.408 Remuneração e indenizações .............................................................................................................................................................. 1.087.341 1.188.032 Depreciação e amortização ................................................................................................................................................................. 1.592.476 1.624.246 Construção .......................................................................................................................................................................................... 2.953.484 1.723.960 Provisões operacionais ....................................................................................................................................................................... 1.529.549 2.140.406 42 Rendimento para compensar de Itaipu ............................................................................................................................................... 441.057 669.675 Doações e contribuições ..................................................................................................................................................................... 261.006 237.978 Outros ................................................................................................................................................................................................. 1.063.205 704.447 23.007.785 20.660.585 3.741.617 2.480.320 LUCRO OPERACIONAL ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO ............................................................................................... RESULTADO FINANCEIRO Receita financeira ............................................................................................................................................................................. Receitas de juros, comissões e taxas .................................................................................................................................................. 781.872 1.035.487 Receita de investimentos financeiros ................................................................................................................................................. 1.537.435 1.464.782 Taxas por atraso sobre a energia elétrica ............................................................................................................................................ 393.987 228.145 Atualização monetária ........................................................................................................................................................................ 616.141 356.023 Outras receitas financeiras .................................................................................................................................................................. 44.856 736.765 Despesas financeiras ......................................................................................................................................................................... Encargos sobre dívidas ....................................................................................................................................................................... (1.675.821) (1.758.473) Encargos de arrendamento ................................................................................................................................................................. (332.449) (213.470) Encargos sobre os recursos dos acionistas ......................................................................................................................................... (1.298.647) (1.468.713) Variações da taxa de câmbio .............................................................................................................................................................. (431.497) (4.018.643) (364.123) (3.638.097) Resultado/(perda) antes da participação em companhias associadas e outros 3.377.494 (1.157.777) investimentos ......................................................................................................................................................................................... 669.755 1.571.032 Resultado da participação em companhias associadas e outros investimentos 39 ............................................................................... RESULTADO ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO 4.047.249 413.255 SOCIAL ................................................................................................................................................................................................. Imposto de renda ................................................................................................................................................................................ (1.074.605) 635.875 Contribuição social sobre a renda líquida ........................................................................................................................................... (419.659) 201.010 2.552.985 1.250.140 RESULTADO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO ........................................................................................................................................... ATTRIBUÍVEL AOS ACIONISTAS MAJORITÁRIOS ........................................................................................................................... 2.247.913 911.467 ATTRIBUÍVEL AOS ACIONISTAS MINORITÁRIOS ............................................................................................................................ 305.072 338.673 R$ 2,25 R$ 1,10 RESULTADO LÍQUIDO POR AÇÃO .................................................................................................................................................... 6 As notas anexas fazem parte integrante destas demonstrações financeiras consolidadas. Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás Demonstração consolidada de Outros resultados abrangentes para o exercício findo em 31 de dezembro de 2010 e 2009 Em milhares de Reais (Uma tradução livre do original em português) Exercício findo em 31 de dezembro 2010 2009 Resultado líquido do exercício .................................................................................................................................................................. 2.552.985 1.250.140 Outros componentes de resultados abrangentes Ajustes de interpretação acumulados ................................................................................................................................................. (4.520) (30.059) Ajustes de perdas e ganhos atuariais .................................................................................................................................................. (345.034) 243.385 Valor justo dos instrumentos financeiros disponíveis para venda ...................................................................................................... (50.143) 440.775 Ajustes de hedge de fluxo de caixa .................................................................................................................................................... 8.489 (13.540) Resultados abrangentes de companhias associadas e entidades controladas conjuntamente.............................................................. (58.466) 472.416 Outros componentes dos resultados abrangentes do exercício .............................................................................................................. (449.674) 1.112.977 Total dos resultados abrangentes do exercício ........................................................................................................................................ 2.103.311 2.363.117 Atribuível Acionistas da Empresa ................................................................................................................................................................................. 1.798.239 2.024.445 Participação de acionistas minoritários ........................................................................................................................................................ 305.072 338.672 2.103.311 2.363.117 As notas que acompanham fazem parte integrante dessas demonstrações financeiras consolidadas. 7 Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás Demonstração consolidada do patrimônio líquido para o exercício findo em 31 de dezembro de 2010 e 2009 (Uma tradução livre do original em português) Em milhares de Reais RESERVAS DE RESERVAS CAPITAL REAVALIAÇ DE SOCIAL CAPITAL ÃO SALDO EM 01/01/2009 ANTES DA ADOÇÃO DAS NOVAS PRÁTICAS Efeitos da adoção das novas práticas Dividendos adicionais Em 1 de janeiro de 2009 (atualizado) 26.156.567 26.048.342 196.906 RESERVAS DE LUCROS LEGAL 2.037.862 ESTATUT ÁRIA 17.038.712 DIVIDENDOS NÃO DISTRIBUÍDOS 9.336.858 RETENÇÃ O DE LUCROS 487.476 REFLEX O DOS AJUSTES DIVIDEN DE DOS AVALIA PERDAS ADICION ÇÃO DO ACUMULA AIS ATIVO DAS — (196.906) 28.285 — AFAC 4.287.353 168.621 (4.086.684) (4.287.353) 196.906 (4.086.684) OUTROS RESULTA DOS ABRANGE NTES — 26.156.567 26.048.342 — 2.037.862 17.038.712 9.336.858 487.476 257.836 — (7.513.070) (285.485 ) 77.188.390 121.516 77.309.906 (257.836) (879) (257.836) (879) (29.790 ) (29.790) (29.790) 5.914 5.914 5.914 206.662 206.662 206.662 (72.276 ) (72.276) (72.276) 1.002.466 926.581 (10.263.439) (17.479) 8.526 16.963.279 — — 8 370.755 1.002.466 926.581 (10.263.439) 926.581 (10.263.439) 338.673 — (8.526 ) (741.509) 370.755 2.046.388 1.002.466 — — 911.467 — 17.479 562.030 911.467 (741.509 ) — (3.345.743) — 827.491 69.246.506 — — 1.250.140 — — (327.646 ) 370.755 179.427 85.618.361 121.516 (879) (487.476) — (8.687.807) 257.836 (257.836) (74.554) 85.618.361 PATRIMÔNIO LÍQUIDO TOTAL (285.485 ) 257.836 Dividendos adicionais Ações em tesouraria Ajustes de interpretação acumulados Outros benefícios pósemprego Valor justo dos instrumentos financeiros disponíveis para venda Impostos diferidos em outros resultados abrangentes Reflexo de outros resultados abrangentes Encargos financeiros — Decreto 2.673/98 Reversão para pagamento Realização da reserve de reavaliação Reversão de reservas de lucro líquidas do exercício Alocação de renda: Constituição de reservas Remuneração dos acionistas Aprovação de dividendos adicionais por OSM Em 31 de dezembro de 2009 (atualizado) 26.156.567 26.048.342 PATRIMÔNIO LÍQUIDO ATRIBUÍDO AO MAJORITÁRIO PATRIMÔ NIO LÍQUIDO ATRIBUÍD O AO MINORIIT ÁRIO (1.069.155) 370.755 132.543 69.379.049 RESERVAS DE RESERVAS CAPITAL REAVALIAÇ DE SOCIAL CAPITAL ÃO RESERVAS DE LUCROS LEGAL Dividendos adicionais Ajustes de interpretação acumulados Outros benefícios pósemprego Valor justo dos instrumentos financeiros disponíveis para venda Impostos diferidos sobre outros resultados abrangentes Reflexo de outros resultados abrangente Ajuste de avaliação patrimonial Realização da reserve de reavaliação Reversão de reservas de lucro líquidas do exercício Alocação de renda: Remuneração dos acionistas Aprovação de dividendos adicionais por OSM ESTATUT ÁRIA DIVIDENDOS NÃO DISTRIBUÍDOS RETENÇÃ O DE LUCROS REFLEX O DOS AJUSTES DIVIDEN DE DOS AVALIA PERDAS ADICION ÇÃO DO ACUMULA AIS ATIVO DAS AFAC OUTROS RESULTA DOS ABRANGE NTES (370.755) PATRIMÔNIO LÍQUIDO TOTAL (370.755) (370.755) (4.453 ) (4.453) (4.453) 36.498 36.498 36.498 104.740 104.740 104.740 (48.021 ) (48.021) (48.021) (538.438 ) (538.438) (538.438) (16.092) (16.092) (16.092) (2.204.815) PATRIMÔNIO LÍQUIDO ATRIBUÍDO AO MAJORITÁRIO PATRIMÔ NIO LÍQUIDO ATRIBUÍD O AO MINORIIT ÁRIO 16.092 2.205.694 2.247.913 16.092 — 2.247.913 — (1.123.956) (1.123.956) 753.201 305.072 (211.319 ) 753.201 16.092 — 2.552.985 — (1.335.275) 753.201 Em 31 de dezembro de 2010 26.156.567 26.048.342 — 2.046.388 14.758.464 — — 9 753.201 163.335 — — 377.817 70.304.113 226.296 70.530.410 Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás Demonstração Consolidada de Fluxo de Caixa para o exercício findo em 31 de dezembro de 2010 e 2009 Em milhares de Reais (Uma tradução livre do original em português) 31/12/2010 31/12/2009 ATIVIDADES OPERACIONAIS Receita antes do Imposto de Renda e Contribuição Social 4.047.250 413.255 Ajustes para a reconciliação da receita ao caixa gerado pelas operações: ................................................................................. Depreciação e amortização ....................................................................................................................................................... 1.592.476 1.624.246 Variações de taxa de câmbio/monetárias líquidas..................................................................................................................... (387.617) 3.662.620 Encargos financeiros ................................................................................................................................................................. 2.008.270 1.971.943 Atualização das taxas de rentabilidade - Transmissão .............................................................................................................. (501.058) (535.842) Receita de construção ............................................................................................................................................................... (636.818) (440.915) Resultado da participação em companhias associadas e outros investimentos ......................................................................... (601.165) (1.571.031) Revenda de Itaipu ..................................................................................................................................................................... 548.554 1.335.177 Provisão para passivos sem financiamento ............................................................................................................................... 148.167 (74.859) Provisão para impostos diferidos .............................................................................................................................................. 828 (2.999) Provisão para créditos de liquidação duvidosa ......................................................................................................................... 463.201 772.214 Provisões para contingências .................................................................................................................................................... 460.628 96.752 Provisão para imparidade .......................................................................................................................................................... 82.402 (412.956) Provisão para benefícios pós-emprego ..................................................................................................................................... (43.645) 942.772 Encargos da Reserva Global de Reversão ................................................................................................................................. 395.756 380.439 Ajustes a valor presente– avaliação atuarial ............................................................................................................................. (17.931) 31.485 Ajustes a valor presente - arrendamento ................................................................................................................................... 332.449 213.470 Participação minoritária no lucro .............................................................................................................................................. (305.072 ......................... (338.673 Encargos sobre os recursos dos acionistas ................................................................................................................................ 1.298.647 1.468.710 Rendimento para compensar de Itaipu ...................................................................................................................................... 441.057 669.675 Ganhos/perdas na venda de ativos ............................................................................................................................................ (49.286) 203.918 Instrumentos financeiros - Derivativos ..................................................................................................................................... (46.599) (430.984) Outros ....................................................................................................................................................................................... 337.903 (417.427) 5.521.147 9.147.735 Aumento/(redução) em ativos operacionais ................................................................................................................................... Caixa restrito ............................................................................................................................................................................. (716.499) (607.333) Consumidores e revendedores .................................................................................................................................................. (889.281) 16.315 Títulos negociáveis ................................................................................................................................................................... 888.568 (223.131) Conta de Consumo de Combustível - CCC .............................................................................................................................. (2.163.651) (326.939) Impostos recuperáveis ............................................................................................................................................................... 215.910 840.102 Direitos de reembolso ............................................................................................................................................................... (102.932) 306.290 Outros devedores ...................................................................................................................................................................... 124.364 (229.661) Armazém (depósito) ................................................................................................................................................................. (1.505) (79.193) Despesas pré-pagas ................................................................................................................................................................... 18.347 (13.487) Instrumentos financeiros ........................................................................................................................................................... (55.680) (174.900) Ativo financeiro dos contratos de concessão ............................................................................................................................ (10.787) (192.869) Ativo financeiro - Itaipu............................................................................................................................................................ (142.359) 245.499 Outros ....................................................................................................................................................................................... (392.399) 241.806 (3.227.904) (197.501) 10 31/12/2010 31/12/2009 Aumento/(diminuição) em passivos operacionais .......................................................................................................................... Empréstimo compulsório .......................................................................................................................................................... 3.250 (72.271) Fornecedores ............................................................................................................................................................................. 2.086.151 575.321 Adiantamentos de clientes ........................................................................................................................................................ 278.062 10.241 Impostos e contribuição social .................................................................................................................................................. 193.323 (898.824) Conta de Consumo de Combustível - CCC .............................................................................................................................. 1.656.011 274.194 Concessões a pagar ................................................................................................................................................................... 247.786 5.314 Arrendamento ........................................................................................................................................................................... 11.658 108.827 Passivos estimados .................................................................................................................................................................... 99.857 71.553 Obrigações de reembolso .......................................................................................................................................................... (97.787) 377.133 Pesquisa e desenvolvimento ..................................................................................................................................................... — — Planos de pensão complementária ............................................................................................................................................ — — Taxas regulatórias ..................................................................................................................................................................... (5.194) 589.433 Instrumentos financeiros ........................................................................................................................................................... 197.159 40.049 Outros ....................................................................................................................................................................................... (481.282) 943.797 4.188.994 2.024.767 Caixa de atividades operacionais .............................................................................................................................................. 10.529.487 11.388.256 Pagamento de encargos financeiros .......................................................................................................................................... (1.453.344) (1.104.469) Pagamento de encargos de Reserva Global de Reversão .......................................................................................................... (864.871) (788.445) Recebimento de encargos financeiros ....................................................................................................................................... 468.975 574.508 Pagamento de imposto de renda e contribuição social .............................................................................................................. (890.205) (906.786) Depósitos judiciais .................................................................................................................................................................... (146.131) (354.036) Caixa de atividades operacionais ........................................................................................................................ 7.643.911 8.809.028 ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Empréstimos e financiamentos de longo prazo ......................................................................................................................... 3.829.260 1.672.331 Pagamento de empréstimos e financiamentos - principal ......................................................................................................... (1.202.294) (1.145.379) Pagamento de remuneração dos acionistas ............................................................................................................................... (3.143.565) (1.390.796) Pagamento de refinanciamento de impostos e contribuições - principal .................................................................................. (92.115) (97.480) Adiantamentos para futuro aumento de capital - AFAC ........................................................................................................... — — Empréstimo compulsório e Reserva Global de Reversão ......................................................................................................... 1.049.035 896.445 Outros ....................................................................................................................................................................................... (346.433) (1.416.057) Caixa liquido de atividades de financiamento ................................................................................................... 93.888 (1.480.936) ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Concessão de empréstimos e financiamentos ........................................................................................................................... (142.291) (216.056) Concessão de empréstimos e financiamentos ........................................................................................................................... 2.562.306 1.064.842 Créditos renegociados de energia elétrica recebidos................................................................................................................. 342.745 563.460 Aquisição de ativos imobilizados ............................................................................................................................................. (6.256.197) (5.262.299) Aquisição de ativos imobilizados ............................................................................................................................................. (359.219) (290.736) Aquisição de ativo financeiro - Transmissão/Distribuição ....................................................................................................... (266.146) 737.675 Aquisição /contribuição de capital no capital próprio ............................................................................................................... (628.455) (1.018.951) Concessão de adiantamento para futuro aumento de capital ..................................................................................................... (3.095.671) 0 Recebimento de remuneração de investimentos sobre investimentos em capital próprio......................................................... 600.869 731.216 Outros ....................................................................................................................................................................................... 107.136 (547.417) Caixa liquido de atividades de investimento ...................................................................................................... (7.134.923) (4.238.266) Aumento/(diminuição) em caixa e equivalentes de caixa ........................................................................................... 602.876 3.089.826 Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício ................................................................................................................ 8.617.294 5.527.468 Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício ................................................................................................................ 9.220.169 8.617.294 602.875 3.089.826 11 (Uma tradução livre do original em português) Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás Notas explicativas sobre as Demonstrações Financeiras Consolidadas para o exercício findo em 31 de dezembro de 2010 Em milhares de Reais 1 Informações Gerais Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (“Eletrobrás” ou “Empresa”) é uma corporação 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 Securities e Exchange Commission - SEC, com ações negociadas nas bolsas de valores em São Paulo (BOVESPA) - Brasil, Madri (LATIBEX) – Espanha e Nova York (NYSE) – Estados Unidos da América. O objetivo do seu negócio é estudar, projetar, construir e operar usinas de geração de energia, transmissão de energia elétrica e linhas de distribuição, assim como as transações comerciais de operação advindas dessas atividades. Seu objetivo também é conceder financiamento, fornecendo garantias, no País e no exterior, às companhias de serviço público de energia elétrica sob seu controle e em nome de entidades de pesquisa técnico-científicas, promovendo e apoiando a pesquisa no setor de energia elétrica, especialmente aquelas ligadas às atividades de geração, transmissão e distribuição, assim como a realização de estudos para a exploração de bacias hidrográficas para múltiplos propósitos, contribuindo para a educação de pessoal técnico exigido pelo setor brasileiro de energia elétrica, assim como a preparação de trabalhadores qualificados, por meio de cursos especializados, ela também pode fornecer auxílio às escolas no país ou bolsas de estudo no exterior e assinar contratos com entidades a fim de contribuir com o treinamento de pessoal técnico especializado; colaborar, técnica e administrativamente, com companhias nas quais possui participação acionária e com o Ministério de Minas e Energia. A companhia opera como uma companhia controladora, gerenciando os investimentos na participação de capital, mantendo controle direto em sete companhias de geração e/ou transmissão de energia elétrica: (Furnas Centrais Elétricas S.A. FURNAS, Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - ELETRONORTE, Amazonas Energia - AME, Companhia Hidroelétrica do São Francisco - CHESF, Centrais Elétricas S.A. - ELETROSUL, Eletrobrás Termonuclear S.A. ELETRONUCLEAR, e Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica - CGTEE) e em quatro companhias de distribuição de energia elétrica: Companhia de Eletricidade do Acre - Eletroacre, Centrais Elétricas de Rondônia - Ceron, Companhia Energética de Alagoas - Ceal e Companhia Energética do Piauí – Cepisa. A companhia também é a matriz da Eletrobrás Participações S.A. – Eletropar e, em regime de controle conjunto, da Itaipu Binacional - Itaipú, conforme os termos do Tratado Internacional assinado entre os governos do Brasil e do Paraguai, Inambari Geração de Energia S.A. e Centrales Hidroelectricas de Centroamerica S.A. (CHC). A Companhia controla indiretamente a companhia Boa Vista Energia, uma subsidiária total da Eletronorte, que opera na geração e na distribuição de energia elétrica no Estado de Roraima e a RS Energia e SC Energia, controladas pela Eletrosul. A Companhia também possui participação minoritária nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, direta e indiretamente, por meio de suas subsidiárias. (Nota 16) A Eletrobrás está autorizada, direta ou por meio de suas subsidiárias e companhias controladas, a fazer associações, com ou sem pagamento, com o fim de constituir consórcios de negócios em companhias, com ou sem poder controlador, no exterior, direta ou indiretamente destinados a explorar a produção ou a transmissão de energia elétrica. A Companhia também é responsável pelo gerenciamento dos recursos do setor, representados pela Reserva Global de Reversão - RGR, pela Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, pelo Uso do Bem Público - UBP e pela Conta de Consumo de Combustível - CCC. Estes fundos financiam programas do Governo Federal de universalização ao acesso da energia elétrica, eficiência de iluminação, estimulando fontes alternativas de energia elétrica, conservação/economia de energia elétrica e aquisição de combustíveis fósseis usados em sistemas isolados de geração de energia elétrica, cujas demonstrações financeiras não afetam o resultado da Companhia (exceto pela taxa de administração em certos Fundos). A emissão das Demonstrações Financeiras da Companhia foi autorizada pelo Conselho de Administração da Companhia em 22 de julho de 2011. O setor de energia elétrica no Brasil é regulado pelo Governo Federal por meio do Ministério de Minas e Energia (“MME”), que possui autoridade exclusive sobre o setor. A política regulatória para o setor é implementada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”). O fornecimento de energia elétrica no varejo pela Companhia ocorre em conformidade com as cláusulas dos contratos de concessão de vendas de energia elétrica de longo prazo. Sob tais contratos, a Companhia está autorizada a cobrar de seus consumidores uma taxa para o fornecimento de energia elétrica que consiste de dois componentes: 1) uma parte relacionada aos custos de geração, transmissão e distribuição que não são gerenciáveis (“Custos da Parcela A”); e (2) uma parte relacionada aos custos operacionais (“Custos da Parcela B”). Ambos os componentes foram estabelecidos como parte da concessão original por determinados períodos iniciais. Subsequentemente 12 aos períodos iniciais, e em intervalos regulares, a ANEEL possui autoridade para revisar os custos da Companhia a fim de determinar ajustes da inflação (ou outros fatores de ajustes similares), se houver algum, aplicáveis aos Custos da Parcela B (o “Ajuste Escalar”) para o período subsequente. Essa revisão pode resultar em um ajuste positivo, nulo ou negativo. Além dos ajustes relacionados aos Custos da Parcela A e da Parcela B mencionados acima, as concessões de fornecimento de energia elétrica possuem um ajuste anual de tarifa com base em diversos fatores, incluindo a inflação. Após as alterações regulatórias realizadas em dezembro de 2001, a Companhia agora pode aplicar ajustes tarifários advindos de eventos significativos que perturbam o equilíbrio econômico-financeiro de seu negócio. Outros eventos normais ou recorrentes (como os aumentos na energia elétrica comprada, impostos sobre a receita ou até mesmo a inflação local) podem também ser absorvidos por meio de aumentos tarifários especiais. Quando a Companhia solicita um ajuste tarifário, é necessário provar o impacto financeiro resultante desses eventos nas operações. 2 Concessões de Serviço Público de Energia Elétrica (Não auditado) A Empresa, por meio de suas subsidiárias, conta com concessões de prestação de serviço público de energia elétrica, cujos detalhes, capacidade instalada e datas de vencimento estão enumeradas a seguir: I Geração de Eletricidade Concessões/Permissões Localização Capacidade Instalada (MW) Ano de vencimento UHE (Central Hidrelétrica) Paulo Afonso I ............................................................................................................................................... BA 180,00 2015 UHE Paulo Afonso II ................................................................................................................................................................................. BA 443,00 2015 UHE Paulo Afonso III ............................................................................................................................................................................... BA 794,20 2015 UHE Paulo Afonso IV ............................................................................................................................................................................... BA 2.462,40 2015 UHE Apolônio Sales (Moxotó) ................................................................................................................................................................. BA 400,00 2015 UHE Luiz Gonzaga (Itaparica) .................................................................................................................................................................. BA 1.479,60 2015 UHE Xingó ................................................................................................................................................................................................ AL / SE 3.162,00 2015 UHE Piloto ................................................................................................................................................................................................ PE 2,00 2015 UHE Araras ............................................................................................................................................................................................... CE 4,00 2015 UHE Funil.................................................................................................................................................................................................. BA 30,00 2015 UHE Pedra ................................................................................................................................................................................................. BA 20,01 2015 UHE Boa Esperança (Castelo Branco) ...................................................................................................................................................... PI 237,30 2015 UHE Sobradinho ........................................................................................................................................................................................ BA / PE 1.050,30 2022 UHE Curemas ............................................................................................................................................................................................ PA 3,52 2024 UTE (Planta de energia termonuclear) Camaçari ...................................................................................................................................... BA 346,80 2027 UHE Belo Monte ....................................................................................................................................................................................... PA 11.233,10 2045 EOL São Pedro do Lago ............................................................................................................................................................................ BA 28,80 2046 EOL Pedra Branca ..................................................................................................................................................................................... BA 28,80 2046 EOL Sete Gameleiras ................................................................................................................................................................................ BA 28,80 2046 UHE - Tucuruí ........................................................................................................................................................................................... PA 8.370,00 2024 UHE - Curuá-Una ...................................................................................................................................................................................... PA 30,30 2028 UHE - Samuel ............................................................................................................................................................................................ RO 216,75 2029 UHE - Coaracy Nunes ............................................................................................................................................................................... AP 76,95 2015 UTE - Rio Madeira .................................................................................................................................................................................... RO 119,35 Indeterminado UTE - Rio Acre .......................................................................................................................................................................................... AC 45,49 Indeterminado UTE - Rio Branco I.................................................................................................................................................................................... AC 18,65 Indeterminado UTE - Rio Branco II .................................................................................................................................................................................. AC 31,80 Indeterminado UTE - Santana............................................................................................................................................................................................ AP 60,00 Indeterminado UTE - Electron........................................................................................................................................................................................... AM 120,00 Indeterminado UTE - Senador Arnon Afonso Farias......................................................................................................................................................... RR 85,99 Indeterminado UHE Dardanelos ........................................................................................................................................................................................ MT 261,00 2042 UTE Serra do Navio .................................................................................................................................................................................. SE 23,30 2037 UTE PCH Capivara ................................................................................................................................................................................... SE 29,80 2037 Parque Eólico Miassaba 3 .......................................................................................................................................................................... RN 50,40 2045 Parque Eólico Rei dos Ventos 3 ................................................................................................................................................................ RN 48,60 2045 UHE Passo São João .................................................................................................................................................................................. RS 77,00 2041 UHE Mauá ................................................................................................................................................................................................. PR 361,00 2042 UHE São Domingos .................................................................................................................................................................................. MS 48,00 2037 PCH (Pequena Central Hidrelétrica) Barra do Rio Chapéu ....................................................................................................................... SC 15,00 2035 13 Concessões/Permissões Localização Capacidade Instalada (MW) Ano de vencimento PCH João Borges ....................................................................................................................................................................................... SC 19,00 2035 EOI Coxilha Negra V ................................................................................................................................................................................ RS 30,00 2045 EOI Coxilha Negra VI ............................................................................................................................................................................... RS 30,00 2045 EOI Coxilha Negra VII .............................................................................................................................................................................. RS 30,00 2045 UHE Jirau .................................................................................................................................................................................................. RO 3.300,00 2043 UTE Presidente Médici - Candiota ............................................................................................................................................................ RS 446,00 2015 UTE São Jerônimo ..................................................................................................................................................................................... RS 20,00 2015 UTE Nutepa ............................................................................................................................................................................................... RS 24,00 2015 UTE Candiota (Fase C).............................................................................................................................................................................. RS 350,00 2041 UHE Balbina.............................................................................................................................................................................................. AM 277,50 2027 UHE Aparecida .......................................................................................................................................................................................... AM 251,50 2015 UHE Aparecida .......................................................................................................................................................................................... AM 251,50 2015 UTE Mauá ................................................................................................................................................................................................. AM 711,40 2015 UHE Mauá ................................................................................................................................................................................................. AM 711,40 2015 UTE Mauá ................................................................................................................................................................................................. AM 711,40 2015 UTE Mauá ................................................................................................................................................................................................. AM 711,40 2015 Outro .......................................................................................................................................................................................................... AM 597,10 2015 UTE FLORES ............................................................................................................................................................................................ AM 80,00 2015 UTE Cidade Nova...................................................................................................................................................................................... AM 20,00 2015 UTE Iranduba ............................................................................................................................................................................................ AM 50,00 2015 UTE Distrito .............................................................................................................................................................................................. AM 40,00 2015 UTE São Jorge ........................................................................................................................................................................................... AM 50,00 2015 UHE Furnas ............................................................................................................................................................................................... MG 1.216,00 2015 UHE Luiz Carlos Barreto de Carvalho ...................................................................................................................................................... SP / MG 1.050,00 2015 UHE Marimbondo ..................................................................................................................................................................................... SP / MG 1.440,00 2017 UHE Porto Colômbia ................................................................................................................................................................................. SP / MG 320,00 2017 UHE Mascarenhas de Moraes .................................................................................................................................................................... MG 476,00 2023 UHE Funil.................................................................................................................................................................................................. MG 216,00 2015 UHE Itumbiara........................................................................................................................................................................................... MG / GO 2.082,00 2020 UHE Corumbá I ......................................................................................................................................................................................... GO 375,00 2014 UHE Manso ............................................................................................................................................................................................... MG 212,00 2035 UHE Serra da Mesa ................................................................................................................................................................................... GO 1.275,00 2011 UTE Santa Cruz ......................................................................................................................................................................................... RJ 932,00 2015 UTE Campos (Roberto Silveira) ................................................................................................................................................................ RJ 30,00 Extensão concedida UHE Batalha .............................................................................................................................................................................................. MG / GO 52,50 2041 UHE Simplício/Anta .................................................................................................................................................................................. RJ / MG 333,70 2041 UHE Peixe Angical .................................................................................................................................................................................... TO 452,00 2036 UHE Baguari ............................................................................................................................................................................................. MG 140,00 2041 UHE Foz do Chapecó ................................................................................................................................................................................ RS 855,00 2036 UHE Serra do Facão .................................................................................................................................................................................. GO 212,58 2036 UHE Retiro Baixo...................................................................................................................................................................................... MG 82,00 2041 UTN (Planta de energia termonuclear) Angra I ......................................................................................................................................... RJ 640,00 Indeterminado UTN Angra II ............................................................................................................................................................................................ RJ 1.350,00 Indeterminado UTN Angra III ........................................................................................................................................................................................... RJ 1.405,00 Indeterminado UHE Santo Antônio ................................................................................................................................................................................... RO 3.150,10 2043 A geração de eletricidade considera as seguintes hipóteses: (a) (b) a existência de períodos, seja ao longo do dia, ou anualmente, nos quais existe maior ou menor demanda de energia elétrica em sistemas para os quais a usina, ou o sistema de geração, foi dimensionado a existência, também, de períodos nos quais as máquinas são removidas das operações para a manutenção, tanto preventiva quanto corretiva e, 14 (c) a disponibilidade de água no rio onde se encontra. A produção de energia elétrica nas usinas é de responsabilidade do Programa e Planejamento de Operações de Energia Elétrica, com intervalos e detalhes que variam de anual a por hora e diário, atualmente preparado pelo ONS – O Operador Nacional do Sistema Elétrico, que estabelece os volumes e as fontes de geração exigidos para atingir a demanda do país de maneira otimizada, com base nas bacias hidrográficas disponíveis e maquinário em operação, assim como os custos de geração e a viabilidade da transmissão dessa energia por meio do sistema interconectado. II Transmissão de Energia Elétrica Localização Extensão (km) Ano de vencimento da concessão LT 230 kV - SE São Luís II / São Luís III ................................................................................................................................................. MA 2038 LT 230 kV - SE Ribeiro Gonçalves / SE Balsas ........................................................................................................................................ 2039 LT 500 kV - LT Presidente Dutra - São Luís II / SE Miranda II ............................................................................................................................................................................................. MA 2039 LT 500 kV - LT Jorge Teixeira - Lechuga, circuito duplo ........................................................................................................................ AM 2040 Linhas de transmissão Coxipó-Cuiabá-Rondonópolis (MT), e Disconector Cuiabá em 230 Kv ............................................................................................................................................................ MT 193 2034 Linhas de transmissão Colinas, Miracema, Gurupi, Peixe Nova da Serra 2 (TO/GO) em 500 kV .................................................................................................................................................. TO/GO 695 2036 Linhas de transmissão Jauru-Juba-C2 (MT) e Maggi - Nova Mutum (MT), ambos em 230 kV, SE Juba e SE Maggi 30/138 kV ............................................................................................................................................................................................. MT 402 2008 Linhas de transmissão Oriximiná - Itacoatiara -Cariri (PA/AM), em 500kV, SE Itacoatiara y SE Cariri ................................................................................................................................. PA/AM 586 2038 LT Coletora Porto Velho (RO) - Araraquara (SP), 600kv ......................................................................................................................... RO/SP 2375 2039 01 Estação conversora CA/CC 600/±500 kV Porto Velho(RO) e Estação de Investimento 01 CA/CC,600/±500 kV CC/500 kV (Araraquara-SP) .............................................................................................................................. RO/SP 2039 LT Porto Velho - Samuel Ariquemes - Ji-Paraná -Pimenta Bueno - Vilhena (RO), Jaurú (MT), com 230 kV ................................................................................................................................. RO/MT 987 2039 LT Porto Velho - Abunã (RO) - Rio Branco (AC),230 kV........................................................................................................................ RO/AC 487 2039 LT Jaurú - Cuiabá (MT), e SE Jaurú, com 500 kV .................................................................................................................................... MT/SE 348 2039 LT 500 kV CA/±600 kV CC Coletora Porto Velho; LT ±600 kV CC/500 kV CA Subestação Araraquara .......................................................................................................................................... RR 2039 LT 525 kV Campos Novos/Biguaçu/Blumenau ........................................................................................................................................ SC 359 2035 LT 525 kV Itá/Nova Santa Rita ................................................................................................................................................................. SC, RS 314,8 2015 LT 525 kV Caxias/Itá ................................................................................................................................................................................ RS, SC 256 2015 LT 525 kV Areia/Curitiba I ....................................................................................................................................................................... PR 235,2 2015 LT 525 kV Areia/Bateias ........................................................................................................................................................................... PR 220,3 2015 LT 525 kV Campos Novos/Caxias ............................................................................................................................................................ SC, RS 203,3 2015 LT 525 kV Itá/Salto Santiago .................................................................................................................................................................... SC, PR 186,8 2015 LT 525 kV Areia/Campos Novos .............................................................................................................................................................. PR, SC 176,3 2015 LT 525 kV Areia/Ivaiporã ......................................................................................................................................................................... PR 173,2 2015 LT 525 kV Ivaiporã/Salto Santiago ........................................................................................................................................................... PR 167 2015 LT 525 kV Blumenau/Curitiba .................................................................................................................................................................. SC, PR 136,3 2015 LT 525 kV Ivaiporã/Londrina .................................................................................................................................................................... PR 121,9 2015 Outras LT 525 kV ...................................................................................................................................................................................... 395,4 2015 LT 230 kV Presidente Médice/Santa Cruz 1 ............................................................................................................................................. RS 237,4 2038 LT 230 kV Dourados/Guaíra ..................................................................................................................................................................... MS, PR 226,5 2015 LT 230 kV Monte Claro/Passo Fundo ....................................................................................................................................................... RS 211,5 2015 LT 230 kV Anastácio/Dourados ................................................................................................................................................................ MS 210,9 2015 15 Localização Extensão (km) Ano de vencimento da concessão LT 230 kV Passo Fundo/Nova Prata 2 ...................................................................................................................................................... RS 199,1 2015 LT 230 kV Areia/Ponta Grossa.................................................................................................................................................................. PR 181,6 2015 LT 230 kV Campo Mourão/Salto Osório 2 ............................................................................................................................................... PR 181,3 2015 LT 230 kV Campo Mourão/Salto Osório 1 ............................................................................................................................................... PR 181,2 2015 LT 230 kV Salto Osório/Xanxerê .............................................................................................................................................................. PR, SC 162 2015 LT 230 kV Areia/Salto Osório 1 ................................................................................................................................................................ PR 160,5 2015 LT 230 kV Areia/Salto Osório 2 ................................................................................................................................................................ PR 160,3 2015 LT 230 kV Londrina/Assis 1 ..................................................................................................................................................................... PR, SP 156,6 2015 LT 230 kV Blumenau/Palhoça................................................................................................................................................................... SC 133,9 2015 LT 230 kV Biguaçu/Blumenau 2 ............................................................................................................................................................... SC 129,5 2015 LT 230 kV Areia/São Mateus do Sul ......................................................................................................................................................... PR 129 2015 LT 230 kV Cascavel/Guaíra ...................................................................................................................................................................... PR 126,2 2015 LT 230 kV Lageado Grande/Siderópolis ................................................................................................................................................... RS, SC 121,9 2015 LT 230 kV Jorge Lacerda “B”/Palhoça ..................................................................................................................................................... SC 121,3 2015 LT 230 kV Curitiba/São Mateus do Sul..................................................................................................................................................... PR 116,7 2015 LT 230 kV Blumenau/Jorge Lacerda “B” .................................................................................................................................................. SC 116,4 2015 LT 230 kV Campo Mourão/Apucarana ..................................................................................................................................................... PR 114,5 2015 LT 230 kV Assis/Londrina ........................................................................................................................................................................ SP, PR 114,3 2015 LT 230 kV Atlântida 2/Gravataí 3 ............................................................................................................................................................. RS 102 2015 Outras LT 230 kV ...................................................................................................................................................................................... — 1.556 2015 LT 138 kV Jupiá/Mimoso 1 ....................................................................................................................................................................... SP, MS 218,7 2015 LT 138 kV Jupiá/Mimoso 3 ....................................................................................................................................................................... SP, MS 218,7 2015 LT 138 kV Jupiá/Mimoso 4 ....................................................................................................................................................................... SP, MS 218,7 2015 LT 138 kV Jorge Lacerda “A”/Palhoça 1 .................................................................................................................................................. SC 108,6 2015 LT 138 kV Campo Grande/Mimoso 1 ....................................................................................................................................................... MS 108,3 2015 LT 138 kV Campo Grande/Mimoso 3 ....................................................................................................................................................... MS 108,3 2015 LT 138 kV Campo Grande/Mimoso 4 ....................................................................................................................................................... MS 108,3 2015 LT 138 kV Dourados das Nações/Ivinhema .............................................................................................................................................. MS 94,7 2015 Outras LT 138 kV ...................................................................................................................................................................................... 657 2015 LT 132 kV conversor de frequência Uruguaiana/Paso de Los Libres ............................................................................................................................................................................................. RS 12,5 2015 LT 69 kV Salto Osório/Salto Santiago ...................................................................................................................................................... PR 56,2 2015 LT 345 kV Furnas - Pimenta II .................................................................................................................................................................. MG 66 2035 LT 500 kV Rio Verde Norte - Trindade; LT 500/230 kV - 1200 MVA Subestação Trindade ................................................................................................................................................................... GO 193 2040 LT 230 kV Trindade - Xavantes ................................................................................................................................................................ GO 37 2040 LT 230 kV Trindade - Carajás ................................................................................................................................................................... GO 29 2040 LT Coletora Porto Velho - Araraquara 2; LT 500/±600 kV – 3.150 MW, Subestação Estação Retificadora 2 CA/CC y LT ±600/500 kV – 2.950 MW, Subestação Estação de Investimento 02 CC/CA ........................................................................................................................................................................ RO 2.375 2038 LT 500 kV Mesquita - Viana 2 ; LT 500/345kV 900 MVA Viana 2 .................................................................................................................................................................................................. MG /ES 248 2040 LT 345 kV Viana 2 - Viana ....................................................................................................................................................................... MG /ES 10 2040 2 LT 138 kV Unidade Geradora – Sistema Interconectado Nacional; LT 138 kV, subestação elevadora ......................................................................................................................................... 33 2035 LT 230 kV Serra da Mesa - Niquelândia; LT 230 kV, Subestação Serra da Mesa ..................................................................................................................................................................... TO 105 2015 LT 230 kV Niquelândia - Barro Alto; LT 230 kV, Subestação Niquelândia y LT 230 kV, Subestação Barro Alto ............................................................................................................................... TO 88 2015 LT 230 kV CS Barra dos Coqueiros - Quirinópolis ................................................................................................................................... MS, GO, MT NA 2039 LT 230 kV CD Chapadão - Jataí Taquari .................................................................................................................................................. MS, GO, MT NA 2039 LT 230 kV CS Palmeiras - Edeia ............................................................................................................................................................... MS, GO, MT NA 2039 2 LT 500 kV na divisão da LT Campinas - Ibiúna e SE Itatiba 500/138 kV; LT 500/138 kV, Subestação Itatiba e LT 500 kV, Subestação Campinas e SE Ibiúna ................................................................................................................................................. SP 1 2039 16 Localização Extensão (km) Ano de vencimento da concessão LT 230 kV Irapé - Araçuaí 2...................................................................................................................................................................... 61 2035 LT 345 kV Montes Claros - Irapé .............................................................................................................................................................. MG 138 2034 LT 345 kV Itutinga - Juiz de Fora ............................................................................................................................................................. MG 144 2035 LT 230 kV Milagres/Tauá (CE); LT 230 kV Subestação Tauá (CE) ....................................................................................................................................................................................................... CE 208 2035 LT 230 kV Milagres/Coremas (CE/PB)..................................................................................................................................................... CE/PB 120 2035 LT 230 kV Paraíso/Açu II (RN) ................................................................................................................................................................ RN 135 2037 LT 230 kV Funi/Itapebi (BA) .................................................................................................................................................................... BA 197,80 2015 LT 230 kV Ibicoara/Brumado (BA); LT 500/230 kV Subestação Ibicoara (PE) ......................................................................................................................................................................................... BA / PE 95 2037 LT 230 kV Eunápolis/Teixeira de Freitas II (BA); LT 230/138 kV Subestação Teixeira de Freitas II (BA) BA 152 2038 LT 230 kV Picos/Tauá (PI/CE).................................................................................................................................................................. PI/CE 183,2 2037 LT 230 kV Jardim/Penedo (SE/AL) .......................................................................................................................................................... SE/AL 110 2038 LT 500/230 kV Subestações Suape II(PE); LT 230/69 kV Suape III (PE) .................................................................................................................................................................................................. PE 24 2039 LT 230 kV Pau Ferro/Santa Rita II (PE/PB) .............................................................................................................................................. PE/PB 96,7 2039 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 6 2039 LT 230 kV Eunápolis/Teixeira de Freitas II (BA) ..................................................................................................................................... BA 152 2038 LT 500/230 kV Subestação Camaçari IV .................................................................................................................................................. BA 80,84 2040 LT 230/69 kV Subestação Arapiraca III; LT 230kV circuito duplo Rio Largo II/Penedo .................................................................................................................................................................... AL 45 2040 LT 230/69kV Subestação Pólo (BA) ......................................................................................................................................................... BA 2040 LT 230 kV Paraíso/Açu (RN), circuito 3 ................................................................................................................................................... RN 123 2040 LT 230 kV Açu/Mossoró II (RN), circuito 2 ............................................................................................................................................. RN 69 2040 LT 230 kV João Câmara / Extremoz II; LT 230 kV Subestação João Câmara (RN); LT 230 kV Subestação Extremoz II (RN) .................................................................................................................... RN 82 2040 LT 230 kV Igaporã/Bom Jesus da Lapa II (BA); LT 230 kV .................................................................................................................... Subestação Igaporã (BA) ...................................................................................................................................................................... BA 115 2040 LT 230 kV Sobral III/Acaraú II (CE); LT 230 kV Subestação Acaraú (CE) .......................................................................................................................................................................................... CE 97 2040 83 Subestações de transmissão; 15 Subestações elevadoras ...................................................................................................................... 18,260 2015 LT 500 kV Teresina(PI)/Sobral/Fortaleza(CE) .......................................................................................................................................... PI/CE 546 2034 LT 500 kV Colinas/Miracema/ Urupi/ Peixe 2/Serra da Mesa (TO/GO)................................................................................................................................................................................................ TO/GO 695 2036 LT 500 kV Oriximiná/Itacoatiara CD ........................................................................................................................................................ 375 2038 LT 500 kV Itacoatiara/Cariri (PA/AM); LT 500/138 kV Subestações Itacoatiara y LT 500/230 kV Cariri .................................................................................................................................. PA/AM 212 2038 LT +/- 600 kV Porto Velho Coletora (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 de Investimento 02 CC/CA, ..................................................................................................................................................... RO/SP 2.375 2039 LT 230 kV São Luiz II/ São Luiz III (MA); LT 500 kV Subestação Pecém II (CE) y LT 230 kV Aquiraz II (CE) ..................................................................................................................... MA/CE 96 2040 SE - Campos Novos ................................................................................................................................................................................... SC 2.466,00 2015 SE - Caxias ................................................................................................................................................................................................ RS 2.016,00 2015 SE - Gravataí.............................................................................................................................................................................................. RS 2.016,00 2015 SE - Nova Santa Rita ................................................................................................................................................................................. RS 2.016,00 2015 SE - Blumenau ........................................................................................................................................................................................... SC 1.962,00 2015 SE - Curitiba .............................................................................................................................................................................................. PR 1.344,00 2015 SE - Londrina ............................................................................................................................................................................................. PR 1.344,00 2015 SE - Santo Ângelo ..................................................................................................................................................................................... RS 1.344,00 2015 SE - Biguaçu .............................................................................................................................................................................................. SC 300,00 2015 SE - Biguaçu .............................................................................................................................................................................................. SC 672,00 2035 17 Localização Extensão (km) Ano de vencimento da concessão SE - Joinville.............................................................................................................................................................................................. SC 691,00 2015 SE - Areia .................................................................................................................................................................................................. PR 672,00 2015 SE - Itajaí ................................................................................................................................................................................................... SC 525,00 2015 SE - Xanxerê .............................................................................................................................................................................................. SC 450,00 2015 SE - Jorge Lacerda “A” ............................................................................................................................................................................. SC 399,80 2015 SE - Palhoça ............................................................................................................................................................................................... SC 384,00 2015 SE - Siderópolis ......................................................................................................................................................................................... SC 364,00 2015 SE - Assis ................................................................................................................................................................................................... SP 336,00 2015 SE - Joinville Norte.................................................................................................................................................................................... SC 300,00 2015 SE - Atlântida 2 ......................................................................................................................................................................................... RS 249,00 2015 SE - Canoinhas .......................................................................................................................................................................................... SC 225,00 2015 SE - Dourados ............................................................................................................................................................................................ MS 225,00 2015 SE - Caxias 5 ............................................................................................................................................................................................. RS 215,00 2015 SE - Passo Fundo ....................................................................................................................................................................................... RS 168,00 2015 SE - Tapera 2 ............................................................................................................................................................................................. RS 166,00 2015 SE - Gravataí 3........................................................................................................................................................................................... RS 165,00 2015 SE - Desterro.............................................................................................................................................................................................. SC 150,00 2015 SE - Missões .............................................................................................................................................................................................. RS 150,00 2039 SE - Anastácio ........................................................................................................................................................................................... MS 150,00 2015 SE - Ilhota .................................................................................................................................................................................................. SC 100,00 2015 Outras subestações ..................................................................................................................................................................................... 404,50 2015 * na etapa pré-operacional III Distribuição de Energia Elétrica Empresa Região geográfica Municípios atendidos Ano de vencimento da concessão Distribuição Acre ....................................................................................................................................................................................... Estado de Acre 25 2015 Distribuição Rondônia ............................................................................................................................................................................... Estado de Rondônia 52 2015 Distribuição Alagoas ................................................................................................................................................................................. Estado de Alagoas 102 2015 Distribuição Piauí ...................................................................................................................................................................................... Estado de Piauí 224 2015 Amazonas Energia ..................................................................................................................................................................................... Estado de Amazonas 62 2015 Distribuição Roraima ................................................................................................................................................................................. Estado de Roraima 1 2015 O término da concessão nos quadros anteriores representam a data de vencimento médio das concessões adquiridas para cada empresa. Caso as concessões das subsidiárias da Companhia não sejam renovadas ou sejam renovadas por um custo adicional para a Empresa, os níveis atuais de rentabilidade e a atividade podem ser modificadas. 3 Resumo das principais políticas contábeis 3.1 Bases de preparação Estas demonstrações financeiras consolidadas são as primeiras preparadas em conformidade com as Normas Internacionais de Informação Financeira (“IFRS”), segundo o que foi publicado pelo Conselho de Normas Internacionais de Contabilidade (“IASB”). Todos os efeitos da adoção pela primeira vez da IFRS estão apresentados na Nota 6.2.1. 3.2 Declaração de cumprimento As demonstrações financeiras consolidadas foram preparadas sob a convenção de custo histórico, conforme modificada pelos ativos financeiros disponíveis para venda, e ativos financeiros e passivos financeiros (incluindo instrumentos derivativos) a seu valor justo através de resultados. A Administração tem a expectativa razoável que o Grupo possui recursos adequados para continuar sua existência operacional para o futuro previsível. O grupo, portanto, continua a adotar o princípio da continuidade na preparação de suas demonstrações financeiras consolidadas. 18 3.3 Base de consolidação As demonstrações financeiras consolidadas incluem as demonstrações financeiras da Companhia e de suas subsidiárias, incluindo as entidades com propósitos especiais. O controle é obtido quando a Companhia tem o poder de gerir as políticas financeiras e operacionais de uma entidade a fim de receber benefícios de suas atividades. Os resultados das operações das subsidiárias adquiridas ou vendidas durante o ano estão incluídas nas declarações consolidadas de operações e resultados abrangentes a partir da data da aquisição efetiva até a data da venda efetiva, conforme for aplicável. Sempre que necessário, as demonstrações financeiras das subsidiárias são ajustadas para alinhar suas políticas contábeis, hipóteses e julgamentos àqueles estabelecidos pela Empresa. Todas as transações, saldos, receitas e despesas entre as subsidiárias da Companhia foram totalmente eliminadas das demonstrações financeiras consolidadas. As demonstrações financeiras consolidadas refletem os saldos de ativos e passivos a partir de 31 de dezembro de 2010 e 2009 e em 1 de janeiro de 2009 (data de transição), e das operações dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009, da matriz, suas subsidiárias controladas direta ou indiretamente e entidades controladas conjuntamente. As demonstrações financeiras preparadas em moeda funcional diferente daquela usada pela companhia matriz são convertidas para a moeda de apresentação do Grupo no Brasil, para propósitos de contabilização e consolidação do capital próprio, e as diferenças de câmbio resultantes estão reconhecidas em outros resultados abrangentes. A Companhia adota as principais práticas de consolidação conforme a seguir: (a) Eliminação de investimentos do investidor nas companhias investidas, como contraparte à participação do investidor nas respectivas ações da companhia investida. (b) Eliminação de Contas a receber e a pagar entre as companhias. (c) Eliminação de receitas e despesas entre as companhias. (d) Reconhecimento da participação acionária minoritária da companhia investida no capital próprio e na Demonstração de resultado. A Companhia utilize o critério de consolidação proporcional e total, conforme descrito na tabela abaixo. A participação acionária está apresentada com base no capital total da entidade investida. Subsidiárias (Consolidação completa) Amazonas Energia Ceal Cepisa Ceron CGTEE Chesf Eletroacre Eletronorte Eletronuclear Eletropar Eletrosul Furnas RS Energia Porto Velho Transmissora Boa Vista Estação Transmissora 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Participação acionária Participação acionária Participação acionária Direto Indireto 100% 100% 100% 100% 100% 100% 93% 99% 100% 84% 100% 100% Direto Indireto 100% 75% 99% 100% 100% 99% 93% 99% 100% 82% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 19 Direto Indireto 100% 75% 99% 100% 100% 99% 93% 99% 100% 82% 100% 100% 100% 49% 100% 49% 49% 49% 100% 49% Entidades controladas conjuntamente (Consolidação proporcional) Itaipu Inambari Norte Energia CHC Amapari Amazônia Eletronorte Artemis Baguari Brasnorte Chapecoense Cia de Transm. Centroeste de Minas Construtora Integração Enerpeixe Eólica Cerro Chato I Eólica Cerro Chato II Eólica Cerro Chato III Energia Sustentável Goiás Transmissão Integração Transmissora Interligação Elétrica do Madeira 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Participação acionária Participação acionária Participação acionária Direto Indireto 50% 29% 15% 50% 49% 49% Direto Indireto 50% 29% Participação acionária Entidades controladas conjuntamente (Consolidação proporcional) Direto Linha Verde Transmissora Madeira Energia Manaus Construtora Ltda Manaus Transmissora MGE Transmissão Norte Brasil Transmissora Pedra Branca Retiro Baixo Rio Branco Transmissora São Pedro do Lago SC Energia (Constituída no ano de 2009) Serra do Facão Sete Gameleiras Sistema de Transmissão Nordeste Transmissão Delmiro Gouveia Transenergia Goiás Transenergia Renovável Transenergia São Paulo Transudeste Uirapuru Indireto 49% 39% 20% 50% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 0% 50% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 25% 49% 20 Indireto 50% 49% 49% 49% 49% 31% 50% 40% 49% 49% 40% 90% 90% 90% 40% 49% 49% 49% 31 de dezembro de 2010 Direto 49% 49% 49% 31% 50% 40% 49% 49% 40% 49% 49% 49% 31% 50% 40% 49% 49% 40% 40% 40% 49% 49% 49% 25% 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Participação acionária Participação acionária Direto Direto Indireto Indireto 49% 39% 20% 50% 39% 20% 50% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 0% 50% 49% 0% 49% 49% 49% 49% 49% 25% 49% 49% 49% 25% 49% 3.3.1 Procedimentos de consolidação proporcional da Itaipu Binacional, uma entidade controlada conjuntamente (a) As demonstrações financeiras da Itaipu Binacional, uma entidade controlada conjuntamente, estão originalmente preparadas em dólares americanos (moeda funcional). Os ativos e passivos foram convertidos em reais brasileiros à taxa de câmbio em 31 de dezembro de 2010 - US$ 1,00 - R$ 1,6662, definida pelo Banco Central do Brasil (31 de dezembro de 2009 US$ 1,00 - R$ 1,7412 e US$ 1,00 - R$ 2,3370 em 1 de janeiro de 2009), e os itens da demonstração de resultado à média mensal da taxa de câmbio. (b) O resultado de compensação da Itaipu Binacional está apresentado em ativos financeiros. (c) A remuneração sobre o capital próprio (dividendos, conforme estabelecido pelo tratado bilateral Brasil-Paraguai) a ser paga pela Itaipu Binacional e contabilizada como receita na empresa-matriz é eliminada na consolidação. (d) Todos os resultados gerados pela Itaipu Binacional nas demonstrações consolidadas, proporcional à participação acionária da Companhia (50%) são eliminados na consolidação sob o item Resultado a Compensar da Itaipu Binacional. 3.4 Investimentos em companhias associadas Uma companhia associada é uma entidade sobre a qual a Companhia possui influência significativa e não se qualifica como uma subsidiária ou como uma entidade sob controle conjunto (joint venture). Influência significativa significa o poder de participar nas decisões sobre as políticas financeiras e operacionais da companhia investida, sem exercer um controle conjunto ou individual sobre essas políticas. Os investimentos em companhias associadas são contabilizados sob o método de equivalência patrimonial e incluem goodwill na aquisição, líquidos de qualquer perda acumulada por imparidade. Sob o método de equivalência patrimonial, os investimentos em companhias associadas são inicialmente contabilizados a seu custo e depois ajustados para refletir a participação da Companhia em ganhos ou perdas ou em resultados abrangentes das companhias associadas. Quando a parte da companhia de perdas em uma companhia associada excede sua participação naquela associada (incluindo quaisquer juros de longo prazo que, fundamentalmente, formam parte do investimento líquido da Companhia na associada), a Companhia para de reconhecer sua parte de perdas adicionais. As perdas adicionais são reconhecidas apenas na medida em que a Companhia incorreu em obrigações legais ou de construção ou realizou pagamentos em nome da companhia associada. Os ganhos não realizados sobre as transações entre o grupo e suas associadas são eliminados na medida da participação do grupo nas associadas. As perdas não realizadas também são eliminadas a menos que a transação forneça evidências de uma imparidade do ativo transferido. As políticas contábeis das companhias associadas foram modificadas quando necessário com o objetivo de garantir consistência com as políticas adotadas pelo grupo. Sempre que necessário, as demonstrações financeiras de nossas companhias associadas são ajustadas de modo a alinhar suas políticas contábeis, hipóteses e julgamentos àqueles estabelecidos pela Empresa, aos quais se aplica o método de equivalência patrimonial contábil em conformidade com a IAS 28. 3.5 Joint ventures Uma joint venture é um acordo contratual por meio do qual a Companhia e as outras partes exercem uma atividade econômica sujeita ao controle conjunto, uma situação na qual as decisões sobre as políticas estratégicas operacionais e financeiras relacionadas com as atividades da joint venture exigem a aprovação de todas as partes que dividem o controle. Sempre que uma subsidiária da Companhia realiza di retamente suas atividades por meio de uma joint venture, a participação da Companhia in em ativos controlados conjuntamente e quaisquer passivos incorridos conjuntamente com os outros acionistas controladores é contabilizada nas Demonstrações financeiras da respectiva subsidiária e classificada de acordo com sua natureza. Os passivos e as despesas incorridos diretamente relacionados com a participação na joint venture são contabilizados com base no exercício. Quaisquer ganhos provenientes da venda ou do uso da parte da Companhia em receitas provenientes dos ativos controlados conjuntamente e sua parte em quaisquer despesas incorridas pela joint venture são reconhecidos quando existe a probabilidade de que os benefícios econômicos associados às transações serão transferidos de / para a Companhia e seu valor pode ser mensurado com segurança. A Companhia contabiliza sua participação em entidades controladas conjuntamente, em suas demonstrações financeiras consolidadas, usando o método de consolidação proporcional. A parte da Companhia em ativos, passivos e resultados de entidades controladas conjuntamente é adicionada aos itens correspondentes nas demonstrações financeiras consolidadas da Empresa, linha por linha. 3.6 Conversão em moeda estrangeira Os itens incluídos nas demonstrações financeiras de cada uma das entidades do grupo são mensurados usando a moeda do ambiente econômico principal no qual a entidade opera (“a moeda funcional”). Todas as entidades do Grupo usam o Real 21 Brasileiro como sua moeda funcional, exceto a ITAIPU, cuja moeda funcional é o dólar americano. As demonstrações financeiras consolidadas são apresentadas em reais brasileiros, que é a moeda de apresentação do Grupo. Na preparação das demonstrações financeiras de cada empresa, as transações em moeda estrangeira, ou seja, qualquer moeda diferente da moeda funcional de cada empresa, são convertidas para a moda funcional usando as taxas cambiais que prevalecem na data de cada transação. No fim de cada ano fiscal, os itens monetários denominados em moeda estrangeira são convertidos, usando a taxa cambial na data da transação. As perdas e os ganhos cambiais sobre os itens monetários são reconhecidos na demonstração de resultados no período em que são incorridos, exceto para aqueles provenientes de Empréstimos em moeda estrangeira relacionados com os ativos na construção para uso produtivo futuro, os quais são incluídos no custo desses ativos sempre que se qualificam como ajustes aos custos dos juros dos referidos Empréstimos. Os investimentos estrangeiros em ativos e passivos da Companhia são convertidos em reais, usando as taxas cambiais que prevalecem no fim do exercício. Os itens da demonstração de resultado são convertidos à taxa cambial para o exercício, a menos que as taxas de câmbio tenham flutuado de modo significativo durante o ano; neste caso, serão usadas as taxas cambiais na data da transação. Todas as diferenças de câmbio resultantes, se houver alguma, estão reconhecidas em outros resultados abrangentes. 3.7 Caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa incluem dinheiro em espécie, depósitos bancários, outros investimentos líquidos de curto prazo com vencimentos originais de três meses ou menos, que são imediatamente convertidos em um montante de caixa conhecido e que está sujeito a um risco insignificante de alteração no valor 3.8 Contas a receber e provisão para imparidade As Contas a receber dos clientes (Consumidores e revendedores) consistem de recebíveis advindos da provisão e do fornecimento de energia elétrica, incluindo aquelas relacionadas à energia comercializada no escopo da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Elas são inicialmente reconhecidas por seu valor justo e, subsequentemente, são medidas por seu custo de amortização menos a provisão para imparidade. Em termos práticos, eles geralmente são reconhecidos pelo valor faturado ajustado pela provisão para imparidade. A política sobre a análise de imparidade de ativos financeiros está apresentada na Nota 3.22.2 As Contas a receber são normalmente liquidadas em um período de até 45 dias, e este é o motivo pelo qual os valores contábeis representam substancialmente os valores justos sobre as datas de encerramento do exercício fiscal em virtude do fato de que o efeito de seu desconto é imaterial. Elas também incluem recebíveis de serviços entregues e não faturados ainda, advindos substancialmente das atividades de distribuição e que são medidas por estimativas baseadas no histórico do consumo de MW. 3.9 Conta de Consumo de Combustível - CCC Conforme a Lei No. 8.631, de 4 de março de 1993, a Companhia administra os montantes relacionados aos pagamentos feitos pelas concessionárias de serviço público de energia elétrica, a favor da Conta de Consumo de Combustível - CCC, que corresponde às cotas anuais alocadas para os gastos com combustível aplicados à geração de energia elétrica. Os montantes registrados em ativos correntes, como compensação para o passivo corrente, corresponde à disponibilidade de recursos mantidos em uma respectiva conta bancária, e a cotas não pagas pelas concessionárias. Os montantes registrados nos ativos correntes são corrigidos pelo rendimento do respectivo investimento e representam o caixa restrito, não disponíveis para uso com outros propósitos. 3.10 Depósitos judiciais Destinado à conformidade legal e / ou contratual. Eles são mensurados ao custo de aquisição mais juros e correção monetária com base em provisões legais e ajustadas para imparidade sempre que aplicável. Tais ativos são considerados empréstimos e recebíveis, e seu resgate está condicionado ao encerramento dos processos judiciais aos quais esses depósitos se referem. 3.11 Armazém Materiais de armazém, classificados como ativos correntes, são registrados a seu custo de aquisição médio, que não exceedem seus custos de substituição ou valor realizável líquido. 3.12 Inventário de Combustível Nuclear 22 O inventário de concentrado de urânio, os serviços relacionados, e outros elementos de combustível nuclear usado nas usinas de energia termonuclear Angra I e Angra II são registrados com base em seus custos de aquisição. Em sua fase inicial de formação, o minério de urânio e os serviços necessários para sua fabricação são adquiridos e contabilizados como ativos de longa duração não circulantes, sob o item Inventário de Combustível Nuclear. Após a conclusão do processo de fabricação, a parte relacionada ao consumo previsto para os próximos 12 meses são classificados em ativos correntes, sob o item Armazém. O consumo de elementos de combustível nuclear é alocado ao demonstração de resultado de modo proporcional, considerando a energia elétrica efetivamente gerada por mês em relação ao total de energia elétrica previsto para cada elemento de combustível. A Companhia realiza contagens periódicas do inventário e avaliações de elementos de combustível nuclear que passaram pelo processo de geração de energia elétrica e estão armazenados no armazém de combustível usado. 3.13 Ativos fixos Na data de transição, a Companhia concluiu que os ativos de geração, incluindo aqueles de geração nuclear e certos ativos corporativos estão for a do escopo da IFRIC 12 “Contratos de Concessão de Serviços” (Nota 3.14), sendo então demonstrados a seu custo, menos a depreciação acumulada e a imparidade. No caso de ativos elegíveis, os custos de empréstimos estão capitalizados de acordo com os requisitos da IAS 23 “Custos de empréstimos”, que estão descritos abaixo na Nota 3.13.1. Tais ativos fixos estão classificados nas categorias adequadas de ativos fixos quando são concluídos e estão prontos para o uso pretendido. A depreciação desses ativos tem início quando eles estão prontos para o uso pretendido nas mesmas condições que outros ativos fixos. O terreno não está sujeito a depreciação. A depreciação é calculada com base na vida útil estimada de cada ativo, usando o método linear, de modo que o valor contábil do ativo menos seu valor residual, após o fim de sua vida útil, esteja totalmente amortizada (com exceção de terra e obras em andamento). A Companhia acredita que a vida útil estimada de cada ativo é similar às taxas de depreciação estabelecidas pela ANEEL, que são consideradas aceitáveis pelo mercado. Adicionalmente, em conexão com o entendimento da Companhia da legislação em vigor sobre os acordos de concessão e com base no parecer de um conselheiro legal independente, foi considerada a indenização ao final da concessão baseada no valor contábil residual, e esse fator também foi considerado na mensuração de ativos fixos (veja os detalhes na Nota 17). Ativos mantidos por arrendamentos financeiros são depreciados pela vida útil esperada, como ativos pertencentes à Empresa, ou por um período de tempo mais curto, se for aplicável, sob os termos do respectivo contrato de arrendamento. Um item de ativo fixo é amortizado após a venda o quando não há benefícios econômicos futuros resultantes do uso contínuo do ativo. Quaisquer ganhos ou perdas nas vendas ou na amortização dos itens de ativos fixos são determinados pela diferença entre o montante recebido da venda e seu valor contábil, e são incluídos na demonstração de resultado do ano. 3.13.1 Custos de Empréstimos Recebidos Os juros mensais a pagar sobre empréstimos recebidos são adicionados ao custo de aquisição dos ativos fixos em andamento e, se aplicável, aos ganhos e perdas cambiais sobre os Empréstimos, considerando os seguintes critérios para capitalização: (a) O período de capitalização ocorre quando o ativo elegível está em construção, e a capitalização dos juros se encerra quando o item está disponível para utilização. (b) Os juros são capitalizados com base na taxa media ponderada dos Empréstimos a vencer na data da capitalização. (c) Os juros capitalizados mensalmente não excedem o montante das despesas de juros incorridas no período de capitalização. (d) Os juros de capitalização são depreciados sob os mesmos critérios e vida útil estimada definida para os itens para os quais foi incorporado. Os ganhos sobre os investimentos advindos de aplicação temporária de recursos de empréstimos específicos, ainda não usados para o ativo qualificável são deduzidos dos custos de empréstimos elegíveis para capitalização, sempre que o efeito é material. Todos os outros custos de empréstimos estão reconhecidos na demonstração de resultados do exercício aos quais são incorridos. 3.14 Contratos de concessão A Companhia possui contratos de concessão nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, assinados com a autoridade concedente no âmbito do Governo Federal Brasileiro, para períodos que variam de 20 a 35 23 anos, sendo que todos os contratos, por segmento, são muito similares em termos de direitos e obrigações da concessionária e da autoridade concedente. O sistema tarifário de distribuição de energia elétrica é controlado pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e tais tarifas são corrigidas anualmente e revisadas ao final de cada período de quatro anos, com o objetivo de manter o balanço econômico-financeiro da Empresa, considerando investimentos conservadores realizados e a estrutura de custos e despesas da companhia de referência. Os serviços são cobrados diretamente dos usuários, com base no volume de energia elétrica consumida, multiplicado pela tarifa autorizada. O sistema tarifário de transmissão de energia elétrica dos contratos antigos é regulado pela ANEEL e existem revisões tarifárias periódicas, e para novos contratos de transmissão, existe uma Receita Anual Permitida - RAP, que é válida para o período total da concessão, sendo que os ajustes são feitos anualmente pela inflação e estão sujeitos a revisões periódicas para cobrir novos investimentos e problemas ocasionais do balanço econômico-financeiro dos contratos de concessão. O sistema tarifário de geração de energia elétrica era, geralmente, baseado em tarifas reguladas até 2004, e depois desta data, em conexão com as alterações nas regulamentações para este setor, mudou de base tarifária para sistema de preços, e as companhias de geração de energia elétrica têm a liberdade de participar em leilões de energia elétrica para o mercado regulado, com, neste caso, um preço básico, e o preço final é estabelecido em uma competição entre os participantes do leilão. Adicionalmente, as companhias de geração de energia elétrica podem assinar acordos bilaterais de vendas com consumidores, sendo qualificados à categoria de consumidores livres (definição com base na energia necessária em MW). Os contratos de concessão regulam a exploração de serviços públicos de distribuição e transmissão de energia elétrica pela Empresa, nos quais: Companhias de distribuição de energia elétrica • O contrato estabelece quais serviços o operador deverá fornecer e a quem (classe de consumidores) os serviços devem ser prestados. • O contrato estabelece padrões de desempenho para o serviço público, relacionados à qualidade dos serviços de manutenção e melhorias aos consumidores, e o operador é obrigado, ao final da concessão, a devolver a infraestrutura nas mesmas condições que as recebeu quando assinou os contratos. A fim de cumprir com esta obrigação, investimentos constantes são feitos durante o período de concessão. Portanto, ativos ligados às concessões podem ser substituídos, às vezes, até o fim da concessão. • No fim da concessão, os ativos ligados à infraestrutura podem ser entregues à autoridade concedente, sob penalidade de indenização. Companhias de transmissão de energia elétrica • O preço é regulado (tarifa) e é denominado Receita Anual Permitida (RAP). A companhia de transmissão de energia elétrica não pode negociar preços com os usuários. Para alguns contratos, a RAP é fixa e corrigida monetariamente pelos índices de preços uma vez por ano. Para os demais contratos, a RAP é corrigida monetariamente por um índice de preços uma vez por ano, e é revista a cada cinco anos. Geralmente, a RAP para qualquer companhia de transmissão de energia elétrica está sujeita a revisões anuais em virtude dos crescentes ativos e despesas operacionais provenientes de alterações, melhorias e expansão das instalações. • Os ativos devolvidos ao final da concessão, com o direito de receber indenização (em espécie) da autoridade concedente pelos investimentos ainda não recuperados. IFRIC 12 – “Service Concession Arrangements” se aplica a contratos de concessão pública e privada nos quais a entidade pública: • Controla ou regula o tipo de serviços que podem ser prestados, com recursos para infraestruturas subjacentes. • Controla ou regula o preço para os serviços prestados. • Controla/possui participação significativa na infraestrutura ao final da concessão. Uma concessão pública – privada deve apresentar, normalmente, as seguintes características: • uma infraestrutura subjacente à concessão, a qual é usada para a prestação de serviços. • um contrato / acordo entre a autoridade concedente e o operador. • O operador presta um conjunto de serviços durante a concessão. • O operador recebe uma compensação durante o término do contrato de concessão, diretamente da autoridade concedente, ou de usuários da infraestrutura, ou de ambos. • as infraestruturas são transferidas à autoridade concedente ao final da concessão, geralmente gratuitamente ou também mediante pagamento. 24 De acordo com a IFRIC 12, as infraestruturas de concessão, no âmbito da interpretação, não são reconhecidas pelo operador como ativos fixos, uma vez que se considera que o operador não está no controle de tais ativos, sendo então reconhecidas de acordo com um dos modelos contábeis, dependendo da forma do compromisso de compensação do operador assumido pela autoridade concedente no âmbito do contrato: (a) Modelo de ativo financeiro Este modelo se aplica quando o operador tem o direito incondicional de receber certas quantias monetárias independente do nível de utilização de sua infraestrutura sob a concessão e resulta no registro de um ativo financeiro, que está classificado como empréstimos e recebíveis. (b) Modelo de Ativo Intangível Este modelo se aplica quando o operador, no escopo da concessão, é compensado com base no grau de utilização da sua infraestrutura (risco de demanda) relacionada à concessão e resulta no registro de um ativo intangível. 25 (c) Modelo misto Este modelo se aplica quando a concessão inclui simultaneamente obrigações de compensação garantidas pela autoridade concedente e obrigações de compensação dependendo do nível de utilização da infraestrutura da concessão. Com base nas características estabelecidas nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica da Companhia e suas subsidiárias e as exigências da interpretação, os seguintes ativos estão reconhecidos no negócio de distribuição de energia elétrica: • a parte estimada dos investimentos realizados e não recuperados ou depreciados até o final da concessão é classificada como ativo financeiro, por ser um direito incondicional de receber em espécie ou outro ativo financeiro diretamente da autoridade concedente. • a parte remanescente do ativo financeiro (valor residual) deve ser classificada como ativo intangível em virtude da sua recuperação estar condicionada ao uso do serviço público, neste caso, o consumo de energia elétrica pelos consumidores. A infraestrutura recebida ou construída para a atividade de distribuição está registrada através de dois fluxos de caixa: • parcialmente por meio do consume de energia elétrica pelos consumidores (faturamento mensal baseado na mensuração da energia elétrica e potência consumida / vendida) durante o prazo de concessão. • parcialmente como indenização dos ativos reversíveis ao final da concessão, a ser recebida diretamente da autoridade concedente ou para quem ela delegar essa tarefa. Essa indenização será paga com base na parte dos investimentos vinculados aos ativos reversíveis, ainda não recuperados ou depreciados, os quais tenham sido feitos mediante a garantia da continuidade e atualização das condições dos serviços. As concessões de distribuição de energia elétrica da Companhia e suas subsidiárias não são onerosas. Portanto, não há pagamentos e obrigações financeiras fixas a serem realizados à autoridade concedente. Para as atividades de transmissão de energia elétrica, a Receita Anual Permitida - RAP é recebida das companhias usando sua infraestrutura, por meio de uma tarifa para o uso do sistema de transmissão (TUST). Essa tarifa é resultado da divisão de alguns valores específicos entre os usuários de transmissão; (i) a RAP de todas as companhias de transmissão; (II) os serviços prestados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS; e (III) encargos regulatórios. A autoridade concedente elegeu às companhias de geração, distribuição, consumidores livres, companhias de exportação e importação o pagamento mensal da RAP, a qual, por ser garantida pela estrutura regulatória de transmissão, constitui um direito contratual incondicional de receber em espécie ou outro ativo financeiro, portanto resultando em baixo risco de crédito. Considerando que a Companhia não está exposta aos riscos de crédito e a demanda e a receita é obtida 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 dos investimentos vinculados aos ativos reversíveis, ainda não recuperados ou depreciados, os quais tenham sido feitos mediante a garantia da continuidade e atualização das condições dos serviços. No negócio de geração de energia elétrica, com exceção de Itaipu e da Amazonas Energia, a IFRIC 12 não se aplica, e a infraestrutura continua sendo classificada como ativos fixos. Entretanto, a regra é aplicável à distribuição e transmissão de energia elétrica, e esses negócios se qualificam no modelo misto (bifurcado) e no modelo financeiro, respectivamente. Em relação à atividade de geração, a Companhia considerou os seguintes aspectos: • Geração hidráulica e térmica – não se aplica em virtude das características de preços em vez da tarifa regulada. A única exceção refere-se à geração pela Amazonas Energia, a qual está destinada exclusivamente à operação de distribuição e que possui um mecanismo específico de tarifação. • Geração Nuclear – possui um sistema tarifário definido, entretanto, difere dos outros contratos de geração em virtude de ser uma permissão em vez de uma concessão, sem prazo definido para o seu término, assim como as características de controle significativo dos ativos pela autoridade concedente ao final do período de permissão. Com relação à Itaipu, toda a infraestrutura foi classificada como estando dentro do âmbito da IFRIC 12, em virtude dos seguintes fatos específicos: • a Itaipu Binacional é regida por um Tratado Bilateral assinado em 1973, na qual houve condições tarifárias estabelecidas, sendo a base para a formação de certas tarifas exclusivamente para cobrir despesas e serviços de dívidas desta Empresa. • a base tarifária e o prazo de comercialização estão em vigor até 2023, que corresponde a uma parte significativa da vida útil da usina. 26 A infraestrutura foi classificada como um ativo financeiro levando em consideração os seguintes aspectos: • o fluxo financeiro foi estabelecido principalmente para permitir o pagamento do serviço da dívida, com vencimento final em 2023. • A comercialização de energia elétrica de Itaipu foi subrogada para a Empresa, entretanto, ela é proveniente de contratos previamente assinados com as companhias de distribuição, sob condições de pagamento previamente definidas. • De acordo com a Lei No. 10.438, de 26 de abril de 2002, o compromisso de aquisição e transferência às concessionárias de distribuição de serviços de energia elétrica provenientes da Itaipu Binacional assinados por Furnas e Eletrosul, subsidiárias da Eletrobrás, com concessionárias de distribuição de energia elétrica foi transferido para a Empresa. A dívida proveniente da comercialização de energia elétrica vinda de Itaipu Binacional foi renegociada com a Empresa, originando contratos de financiamento. Tais dívidas foram inicialmente contabilizadas a valor justo, e subsequentemente mensuradas a seu custo de amortização, usando o método da taxa de juros em vigor. • 3.15 Os termos do tratado garantem o reembolso da Companhia mesmo em eventos de falta de capacidade de geração ou problemas operacionais com a usina. Ativo financeiro – Acordos de Concessão A Companhia reconhece um crédito da autoridade concedente ( ou de quem a autoridade autorizou uma concessão) quando ela tem um direito incondicional de receber em espécie ao final da concessão como uma indenização pelos investimentos realizados pelas companhias de transmissão e distribuição de energia elétrica e não recuperados por meio dos serviços relativos à concessão. Esses ativos financeiros estão contabilizados a valor presente dos direitos e são calculados com base na parte estimada dos investimentos realizados e ainda não recuperados ou depreciados até o final da concessão. Os ativos relativos à distribuição de energia elétrica são compensados com base na remuneração regulatória WACC, cujo valor é incluído na base tarifária e os ativos relacionados com a transmissão de energia elétrica são compensados com base na taxa interna de retorno deste empreendimento. Essas contas a receber estão classificadas como circulante e não circulante, considerando a expectativa de recebimento dessas quantias, com base na data de término das concessões. A Companhia reconhece como ativo intangível o direito de cobrar dos usuários pelo fornecimento de serviços de distribuição de energia elétrica. O ativo intangível é determinado como o valor residual da receita de construção adquirida pela construção ou aquisição da infraestrutura realizada pela Companhia e o montante do ativo financeiro relativo ao direito incondicional de receber em espécie ao final da concessão como uma indenização. O ativo está apresentado líquido de amortização acumulada e perda por imparidade, quando aplicável. A amortização do ativo intangível reflete o padrão no qual existe a expectativa de que os benefícios econômicos futuros do ativo sejam consumidos pela Empresa, ou o prazo final de concessão, qualquer um que ocorrer primeiro. O padrão de consumo dos ativos está relacionado à sua vida útil econômica, na qual os ativos construídos pela Companhia compõem a base de cálculo para mensurar a tarifa para a prestação de serviços da concessão. A amortização do ativo intangível tem início quando está disponível para uso, em sua localização, e sob as condições necessárias para ser capaz de operar de modo esperado pela Empresa. A amortização é terminada quando o ativo tiver sido totalmente consumido ou liquidado, não mais compreender a base de cálculo da tarifa para a prestação de serviços da concessão, o qual que ocorrer primeiro. A Companhia realiza anualmente o teste de imparidade sobre seus ativos, usando o método do valor presente dos fluxos de caixa futuros gerados pelos ativos (veja a Nota 20). 3.16 Ativos intangíveis Os ativos intangíveis basicamente compreendem os direitos de uso da concessão, goodwill sobre a aquisição dos investimentos e despesas específicas associadas com a aquisição de direitos (software), mais os respectivos custos de implantação, quando aplicável. Os ativos intangíveis com vida útil finita adquirida separadamente são registrados a seu custo, menos a amortização acumulada e as perdas por imparidade. A amortização é contabilizada pelo método linear baseado na vida útil estimada dos ativos. A vida útil estimada e o método de amortização são revisados ao final de cada exercício fiscal e os efeitos de quaisquer alterações são contabilizados em tempo hábil. Os ativos intangíveis com vida útil indefinida são registrados a seu custo, menos a imparidade acumulada. Esses ativos intangíveis não estão sujeitos à amortização e são testados anualmente para imparidade. 27 A Companhia e suas subsidiárias possuem contratos de concessão onerosos com o Governo para o uso de propriedade pública para a geração de energia elétrica em algumas usinas. Esses ativos estão registrados em ativos intangíveis com entrada corespondente em passivo não circulante. 3.16.1 Despesas com estudos e projetos Os montantes gastos em estudos e projetos, incluindo a viabilidade e a utilização hidrelétrica e os inventários para as 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. A partir da concessão e / ou autorização para a exploração da serviço público de energia elétrica, ou a confirmação da viabilidade econômica do projeto, as despesas incorridas são capitalizadas como custo de desenvolvimento de projetos. Atualmente, a Companhia não tem montantes capitalizados referentes às despesas com estudos e projetos. A Companhia reconhece como um ativo intangível o direito de cobrar dos usuários pelo fornecimento de serviços de energia elétrica. O ativo intangível é determinado como o valor residual da receita de construção adquirida pela construção ou aquisição da infraestrutura realizada pela Companhia e o montante do ativo financeiro relativo ao direito incondicional de receber em espécie ao final da concessão como uma indenização. O ativo está apresentado líquido de amortização acumulada e perda por imparidade, quando aplicável. A amortização do ativo intangível reflete o padrão no qual existe a expectativa de que os benefícios econômicos futuros do ativo sejam consumidos pela Empresa, ou o prazo final de concessão, qualquer um que ocorrer primeiro. O padrão de consumo dos ativos está relacionado à sua vida útil econômica, na qual os ativos construídos pela Companhia compõem a base de cálculo para mensurar a tarifa para a prestação de serviços da concessão. A amortização do ativo intangível tem início quando está disponível para uso, em sua localização, e sob as condições necessárias para ser capaz de operar de modo esperado pela Empresa. A amortização é terminada quando o ativo tiver sido totalmente consumido ou liquidado, não mais compreender a base de cálculo da tarifa para a prestação de serviços da concessão, o qual que ocorrer primeiro. Inclui, ainda os direitos provenientes das concessões adquiridas e a pagar, substancialmente por meio de entidades com fins específicos (EFE). 3.17 Imparidade de ativos não financeiros, com exceção de goodwill No final de cada exercício fiscal, a Companhia avalia se existe qualquer evidência de que seus ativos não financeiros sofreram quaisquer perdas por imparidade. No caso de haver essa evidência, o montante recuperável do ativo é estimado, a fim de se mensurar o montante dessa perda, se houver alguma. Quando não é possível estimar individualmente o montante recuperável de um ativo, a Companhia calcula o montante recuperável da unidade de geração de caixa ao qual o ativo pertence. Quando uma base de alocação razoável e consistente pode ser identificada, os ativos corporativos também são alocados a unidades de geração de caixa individuais ou ao menor grupo de unidades de geração de caixa para o qual uma base de alocação razoável e consistente pode ser identificada. O montante 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 estimados futuros são descontados a valor presente à taxa de desconto antes dos impostos, que reflete uma valorização atualizada do valor temporal do dinheiro e os riscos específicos relativos ao ativo para o qual os fluxos de caixa estimados futuros não foram ajustados. Se o montante recuperável calculado de um ativo (ou unidade de geração de caixa) é menor que seu valor contábil, o valor contábil do ativo (ou unidade de geração de caixa) é reduzido a seu montante recuperável. A perda correspondente à redução do valor recuperável é imediatamente reconhecido na demonstração de resultado. Quando a perda por imparidade é subsequentemente revertida, existe um aumento no valor contábil do ativo (ou unidade de geração de caixa) para a estimativa revisada de seu montante recuperável, considerando que ele não exceda o valor contábil que teria sido determinado se nenhuma perda por imparidade tivesse sido contabilizada para o ativo (ou unidade de geração de caixa) nos exercícios fiscais anteriores. A reversão da perda por imparidade é imediatamente reconhecida na demonstração de resultado. Em virtude do histórico de perdas operacionais nas companhias de distribuição, a Companhia anualmente realiza o teste de imparidade usando o método do valor presente dos fluxos de caixa futuros gerados pelos ativos, resultando em um montante maior que o valor contábil (veja a Nota explicativa 20). 3.18 Goodwill 28 O Goodwill resultante da combinação de um negócio está apresentado a seu custo na data da combinação do negócio, líquido de perdas acumuladas por imparidade, quando aplicável. Para propósitos de teste por imparidade, o goodwill é alocado para cada uma das unidades de geração de caixa da Companhia (ou grupos de unidades de geração de caixa) que se beneficiará das sinergias provenientes da combinação. Considerando que as operações de investimento da Companhia estão vinculadas às operações sob os contratos de concessão, o goodwill proveniente da aquisição de tais entidades representa o direito de concessão com vida útil definida, sendo reconhecido como ativo intangível da concessão e amortizado de acordo com o prazo da concessão. 3.19 Combinações de negócios O Goodwill e o goodwill negativo provenientes da aquisição da participação acionária majoritária após 1 de janeiro de 2009 foram completamente alocados aos contratos de concessão e reconhecidos como ativos intangíveis. 3.20 Tributação As despesas com imposto de renda e contribuição social representa a soma dos impostos diferidos e circulantes. 3.20.1 Impostos correntes A provisão para imposto de renda e contribuição social (IRPJ e CSLL) está baseada no lucro tributável do exercício. O lucro tributável difere do resultado líquido apresentado na demonstração de resultado, uma vez que ele exclui as receitas ou despesas tributáveis ou dedutíveis em outros exercícios, assim como exclui os itens não tributáveis ou não dedutíveis permanentemente. A provisão para imposto de renda e contribuição social é calculada individualmente para cada subsidiária da Companhia com base nas taxas em vigor no final do exercício fiscal. 3.20.2 Impostos diferidos Os impostos de renda e contribuição social diferidos (“impostos diferidos”) são reconhecidos com base nas diferenças temporárias ao final de cada período de divulgação entre os saldos dos ativos e passivos reconhecidos nas Demonstrações financeiras e na base fiscal correspondente usada para o cálculo do lucro tributável, incluindo o saldo de prejuízos fiscais, quando aplicável. Os passivos de impostos diferidos são geralmente reconhecidos em todas as diferenças tributárias dedutíveis, e ativos de impostos diferidos na medida em que é provável que a Companhia terá lucro tributável futuro suficiente contra o qual tais diferenças temporárias dedutíveis podem ser utilizadas. A recuperação de ativos de impostos diferidos é revisada ao final de cada período de divulgação e, quando não é mais provável que o lucro tributável futuro estará disponível para permitir a total recuperação do ativo, ou parte dele, o saldo do ativo é ajustado pelo montante que se espera ser recuperado. Os ativos e passivos de impostos diferidos são mensurados pelas taxas fiscais aplicáveis no período em que se espera que o passivo seja liquidado ou o ativo seja realizado, com base nas taxas fiscais estabelecidas pela legislação em vigor no final de cada período de divulgação, ou quando uma nova legislação tenha sido substancialmente promulgada. A mensuração de ativos e passivos de impostos diferidos reflete as consequências fiscais resultantes da maneira pela qual a companhia espera, no final de cada período de divulgação, recuperar ou liquidar o valor contábil desses ativos e passivos. Os impostos diferidos e circulantes estão reconhecidos na demonstração de resultado, exceto quando são relativos aos itens registrados em Outros resultados abrangentes, ou diretamente no capital próprio, em cujo caso os impostos diferidos e circulantes também são reconhecidos em Outros resultados abrangentes ou diretamente em capital próprio, respectivamente. 3.21 Contas a pagar em virtude de contratos de concessão onerosos A Companhia e algumas subsidiárias possuem contratos de concessão onerosos com o Governo para uso de propriedade pública para a geração de energia elétrica em certas usinas. Os montantes identificados nos contratos estão apresentados a preços futuros e, portanto, a Companhia e essas subsidiárias ajustaram esses contratos ao valor presente aplicando a taxa de desconto que prevalecia na data da obrigação. Os ajustes na obrigação ao valor presente e as correções monetárias estão sendo capitalizadas nos ativos durante a construção das usinas de energia e serão, a partir da data do início de suas operações comerciais, reconhecidas diretamente na demonstração de resultado. Esses ativos estão registrados em “ativos intangíveis” com a entrada correspondente em “passivos não circulantes”. 3.22 Instrumentos financeiros 29 Os ativos e passivos financeiros são reconhecidos sempre que uma entidade da Companhia faz parte das provisões contratuais do instrumento. Os ativos e passivos financeiros são inicialmente medidos pelo seu valor justo. Os custos de transação diretamente atribuíveis à aquisição ou emissão de ativos e passivos financeiros (com exceção de ativos e passivos financeiros a seu valor justo através de resultado) são acrescidos ou deduzidos de seu valor justo dos ativos ou passivos financeiros, se for aplicável, no reconhecimento inicial. Os custos de transação diretamente atribuíveis aos ativos e passivos financeiros a seu valor justo através de resultado são imediatamente reconhecidos na demonstração de resultado. 30 3.22.1 Ativos financeiros Os ativos financeiros são classificados nas seguintes categorias específicas: ativos financeiros a seu valor justo através de resultado, investimentos mantidos até o vencimento, ativos financeiros disponíveis para venda, e empréstimos e recebíveis. A classificação depende da natureza e do propósito dos ativos financeiros é determinada na data do reconhecimento inicial. (a) Ativos financeiros a seu valor justo através de resultado Os ativos financeiros são classificados a seu valor justo através de resultado quando são mantidos para a comercialização em curto prazo ou são designados a seu valor justo através de resultado. Os ativos financeiros a seu valor justo através de resultado são contabilizados a seu valor justo, e quaisquer ganhos ou perdas resultantes são reconhecidos na demonstração de resultado. Os ganhos ou perdas líquidos reconhecidos na demonstração de resultado incorporam dividendos ou juros ganhos pelos ativos financeiros, e são incluídos no item “Outras receitas e despesas financeiras”, na demonstração de resultado. (b) Investimentos mantidos até o vencimento Os investimentos mantidos até o vencimento são ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determinados e datas de vencimento fixas, os quais a Companhia tem a intenção e a capacidade financeira de manter até o vencimento. Após o reconhecimento inicial, os investimentos mantidos até seu vencimento são mensurados a custos amortizados usando método de juros efetivos, menos as perdas ocasionais por imparidade. (c) Empréstimos e recebíveis Os empréstimos e recebíveis são os ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determinados e não são cotizados em um mercado ativo. Os empréstimos e créditos (incluindo as Contas a receber de clientes e outros, caixa e equivalentes de caixa, e outros) são mensurados a custos amortizados usando método de juros efetivos, deduzidos de quaisquer perdas por imparidade. Os rendimentos dos juros são reconhecidos usando-se o método de juros efetivos. (d) Ativos financeiros disponíveis para venda Os ativos financeiros disponíveis para venda correspondem a ativos financeiros não derivativo designados como “disponíveis para venda” ou não classificados como: • Ativos financeiros a valor justo através de resultados. • Investimentos mantidos até o vencimento. • Empréstimos e recebíveis. Eles são inicialmente registrados a seu custo de aquisição, que é o valor justo do valor pago, incluindo as despesas de transação. Após o reconhecimento inicial, eles são mensurados a seu valor justo por referência ao seu valor de Mercado, sem quaisquer deduções relativas aos custos de transação aos quais poderiam ser incorridos até sua venda. 3.22.2 Imparidade de ativos financeiros Os ativos financeiros, exceto aqueles designados a valor justo através de resultados, são avaliados para os indicadores de imparidade ao final de cada período de apresentação. As perdas por imparidade são reconhecidas se, e somente se, existe uma evidência objetiva de imparidade do ativo financeiro resultante de um ou mais eventos que ocorreram após seu reconhecimento inicial, com impacto nos fluxos de caixa estimados futuros desse ativo. Os critérios que o grupo usa para determinar que existe evidência objetiva de uma perda por imparidade incluem: • dificuldade financeira significativa do emissor ou do devedor; • uma quebra do contrato, como um incumprimento ou inadimplência no pagamento de juros ou do principal; • o grupo, por motivos legais ou econômicos relativos às dificuldades financeiras do devedor, concedendo ao devedor uma concessão que, de outra maneira, o credor não consideraria; • torna-se provável que o devedor entrará em falência ou outra reorganização financeira; • o desaparecimento de um Mercado ativo para aquele ativo financeiro em virtude de dificuldades financeiras; ou 31 • dados observáveis indicando que existe um decréscimo mensurável nos fluxos de caixa estimados futuros provenientes de uma carteira de ativos financeiros desde o reconhecimento inicial daqueles ativos, apesar do decréscimo ainda não ser possível de identificar com os ativos financeiros individuais na carteira, incluindo: (i) modificações adversas na situação de pagamento dos devedores na carteira; e (ii) condições nacionais ou locais que apresentam correlação com os incumprimentos sobre os ativos na carteira. No caso dos investimentos em capital próprio classificados como disponíveis para venda, um declínio prolongado ou significativo no valor justo de um título abaixo de seu custo também é uma evidência de que os ativos sofreram deterioração. Se houver evidência deste tipo de ativos financeiros disponíveis para venda. As perdas cumulativas – mensuradas como a diferença entre o custo de aquisição e o valor justo corrente, menos qualquer perda por imparidade no ativo financeiro anteriormente reconhecido na demonstração de resultado – serão removidas do capital próprio e reconhecidas na demonstração de resultado. As perdas por imparidade reconhecidas na demonstração de resultado sobre os instrumentos de capital próprio não são revertidas pela demonstração de resultado. Se, em um período subsequente, o valor justo de um instrumento de dívida classificado como disponível para venda aumentar, e este aumento pode ser objetivamente relacionado a um evento que ocorreu após a perda por imparidade ter sido reconhecida na demonstração de resultado, a perda por imparidade é revertida pela demonstração de resultado. 3.22.3 Desreconhecimento de ativos financeiros A Companhia desreconhece um ativo financeiro somente quando os direitos contratuais para os fluxos de caixa deste ativo expiram, ou quando ela transfere o ativo, e substancialmente todos os riscos e benefícios de propriedade para outra empresa. Se a Companhia não transfere ou não detém substancialmente todos os riscos e benefícios de propriedade do ativo financeiro, mas se mantém no controle do ativo financeiro transferido, a Companhia reconhece a participação detida e os respectivos passivos nos montantes que ela pagará. Se ela detém substancialmente todos os riscos e benefícios de propriedade do ativo financeiro transferido, a Companhia continua a reconhecer este ativo, assim como um empréstimo garantido para a receita obtida . No desreconhecimento de um ativo financeiro, a diferença entre o valor contábil do ativo e a contraprestação recebida e a receber e os ganhos e perdas acumulados reconhecidos em Outros resultados abrangentes e acumulados no capital próprio, estar reconhecida na demonstração de resultado. 3.22.4 Passivos financeiros Os passivos financeiros são classificados como passivos financeiros a valor justo através de resultados ou Empréstimos. (a) Passivos financeiros a valor justo através de resultados Os passivos financeiros são reconhecidos a valor justo através de resultados quando são mantidos para comercialização em curto prazo ou designados a valor justo através de resultados. Os passivos financeiros a valor justo através de resultados são contabilizados a seu valor justo, e os respectivos resultados são reconhecidos na Demonstração de resultados. (b) Empréstimos Os Empréstimos são mensurados a custo amortizado usando o método de juros efetivos. O método de juros efetivos é usado para calcular o custo amortizado de um passivo financeiro e para alocar sua despesa de juros durante todo o respectivo período. A taxa de juros efetivos é a taxa descontando exatamente os fluxos de caixa futuros estimados (incluindo as taxas e os pontos pagos ou recebidos, que fazem parte integral da taxa de juros efetivos, custos de transação e outros prêmios ou descontos) durante toda a vida estimada do passivo financeiro ou, quando apropriado, por um menor período de tempo, para o reconhecimento inicial do valor contábil líquido. 3.22.5 Contratos de garantia financeira Contratos de garantia financeira consistem de contratos que requerem que a companhia emissora realize pagamentos específicos para reembolsar o detentor por uma perda a que incorra por causa de falhas específicas do devedor em realizar pagamentos quando do vencimento, de acordo com os prazos originais ou modificados de um instrumento de dívida. As garantias financeiras estão inicialmente reconhecidas nas demonstrações financeiras a seu valor justo na data da emissão da garantia. Subsequentemente, os passivos relativos às garantias são mensurados no maior valor inicialmente reconhecido, menos, quando apropriado, a amortização cumulativa e o montante determinado como a melhor estimativa do montante requerido para liquidar a garantia. Essas estimativas estão estabelecidas com base na experiência com transações similares e no histórico de perdas anteriores juntamente com o julgamento pela Administração da Empresa. As comissões recebidas estão reconhecidas com base no 32 método linear durante toda a vida da garantia. Qualquer aumento nos passivos relativos às garantias está apresentado, quando incorrido, em Despesas operacionais. 3.22.6 Instrumentos financeiros derivativos A Companhia não possui instrumentos derivativos financeiros para limitar sua exposição à taxa de juros e aos riscos das taxas cambiais, incluindo contratos de câmbio, taxa de juros e swaps de moedas. A Nota 43 inclui informações detalhadas sobre instrumentos derivativos financeiros. Algumas companhias controladas conjuntamente assinaram contratos derivativos, e, em alguns casos, a política de hedge accounting foi aplicada. Inicialmente, os derivativos estão reconhecidos a valor justo na data em que os contratos de derivativos foram assinados e, subsequentemente, são mensurados novamente a seu valor justo no final do exercício fiscal. Ganhos ou perdas ocasionais são imediatamente reconhecidos na demonstração de resultado, exceto quando o derivativo tenha sido designado como instrumento de hedge e o hedge está em vigor; neste caso, o momento do reconhecimento na demonstração de resultado depende da natureza da relação de hedge. 3.22.7 Derivativos embutidos Os derivativos embutidos em contratos de não derivativos são tratados como instrumentos derivativos separados quando seus riscos e características não estão estreitamente relacionados com o instrumento de base e eles não estão designados a valor justo através de resultados. 3.22.8 Hedge accounting A Companhia possui uma política de hedge accounting, entretanto, exceto para as operações de algumas EFEs, ela não possui transações classificadas como tal. Os instrumentos derivativos financeiros designados para operações de hedge são inicialmente reconhecidos a valor justo na data em que o contrato de derivativo é assinado, sendo posteriormente mensurado novamente, também a valor justo. Os instrumentos de derivativos estão mostrados nas demonstrações financeiras consolidadas como ativos financeiros quando representam um direito de cobrança e como passivos financeiros quando representam uma obrigação para pagamento em espécie. No início de uma relação de hedge, a Companhia documenta a relação entre o instrumento de hedge e o item objeto de hedge com seus objetivos de gerenciamento de risco e sua estratégia para assumir várias operações de hedge. Adicionalmente, no início do hedge e continuamente, a Companhia avalia se o instrumento de hedge usado em uma operação de hedge é altamente eficaz para compensar as alterações no valor justo ou nos fluxos de caixa do item objeto de hedge, atribuível aos riscos inerentes ao hedge. Para propósitos de hedge accounting, a Companhia usa as seguintes classificações: (a) Valor justo de hedges Alterações no valor justo dos derivativos designados e qualificados para hedge a valor justo são contabilizados na demonstração de resultado, com quaisquer alterações no valor justo dos itens objeto de hedge atribuídos ao risco que está sob hedge. As alterações no valor justo dos instrumentos de hedge e no item objeto de hedge atribuível ao risco de hedge estão reconhecidas na demonstração de resultado. (b) Hedges de fluxo de caixa A parte efetiva dos ganhos e das perdas de um instrumento de hedge designados e qualificados como hedge de fluxo de caixa está reconhecida em Outros resultados abrangentes. Os ganhos e perdas relativos à parte ineficiente são imediatamente reconhecidos na demonstração de resultado. Os montantes previamente reconhecidos em Outros resultados abrangentes e acumulados no capital próprio são reclassificados para a demonstração de resultado no período em que o item objeto de hedge está reconhecido na demonstração de resultado. 3.23 Benefícios aos empregados 3.23.1 Obrigações de pensão As subsidiárias da Companhia patrocinam diversos planos de pensão, os quais são geralmente financiados por contribuições às companhias seguradoras ou fundos de trust, determinados por cálculos atuariais periódicos. Um plano de contribuição definido é um plano de pensão sob o qual a Companhia paga contribuições fixas a uma entidade separada. A Companhia não possui obrigações legais ou construtivas de pagar contribuições se o fundo não possuir ativos suficientes para pagar, a todos os funcionários, os benefícios relativos aos serviços prestados pelos funcionários no ano presente ou em anos anteriores. Um plano de benefícios definido é diferente de um plano de contribuição definido, dado que tais plano de 33 benefícios definidos estabelecem o valor de um benefício que o funcionário receberá quando se aposentar, geralmente dependendo de um ou mais fatores, como idade, tempo de serviço e remuneração. O passivo reconhecido no balanço patrimonial relacionado aos planos de benefício definido é o valor presente do passivo do benefício definido na data do balanço, menos o valor justo dos ativos dos planos e quaisquer custos de serviços anteriores ainda não reconhecidos. O passivo de benefício definido é calculado anualmente por atuariais independentes, usando o método de crédito unitário projetado . O valor presente do passivo de benefício definido é determinado pelo desconto da saída de caixa futuro estimado, usando as taxas de juros consistentes com os rendimentos de Mercado, os quais são denominados na moeda na qual os benefício serão pagos e que tenham vencimentos próximos aos dos passivos dos respectivos planos de pensão. Os ganhos e perdas atuariais derivados de ajustes com base na experi6encia e nas alterações em hipóteses atuariais são contabilizados em Outros resultados abrangentes. Os custos de serviços passados são reconhecidos na demonstração de resultado, a menos que alterações nos planos de pensão estejam condicionados à continuidade do funcionário no trabalho, por um período de tempo específico ( o período no qual o direito é previsto). Neste caso, os custos de serviços passados são amortizados pelo método linear durante o período no qual o direito foi obtido. Em relação aos planos de contribuição definidos, a Companhia paga contribuições aos planos de pensão públicos ou privados de maneira compulsória, contratual ou voluntária. Assim que as contribuições tenham sido realizadas, a Companhia não possui obrigações adicionais relativas ao pagamento. As contribuições são reconhecidas como despesas de planos de pensão, quando incorridas. As contribuições pagas antecipadamente são reconhecidas como reembolso de caixa ou uma redução em pagamentos futuros fica disponível. A Companhia adota a prática de contabilizar totalmente ganhos e perdas atuariais em outros resultados abrangentes. 3.23.2 Outros passivos pós-emprego Algumas subsidiárias da Companhia oferecem benefícios de assistência médica posteriores à aposentadoria a seus funcionários, assim como seguro de vida para seus funcionários ativos e inativos. O direito desses benefícios está, normalmente, condicionado à continuação do funcionário no trabalho até sua idade de aposentadoria e conclusão de um tempo mínimo de serviço. Os custos esperados desses benefícios são acumulados durante o período de trabalho, sob a mesma política contábil usada para os planos de pensão de benefício definido. Os ganhos e perdas atuariais provenientes de ajustes com base na experiência e em alterações nas hipóteses atuariais estão contabilizados em Outros resultados abrangentes. Esses passivos são mensurados, anualmente, por atuários independentes qualificados. 3.23.3 Participação nos lucros A Companhia reconhece a despesa e o passivo de participação nos lucros com base em uma fórmula que leva em consideração a receita atribuída aos acionistas da Companhia após certos ajustes. A Companhia reconhece uma provisão quando está contratualmente vinculada ou quando existe uma prática anterior que criou este passivo construtivo. 3.24 Provisões As provisões são reconhecidas para obrigações presentes (legais ou construtivas) resultantes de eventos passados, nos quais é possível estimar com precisão os montantes e para quais liquidações são prováveis. O montante reconhecido como uma provisão é a melhor estimativa do montante para liquidar um passivo no final de cada período de apresentação, considerando os riscos e incertezas relacionadas ao passivo. Quando uma provisão é mensurada com base nos fluxos de caixa estimados para liquidar um passivo, seu valor contábil corresponde ao valor presente desses fluxos de caixa (quando o efeito do valor do tempo do dinheiro for relevante). 3.24.1 Passivo para descomissionamento Conforme previsto pela IAS 37, constitui-se uma provisão durante toda a vida útil econômica das usinas termonucleares, com o objetivo de alocar o respectivo período operacional, os custos a serem incorridos com a desativação técnicooperacional, ao final de sua vida útil, estimada em 40 anos. Os valores são corados na demonstração de resultado do exercício a valor presente, com base em cotas anuais denominadas em dólares americanos, à taxa de 1/40 das despesas estimadas, sendo imediatamente registrados e convertidos à taxa cambial ao final de cada período. O passivo relativo ao descomissionamento está ajustado com base na variação cambial do dólar americano (veja a Nota 33). 3.24.2 Provisão para responsabilidades legais vinculadas aos processos judiciais As provisões para ações jurídicas são constituídas quando a perda é considerável provável, causando uma provável saída de recursos para liquidar o passivo e quando os montantes envolvidos podem ser mensurados com precisão, levando em 34 consideração o parecer de um conselheiro legal, a natureza dos processos, a similaridade com processos anteriores, a complexidade e a posição dos tribunais. 3.24.3 Contratos onerosos As obrigações presentes resultantes de contratos onerosos são reconhecidas e mensuradas como provisões. Um contrato oneroso existe quando custos inevitáveis para cumprir as obrigações dos contratos excedem os benefícios econômicos que se espera receber. 3.25 Adiantamentos para futuro aumento de capital - AFAC Os adiantamentos de proventos recebidos do acionista controlador e destinados ao aporte de capital, são irrevogavelmente concedidos. Eles são classificados como passivos não circulantes e são reconhecidos inicialmente a valor justo e posteriormente corrigidos à taxa de juros SELIC. 35 3.26 Capital As ações ordinárias e preferenciais são classificadas como capital próprio. Os custos suplementares atribuíveis à emissão de novas ações estão apresentados no capital próprio como uma dedução do montante recebido, líquido de impostos. Quando a Companhia compra suas próprias ações (ações de tesouro), a remuneração paga, incluindo qualquer custo suplementar diretamente atribuível (líquido de imposto de renda), é deduzido do capital próprio atribuível aos acionistas da Companhia até que essas ações sejam canceladas ou reemitidas. Quando essas ações são subsequentemente reemitidas, qualquer remuneração recebida, líquida de quaisquer custos suplementares de transação diretamente atribuídos e os efeitos relativos ao imposto de renda e contribuição social, é incluído no capital próprio atribuído aos acionistas da Empresa. 3.27 Juros sobre o Capital Próprio - JCP e distribuição de dividendos O JCP imputado como dividendos do exercício fiscal é calculado tendo uma porcentagem sobre o patrimônio como um limite, usando a taxa de juros de longo prazo - TJLP, estabelecida pelo Governo Federal, como exigência legal, limitada a 50% do lucro líquido do exercício fiscal ou 50% das reservas de lucros, antes de incluir o próprio lucro do exercício fiscal, qualquer um que for maior. A quantia de dividendos acima do dividendo mínimo mandatório estabelecido pela Lei ou por outro instrumento jurídico, ainda não aprovado pela Assembleia Geral Anual , será apresentada no patrimônio líquido, em uma conta específica denominada Dividendos adicionais propostos. 3.28 Outros resultados abrangentes Os outros resultados abrangentes são compostos de itens de despesas e receitas não reconhecidos na demonstração de resultado. Os componentes de outros resultados abrangentes incluem: 3.29 • Ganhos e perdas atuariais sobre planos de pensão de benefícios definidos. • Ganhos e perdas provenientes da conversão das operações estrangeiras das demonstrações financeiras. • Ajustes de avaliação relacionados aos ganhos e perdas no novo mensuramento de ativos financeiros disponíveis para venda. • Ajustes de avaliação relacionados à parte efetiva de ganhos e perdas provenientes de instrumentos de hedge sobre hedge de fluxo de caixa. Reconhecimento de receita A receita é mensurada a valor justo da retribuição recebida ou a receber, com redução de quaisquer deduções aplicáveis. 3.29.1 Venda e serviços de energia elétrica (a) Geração e Distribuição: A receita é mensurada a valor justo da remuneração recebida ou a receber, líquida de impostos e eventuais descontos sobre ela. A receita proveniente das vendas e dos serviços de energia elétrica é reconhecida quando existe a possibilidade de que os benefícios econômicos associados às transações reverterão para a Empresa; o montante da receita pode ser mensurada com confiabilidade; os riscos e os benefícios relacionados com a venda foram transferidos para o comprador; os custos incorridos ou a serem incorridos que estão relacionados com a transação podem ser mensurados com confiabilidade; e a Companhia não tem mais controle e responsabilidade sobre a energia elétrica vendida. Ela também inclui a receita proveniente da construção vinculada ao segmento de distribuição de energia elétrica. (b) 3.29.2 Transmissão • a receita financeira proveniente da remuneração do ativo financeiro até o final do período de concessão com base no método de juro efetivo, que leva em consideração a taxa média de retorno dos investimentos. • a receita para cobrir as despesas com a operação e a manutenção com base nos custos incorridos. • a receita proveniente da construção para a expansão que gera receita adicional. Considerando que esses serviços são prestados por terceiros, a Companhia não aplica margens às construções. Receita de juros e dividendo 36 A receita de juros sobre os ativos financeiros é reconhecida quando existe a probabilidade de que benefícios econômicos futuros reverterão para a Companhia e que o montante da receita pode ser mensurado com confiabilidade. A receita de juros é reconhecida usando o método de juro efetivo sobre o montante principal a vencer, sendo que a taxa de juro efetivo é a que desconta exatamente o caixa futuro estimado a receber durante a vida estimada do ativo financeiro relativo valor contábil líquido inicial desse ativo. 3.30 Arrendamento O arrendamento está classificado como arrendamento financeiro sempre que os termos do contrato de arrendamento transferem substancialmente todos os riscos e benefícios de propriedade ao arrendatário. Todos os outros contratos de arrendamento são classificados como operacionais. Os pagamentos relativos ao arrendamento operacional são reconhecidos como despesas pelo método linear durante todo o período que o contrato estiver em vigor, exceto quando outra base é mais representativa para refletir o momento quando os benefícios econômicos do ativo arrendado são consumidos. Os pagamentos de contingências provenientes de contratos de arrendamento operacional são reconhecidos como despesas no exercício em que incorrem. Os arrendamentos financeiros são capitalizados ao início do arrendamento ao menor valor justo da propriedade arrendada e o valor dos pagamentos mínimos de arrendamento. Os ativos imobilizados adquiridos mediante arrendamentos financeiros são depreciados ao longo do período mais curto entre a vida útil do ativo e o prazo de arrendamento. 3.31 Concessão do governo As concessões do governo são reconhecidas sistematicamente na demonstração de resultado durante os exercícios fiscais nos quais a Companhia reconhece como despesas os custos relacionados que as concessões pretendem compensar. As concessões governamentais a receber como uma compensação para despesas já incorridas com o propósito de oferecer amparo financeiro imediato à Empresa, sem custos futuros correspondentes, estão reconhecidas na demonstração de resultado no período em que são recebidas e são subsequentemente alocadas para reservas de receita não sujeitas à distribuição de dividendos. 3.32 Registro das receitas e despesas do exercício fiscal As receitas e despesas são registradas com base no exercício. 3.33 Paradas programadas Os custos incorridos antes e durante as paradas programadas das usinas de força e linhas de transmissão são contabilizadas na demonstração de resultado do período no qual incorrem. 3.34 Lucro básico e diluído por ação O lucro básico por ação é calculado pela divisão da receita atribuível aos acionistas da Companhia pelo número médio ponderado de ações em circulação ( total de ações menos ações de tesouro). O lucro diluído por ação é calculado ajustando o número médio ponderado de ações em circulação, na medida da conversão de ações diluídas em potencial, de acordo com a IAS 33. 3.35 Apresentação de relatórios de segmento Os segmentos operacionais estão definidos como atividades comerciais nas quais é possível obter receita e incorrer despesas, cujos relatórios operacionais são submetidos ao principal tomador de decisões. Este tomador de decisões, responsável por alocar recursos e por avaliar o desempenho dos segmentos operacionais, é o Conselho de Administração, o qual também é responsável pela tomada de decisões estratégicas da Empresa. 4 Julgamento e estimativas contábeis As estimativas contábeis são aquelas provenientes da aplicação de julgamentos subjetivos e complexos pela Administração da Companhia e suas subsidiárias, frequentemente provenientes da necessidade de refletir impactos significativos a fim de demonstrar adequadamente a posição e os resultados financeiros da entidades. As estimativas contábeis tornam-se críticas como o número de variáveis e hipóteses que afetam a condição futura dessas incertezas aumentam, tornando os julgamentos ainda mais subjetivos e complexos. Ao preparar as atuais Demonstrações financeiras da Companhia e de suas subsidiárias, a Administração adotou as estimativas e hipóteses com base na experiência histórica e outros fatores que ela entende como sendo razoáveis e relevantes para sua apresentação adequada. Mesmo assim, essas estimativas e hipóteses são permanentemente monitoradas 37 e revisadas pela Administração da Companhia e suas subsidiárias, a determinação do valor contábil dos ativos e dos passivos e o resultado das operações é inerentemente incerto, em virtude do fato que ela provém de julgamentos. No que tange as estimativas contábeis mais críticas, a Administração da Companhia e suas subsidiárias baseiam seus julgamentos em eventos, variáveis e hipóteses futuras, como descritas a seguir: 38 I Impostos diferidos O método de passivo do balanço patrimonial é aplicado para determinar o ativo dos impostos de renda e da contribuição social diferidos com base nas diferenças temporais entre o valor contábil dos ativos e passivos e suas respectivas bases tributárias e para compensar perdas fiscais e bases negativas de contribuição social. Os ativos e passivos de impostos diferidos são calculados e reconhecidos usando-se as taxas tributárias aplicáveis ao lucro tributável nos exercícios nos quais essas diferenças temporais deveriam ser realizadas. O lucro tributável futuro pode ser maior ou menor que as estimativas consideradas pela Administração quando o montante dos ativos de impostos diferidos a ser registrado é definido. II Imparidade de ativos de longa duração A Administração da Companhia e suas subsidiárias adotam variáveis e hipóteses para realizar um teste de imparidade de ativos de longa duração para reconhecer a imparidade, quando necessário. Neste procedimento, os julgamentos com base na experiência histórica com a administração do ativo, grupos de ativos ou unidades de geração de caixa, os quais podem ocasionalmente não ocorrer no futuro, são aplicados, mesmo no que tange a vida útil econômica estimada de seus ativos de longa duração, o que representa as práticas atuais determinadas pela ANEEL, aplicáveis aos ativos vinculados à concessão de serviço público de energia elétrica, que pode variar em virtude da análise periódica da vida útil econômica dos ativos. Muitos eventos inerentemente incertos também impactam a determinação das variáveis e hipóteses usadas pela administração para determinar o fluxo de caixa futuro descontado, para propósitos de reconhecimento da imparidade dos ativos de longa duração. Entre esses eventos, vale a pena ressaltar a manutenção dos níveis de consume de energia elétrica, a taxa de crescimento da atividade econômica nacional, a disponibilidade de recursos hídricos, além daqueles inerentes ao vencimento dos prazos de concessão de serviços públicos de energia elétrica mantidas pelas subsidiárias da Empresa, especialmente referentes ao seu valor de entrega ao final do prazo da concessão. Posto isto, a Administração adotou a hipótese de indenização contratualmente prevista, quando aplicável, pelo seu valor contábil residual ao final do prazo de concessão de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. III Passivos para descomissionamento A Companhia reconhece passivos para Descomissionamento dos ativos relativos às suas usinas de energia termonuclear. A fim de calcular o montante da provisão, são realizadas hipóteses e estimativas em relação às taxas de desconto, ao custo esperado para remover toda a usina de seu local e o tempo previsto para o desembolso das referidas despesas. IV Base de cálculo para indenização pela autoridade concedente de concessões de serviço público A Companhia adota a hipótese de que os ativos estão sujeitos à devolução ao final dos contratos de concessão, com o direito de recebimento total de uma indenização por parte da autoridade concedente para os investimentos ainda não recuperados. Existe uma discussão sobre a interpretação jurídica e regulatória da base de cálculo do montante indenizável, com diferentes interpretações. Com base nas provisões contratuais e nas interpretações regulatórias e contratuais, a Empresa, amparada pelo parecer de um conselheiro jurídico independente, adotou a hipótese que seria indenizada pelo valor contábil residual ao final da concessão. Essa decisão impactou a base de formação da geração dos ativos que possuem cláusulas de indenização previstas em seus contratos e as operações de transmissão e distribuição de energia elétrica no âmbito da IFRIC-12. V Passivos atuariais Os passivos atuariais são determinados pelos cálculos atuariais preparados por atuariais independentes e os resultados futuros das estimativas contábeis usadas nessas Demonstrações financeiras podem ser diferentes, comparados a variáveis, hipóteses e condições daqueles existentes e sendo usados no momento do julgamento. VI Vida útil de ativos imobilizados As subsidiárias da Eletrobrás usam os critérios estabelecidos pela Resolução No. 367, de 2 de junho de 2009, da ANEEL, para determinar a vida útil estimada dos ativos imobilizados. 5 Normas, emendas e interpretações das Normas que ainda não estão em vigor As seguintes emendas e interpretações foram publicadas e são mandatórias para os períodos de apresentação com início após 1 de janeiro de 2011, e não houve a adoção antecipada dessas normas pela Empresa, com exceção da IAS 24. (a) IAS 12 “Imposto de renda” Com emenda em dezembro, 2010, a norma esclarece sobre a dificuldade de determinar se a realização de um ativo será feita por meio da venda ou de seu uso quando um ativo está classificado como investimento em propriedade. A hipótese definida 39 nesta emenda é que o valor desse ativo será normalmente realizado por meio da venda. A Administração da Companhia está avaliando esse impacto nas Demonstrações financeiras. (b) IAS 24 (Revisada) “Divulgação de partes relacionadas” O IAS 24 revisado foi emitido em novembro de 2009 e substitui a IAS 24, Divulgação de partes relacionadas, a qual havia sido emitida em 2003. A IAS 24 (revisada) é mandatória para períodos com início em ou após 1 de janeiro de 2011. Uma vez que a adoção antecipada, total ou parcialmente, é permitida, houve a adoção antecipada desta norma. Os efeitos da emenda a esta norma estará nas divulgações e não apresentam impacto significativo nas Demonstrações financeiras da Empresa. (c) IFRS 9 “Instrumentos financeiros” Emitida em novembro de 2009, esta norma introduz novas exigências para classificar e mensurar os ativos financeiros. A norma entrará em vigor em 1 de janeiro de 2013, e sua adoção antecipada está permitida. A Companhia está avaliando os possíveis efeitos que possam surgir em virtude da adoção desta norma. Não se espera nenhum impacto significativo nas Demonstrações financeiras da Empresa. (d) IFRIC 19 “Extinção de Passivos Financeiros com instrumentos de capital próprio” Esta interpretação está em vigor para períodos anuais com início em ou após 1 de julho de 2010. Ela esclarece o tratamento contábil na situação quando uma entidade renegocia os prazos de um passivo financeiro com seu credor, e o credor concorda em aceitar ações da entidade ou outros instrumentos de capital próprio para liquidar total ou parcialmente o passivo financeiro. A Companhia aplicará essa interpretação a partir de 1 de janeiro de 2011. A Companhia está avaliando os possíveis efeitos provenientes da adoção desta interpretação e não espera que ela tenha um impacto significativo nas Demonstrações financeiras da Empresa. (e) Emendas à IFRIC 14 “IAS 19 – O limite sobre um ativo de benefício definido, exigências mínimas de financiamento e sua interação” Remove as consequências não intencionadas provenientes do tratamento de pré-pagamentos, nos quais existe uma exigência mínima de financiamento. Os resultados provenientes de pré-pagamento de contribuições em certas circunstâncias são reconhecidos como ativos, em vez de despesas. As emendas estão em vigor desde 1 de janeiro de 2011. A Companhia está avaliando os possíveis efeitos provenientes desta emenda e não espera que ela tenha impacto significativo nas Demonstrações financeiras da Empresa. (f) Emendas à IFRS 7 “Instrumentos financeiros” Enfatiza a interação entre a divulgação quantitativa e qualitativa sobre a natureza e a extensão dos riscos associados com os instrumentos financeiros. O pronunciamento está em vigor desde 1 de janeiro de 2011, retroativamente. A Companhia está avaliando os possíveis efeitos provenientes desta emenda e não espera que ela tenha impacto significativo nas Demonstrações financeiras da Empresa. (g) Emendas à IAS 1 “Apresentação das demonstrações financeiras” Ela esclarece que uma entidade apresentará uma análise de cada um dos componentes de Outros resultados abrangentes, seja na demonstração das alterações de capital próprio ou nas notas explicativas às demonstrações financeiras. A emenda está em vigor desde 1 de janeiro de 2011, retroativamente. A Companhia está avaliando os possíveis efeitos provenientes desta emenda e não espera que ela tenha impacto significativo nas Demonstrações financeiras da Empresa. (h) Emendas à IAS 34 “Relato Financeiro Escalar” Fornece orientações para ilustrar como aplicar os princípios de divulgação na IAS 34 e acrescenta exigências de divulgação com relação a: a) circunstâncias que provavelmente possam afetar o valor justo dos instrumentos financeiros e sua classificação; b) transferências de instrumentos financeiros entre os diferentes níveis do valor justo; c) alterações na classificação de ativos financeiros; e d) alterações nos ativos e passivos de contingência. A emenda se aplica a partir de 1 de janeiro de 2011. A Companhia está avaliando os possíveis efeitos provenientes desta emenda e não espera que ela tenha impacto significativo nas Demonstrações financeiras da Empresa. (i) Emenda à IFRIC 13 “Programas de fidelização de clientes” O significado de “valor justo” está esclarecido no contexto de mensurar os créditos de prêmios sob os programas de fidelização de clientes. A emenda está em vigor desde 1 de janeiro de 2011. A Companhia está avaliando os possíveis 40 efeitos provenientes desta emenda e não espera que ela tenha impacto significativo nas Demonstrações financeiras da Empresa. (j) Emendas à IAS 32 “Instrumentos financeiros: apresentação – classificação das emissões de direitos” Emenda emitida em outubro de 2009. A emenda está em vigor para períodos anuais com início em e após 1 de fevereiro de 2010. A adoção antecipada é permitida. A emenda aborda a contabilização para as emissões de direitos que estão denominadas em uma moeda diferente da moeda funcional da entidade emissora. Dado que certas condições são atendidas, tais emissões de direitos agora estão classificadas como capital próprio, independente da moeda na qual o preço do exercício é denominado. Anteriormente, essas emissões tinham que ser contabilizadas como passivos derivativos. A emenda é aplicada retroativamente, de acordo com a IAS 8 “Políticas Contábeis, Alterações nas Estimativas e Erros Contábeis”. A Companhia está avaliando os possíveis efeitos provenientes dessa emenda e não espera que ela tenha um impacto significativo nas Demonstrações financeiras da Empresa. Não existem outros padrões e interpretações emitidos e ainda não adotados que possam, no parecer da Administração, ter impacto significativo sobre os resultados ou sobre o balanço apresentado pela Companhia em suas Demonstrações financeiras. 6 Transição para a IFRS 6.1 Base da transição para a IFRS 6.1.1 Aplicação da IFRS 1 As demonstrações financeiras da Companhia para o exercício findo em 31 de dezembro de 2010 são as primeiras Demonstrações financeiras consolidadas anuais em conformidade com as IFRS. A Companhia aplicou a IFRS 1 na preparação destas Demonstrações financeiras. A data de transição da Companhia é 1 de janeiro de 2009. A Companhia preparou seu balanço de abertura em conformidade com a IFRS nesta data. Ao preparar as Demonstrações financeiras em conformidade com the IFRS 1, a Companhia aplicou as exceções mandatórias relevantes e certas isenções opcionais relacionadas à aplicação retroativa total da IFRS. 6.1.2 Isenções relacionadas à aplicação retroativa total adotada pela Companhia A Companhia escolheu aplicar as seguintes isenções com relação à aplicação retroativa: (a) Isenção dos benefícios de pensão A Companhia escolheu reconhecer os ganhos e perdas atuariais anteriores de maneira cumulativa em 1 de janeiro de 2009. A aplicação desta isenção está detalhada na Nota 31. (b) Isenção para apresentação de diferenças de transposição cumulativa A Companhia escolheu ajustar para zero as diferenças de transposição cumulativa na data de transição para a IFRS. (c) Isenção para a capitalização de custos de empréstimos A Companhia escolheu aplicar a isenção prevista na IFRS 1 com relação aos custos de empréstimo e não reprocessou as capitalizações de juros antes da data de transição. (d) Isenção para o tratamento inicial da IFRIC 12 A Companhia escolheu aplicar a isenção prevista na IFRS 1 com relação à infraestrutura dos ativos classificados como ativos de concessão na data de transição e fez as reclassificações correspondentes com base no valor contábil residual em 1 de janeiro de 2009, em virtude dos contratos de concessão da Companhia serem substancialmente antigos sem qualquer possibilidade de realizar um ajuste retroativo. (e) Uso de custo considerado A Companhia aplicou a isenção do “custo considerado” em seus ativos fixos. Em virtude da iminência do fim das concessões de uma parte relevante das operações da Companhia (no ano de 2015) e considerando as incertezas relacionadas ao montante da indenização, o custo histórico foi mantido como o valor base dos ativos fixos. A Companhia entende que o valor justo de seus ativos excede seu valor contábil, entretanto, de maneira conservadora e levando em consideração o parecer de um conselheiro jurídico independente, bem como a avaliação da capacidade de realização de seus ativos, a Companhia concluiu que o custo histórico representa, neste momento, a melhor base para a mensuração contábil dos ativos 41 fixos. A consideração da indenização a seu valor contábil foi mantida de maneira uniforme por causa de várias hipóteses relevantes adotadas na imparidade de ativos e na inclusão na formação do valor residual dos ativos. Outras isenções previstas na IFRS 1 não se aplicam à Companhia e às suas subsidiárias. 42 6.1.3 Exceções da aplicação retroativa seguidas pela Companhia A Companhia aplicou a exceção mandatória com relação às estimativas da aplicação retroativa, dado que essas estimativas em conformidade com a IFRS em 1 de janeiro de 2009 e em 31 de dezembro de 2009, são consistentes com as estimativas realizadas nas mesmas datas de acordo com os padrões contábeis adotados no Brasil. Outras exceções mandatórias na IFRS 1 não foram aplicadas, visto que não houve diferenças significativas relacionadas aos padrões contábeis adotados no Brasil nessas áreas ou não se aplicavam à Empresa: 7 • Hedge accounting. • Baixa de ativos e passivos financeiros. • Participação acionária minoritária. Caixa, Equivalente de Caixa, e Caixa restrito 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 I - Caixa e equivalentes de caixa: Caixa e bancos.................................................................................................................................................................................. 762.332 705.126 477.357 Investimentos financeiros ................................................................................................................................................................. 8.457.837 7.912.168 5.050.111 9.220.169 8.617.294 5.527.468 II - Caixa restrito: CCC (Conta de Consumo de Combustível)...................................................................................................................................... 1.287.255 475.565 156.354 Comercialização da energia elétrica de Itaipu .................................................................................................................................. 13.175 145.497 151.135 PROINFA......................................................................................................................................................................................... 757.788 720.657 426.897 2.058.218 1.341.719 734.386 11.278.387 9.959.013 6.261.854 Os recursos financeiros são mantidos no Banco do Brasil S.A., de acordo com leis específicas para corporações de capital misto sob controle do governo federal, instituído pelo Decreto-lei No. 1.290, de 03 de dezembro de 1973, e emendas da Resolução No. 2.917, de 19 de dezembro de 2001, do Banco Central do Brasil, que estabeleceu os novos mecanismos para as companhias sob administração federal indireta. Os investimentos financeiros, com liquidez imediata, estão em fundos de investimento extramercado, cujos rendimentos baseiam-se na taxa de juros média da SELIC. 8 Títulos negociáveis A Eletrobrás e suas subsidiárias classificam os títulos como mantidos até o vencimento, com base nas estratégias da administração para esses ativos. Os títulos mantidos até o vencimento são inicialmente reconhecidos a seu valor justo, que é seu custo de aquisição, mais os custos de transação. Subsequentemente, são contabilizados a seu custo de amortização usando o método de juro efetivo. Um ajuste ao valor presente é realizado no que concerne as ações dos fundadores. Os títulos apresentados em ativos circulantes são mantidos para comercialização. 43 Os títulos CFT-E1 e os certificados de investimentos advindos dos incentivos fiscais do FINOR (Fundo de Investimentos do Nordeste) e do FINAM (Fundo de Investimentos da Amazônia) são corrigidos por provisões para perdas quando da sua realização e, portanto, estão apresentados em quantias líquidas: 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Circulante LFT................................................................................................................................................................................................... 6.281.655 7.403.318 6.669.806 LTN .................................................................................................................................................................................................. 426.077 222.117 656.088 NTN ................................................................................................................................................................................................. 66.528 37.188 114.684 DI Futuros (Depósitos Interbancários) ............................................................................................................................................. (187) 17 (1.069 ) 6.774.073 7.662.640 7.439.509 Não circulante CFT .................................................................................................................................................................................................. 248.950 225.176 208.760 FINAM ............................................................................................................................................................................................. 620 620 6.422 FINOR .............................................................................................................................................................................................. 2.945 3.488 3.398 NTN ................................................................................................................................................................................................. 158.403 149.794 137.427 Rentabilidade em Parcerias .............................................................................................................................................................. 158.884 149.818 165.442 Ações dos fundadores....................................................................................................................................................................... 194.761 157.685 90.697 Outros ............................................................................................................................................................................................... 5.342 607 6.328 769.905 687.188 618.474 Os detalhes dos valores negociáveis são os seguintes: Títulos Depositário Circulante LFT LTN NTN- B NTN- F DI Futuros (Depósitos Interbancários Não circulante CFT-E1 FINAM FINOR NTN-P: 740100 NTN-P: 741536 NTN-P: 741566 NTN-P: 741806 Vencimento Índice Banco do Brasil Banco do Brasil Banco do Brasil Banco do Brasil Banco do Brasil Banco do Brasil Banco da Amazônia Banco do Nordeste Banco do Brasil Banco do Brasil Banco do Brasil Banco do Brasil 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 6.281.655 7.403.318 6.669.806 426.077 222.117 656.088 14.912 37.188 114.684 (187) 17 (1.069) 6.774.073 7.662.640 7.439.509 248.950 225.176 208.760 620 620 6.422 2.945 3.488 3.398 21/03/2018 2 2 2 01/03/2012 80.733 75.650 69.408 01/06/2012 58.471 54.790 50.269 26/02/2012 15.865 14.878 13.651 51.616 01/08/2012 IGP-M 44 Títulos Depositário Banco do Brasil NTN-P: 741806 Banco do Brasil NTN-P: 741806 Banco do Brasil NTN-P: Banco do Brasil NTN-P: Banco do Brasil NTN-P: Banco do Brasil NTN-P: Banco do Brasil ELET Banco do Brasil NTN-P 740100 Banco do Brasil NTN-P 740100 Banco do Brasil NTN-P 740100 Banco do Brasil NTN-P 741806 Banco do Brasil NTN-P 741806 Banco do Brasil NTN-P 741806 Banco do Brasil TDA Banco do Brasil NTN-P: Banco do Brasil NTN-P: Banco do Brasil NTN-P: Banco do Brasil NTN-P 741806 Banco do Brasil NTN-B 760199 Banco do Brasil NTN-P 740100 Banco do Brasil NTN-P 740100 Banco do Brasil Telemar NL ON TMAR3 BNDES Telemar NL PNA TMAR5 BNDES ELET NTB-B 760199 Banco do Brasil CPRM - CERT, 023,994,1 Não identificado Vencimento Índice 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 NTN-P: 741806 09/07/2012 28 27 17/11/2014 24 6 28/12/2014 7 7 21/03/2018 TR+6% a.a. 2 1 1 28/12/2015 TR+6% a.a. 126 122 120 28/12/2014 TR+6% a.a. 3 3 3 21/03/2018 TR+6% a.a. 1.331 1.279 876 28/12/2015 TR+6% a.a. 772 724 673 01/01/2020 TR+6% a.a. 1 1 1 01/01/2021 TR+6% a.a. 1 1 1 09/07/2012 TR+6% a.a. 744 697 653 22/07/2013 TR+6% a.a. 3 3 3 16/06/2015 TR+6% a.a. 27 26 24 hasta 2019 TR+3% a.a. 4.739 09/07/2012 TR+6% a.a. 09/07/2014 — — 358 344 330 TR+6% a.a. 170 164 157 28/12/2015 TR+6% a.a. 318 304 291 09/07/2012 TR+6% a.a. 610 571 531 15/05/2017 TR+6% a.a. 117 106 01/01/2024 TR+6% a.a. 7 6 01/01/2025 TR+6% a.a. 38 2 20 36 2 25 2 25 94 94 94 3 3 3 45 Amazônia Celular TMAC3B Amazônia Celular TMAC11B Rendimentos das parcerias Ações dos fundadores Outros BNDES BNDES Banco do Brasil Banco do Brasil Banco do Brasil 02/10/2032 158.884 194.761 484 149.818 157.685 483 20 12 165.442 90.697 5.296 769.905 687.188 618.474 (a) CFT- E1 – Títulos públicos com a remuneração equivalente à variação do IGP-M, livre de juros, com data de resgate fixa a partir de agosto de 2012. A matriz mantém a provisão para ajustes de valor de mercado na data de referência de 31 de dezembro de 2010, no montante de R$ 93.673 (31 de dezembro de 2009 - R$ 84.728 e 1 de janeiro de 2009 – R$ 105.465), calculado com base nos descontos aplicados no mercado de capital e apresentado como redução do respectivo ativo. (b) NTN-P – Títulos públicos recebidos como pagamento pela transferência de investimentos em capital próprio no âmbito do Programa Nacional de Desestatização - PND. Esses títulos têm remuneração equivalente à variação da Taxa de Referência TR, divulgada pelo Banco Central do Brasil, com taxa de juros de 6% ao ano (a.a.) sobre o valor ajustado com data de resgate fixa a partir de fevereiro de 2012. (c) RENDIMENTOS DE PARCERIAS – Refere-se aos rendimentos provenientes dos investimentos em regimes de parceria, correspondentes a uma remuneração média equivalente à variação do IGP-M mais juros de 12% e 13% a.a. no capital transferido, conforme mostrado abaixo: 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 EATE ......................................................................................................................................................................................................... 23.214 41.327 49.353 Tangará ...................................................................................................................................................................................................... 96.782 73.320 64.620 Elejor ......................................................................................................................................................................................................... 16.226 Guascor ...................................................................................................................................................................................................... 38.187 29.680 26.396 Outros ........................................................................................................................................................................................................ 701 5.491 8.846 158.884 (d) 149.818 165.441 AÇÕES DOS FUNDADORES – os títulos adquiridos em virtude da reestruturação do investimento da Eletrobrás na INVESTCO S.A. Esses ativos fornecem rendimentos anuais equivalentes a 10% do lucro das companhias mencionadas abaixo, pagos juntamente com os dividendos, e serão resgatados no vencimento, previsto para outubro de 2032, por meio de sua conversão em ações preferenciais do capital das companhias mencionadas acima, conforme mostrado abaixo: 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Paulista Lajeado ......................................................................................................................................................................................... 506.350 506.350 506.350 Ceb Lajeado ............................................................................................................................................................................................... 151.225 151.225 151.225 Valor nominal ............................................................................................................................................................................................ 657.575 657.575 657.575 Ajuste do valor presente ............................................................................................................................................................................ (457.815) (494.890) (561.878) Valor Justo ................................................................................................................................................................................................. 199.760 162.685 95.697 (e) OUTROS – refere-se, substancialmente, aos certificados de investimento provenientes dos incentives fiscais do FINOR / FINAM destinados aos projetos na área de operação das subsidiárias Chesf e Eletronorte. A Companhia mantém a provisão para perdas em sua realização, estabelecida com base no valor de mercado, no montante de R$ 291.772 (31 de dezembro de 2009 - R$ 291.817 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 283.690) e apresentado como redução do respectivo ativo. A carteira dos fundos exclusivos é classificada na tabela acima de acordo com sua natureza. 9 Contas a receber I Comercialização de energia elétrica- PROINFA A comercialização de energia elétrica dentro do escopo do PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica) gerou um resultado líquido negativo no exercício fiscal de 2010 de R$ 97.787 (31 de dezembro de 2009 - 46 R$ 377.133 positivo e 1 de janeiro de 2009 - R$ 35.643), sem causar qualquer efeito no resultado líquido do exercício fiscal da Eletrobrás. Essa quantia foi incluída sob o item “Obrigações de reembolso”. II Operações na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE Os valores relativos às operações praticadas no âmbito da CCEE estão registrados com base em informações disponibilizadas pela Câmara. A subsidiária Furnas mantém Contas a receber no montante de R$ 293.560, relativos à comercialização de energia elétrica no âmbito do MAE (Mercado Atacadista de Energia Elétrica), envolvendo o período de setembro de 2000 a setembro de 2002, cuja liquidação financeira está suspensa em virtude das ordens judiciais concedidas em ações propostas pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica contra a ANEEL e o MAE, agora conhecido como CCEE. Em virtude da incerteza de sua realização, a subsidiária Furnas mantém Provisão para créditos de liquidação duvidosa, no montante equivalente ao total de Contas a receber, estabelecido em 2007. De acordo com as regras estabelecidas no Contrato Geral do Setor de Energia Elétrica, a resolução dessas disputas implicaria um novo cálculo, o qual seria o objeto de uma resolução entre as partes sem a intervenção da CCEE. Nesta situação, a Administração tem o interesse de manter as negociações, com a participação da ANEEL e da CCEE, com o objetivo de reestruturar as Contas a receber, a fim de permitir uma solução negociada para sua liquidação. III Provisão para créditos de liquidação duvidosa As Subsidiárias estabelecem e mantêm provisões, em conformidade com as regras da ANEEL, com base na análise dos montantes de contas a receber vencidas e o histórico de perdas, cujo montante é considerado pela administração das Subsidiárias como suficientes para cobrir as perdas ocasionais na realização desses ativos. O balanço é composto como descrito a seguir: 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Consumidores e revendedores Companhia Energética do Amapá ............................................................................................................................................................. 912.041 727.425 871.017 Recebíveis renegociados ............................................................................................................................................................................ 20.356 23.576 13.582 Outros ........................................................................................................................................................................................................ 188.859 160.593 88.369 1.121.256 911.594 Consumidores dos distribuidores 716.080 768.185 630.237 CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) – energia de curto prazo 293.560 293.560 293.560 2.130.896 1.973.339 1.896.765 972.968 As alterações nos subsídios de créditos de liquidação duvidosa de consumidores e revendedores de energia elétrica são como segue: Saldo em 1 de janeiro de 2009 ................................................. 1.896.765 (+) Complemento ..................................................................... 346.207 (-) Reversões / amortizações .................................................... (269.633) Saldo em 31 de dezembro de 2009 .......................................... 1.973.339 (+) Complemento ..................................................................... 338.042 (-)Reversões / amortizações ..................................................... (180.485) Saldo em 31 de dezembro de 2010 .......................................... 2.130.896 Os acréscimos e decréscimos na provisão para créditos de liquidação duvidosa foram registrados na demonstração de resultado como “Provisões Operacionais” (Nota 42). Os montantes reconhecidos como Provisão para créditos de liquidação duvidosa estão registrados como perdas definitivas quando não existe a expectativa de recuperação dos recursos. 47 Para propósitos fiscais, o montante da provisão que excede aquela estabelecida em relação às provisões da Lei No. 9.430/1996, foi adicionado ao cálculo do Lucro Real para propósitos de cálculo do Imposto de Renda - IRPJ e, também, estabelece a base de cálculos para a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL. 31/12/2010 A vencer Vencidos até 90 dias Mais de 90 dias Total 31/12/2010 1/1/2009 Total Total CIRCULANTE AES ELETROPAULO ....................................................................................................................................................................................................... 117.182 — — 117.182 95.435 79.761 AES SUL ............................................................................................................................................................................................................................ 28.064 — — 28.064 21.289 19.071 AMPLA .............................................................................................................................................................................................................................. 42.731 — — 42.731 38.824 35.394 ANDE ................................................................................................................................................................................................................................. 42.224 — — 42.224 52.051 55.251 EBE .................................................................................................................................................................................................................................... 13.546 — 1.601 15.147 15.220 13.043 CEA .................................................................................................................................................................................................................................... 14.325 35.010 877.031 926.366 727.425 566.283 CEB .................................................................................................................................................................................................................................... 11.650 — — 11.650 13.245 25.961 CEEE-D .............................................................................................................................................................................................................................. 37.878 — 12 37.890 30.570 28.576 CELESC ............................................................................................................................................................................................................................. 50.436 — — 50.436 40.005 14.835 CELG ................................................................................................................................................................................................................................. 43.489 — — 43.489 36.541 34.315 CELPA ............................................................................................................................................................................................................................... 47.125 — — 47.125 41.434 43.364 CELPE ................................................................................................................................................................................................................................ 44.451 — — 44.451 42.217 48.250 CEMAR .............................................................................................................................................................................................................................. 32.427 — — 32.427 27.709 30.259 CEMIG ............................................................................................................................................................................................................................... 85.137 — — 85.137 81.464 71.246 CESP .................................................................................................................................................................................................................................. 2.799 — — 2.799 3.269 2.798 COELCE ............................................................................................................................................................................................................................ 31.451 — — 31.451 31.674 30.752 COELBA ............................................................................................................................................................................................................................ 75.665 — 1.733 77.398 64.440 64.685 COPEL ............................................................................................................................................................................................................................... 101.704 — — 101.704 88.008 81.710 CPFL .................................................................................................................................................................................................................................. 19.400 — — 19.400 24.724 20.280 ELEKTRO .......................................................................................................................................................................................................................... 55.185 — — 55.185 48.692 47.779 ENERSUL .......................................................................................................................................................................................................................... 14.587 — — 14.587 14.697 13.048 ESCELSA........................................................................................................................................................................................................................... 24.464 — 2.834 27.298 19.392 16.776 LIGHT ................................................................................................................................................................................................................................ 84.798 — — 84.798 78.330 66.521 PIRATININGA .................................................................................................................................................................................................................. 3.379 — — 3.379 8.824 3.883 RGE .................................................................................................................................................................................................................................... 3.907 — — 3.907 6.746 6.357 CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) Comercialização ............................................................................................................................................................................................................ 229.121 43.681 296.148 568.950 365.432 308.646 Uso da rede ......................................................................................................................................................................................................................... 435.840 4.481 28.318 468.639 431.676 414.424 PROINFA ........................................................................................................................................................................................................................... 287.444 7.672 133.513 428.629 84.664 39.530 Consumidores ..................................................................................................................................................................................................................... 422.100 211.393 317.948 951.441 1.003.780 917.876 Governo .............................................................................................................................................................................................................................. 74.103 46.834 333.397 454.334 461.653 487.281 Celg .................................................................................................................................................................................................................................... — — 52.474 52.474 20.691 24.460 AES SUL ............................................................................................................................................................................................................................ — — — — — — CEMIG ............................................................................................................................................................................................................................... — — — — — 16.624 Rolamento de dívidas dos Estados...................................................................................................................................................................................... — — 128.635 128.635 150.286 128.399 Tesouro Nacional................................................................................................................................................................................................................ — — 96.459 96.459 130.186 113.236 Casal ................................................................................................................................................................................................................................... — — 7.000 7.000 6.463 5.125 Agepisa ............................................................................................................................................................................................................................... — — — — — — Outros ................................................................................................................................................................................................................................. 555.533 54.352 434.230 1.044.116 768.362 1.139.358 (-) PCLD ............................................................................................................................................................................................................................. — — (2.130.896) (2.130.896) (1.973.339) (1.896.765) 3.032.145 403.423 580.437 4.016.006 3.102.079 3.118.392 NÃO CIRCULANTE Celg .................................................................................................................................................................................................................................... — — 141.037 141.037 222.544 286.097 AES SUL ............................................................................................................................................................................................................................ — — — — — — Acordo de reestruturação de dívida externa Garantia ......................................................................................................................................................................................................................... — — 119.769 119.769 110.274 171.810 Rolamento de dívidas dos Estados...................................................................................................................................................................................... — — 544.043 544.043 490.718 547.831 Tesouro Nacional................................................................................................................................................................................................................ — — 455.789 455.789 406.684 458.379 Casal ................................................................................................................................................................................................................................... — — 107.266 107.266 99.974 97.542 Outros ................................................................................................................................................................................................................................. — — 102.311 102.311 100.886 312.404 — — 1.470.215 1.470.215 1.431.080 1.874.063 3.032.145 403.423 48 2.050.652 5.486.220 4.533.159 4.992.455 IV Recebíveis renegociados Os créditos renegociados são formalizados por meio de contratos para o parcelamento de dívidas acumuladas pelos devedores, sujeitos a juros e correção monetária, prazos fixos para o repagamento do principal e encargos, e são considerados recuperáveis pela Administração da Empresa, destacando o seguinte: (a) Proveniente da eletricidade transferida para CELG Em 2003, a Eletrobrás renegociou recebíveis provenientes da transferência de energia da Itaipu Binacional para a CELG, subrogada pela Furnas para a Eletrobrás, no montante de R$ 392.021. A renegociação prevê a realização desses créditos mediante a transferência direta pela instituição financeira coletora da companhia de distribuição, de 3,34% de sua receita bruta mensal. As parcelas têm um prazo estimado de 216 meses para sua liquidação total, com início em janeiro de 2004, e estão indexados pela variação do dólar americano. O saldo em 31 de dezembro de 2010, corresponde a R$ 80.604 (31 de dezembro de 2009 - R$ 140.555 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 244.924), dos quais R$ 35.247 estão registrados em ativos não circulantes (31 de dezembro de 2009 - R$ 143.448 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 181.307). De modo similar, a subsidiária Furnas renegociou, em dezembro de 2003, o montante de R$ 378.938, relativo aos créditos de sua energia elétrica, com um prazo estimado para pagamento de 216 meses, indexados mensalmente pelo IGP-M e com juros de 1% ao mês (a.m.). O pagamento mensal corresponde a 2,56% da receita bruta da CELG e está coberta por uma conta garantia bancária vinculada, e o saldo dessa dívida, em 31 de dezembro de 2010, corresponde a R$ 193.511 (31 de dezembro de 2009 - R$ 220.009 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 310.557), dos quais R$ 141.037 estão registrados em ativos não circulantes (31 de dezembro de 2009 - R$ 170.182 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 286.097). (b) Rolamento de dívida dos estados Em conformidade com o Programa para a Reestruturação Financeira do Setor Público, implantado pela Lei No. 8.727/93, a subsidiária Furnas assinou uma cessão de crédito com o Governo, para o reescalonamento de dívidas da CELG existentes naquele período, relativas à compra de energia, a serem pagas em 240 meses, com início em abril de 1994. Os créditos estão indexados pelo IGP-M, com juros anuais de 11%, totalizando R$ 552.298 em 31 de dezembro de 2010 (31 de dezembro de 2009 - R$ 536.870 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 727.184). A subsidiária Eletrosul, no âmbito do mesmo programa de reestruturação financeira, detém créditos com o Governo indexados pelo IGP-M, com juros anuais de 12,68%, no montante de R$ 672.678 em 31 de dezembro de 2010 (31 de dezembro de 2009 - R$ 641.004 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 676.230), dos quais R$ 128.638 estão sob ativos não circulantes (31 de dezembro de 2009 - R$ 150.286 e 1 de janeiro de 2008 - R$ 547.831), a serem pagos em 240 meses, com início em abril de 1994, como resultado da hipótese de direitos da subsidiária com as concessionárias de energia elétrica estatais. A legislação em vigor prevê que, se o prazo de 20 anos expirar, e o saldo a ser recebido ainda continuar pendente, o financiamento pode ser estendido por mais 10 anos. A hipótese provavelmente ocorrerá, uma vez que o Governo transfere apenas os recursos efetivamente recebidos dos Estados, os quais, por outro lado, estão limitados por lei aos níveis de comprometimento de suas receitas. 10 Financiamentos e empréstimos concedidos Os financiamentos e empréstimos concedidos são realizados com os próprios fundos da Empresa, além dos fundos do setor, fundos estrangeiros obtidos por meio de agências internacionais de desenvolvimento, instituições financeiras, bem como aqueles provenientes da oferta de títulos no mercado financeiro internacional. Todos os financiamentos e empréstimos estão amparados por contratos formais executado com os devedores. Os montantes a receber são, em sua maioria, reembolsáveis, dentro de um período médio de dez (10) anos, e a taxa de juros média ponderada pelo saldo da carteira é de 6,15% a.a. Os financiamentos e empréstimos concedidos com uma cláusula de correção monetária, são responsáveis por aproximadamente 52% da carteira total. Aqueles que preveem correção com base nos índices que representam níveis de preços domésticos são responsáveis por 2,77% do saldo da carteira. Os valores de Mercado desses ativos são equivalentes ao seu valor contábil, uma vez que eles são operações específicas do setor e são, em parte, financiadas com recursos dos Fundos do Setor, e que não possuem condições similares como parâmetro de avaliação. 49 I Recebíveis da AES-Eletropaulo - ação judicial Em 1989, Eletrobrás interpôs perante o tribunal uma ação ordinária contra a Eletropaulo, visando a recuperação de créditos de financiamentos não pagos nos seus respectivos vencimentos, segundo os critérios acordados nos artigos e nas condições estabelecidas. Após a ação ter passado pelos canais legais, em abril de 1999, um veredicto foi promulgado sentenciando a Eletropaulo a pagar o montante financiado e não pago. Posteriormente, o veredicto foi confirmado como res judicata, o que significa que a Eletropaulo não tinha direito a recurso da decisão em primeira instância. Consequentemente, a ordem de execução foi proposta pela Eletrobrás perante o Quinto Tribunal Cível do Rio de Janeiro, determinando o pagamento. No entanto, em janeiro de 1998, a divisão parcial dos ativos da Eletropaulo ocorreu, originando três companhias distintas EMAE - Companhia Metropolitana de Águas e Energia S.A., EPTE - Companhia Paulista de Transmissão de Energia S.A. e EBE - Companhia Brasileira de Energia S.A., nas quais a Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. modificou seu nome comercial para Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. A Eletropaulo questionou a ilegitimidade do Protocolo de Divisão Parcial, sendo a continuação da execução anulada e determinada. Em dezembro de 2003, um Agravo de Instrumento foi interposto pela Eletropaulo, exigindo que o efeito suspensivo da decisão que determina o prosseguimento da execução, o qual foi aceito sob o pressuposto de que a Eletropaulo não seria elegível para atender a demanda executiva, em vez disso, seria a CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (antiga EPTE), em conformidade com o protocolo acima mencionado. A Companhia apresentou Recursos Extraordinários e Especiais, contestando o julgamento do Agravo da Eletropaulo, afirmando que a execução deveria ter continuidade e a defesa da Eletropaulo deveria ser atacada por liminar pelo devedor, sem exceções. A partir desta decisão, a Eletropaulo conseguiu ações inibitórias, posteriormente, um Recurso de Regulamentação e, por fim, ações inibitórias cuja decisão final foi promulgada em novembro de 2007, rejeitando, de todas as maneiras, o Recurso da Eletropaulo. Após a exaustão de todas as possibilidades de sucesso perante o Superior Tribunal de Justiça - STJ, a Eletropaulo apresentou um recurso extraordinário ao Supremo Tribunal de Justiça, cuja continuidade foi rejeitada de maneira monocrática pelo Ministro, conforme a decisão promulgada em 28 de março de 2008. Face a este cenário, a Administração da Eletrobrás prosseguirá com o processo de execução e, amparada por pareceres de seus consultores jurídicos, considera a realização dos recebíveis como praticamente certa. Estes créditos totalizaram, em 31 de dezembro de 2010, R$ 410.017 (31 de dezembro de 2009 - R$ 397.594), os quais representam a melhor estimativa do valor realizável para a Companhia no atual estágio dos processos. II Provisão para créditos de liquidação duvidosa A Companhia reconhece uma Provisão para créditos de liquidação duvidosa de R$ 228.477 (31 de dezembro de 2009 - R$ 192.232), que corresponde ao principal e ao pagamento da dívida das companhias inadimplentes. O montante da provisão é considerado suficiente pela Administração da Companhia para cobrir as perdas com esses ativos, com base na análise de tendência de carteira. As modificações na Provisão para créditos de liquidação duvidosa sobre financiamentos e empréstimos concedidos pela Companhia estão descritas a seguir: Saldo em 1 de janeiro de 2009 ..................................................................................................................................................................... 117.676 (+) Complemento ......................................................................................................................................................................................... 137.534 (-) Reversões ................................................................................................................................................................................................ (62.978) Saldo em 31 de dezembro de 2009 .............................................................................................................................................................. 192.232 (+) Complemento ......................................................................................................................................................................................... 50.409 (-)Reversões ................................................................................................................................................................................................. (14.164) Saldo em 31 de dezembro de 2010 .............................................................................................................................................................. 228.477 O acréscimo e o decréscimo da provisão de créditos de liquidação duvidosa foram registrados na demonstração de resultado como “Provisões operacionais” (Nota 42). Os montantes reconhecidos como “Provisão para créditos de liquidação duvidosa” estão registrados como perda definitiva quando não há expectativa de recuperação dos recursos. III Capitalização para o AFAC 50 O Conselho de Administração da Eletrobrás aprovou, em outubro de 2009, a capitalização de subsidiárias, no montante de R$ 11.770.400, correspondentes aos adiantamentos para futuro aumento de capital (AFAC), no montante de R$ 2.945.835 e parte do financiamento concedido às subsidiárias, no montante de R$ 9.043.089. 51 31/12/2010 ENCARGOS CIRCULANTE Taxa Média Subsidiárias e controladas conjuntamente FURNAS CHESF ELETROSUL ELETRONORTE ELETRONUCLEAR CGTEE CEAL CERON CEPISA ELETROACRE AMAZONAS ITAIPU OUTROS CEMIG COPEL CEEE DUKE AES Eletropaulo TRACTBEL CELPE CEMAR CESP OUTROS (-) PCLD 7,13 7,17 6,86 7,45 8,99 3,57 7,63 6,72 7,06 10,40 7,37 7,09 6,44 7,40 6,44 — 10,38 12,00 6,10 5,85 9,38 6,36 31/12/2009 PRINCIPAL Quantidade — — — — — — — — — — — 0 0 CIRCULANT E — — — — — — — — — — — 448.544 448.544 2.140 74.962 1.882 47.497 736 8.130 — — 299.218 108.840 (0 ) 10.796 1.070 16.976 1.654 48.214 958 33.406 120.881 361.830 (101.124 ) (127.341 ) 327.415 583.310 327.415 1.031.854 NÃO CIRCULANT E ENCARGOS CIRCULANTE Taxa Média — — — — — — — — — — — 5.223.083 5.223.083 7,58 8,75 7,46 13,07 11,73 2,54 6,61 8,45 9,39 7,39 7,95 7,09 340.569 258.771 99.471 — 2.639 — 53.350 367.187 185.709 1.771.646 (2.254 ) 3.077.088 8.300.171 6,22 8,39 8,01 10,00 10,48 12,00 6,00 5,94 9,34 3,33 1/1/2009 PRINCIPAL Quantidade — — — — — — — — — — — — — CIRCULANT E — — — — — — — — — — — 571.519 571.519 222 57.735 14 37.627 538 26.779 2.049 126.593 286.780 108.062 435 32.711 961 16.976 — 30.225 1.067 30.778 117.111 670.248 (82.257 ) (109.975 ) 326.915 1.027.759 326.915 1.599.278 52 NÃO CIRCULANT E ENCARGOS CIRCULANTE Taxa Média — — — — — — — — — — — 5.913.466 5.913.466 10,00 11,47 7,56 13,58 12,69 6,39 10,49 12,57 11,43 12,03 11,02 7,08 343.741 261.716 56.955 362.530 513 10.796 62.286 363.860 201.823 2.262.142 — 3.926.362 9.839.828 6,76 10,21 9,33 10,00 10,00 12,00 — 6,00 5,09 9,36 PRINCIPAL Quantidade — — — — — — — — — — — — — CIRCULANT E — — — — — — — — — — — 30.472 30.472 NÃO CIRCULANTE — — — — — — — — — — — 9.177.791 9.177.791 2.456 63.022 372.732 2.103 38.771 272.558 275 67.280 46.810 2.375 168.691 439.233 274.406 117.931 — 707 29.611 41.114 867 17.173 77.957 1.154 26.352 317.532 1.167 28.121 235.273 104.862 639.299 2.424.178 (58.221 ) (59.454 ) — 332.151 1.136.797 4.227.387 332.151 1.167.269 13.405.178 11 Remuneração de investimentos As quantias abaixo se referem aos dividendos e juros sobre o capital, líquido de impostos de retenção, conforme aplicável, resultante dos investimentos permanentes mantidos pela Eletrobrás. 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Itaipu .......................................................................................................................................................................................................... 39.736 27.287 13.184 CTEEP ....................................................................................................................................................................................................... 114.061 Outros ........................................................................................................................................................................................................ 24.807 51.439 48.767 178.604 78.726 61.951 12 Imposto de Renda e Outros Impostos recuperáveis ou a compensar Os impostos recuperáveis ou a serem compensados estão apresentados em quantias líquidas de perda realizável ocasional e foram então apresentadas: 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Ativos circulantes Impostos retidos ......................................................................................................................................................................................... 1.440.502 1.124.526 244.399 Adiantamentos de IRPJ e CSLL ................................................................................................................................................................ 36.220 24.565 82.186 PASEP/COFINS a serem compensados .................................................................................................................................................... 215.828 84.392 85.528 ICMS recuperável ...................................................................................................................................................................................... 21.683 13.024 61.418 Outros ........................................................................................................................................................................................................ 111.672 80.426 36.352 1.825.905 1.326.933 509.883 Ativos não circulantes Impostos retidos Créditos de impostos ICMS recuperável ...................................................................................................................................................................................... 1.124.202 863.525 746.334 PIS/COFINS recuperável .......................................................................................................................................................................... 401.439 522.631 475.499 Ativos de impostos diferidos ..................................................................................................................................................................... 2.813.041 3.107.067 2.228.884 4.338.682 4.493.223 3.450.717 6.164.587 5.820.156 3.960.600 I Ativos de impostos diferidos Os ativos de impostos diferidos são usados em conexão com a realização dos eventos que lhe originaram. Considerando a história de lucratividade da Empresa, assim como a expectativa de geração de lucro tributável nos próximos anos, o reconhecimento desses ativos se dá com base na capacidade de realização dos ativos, identificados com uma análise de tendência futura, amparados por um estudo técnico preparado com base nas hipóteses internas e macroeconômicas, os cenários fiscais e comerciais que podem se modificar no futuro. II ICMS, PIS/PASEP e COFINS recuperáveis sobre a compra de combustível Por meio da Resolução Normativa No. 303/2008, a ANEEL estabeleceu metodologias e procedimentos para a computação, a apresentação e a validação dos montantes de ICMS registrados como um custo proveniente da compra de combustível, assim como a computação, a apresentação, a supervisão e o pagamento de passivos a serem reembolsados à CCC-ISOL pelos agentes beneficiários que receberam montantes de reembolso de ICMS superiores ao custo efetivo incorrido com esse imposto. O Ofício Circular No. 2.775/2008 - SFF/ANEEL regula a restituição à Conta de Consumo de Combustível - CCC dos montantes correspondentes aos créditos do PIS/PASEP e COFINS tirados do combustível adquirido para a geração de energia elétrica sob o sistema não cumulativo entre 2004 e 2008. 53 A Administração da subsidiária Amazonas Energia, até 2007, entendia que o combustível adquirido para os propósitos de geração de energia elétrica subsidiados pela CCC não era passível de créditos do PIS/PASEP e COFINS. Com vistas aos novos fatos, em 2008, a Administração da subsidiária, com apoio do parecer de seus consultores jurídicos, reconheceu o crédito fiscal sobre todas as aquisições de petróleo da Companhia durante o período determinado pela ANEEL, computando um crédito fiscal de R$ 498.171. A utilização dos créditos fiscais reconhecidos está condicionada às operações futuras que originam a realização, a qual, conforme o parecer da Administração da subsidiária, ocorrerá mesmo sob a hipótese de substituir o petróleo por gás natural, como insumo para a geração de energia elétrica e a entrada de Manaus no Sistema Interligado Nacional - SIN. A Lei No. 12.111/09 estabelece os mecanismos que permitem que a conta do imposto recuperável proveniente da compra de combustível não sofra eventuais aumentos, começando a serem realizados nas operações de distribuição em um período estimado de 4 anos. Em 2010, o montante de R$ 267.490 corresponde aos créditos relativos aos anos 2006, 2007 e 2008, os quais, em virtude da previsão de utilização, traz à tona opiniões como de não ser capaz de recuperação e, portanto, estar sujeito a tornar-se uma imparidade. III Inconstitucionalidade do PIS/PASEP e COFINS O Supremo Tribunal Federal – STF declarou a inconstitucionalidade do parágrafo 1 do Artigo 3 da Lei No. 9.718/98, o qual aumentou a base de cálculo do PIS/PASEP e COFINS e criou, na época, um novo conceito de faturamento, que cobria as receitas totais recebidas por uma entidade legal, independente do tipo de atividade e da classificação contábil adotada. Tal provisão não tinha base constitucional para apoiá-la, e foi posteriormente emendada constitucionalmente.. Com base no Código Tributário Nacional brasileiro - CTN, as companhias do Sistema Eletrobrás buscam o reconhecimento dos seus direitos de crédito e o reembolso do montante pago a mais como resultado do aumento inconstitucional dessas bases de cálculo de contribuições. Até a conclusão destas demonstrações financeiras, não havia uma decisão final sobre este assunto. As companhias do Sistema Eletrobrás possuem, portanto, créditos fiscais em potencial para o PIS/PASEP e COFINS, os quais ainda estão sendo determinados e, de acordo, não estão reconhecidos nestas Demonstrações financeiras, uma vez que a declaração de inconstitucionalidade somente beneficia as companhias que são reclamantes dos recursos extraordinários julgados. 13 Direitos de reembolso I Reembolso da CCC-Isol A Lei No. 12.111/2009 e o Decreto No. 7.246/2010 modificaram a sistemática de subsídio dos sistemas isolados. O subsídio da CCC, o qual anteriormente subsidiava somente os custos com combustível, agora reembolsarão o montante correspondente à diferença entre o custo total da energia elétrica e a valorização da quantidade de energia elétrica correspondente a seu custo médio de potência e a energia comercializada no Ambiente Contratado Regulado – ACR do Sistema Interligado Nacional – SIN. Os custos relacionados seguintes devem ser incluídos no custo total da geração de energia elétrica nos Sistemas Isolados: (a) contratação de energia e potência associada; (b) geração própria para o fornecimento aos serviços públicos de distribuição de energia elétrica; (c) encargos e impostos; e (d) investimentos realizados. De acordo com as regulamentações, os outros custos relativos aos serviços de energia elétrica prestados em regiões remotas dos Sistemas Isolados, caracterizados pela grande dispersão de consumidores e falta de escala econômica, também são incluídos no custo total de geração. 54 14 Inventário de Energia Nuclear Abaixo está a separação do inventário de combustível nuclear de longo prazo para as operações das usinas de energia termonucleares UTN Angra I e UTN Angra II: 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Circulante Elementos prontos ............................................................................................................................................................................ 297.972 324.634 286.903 Não circulante Inventário de Energia Nuclear .......................................................................................................................................................... Concentrado de urânio ............................................................................................................................................................ 65.179 111.199 104.442 Elementos prontos .................................................................................................................................................................. 392.133 239.771 141.888 Materiais de armazém ............................................................................................................................................................. 275.599 267.303 259.213 Em andamento – combustível nuclear .................................................................................................................................... 66.645 137.161 214.751 799.556 755.434 720.294 1.097.528 1.080.068 1.007.197 15 Investimentos 15.1 Composição dos Investimentos 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Capital próprio contabilizado Companhias Associadas Celpa ................................................................................................................................................................................................ 305.304 339.796 320.172 CEEE-GT (15.2) .............................................................................................................................................................................. 627.300 539.023 189.178 Cemat ............................................................................................................................................................................................... 480.650 473.037 429.876 Emae................................................................................................................................................................................................. 328.656 324.131 329.870 CTEEP ............................................................................................................................................................................................. 1.632.607 1.665.285 1.580.581 Cemar ............................................................................................................................................................................................... 302.263 244.749 197.649 Lajeado Energia ............................................................................................................................................................................... 539.588 527.677 231.366 Ceb Lajeado ..................................................................................................................................................................................... 72.907 73.151 69.478 Paulista Lajeado ............................................................................................................................................................................... 26.900 27.862 27.357 CEEE-D (15.2) ................................................................................................................................................................................. 377.518 415.005 5.913 Serra do Facão .................................................................................................................................................................................. 274.425 Intesa ................................................................................................................................................................................................ 68.673 AETE ............................................................................................................................................................................................... 25.200 Norte Brasil Transmissora ................................................................................................................................................................ 15.190 Porto Velho Transmissora ................................................................................................................................................................ 9.190 Transmissora Matogrossense de Energia ......................................................................................................................................... 735 Retiro Baixo ..................................................................................................................................................................................... 57 58 Centroeste de Minas ......................................................................................................................................................................... 84 1.941 Brasnorte .......................................................................................................................................................................................... 89.009 89.009 Brasventos Eolo ............................................................................................................................................................................... 2.232 Rei Dos Ventos 3 ............................................................................................................................................................................. 2.196 Brasventos Miassaba 3 ..................................................................................................................................................................... 3.335 Baguari ............................................................................................................................................................................................. 82.172 79.225 61.925 Águas da Pedra ................................................................................................................................................................................. 125.089 123.602 123.970 Chapecoense ..................................................................................................................................................................................... 57 3.981 270.630 Amapari ............................................................................................................................................................................................ 27.997 32.236 37.488 Outros ............................................................................................................................................................................................... 24 23 4.936.795 4.983.048 4.334.759 Total parcial ............................................................................................................................................................................................... 4.936.795 4.983.048 4.334.759 55 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Ao valor justo Celesc ............................................................................................................................................................................................... 165.711 145.593 144.786 Cesp .................................................................................................................................................................................................. 161.439 181.872 88.382 Coelce............................................................................................................................................................................................... 153.430 163.746 119.359 AES Tietê ......................................................................................................................................................................................... 725.821 604.743 449.024 EEVP ................................................................................................................................................................................................ 17.657 15.895 7.979 Energisa (Saelpa + CELB) ............................................................................................................................................................... 68.966 77.552 213.030 CELG ............................................................................................................................................................................................... 322 276 287 CELPE ............................................................................................................................................................................................. 51.321 52.546 34.909 COPEL ............................................................................................................................................................................................. 58.169 55.873 33.677 AES Eletropaulo ............................................................................................................................................................................... 67.291 72.300 54.319 Energias do Brasil ............................................................................................................................................................................ 19.170 16.615 11.192 CPFL Energia ................................................................................................................................................................................... 35.094 30.077 25.682 Guascor ............................................................................................................................................................................................ 3.300 3.300 3.300 EATE ............................................................................................................................................................................................... 5.344 5.344 16.961 Tangara............................................................................................................................................................................................. 21.738 21.738 21.738 Elejor ................................................................................................................................................................................................ 9.829 CDSA ............................................................................................................................................................................................... 11.801 11.801 11.801 CEA.................................................................................................................................................................................................. 20 20 20 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 CEB .................................................................................................................................................................................................. 3.528 3.528 3.528 CER .................................................................................................................................................................................................. 102 102 102 Outros ............................................................................................................................................................................................... 114.557 167.196 126.916 1.684.781 1.630.117 1.376.821 Total parcial ............................................................................................................................................................................................... 6.621.576 6.613.165 5.711.580 Provisão para imparidade........................................................................................................................................................................... (802.138) (576.537) Ajustes dos investimentos (15.2) ............................................................................................................................................................... (1.094.789) (748.521) (668.436) 4.724.647 15.2 5.288.107 5.043.144 Ajustes dos investimentos 31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009 Eletronorte ................................................................................................................................................................................................. 93.500 — — CERON ...................................................................................................................................................................................................... 149.700 — — CELPA....................................................................................................................................................................................................... 65.192 27.709 6.048 CEMAT ..................................................................................................................................................................................................... 48.917 42.777 34.130 CTEEP ....................................................................................................................................................................................................... 737.480 678.035 628.258 1.094.789 31/12/2010 748.521 668.436 31/12/2009 01/01/2009 CEEE-GT (1) ............................................................................................................................................................................................. 128.300 149.169 — CEEE-D (1) ............................................................................................................................................................................................... 191.775 222.996 (1) ajustes por meio do patrimônio líquidos das companhias associadas 56 15.3 Informações sobre a Companhia Investida Associada/Subsidiária % juros 31 de dezembro de 2010 Ativo Passivo Amapari ..................................................................................................................................................................................................... 49 120.287 38.547 Amazônia Eletronorte Transmissora .......................................................................................................................................................... 49 174.953 48.824 Artemis Transmissora ................................................................................................................................................................................ 49 280.905 126.239 Baguari Energia ......................................................................................................................................................................................... 31 261.447 101 Boa Vista Energia ...................................................................................................................................................................................... 100 261.507 356.583 Brasnorte Transmissora ............................................................................................................................................................................. 50 269.994 92.649 CEB lajeado ............................................................................................................................................................................................... 40,07 363.643 30.470 CELPA....................................................................................................................................................................................................... 34,24 2.861.740 3.327.588 Ceron ......................................................................................................................................................................................................... 100 1.256.754 983.982 CEMAT ..................................................................................................................................................................................................... 40,92 3.328.329 2.159.719 Chapecoense .............................................................................................................................................................................................. 40 2.721.112 2.008.691 Chesf .......................................................................................................................................................................................................... 100 20.688.689 3.472.528 Cia de Transm, Centroeste de Minas ......................................................................................................................................................... 49 49.132 13.932 CEEE-GT................................................................................................................................................................................................... 100 3.918.135 1.599.016 Transirapé .................................................................................................................................................................................................. 25 85.492 43.340 Transleste ................................................................................................................................................................................................... 24 157.284 62.514 Transudeste ................................................................................................................................................................................................ 25 98.701 44.715 CGTEE ...................................................................................................................................................................................................... 99,96 1.801.847 1.447.762 Ceal ............................................................................................................................................................................................................ 100 888.341 614.381 CEMAR ..................................................................................................................................................................................................... 33,57 2.807.608 1.899.555 Cepisa ........................................................................................................................................................................................................ 100 816.746 1.021.224 CEEE-D ..................................................................................................................................................................................................... 32,59 4.019.615 2.272.782 Construtora Integração ............................................................................................................................................................................... 49 11.470 2.302 CTEEP ....................................................................................................................................................................................................... 35,42 6.931.418 2.367.583 ELETROPAR ............................................................................................................................................................................................ 83,71 211.190 31.948 ELETRONUCLEAR ................................................................................................................................................................................. 99,80 7.806.727 4.860.487 Eletrosul ..................................................................................................................................................................................................... 99,75 7.082.630 4.446.278 Companhia de Transmissão do Alto Uruguai ............................................................................................................................................ 27 118.686 53.272 EMAE ........................................................................................................................................................................................................ 35,02 1.133.069 320.369 Águas da Pedra .......................................................................................................................................................................................... 49 781.878 531.731 Enerpeixe ................................................................................................................................................................................................... 40 2.080.693 878.144 Eólica Cerro Chato I .................................................................................................................................................................................. 90 23.299 23.408 Eólica Cerro Chato II ................................................................................................................................................................................. 90 23.422 23.523 Eólica Cerro Chato III................................................................................................................................................................................ 90 23.465 23.569 ESBR ......................................................................................................................................................................................................... 40 6.624.371 4.564.365 Estação Transmissora ................................................................................................................................................................................ 100 640.056 535.384 Goiás Transmissão ..................................................................................................................................................................................... 49 28.372 1.496 Inambari ..................................................................................................................................................................................................... 49 30.046 1.167 Integração Transmissora ............................................................................................................................................................................ 49 619.698 381.944 IE Madeira ................................................................................................................................................................................................. 49 681.938 421.900 Lajeado Energia ......................................................................................................................................................................................... 40,07 2.346.448 548.458 Linha Verde Transmissora ......................................................................................................................................................................... 49 104.393 27.234 Madeira Energia......................................................................................................................................................................................... 39 8.393.184 8.294.170 Manaus Construtora ................................................................................................................................................................................... 50 33.221 2.714 Manaus Transmissora ................................................................................................................................................................................ 50 714.067 807.333 MGE Transmissão ..................................................................................................................................................................................... 49 18.675 992 Norte Brasil Transmissora ......................................................................................................................................................................... 49 249.196 201.980 Norte Energia ............................................................................................................................................................................................. 30 312.263 147.076 Paulista Lajeado ......................................................................................................................................................................................... 40,07 128.943 11.837 Pedra Branca .............................................................................................................................................................................................. 49 338 15 Porto Velho Transmissora ......................................................................................................................................................................... 100 195.046 2.287 Retiro Baixo ............................................................................................................................................................................................... 49 441.469 223.555 57 Rio Branco Transmissora.............................................................. 49 72.496 34.495 RS Energia .................................................................................... 100 274.719 131.307 São Pedro do Lago ..................................................................................................................................................................................... 49 338 16 SC Energia ................................................................................................................................................................................................. 100 274.719 131.307 Serra do Facão ........................................................................................................................................................................................... 50 1.132.462 768.603 Sete Gameleiras S,A .................................................................................................................................................................................. 49 340 16 STN............................................................................................................................................................................................................ 49 676.560 282.185 TDG ........................................................................................................................................................................................................... 49 26.631 62 Transenergia Goiás .................................................................................................................................................................................... 49 5.801 152 Transenergia Renovável ............................................................................................................................................................................ 49 225.370 144.560 Transenergia São Paulo ............................................................................................................................................................................. 49 9.470 211 Uirapuru ..................................................................................................................................................................................................... 49 103.053 55.803 Amazonas Energia ..................................................................................................................................................................................... 100 5.151.982 5.601.207 Artemis Transmissora ................................................................................................................................................................................ 49 289.335 140.816 Boa Vista ................................................................................................................................................................................................... 100 260.717 243.069 CEB lajeado ............................................................................................................................................................................................... 40,07 373.820 40.038 CELPA....................................................................................................................................................................................................... 34,24 3.070.671 2.997.241 Ceron ......................................................................................................................................................................................................... 100 797.926 1.656.856 CEMAT ..................................................................................................................................................................................................... 40,92 3.186.916 2.030.911 Chapecoense .............................................................................................................................................................................................. 40 2.208.139 1.569.231 Chesf .......................................................................................................................................................................................................... 100 19.266.180 6.241.895 Cia de Transm, Centroeste de Minas ......................................................................................................................................................... 49 36.350 3.746 CEEE-GT................................................................................................................................................................................................... 100 3.777.734 1.665.449 Transirapé .................................................................................................................................................................................................. 25 83.291 42.030 Transleste ................................................................................................................................................................................................... 24 155.511 65.205 Transudeste ................................................................................................................................................................................................ 25 95.397 43.325 CGTEE ...................................................................................................................................................................................................... 99,96 1.243.165 954.071 Ceal ............................................................................................................................................................................................................ 100 787.325 992.702 CEMAR ..................................................................................................................................................................................................... 33,57 2.429.211 1.719.998 Cepisa ........................................................................................................................................................................................................ 99 683.074 1.572.148 CEEE-D ..................................................................................................................................................................................................... 32,59 4.027.902 2.070.243 CTEEP ....................................................................................................................................................................................................... 35,33 6.388.075 1.725.064 Boa Vista ................................................................................................................................................................................................... 100 260.480 242.385 ELETROPAR ............................................................................................................................................................................................ 83,71 185.281 90.040 ELETRONUCLEAR ................................................................................................................................................................................. 99,80 7.374.177 4.239.917 Eletrosul ..................................................................................................................................................................................................... 100 4.691.829 2.267.096 Companhia de Transmissão do Alto Uruguai ............................................................................................................................................ 27 123.836 58.844 EMAE ........................................................................................................................................................................................................ 39,02 1.130.957 329.109 Águas da Pedra .......................................................................................................................................................................................... 49 720.568 469.073 Enerpeixe ................................................................................................................................................................................................... 40 2.080.612 976.365 ESBR ......................................................................................................................................................................................................... 40 3.003.984 1.992.041 Estação Transmissora ................................................................................................................................................................................ 49 265.348 189.154 Inambari ..................................................................................................................................................................................................... 49 25.355 2.531 Integração Transmissora ............................................................................................................................................................................ 49 623.378 406.332 Madeira ...................................................................................................................................................................................................... 49 115.986 11.395 Madeira Energia......................................................................................................................................................................................... 39 4.311.059 4.210.952 58 Associada/Subsidiária % juros 31 de dezembro de 2009 Ativo Passivo Manaus Construtora ................................................................................................................................................................................... 50 15.864 5.926 Manaus Transmissora ................................................................................................................................................................................ 50 574.814 619.632 Norte Brasil Transmissora ......................................................................................................................................................................... 49 63.039 18.280 Paulista Lajeado ......................................................................................................................................................................................... 40,07 131.586 12.077 Porto Velho Transmissora ......................................................................................................................................................................... 100 65.560 907 Retiro Baixo ............................................................................................................................................................................................... 49 426.886 223.746 RS Energia ................................................................................................................................................................................................. 100 272.695 148.296 SC Energia ................................................................................................................................................................................................. 100 433.183 248.123 Serra do Facão ........................................................................................................................................................................................... 50 983.221 673.031 STN............................................................................................................................................................................................................ 49 653.735 309.182 Transenergia Goiás .................................................................................................................................................................................... 49 284 232 Transenergia Renovável ............................................................................................................................................................................ 49 32.773 27.674 Transenergia São Paulo ............................................................................................................................................................................. 49 553 360 Uirapuru ..................................................................................................................................................................................................... 49 105.356 61.996 Amazonas Distribuidora de ....................................................................................................................................................................... 100 4.734.996 5.042.701 Artemis Transmissora ................................................................................................................................................................................ 49 298.034 160.915 Baguari....................................................................................................................................................................................................... 31 Boa Vista ................................................................................................................................................................................................... 100 193.896 178.179 CEB ........................................................................................................................................................................................................... 40,07 346.317 21.701 CELPA....................................................................................................................................................................................................... 34,24 3.040.951 2.713.994 Ceron ......................................................................................................................................................................................................... 100 541.904 1.391.206 CEMAT ..................................................................................................................................................................................................... 40,92 3.116.771 2.066.244 Chapecoense .............................................................................................................................................................................................. 40 239.684 2.609 Chesf .......................................................................................................................................................................................................... 100 18.981.571 6.658.488 Cia de Transm, Centroeste de Minas ......................................................................................................................................................... 49 13.372 78 CEEE-GT................................................................................................................................................................................................... 100 2.116.748 1.535.650 Transirapé .................................................................................................................................................................................................. 25 67.098 47.295 Transleste ................................................................................................................................................................................................... 24 149.624 70.284 Transudeste ................................................................................................................................................................................................ 25 18.917 50.882 CGTEE ...................................................................................................................................................................................................... 99,80 855.660 691.349 Ceal ............................................................................................................................................................................................................ 100 697.402 922.914 CEMAR ..................................................................................................................................................................................................... 33,57 2.110.565 1.489.159 Cepisa ........................................................................................................................................................................................................ 99 620.656 1.399.379 CEEE-D ..................................................................................................................................................................................................... 32,59 1.824.998 1.806.853 CTEEP ....................................................................................................................................................................................................... 35,33 5.620.335 1.213.222 Boa Vista ................................................................................................................................................................................................... 100 193.896 178.179 ELETROPAR ............................................................................................................................................................................................ 83,71 160.347 82.546 ELETRONUCLEAR ................................................................................................................................................................................. 99,80 6.896.916 3.966.349 Eletrosul ..................................................................................................................................................................................................... 100 4.356.555 2.012.780 Companhia de Transmissão do Alto Uruguai ............................................................................................................................................ 27 119.697 70.100 EMAE ........................................................................................................................................................................................................ 39,02 1.129.026 318.519 Águas da Pedra .......................................................................................................................................................................................... 49 554.087 301.840 59 Associada/Subsidiária % juros 1 de janeiro de 2009 Ativo Passivo Enerpeixe ................................................................................................................................................................................................... 40 2.117.187 1.111.159 Inambari ..................................................................................................................................................................................................... 49 1.948 2.468 Integração Transmissora ............................................................................................................................................................................ 49 614.919 419.315 Lajeado Energia ......................................................................................................................................................................................... 40,07 1.973.777 668.301 Madeira Energia......................................................................................................................................................................................... 39 447.287 447.187 Manaus Transmissora ................................................................................................................................................................................ 50 536.445 514.723 Paulista Lajeado ......................................................................................................................................................................................... 0 126.128 7.880 RS Energia ................................................................................................................................................................................................. 100 254.064 133.173 SC Energia ................................................................................................................................................................................................. 100 443.199 268.195 I Companhias de Distribuição: (a) Distribuição Alagoas - detém a concessão para a distribuição de energia elétrica em todos os municípios do Estado de Alagoas, concedida pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, por meio do Contrato de Concessão 07/2001ANEEL, e sua primeira emenda assinada, respectivamente, em 15 de maio de 2005 e em 08 de junho de 2010, em vigor até 7 de julho de 2015. Seu principal objetivo é projetar, construir e explorar o serviço público de distribuição aos usuários finais de energia elétrica. A Companhia detém 100% de seu capital social. (b) Distribuição Rondônia - detém a concessão para a distribuição de energia elétrica em todos os municípios do Estado de Rondônia, concedida pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, por meio do Contrato de Concessão 05/2001ANEEL, e suas emendas assinadas, respectivamente, em 12 de fevereiro de 2001 e em 11 de novembro de 2005, com vencimento em 7 de julho de 2015. Seu principal objetivo é projetar, construir e explorar o serviço público de distribuição aos usuários finais de energia elétrica. A Companhia detém 100% de seu capital social. (c) Distribuição Piauí - Em conformidade com o Contrato de Concessão No. 04/2001-ANEEL, assinado com a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, em 12 de fevereiro de 2001, a Cepisa detém a concessão para a distribuição de energia elétrica em todo o território do Estado do Piauí, em vigor até 7 de julho de 2015, com a possibilidade de extensão por um período de até 20 anos. A principal atividade da Cepisa é a distribuição de energia elétrica, com fornecimento para todos os 224 municípios do estado do Piauí, com uma área de concessão de 251,5 km2 e 3.032 mil habitantes, servindo mais de 892 mil consumidores, por meio de linhas e subestações, com voltagens de 138 / 69 /34,5 /13,8 / 7,97 kV. A Companhia detém 100% de seu capital social. (d) Amazonas Energia - suas principais atividades são a geração, a distribuição e a comercialização de energia elétrica no Estado do Amazonas. A Amazonas Energia possui sua própria geração (1.600,60 MW) e complementa sua necessidade para servir os consumidores comprando energia elétrica de produtores independentes. A Companhia detém 100% de seu capital social. (e) Eletrobrás Distribuição Roraima – é uma companhia privada controlada pela Eletrobrás Eletronorte, operando na cidade de Boa Vista - RR. De acordo com seu estatuto, seus objetivos principais são: a exploração de serviços de energia elétrica, realizando, portanto, estudos, projetos, subestações, linhas de transmissão e redes de distribuição e a realização de ações comerciais inerentes a essas atividades. A Eletrobrás Distribuição Roraima detém a concessão com a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, por meio do Contrato de Concessão 21/2001-ANEEL em 21 de março de 2001 e a 1ª emenda em 14 de outubro de 2005, para a distribuição de energia elétrica no município de Boa Vista - RR, em vigor até 2015, servindo aproximadamente 98% de todos os consumidores. As subsidiárias no segmento de distribuição têm sofrido perdas recorrentes e, com base em seus números consolidados, possuem uma deficiência de capital circulante líquido no montante de R$ 554.323 mil e uma provisão para passivos não financiados nas subsidiárias no montante de R$ 201.827 em 31 de dezembro de 2010. A Administração espera que a implantação completa das provisões da Lei No. 12.111 aumentará a base de reembolso para as subsidiárias no segmento de distribuição (veja a nota 13 – Direitos de reembolso). Além disso, a Administração está implantando uma estratégia de investimento, que é a obtenção (até este momento não usou quaisquer recursos deste empréstimo), um novo empréstimo do Banco Mundial ( veja a Nota 23 – Empréstimos ), que objetiva reduzir as perdas técnicas e comerciais das subsidiárias no segmento de distribuição. II Companhias de Geração e Transmissão: (a) Eletrobrás Termonuclear S.A. (ELETRONUCLEAR) – controlada pela ELETROBRÁS, tem como objetivo principal a construção e a operação de usinas de energia nuclear, gerando energia elétrica a partir delas e prestando serviços de engenharia e similares, conforme as regulamentações e a supervisão da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, ligada ao Ministério de Minas e Energia. No âmbito desse objetivo, a Companhia tem trabalhado basicamente nas atividades de operação das usinas nucleares de Angra 1 e Angra 2, com potência nominal de 1.990 MW, bem como a 60 manutenção das boas condições para a construção da terceira unidade nuclear-elétrica, denominada Usina de Angra 3. A energia elétrica gerada pela Companhia é fornecida exclusivamente para a subsidiária Furnas - Centrais Elétricas S.A. (parte relacionada), por meio de um contrato de compra e venda de energia elétrica. (b) Eletrosul Centrais Elétricas S.A. (ELETROSUL) - seu principal objetivo é a geração e a transmissão de energia elétrica nos Estados de Santa Catarina, Paraná, Rio Grande do Sul e Mato Grosso do Sul, e por meio de participação em Entidades com Fins Específicos nos Estados de Rondônia, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. A Companhia pode, ainda, conduzir estudos, projetos, construção, operação e manutenção das instalações dos sistemas de geração e transmissão de energia elétrica, atividades reguladas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), ligada ao Ministério de Minas e Energia (MME). Além disso, a concessionária está autorizada a participar em consórcios ou em outras companhias, com o objetivo de desenvolver atividades nas áreas de energia. A Eletrosul é uma companhia de capital fechado controlada pela Eletrobrás. (c) Itaipu Binacional (ITAIPU) – uma entidade binacional criada e administrada, com direitos e obrigações iguais, pelo Tratado assinado em 26 de abril de 1973, entre a República Federativa do Brasil e a República do Paraguai, também referido como Altas Partes Contratantes, e seu capital pertence, em partes iguais, às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS e à Administración Nacional de Eletricidade - ANDE, também referidas como as Partes. Seu objetivo é o uso hidrelétrico dos recursos hídricos do Rio Paraná, pertencente a ambos os países em condomínio, a partir de e incluindo o Salto de Guaíra até a foz do Rio Iguaçu, por meio da construção e operação da Hidrelétrica Central, com uma capacidade total disponível para comercialização de 12,6 milhões de kW, gerando energia elétrica de qualidade, com responsabilidade social e ambienta, fomentando o desenvolvimento sustentável econômico, turístico e tecnológico no Brasil e no Paraguai. (d) Companhia Hidroelétrica do São Francisco (Chesf) – uma concessionária de serviço público de energia elétrica controlada pela Eletrobrás, cujo objetivo é a geração, a transmissão e a comercialização de energia elétrica. Seu sistema de geração é hidrotérmico, predominantemente em usinas hidrelétricas, responsáveis por mais de 97% de sua produção total. O sistema de transmissão da Chesf é composto por 18.723 km de linhas de transmissão operacionais, das quais 5.122 km são circuitos de transmissão de 500 kV, 12.792 km são circuitos de transmissão de 230 kV, 809 km são circuitos de transmissão de baixa tensão, 100 subestações com voltagens superiores a 69 kV e 762 transformadores operando efetivamente em todos os níveis de voltagem, totalizando uma capacidade de transformação de 44.181 MVA, mais 5.683 km de cabos de fibra ótica. (e) Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (Eletronorte) - uma concessionária de serviço público de energia elétrica controlada pela Eletrobrás, operando nos Estados do Acre, Amapá, Amazonas, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia, Roraima e Tocantins. Desde 2003, com a liberação gradual de seus contratos de fornecimento – contratos iniciais – à razão de 25% ao ano, conforme estabelecido pela Lei No. 9.648, de 27 de maio de 1998, a Companhia começou a servir outras regiões no país. As operações da Companhia com a geração de energia elétrica compreende quatro usinas hidrelétricas, com capacidade instalada de 8.694.00 MW e 7 usinas termoelétricas, com capacidade instalada de 600,33 MW, com uma capacidade instalada total de 9.294,33 MW. A transmissão de energia elétrica é realizada por meio de um sistema que compreende 9.192,13 Km de linhas de transmissão, 43 subestações no Sistema Interligado Nacional - SIN, 695,89 Km de linhas de transmissão, 10 subestações no sistema isolado, totalizando 9.888,02 Km de linhas de transmissão e 53 subestações. A Companhia detém o controle acionária de toda a subsidiária Boa Vista Energia S.A., da Estação Transmissora de Energia S.A. e uma participação acionária na geração e na transmissão de energia elétrica de Entidades com Fins Específicos - EFEs. (f) Furnas Centrais Elétricas S.A. (FURNAS) - controlada pela Eletrobrás, opera na geração, transmissão e comercialização na região que compreende o Distrito Federal e os Estados de São Paulo, Minas Gerais, Rio de Janeiro, Paraná, Espírito Santo, Goiás, Mato Grosso e Tocantins e uma participação em Entidades com Fins Específicos nas regiões de Tocantins, Rondônia e a fronteira entre os Estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul. A energia elétrica é comercializada com companhias de distribuição de energia elétrica e consumidores em todo o território nacional. O sistema de produção de energia elétrica de FURNAS é composto por oito usinas hidrelétricas de propriedade exclusive, duas usinas em parcerias com companhias privadas, com potência instalada de 8.662 MW, e duas usinas termoelétricas com capacidade de 796 MW, totalizando 9.458 MW. III Outras Companhias (a) Companhia Energética do Maranhão (CEMAR) - uma concessionária de serviço público de energia elétrica cujo objetivo é projetar, construir e explorar os sistemas de subtransmissão, transformação, distribuição e comercialização de energia elétrica. As ações da Companhia são comercializadas somente no mercado de balcão organizado da BM&FBovespa. (b) Eletrobrás Participações S.A. (ELETROPAR) - controlada pela ELETROBRÁS, está ligada ao Ministério de Minas e Energia e seu principal objetivo comercial é a detenção de participação de capital no capital social da Eletropaulo Eletricidade de São Paulo S.A. e em outras companhias. 61 (c) Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica (CEEE-GT) – uma companhia aberta, cujo acionista controlador é o Estado do Rio Grande do Sul, por meio da Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE-Par, uma companhia que detém 65,92% do total de seu capital social. O objetivo da concessionária é projetar, construir e explorar os sistemas de produção e transmissão de energia elétrica, bem como desenvolver atividades com objetivos idênticos; prestar serviços públicos ou privados no setor de energia elétrica; explorar sua infraestrutura para gerar receitas alternativas, complementares ou acessórias, incluindo aquelas provenientes de projetos associados. A Companhia detém a concessão para a distribuição de energia elétrica em 217 municípios no Estado do Maranhão, abrangendo uma área de concessão de 333 mil Km2, regidos pelo Contrato de Concessão No. 060, de 28 de agosto de 2000, assinado pela ANEEL, pela CEMAR e pelo acionista controlador, que continua em vigor até agosto de 2030, com a possibilidade de extensão para mais um período de 30 anos. (d) Companhia Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) – uma corporação aberta, com autorização para operar como uma concessionária de serviço público de energia elétrica, com o objetivo principal de planejar, construir e operar sistemas de transmissão de energia elétrica. (e) Centrais Elétricas do Pará S.A. (CELPA) – uma companhia aberta, sob controle da Companhia QMRA Participações S.A., operando na distribuição e na geração de energia elétrica em sua área de concessão, que compreende o Estado do Pará inteiro, servindo consumidores em 143 municípios. De acordo com o Contrato de Concessão para a Distribuição de energia elétrica No. 182/1998, assinado em 28 de julho 28 de 1998, o prazo da concessão é de 30 anos, com vencimento em 28 de julho de 2028, renovável por igual período. Além do contrato de distribuição, a Companhia assinou um Contrato de Concessão de Geração No. 181/98, de 34 usinas termoelétricas, 11 de sua propriedade e 23 de terceiros, para explorar a geração de energia elétrica, para um período de 30 (trinta) anos, com vencimento em 28 de julho de 2028, renovável por igual período. (f) Companhia Metropolitana de Águas e Energia S.A. (EMAE) – é a concessionária de um complexo hidroenergético localizado no Rio Alto Tietê, com base na usina Hidrelétrica Henry Borden. A EMAE também possui duas usinas hidrelétricas pequenas, a UHE Rasgão e a UHE Porto Góes, ambas no Rio Tietê. No Vale do Paraíba, no município de Pindamonhangaba, está localizada a UHE Isabel, atualmente não operacional. (g) Lajeado Energia S.A. (Lajeado) - uma companhia privada, controlada pela EDP Energias do Brasil S.A., cujos objetivos são a geração e a comercialização de energia elétrica provenientes de qualquer fonte ou natureza, a preparação de estudos e projetos de viabilidade, a construção, a operação e a manutenção de usinas de geração. A Companhia detém 73% do capital social da Investco S.A., uma companhia aberta cujos objetivos principais são estudar, planejar e preparar projetos, constituindo e explorando os sistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comercialização de energia elétrica, especialmente explorando a Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães Hidrelétrica e os Sistemas de Transmissão Associados (UHE Lajeado), no Estado do Tocantins, conforme os termos do Contrato de Concessão para Utilização de Propriedade Pública No. 05/97 – ANEEL, para um período de 35 anos, em vigor até 2033. (h) Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. (CEMAT) – uma companhia aberta, sob o controle acionário das companhias Rede Energia S.A. e Inepar S.A. - Indústria e Construções, operando no segmento de distribuição de energia elétrica, além de sua própria geração de energia elétrica por meio de usinas termoelétricas para servir sistemas isolados em sua área legal de concessão que compreende o Estado do Mato Grosso inteiro, servindo consumidores em 141 municípios. De acordo com o Contrato de Concessão para a Distribuição de energia elétrica No. 03/1997, assinado em 12 de novembro de 1997, o prazo da concessão é de 30 anos, com vencimento em 12 de novembro de 2027, renovável por igual período. Além do contrato de distribuição, a Companhia assinou um Contrato de Concessão de Geração No. 04/1997, de sete usinas termoelétricas, com as respectivas subestações associadas, com vencimento em 10 de dezembro de 2027. Durante os últimos anos, a Eletrobrás investiu em parcerias de projetos com companhias privadas, nos quais a Companhia é acionista minoritária, e detém ações preferenciais. Esses empreendimentos têm o objetivo de operar nos segmentos de geração e transmissão de energia elétrica, e suas respectivas participações são lançadas em Ativos- Investimentos. No mesmo sentido, considerando a necessidade de expandir os investimentos no Segmento de Energia Elétrica, as companhias controlada pela Eletrobrás participam, também como acionistas minoritárias, com ações ordinárias, em companhias com concessões de serviços públicos de energia elétrica, classificadas como Ativos- Investimentos. (1) STN – refere-se à Entidade com Fins Específicos criada pela Chesf e pela Companhia Técnica de Engenharia Elétrica Alusa, para explorar a concessão da linha de transmissão de 546 km, 500 kV, nos trechos de Teresina (PI) - Sobral e Fortaleza (CE). O capital da Companhia Sistema de Transmissão Nordeste está dividido conforme a seguinte proporção: Alusa, 51% e Chesf, 49%. O projeto foi concluído em dezembro 2005 e a operação comercial teve início em janeiro de 2006. (2) Manaus Construtora Ltda - Entidade com Fins Específicos, estabelecida em 06 de abril de 2009, da qual a Companhia é acionista com 195 ações, junto com a Abengoa Holding, com 505 ações, e a Eletronorte, com 300 ações. Esta companhia tem como objetivo a fabricação, a montagem e o fornecimento de material, mão de obra e equipamento para a linha de 62 transmissão de 500 kV Oriximiná/Cariri, a subestação de Itacoatiara com 500/138 kV e a SE 500/230 kV, a serem integradas à Rede Básica do Sistema Interligado Nacional. (3) Artemis Transmissora de Energia – uma companhia cujo objetivo é a exploração das linhas de transmissão de 525 kV, que conecta Salto Santiago a Ivaiporã e Ivaiporã a Cascavel D’Oeste, da qual a subsidiária Eletrosul detém 49% do capital social, tendo iniciado suas operações em outubro de 2005. (4) Uirapuru Transmissora de Energia - Entidade com Fins Específicos, estabelecida em 2004 para a construção, a operação e a manutenção de 120 km de uma linha de transmissão de 525 kV, Ivaiporã (PR) - Londrina (PR), com uma concessão de 30 anos. A Eletrosul detém 49% de suas ações, representando o capital da Uirapuru, deixando a Cymi Holding S.A. com 51%. A linha de transmissão entrou em operação em 2006. (5) ETAU - Companhia Transmissora do Alto Uruguay – uma Entidade com Fins Específicos estabelecida para a construção, operação e manutenção de 187 km de uma linha de transmissão de 230 kV, em Campos Novos (SC) - Barra Grande (SC) Lagoa Vermelha (RS) - Santa Marta (RS), com uma concessão de 30 anos. A Eletrosul detém 27,4% do capital da ETAU, e as outras companhias Terna Participações S.A. com 52,6%, a DME Energética Ltda com 10%, e a Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE com 10%. A linha de transmissão entrou em operação em 2005. (6) Energia Sustentável do Brasil - uma Entidade com Fins Específicos que tem como objetivo a exploração da concessão e a comercialização da energia da usina hidrelétrica de Jirau, no Rio Madeira (RO), com a potência mínima instalada de 3.300 MW, e o início de suas operações está previsto para 2013. O Sistema Eletrobrás detém 40% do capital social da Companhia (Chesf - 20% e Eletrosul - 20%), junto com as companhias Suez Energy South America Participações Ltda. (50,1%) e Camargo Corrêa S.A. Investimentos em Infraestrutura S.A. (9,9%). O período de concessão do projeto é de 35 anos. (7) Norte Brasil Transmissora de Energia - uma Entidade com Fins Específicos que tem como objetivo a construção, implantação, operação e manutenção do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, que consiste da Linha de transmissão coletora Porto Velho - Araraquara, trecho 02, com Corrente Direta, com aproximadamente 600 KV, com a concessão por 35 anos. O Sistema Eletrobrás detém 49% do capital (a Eletrosul detém 24,5% e a Eletronorte, 24,5%), e, o restante, a Andrade Gutierrez Participações com 25,5% e a Abengoa Concessões do Brasil Holding S.A. com 25,5%. (8) Estação Transmissora de Energia - uma Entidade com Fins Específicos que tem como objetivo a construção, implantação, operação e manutenção do Serviço público de Transmissão de Energia Elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, que consiste da estação Retificadora No. 1 com corrente alternada / corrente direta, e da Estação Inversora No. 1 com corrente alternada / corrente direta, 600/500 KV – 2.950 MW, com a concessão por 35 anos. O Sistema Eletrobrás detém 49% do capital (a Eletrosul detém 24,5% e a Eletronorte, 24,5%), e, o restante, a Andrade Gutierrez Participações com 25,5% e a Abengoa Concessões do Brasil Holding S.A. com 25,5%. (9) Porto Velho Transmissora de Energia - uma Entidade com Fins Específicos que tem como objetivo a implantação, a operação e a manutenção da Linha de transmissão coletora Porto Velho (RO), a subestação coletora Porto Velho (RO), com 500/230 KV, e dois conversores AC/DC/AC Back-to-Back, com 400 MW, bem como outras instalações, com a concessão por 35 anos. O Sistema Eletrobrás detém 49% do capital (a Eletrosul detém 24,5% e a Eletronorte, 24,5%), e, o restante, a Andrade Gutierrez Participações com 25,5% e a Abengoa Concessões do Brasil Holding S.A. com 25,5%. (10) Amazônia Eletronorte Transmissora de Energia - uma Entidade com Fins Específicos estabelecida cujos objetivos são a construção, a operação e a manutenção de duas linhas de transmissão com 230 KV, Coxipó (MT) - Cuiabá (MT), com uma extensão de 25 km, e Cuiabá (MT) - Rondonópolis (MT) com uma extensão de 168 km, cujas operações tiveram início em agosto de 2005. A Eletronorte detém 49% do capital da AETE. (11) Intesa - Integração Transmissora de Energia - uma Entidade com Fins Específicos estabelecida cujos objetivos são a construção, a implantação, a operação e a manutenção da Linha de transmissão de energia elétrica com 500kV, nos trechos Colinas - Serra da Mesa 2, terceiro circuito, com uma concessão por 30 anos. O capital da Intesa está divido conforme a seguir: O Sistema Eletrobrás detém 49% (Chesf - 12% e Eletronorte - 37%) e o Fundo de Investimento privado Brasil Energia - FIP, com 51%. As operações comerciais da Intesa tiveram inicio em 2008. (12) Energética Águas da Pedra - uma Entidade com Fins Específicos que se originou do Consórcio Aripuanã, o qual estava relacionado com contratos de energia a partir de novos projetos, com concessão posterior para a implantação da HEP Dardanelos, conforme o Ambiente Contratado Regulado. O Sistema Eletrobrás detém 49% do capital (Chesf – 24,50% e Eletronorte – 24,50%) junto com a Neoenergia S.A., que detém 51%. A usina será implantada no Rio Aripuanã, localizado no norte do Estado do Mato Grosso, com potência de 261 MW e potência garantida média total de 154,9 MW. As primeiras máquinas estão planejadas para iniciar suas operações em 2011, e uma média de 147 MW foi comercializada para o período entre 2011 e 2041, com uma concessão por 35 anos. (13) Amapari Energia - uma Entidade com Fins Específicos estabelecida em 2007 em uma parceria entre a MPX Energia S.A. e a Eletronorte, cujo objetivo é estabelecer-se como um Produtor Independente de Energia Elétrica (PIE), com capacidade instalada inicial de 23,33 MW. Esta é uma usina térmica de óleo diesel (UTE) na cidade de Serra do Navio, Estado do Amapá. A Eletronorte detém uma participação acionária de 49% e a MPX Energia detém 51%. 63 (14) Brasnorte Transmissora de Energia - uma Entidade com Fins Específicos estabelecida em 2007 que tem como objetivo a exploração da concessão da Linha de transmissão Juba - Jauru, com 230 kV, com uma extensão de 129 km; Linha de transmissão Maggi - Nova Mutum, com 230 kV, com extensão de 273 km; Subestação Juba, com 230/138 kV e a Subestação Maggi, com 230/138 kV. A Eletronorte detém participação no capital social de 49,71%, a Terna Participações S.A. detém 38,70% e a Bimetal Ind. e a Com. de Produtos Metalúrgicos LTDA detém 11,62%. (15) Manaus Transmissora de Energia - uma Entidade com Fins Específicos, estabelecida em 2008 pelo Consórcio Amazônia, a Eletronorte detém uma participação acionária de 30%, a Abengoa Concessões Brasil Holding 50,50% e a Chesf detém 19,50%. Seu objetivo é a construção, a operação e a manutenção da Linha de transmissão Oriximiná(PA)/Itacoatiara(AM), duplo circuito, com 500KV, com extensão de 374 km; Linha de transmissão Itacoatiara(AM)/Cariri(AM), duplo circuito, 500KV, com extensão de 212 km; e da Subestação Itacoatiara, com 500/230 KV, 1.800 MVA. (16) Enerpeixe – refere-se à Entidade com Fins Específicos denominada Enerpeixe S.A., que tem como objetivo a construção e a operação da UHE Peixe Angical, localizada no Rio Tocantins, cuja capacidade de geração é de 452 MW. Furnas detém 40% do capital, e iniciou suas operações em maio de 2006. (17) Transleste - uma Entidade com Fins Específicos estabelecida in 2003, que tem como objetivo a implantação e a operação, por um período de 30 anos, da linha de transmissão que conecta Montes Claros (MG) a Irapé (MG), com 345 kV de voltagem e com uma extensão de 150 km. A subsidiária Furnas detém 24% do capital. A linha de transmissão entrou em operação em 2005. (18) Transudeste – uma companhia estabelecida em 2004, que tem como objetivo a implantação e a exploração, por um período de 30 anos, da linha de transmissão que conecta Itutinga (MG) a Juiz de Fora (MG), com 345 kV de voltagem e com uma extensão de 140 km. A subsidiária Furnas detém 25% do capital. A linha de transmissão entrou em operação em 2007. (19) Transirapé - uma companhia estabelecida em 2004 que tem como objetivo a construção, a operação e a manutenção das instalações da linha de transmissão de Irapé (MG) - Araçuaí (MG), com uma voltagem de 230 kV, com extensão de 65 km. A subsidiária Furnas detém 24,5% do capital. A linha de transmissão entrou em operação em maio de 2007. (20) Chapecoense – refere-se à Entidade com Fins Específicos chamada Chapecoense Geração S.A., que tem como objetivo a construção e a operação da UHE Foz do Chapecó, localizada no Rio Uruguay. Furnas detém 49,9% do capital social da Companhia que administra a usina, com uma capacidade de 855 MW, a qual será operada pelo consórcio Chapecoense composto pela CPFL (51%), Chapecoense (40%), e CEEE-GT (9%), sendo que Furnas é responsável pelas atividades de engenharia do proprietário por meio dos serviços. A primeira máquina entrou em operação em agosto de 2010. (21) Serra do Facão - uma Entidade com Fins Específicos estabelecida cujos objetivos são a construção e a operação da UHE Serra do Facão, com potência instalada de 210 MW, localizada no Rio São Marcos no Estado de Goiás. Furnas detém 100% das ações do consórcio. A primeira máquina entrou em operação em maio de 2010. (22) Retiro Baixo - uma Entidade com Fins Específicos, chamada Retiro Baixo Energética S.A., estabelecida com o objetivo de implantar e administrar a UHE Retiro Baixo, com capacidade de potência instalada de 82 MW, localizada no Rio Paraopeba, nas cidades de Curvelo e Pompeu em Minas Gerais. FURNAS detém 49% do capital social e as obras tiveram início em março de 2007, e a operação comercial da primeira máquina teve início em 2010. (23) Baguari Energia – é uma Entidade com Fins Específicos, estabelecida com o objetivo de implantar e explorar a UHE Baguari,a no Rio Doce, no Estado de Minas Gerais, com uma capacidade de 140 MW e com a implantação esperada para 2009. Furnas detém 30,61% do capital e o montante dos investimentos em 31 de dezembro de 2009 está totalmente registrado como um adiantamento para futuro aumento de capital. (24) Centroeste de Minas - uma companhia estabelecida em 2004, que tem como objetivo a implantação e a exploração, por um período de 30 anos, da linha de transmissão que conecta Furnas (MG) a Pimenta (MG), com 345 kV de voltagem e com uma extensão de 75 km. A subsidiária Furnas detém 49% do capital. (25) Consórcio Madeira Energia S.A. (MESA) - uma Entidade com Fins Específicos estabelecida em 2007 que tem como objetivo a realização e a operação do projeto de construção da HEP Santo Antônio, no Rio Madeira, (RO). O capital do Consórcio MESA está divido entre Furnas (39%), Odebrecht Investimentos (17,6%), Andrade Gutierrez Participações (12.,%), Cemig (10%), Fundos de Investimentos e Participações da Amazônia (20%), e Construtora Norberto Odebrecht (1%). (26) IE Madeira - uma Entidade com Fins Específicos estabelecida com o objetivo de construir, implantar, operar e realizar a manutenção da potência de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Interligado Nacional, da linha de transmissão coletora Porto Velho - Araraquara, trecho 01, Corrente Direta, 600 KV, da Estação retificadora número 02 Corrente direta / corrente alternada, 500 KV / + 600KV – 3.150 MW; estação inversora número 02 corrente alternada / corrente direta, 600 KV /5.020 KV – 2.950. O Sistema Eletrobrás detém 49% do capital (Furnas, 24,5% e Chesf, 24,5%), e CTEEP, 31%. (27) IGESA - uma Entidade com Fins Específicos estabelecida em 2008, que tem como objetivo estudar a viabilidade técnica, econômica, ambiental e legal da utilização da hidrelétrica de Inambari (Peru), no Rio Inambari, e do Sistema de 64 Transmissão de Uso Exclusivo, interligando o Peru e o Brasil, bem como a importação e a exportação de bens e serviços. O Sistema Eletrobrás detém 49% do capital (Furnas, 19,6% e Eletrobrás, 29,4%) e a Companhia está no estágio préoperacional. (28) Transenergia - uma Entidade com Fins Específicos estabelecida cujos objetivos são a construção, a implantação, a operação e a manutenção de uma linha de transmissão de energia elétrica da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, lote C, do Leilão No. 008/2008-ANEEL. A subsidiária Furnas detém 49% do capital. (29) Norte Energia S.A. – em 26 de agosto de 2010, a Entidade com Fins Específicos, Norte Energia S.A., da qual a Eletrobrás é acionista (49,98%), assinou um Contrato de Concessão para Uso de Propriedade Pública para a geração de energia elétrica, que tem como objetivo regular a exploração do potencial hidrelétrico no Rio Xingu, denominada Usina Hidrelétrica Belo Monte, bem como as respectivas instalações de transmissão restritas à Usina Hidrelétrica, por um período de 35 anos. A Companhia possui uma série de processos judiciais, em vários estágios de julgamento, nos quais é autor (veja a Nota 32), nos quais ativos que representam 5,25% (6,37 em 2009) da carteira de investimento total foram bloqueados, como garantia para esses recursos dos processos judiciais, conforme descritos abaixo: 31 de dezembro de 2010 Montante do investimento Participação Porcentagem bloqueada Investimento bloqueado CTEEP ....................................................................................................................................................................................................... 1.616.274 97,53% 1.576.419 EMAE ........................................................................................................................................................................................................ 317.116 100,00% 317.116 CESP .......................................................................................................................................................................................................... 264.446 95,88% 253.561 AES TIETE................................................................................................................................................................................................ 23.046 88,94% 20.496 COELCE .................................................................................................................................................................................................... 15.329 41,02% 6.288 DUKE (Paranapanema Gen,) ..................................................................................................................................................................... 3.344 63,25% 2.115 CEMAT ..................................................................................................................................................................................................... 480.650 86,64% 416.452 CEB ........................................................................................................................................................................................................... 72.907 50,00% 36.453 CELPA....................................................................................................................................................................................................... 305.304 5,31% 16.201 CELPE ....................................................................................................................................................................................................... 4.689 70,32% 3.297 CELESC .................................................................................................................................................................................................... 28.242 15,24% 4.304 CEEE-GT................................................................................................................................................................................................... 627.300 10,08% 63.241 CEMAR ..................................................................................................................................................................................................... 302.263 24,80% 74.976 TOTAL PARCIAL 4.060.908 2.790.919 Outros investimentos ................................................................................................................................................................................. 47.975.072 Total ........................................................................................................................................................................................................... 52.035.980 5,36% 2.790.919 31 de dezembro de 2009 Montante do investimento Participação Porcentagem bloqueada Investimento bloqueado CTEEP ....................................................................................................................................................................................................... 1.478.447 88,93% 1.314.783 EMAE ........................................................................................................................................................................................................ 316.815 100,00% 316.815 CESP .......................................................................................................................................................................................................... 269.680 95,82% 258.407 AES TIETE................................................................................................................................................................................................ 23.046 89,22% 20.562 COELCE .................................................................................................................................................................................................... 15.328 100,00% 15.328 DUKE (Paranapanema Gen,) ..................................................................................................................................................................... 3.344 62,48% 2.089 CEMAT ..................................................................................................................................................................................................... 512.872 86,64% 444.352 CEB ........................................................................................................................................................................................................... 3.528 50,00% 1.764 CELPA....................................................................................................................................................................................................... 396.393 5,31% 21.048 CELPE ....................................................................................................................................................................................................... 4.689 70,32% 3.297 CELESC .................................................................................................................................................................................................... 28.241 15,24% 4.304 CEEE-GT................................................................................................................................................................................................... 494.046 87,39% 431.747 TOTAL PARCIAL 3.546.429 2.834.496 Outros investimentos ................................................................................................................................................................................. 39.850.260 Total ........................................................................................................................................................................................................... 43.396.689 6,53% 2.834.496 65 16 Ativos Fixos Os itens de ativo fixos apresentados abaixo referem-se à infraestrutura do segmento de geração de energia elétrica: 31 de dezembro de 2010 Custo Depreciação acumulada (-) Obrigações especiais Valor líquido Em serviço Geração ........................................................................................................................................................................................................ 53.940.091 (23.344.259) (357.343) 30.238.489 Administração .............................................................................................................................................................................................. 1.894.993 (1.065.400) (35.558) 794.035 Comercialização ........................................................................................................................................................................................... 128.090 (44.847) 83.243 55.963.174 (24.454.506) (392.901) 31.115.767 Em andamento Geração ........................................................................................................................................................................................................ 8.808.957 8.808.957 Administração .............................................................................................................................................................................................. 276.340 (32) 276.308 Comercialização ........................................................................................................................................................................................... 10.252 10.252 Arrendamento ............................................................................................................................................................................................... 1.212.002 1.212.002 10.307.551 (32) 10.307.519 5.259.212 5.259.212 Saldo da companhia investida ................................................................................................................................................................... 71.529.937 (24.454.506) (392.933) 46.682.498 31 de dezembro de 2009 Custo Depreciação acumulada (-) Obrigações especiais Valor líquido Em serviço Geração ........................................................................................................................................................................................................ 54.222.482 (22.628.381) (316.638) 31.277.463 Administração .............................................................................................................................................................................................. 632.283 (347.392) (139.935) 144.956 Comercialização ........................................................................................................................................................................................... 128.152 (40.540) 87.612 54.982.917 (23.016.313) (456.573) 31.510.031 Em andamento Geração ........................................................................................................................................................................................................ 5.330.686 5.330.686 Administração .............................................................................................................................................................................................. 202.849 202.849 Comercialização ........................................................................................................................................................................................... 7.001 7.001 Arrendamento ............................................................................................................................................................................................... 1.258.618 1.258.618 6.799.154 6.799.154 3.288.420 3.288.420 Saldo da companhia investida ................................................................................................................................................................... 65.070.491 66 (23.016.313) (456.573) 41.597.605 1 de janeiro de 2009 Custo Depreciação acumulada (-) Obrigações especiais Valor líquido Em serviço Geração ........................................................................................................................................................................................................ 34.311.782 (13.969.792) (1.030.877) 19.311.113 Administração .............................................................................................................................................................................................. 18.881.658 (7.739.950) (139.938) 11.001.770 Comercialização ........................................................................................................................................................................................... 127.405 (35.891) 91.514 53.320.845 (21.745.633) (1.170.815) 30.404.397 Em andamento Geração ........................................................................................................................................................................................................ 3.280.342 3.280.342 Administração .............................................................................................................................................................................................. 479.853 479.853 Comercialização ........................................................................................................................................................................................... 45.368 45.368 Arrendamento ............................................................................................................................................................................................... 1.305.235 1.305.235 5.110.798 5.110.798 980.464 980.464 Saldo da companhia investida ................................................................................................................................................................... 59.412.107 (21.745.633) (1.170.815) 36.495.659 Os itens que compreendem os ativos fixos da Companhia não podem ser vendidos nem penhorados como garantia. 67 (a) Mutações nos ativos fixos 1 de janeiro de 31 de dezembro de 2009 2009 Acréscimos Pogresso de transferência/ serviço Amortização Depreciação Capitalizações Saldo final Consolidado Geração Em serviço Depreciação acumulada Em andamento Obrigações especiais Total Administração Em serviço Depreciação acumulada Obrigações especiais Em andamento Total Comercialização Em serviço Depreciação acumulada Em andamento Obrigações especiais Imparidade Reversão de imparidade Depreciação de ativos sob provisão Reintegração acumulada Arrendamento Total Obrigações especiais Total Saldo da companhia investida Consolidado Total 52.661.823 312.968 1.613.468 (361.345) (2.493) (4.432) (21.397.298) 3.586.025 (476.285) 4.032.356 766 (1.610.225) 140.677 (531.740) (876.265) 327 (150.658) (22.608.078) 5.325.758 34.850.550 3.869.039 4.009 (752.408) (878.758) (154.763) 36.937.669 531.617 108.113 36.437 (43.871) (13) (304.071) (9.920) 174.170 (17.787) 84.600 (50.988) (6) 391.796 174.926 (14.336) (35.418) 127.405 747 (35.891) 45.368 136.882 215 (4.649) 112.532 108.630 (25.261) 2 (338.445) (9.918) 207.776 (25.272) 491.696 (40.540) 7.001 94.613 (150.899) (150.899) 616.573 (8.373) 1.305.235 554.841 35.515.195 632.283 128.152 (742.021) (418.874) 8.459 3.308 (122.140) 61.552 61.552 13.410 13.410 171 (743) (46.617) (8.945) 1.258.618 691.706 (44.052) 1.202.495 1.586 4.154.181 54.219.989 (417.288) (10.327) (247.019) (948.082) (154.763) 38.309.185 980.464 3.288.420 36.495.659 41.597.605 68 31 de dezembro de 2009 Saldo final Consolidado Geração Em serviço Depreciação acumulada Em andamento Obrigações especiais Total Administração Em serviço Depreciação acumulada Obrigações especiais Em andamento Total Comercialização Em serviço Depreciação acumulada Em andamento Total 31 de dezembro de 2010 Acréscimos (22.608.078) 5.325.759 (700.049) 4.754.629 (230) (530.968) 41.406 (295.762) (639.756) (29.555) (352.890) (23.936.262) 8.900.768 36.937.670 4.479.588 (6.674) (336.379) (639.756) (380.672) 40.053.777 632.284 113.909 29.454 (34.603) (9) (338.447) (9.917) 207.776 491.696 (23.945) 2.271 9.758 (49.138) (7.655) (75.398) (22.407) 1 73.392 163.356 128.152 (40.540) 7.001 94.613 (4.307) 3.251 (1.056) 1.202.495 90.991 (122.140) 61.552 (417.288) 38.309.186 — (32) 92.771 (47.501) (157.502) 1.773 Saldo final (82.023) Total Consolidado total Capitalizações 524.524 (1.748) Saldo da companhia investida Depreciação 425.008 13.410 (8.945) 1.258.618 Total Amortização 54.219.989 Obrigações especiais Imparidade Reversão de imparidade Depreciação de ativos sob imparidade Reintegração acumulada Arrendamento Obrigações especiais Progresso de transferência/ serviço (22.415) 55.089.271 741.034 — (457.925) (158) 184.529 467.480 (62) 128.090 (62) (44.847) 10.252 93.495 — — (32) 29.369 (61.552) (13.410) (10.693) 1.212.002 (46.616) — 2.976 4.735.855 29.369 (121.578) — 21.569 (14.329) (443.005) 1.201.277 (392.743) (783.749) (380.672) 41.423.286 3.288.420 5.259.212 41.597.606 46.682.498 69 17 Ativo financeiro – Concessão de Serviço público O item ativo financeiro - concessão, no montante de R$ 16.915.492 refere-se ao ativo financeiro a receber pelas companhias do Sistema Eletrobrás no âmbito das concessões para a distribuição de energia elétrica, advindo da aplicação do modelo misto, e no âmbito das concessões de transporte de energia elétrica no Brasil, advindos da aplicação do modelo financeiro. Total 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Transmissão Receita Anual Permitida - Ativo financeiro Circulante .............................................................................................................................................................................................. 726.507 715.720 522.852 Receita Anual Permitida - Ativo financeiro - Não circulante ............................................................................................................................................................................................... 6.718.361 5.703.925 9.559.261 Ativo financeiro indenizável - Concessões ................................................................................................................................................ 15.935.225 14.920.837 9.873.842 Distribuição Ativo financeiro indenizável - Concessões ................................................................................................................................................ 2.342.039 1.727.341 1.388.140 Ativo financeiro - Circulante ..................................................................................................................................................................... 726.507 715.720 522.852 Ativo financeiro - Não circulante .............................................................................................................................................................. 24.995.625 22.352.103 20.821.243 25.722.132 23.067.823 21.344.095 Ativo financeiro total ............................................................................................................................................................................... 18 Ativo financeiro - ITAIPU Considerando o projeto de ITAIPU como um fluxo de caixa, estabeleceu-se um ativo financeiro, conforme mostrado abaixo: 31 de dezembro de 2010 Contas a receber Direitos de reembolso Fornecedores de energia elétrica- Itaipu Obrigações de reembolso Ativos circulantes totais Contas a receber Direitos de reembolso Obrigações de reembolso 70 1 de janeiro de 2009 1.850.802 1.564.087 1.743.267 290.704 278.239 516.766 (588.983) (555.508) (601.427) (386.243) (722.826) (437.052) 997.015 854.656 1.100.155 35.715 104.336 199.646 1.910.996 1.803.348 4.312.809 (1.122.137) (1.033.265) (2.450.772) 824.574 Ativos não circulantes totais 31 de dezembro de 2009 874.419 2.061.683 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Ativos imobilizados de Itaipu Geração Em serviço ........................................................................................................................................................................................ 13.650.931 14.671.331 20.383.981 Em andamento .................................................................................................................................................................................. 420.050 321.625 425.819 14.070.981 14.992.956 20.809.800 Administração Em serviço ........................................................................................................................................................................................ 718.508 751.115 1.001.389 Em andamento .................................................................................................................................................................................. 34.024 126.346 247.090 752.532 877.461 1.248.479 16.645.102 17.599.492 25.220.117 Ativo financeiro Total - Itaipu - Consolidado ....................................................................................................................................... Os detalhes para a definição de um ativo financeiro de Itaipu estão listados abaixo. A descrição dos itens mais importantes encontra-se a seguir: (I) Quantias advindas da Comercialização de Energia Elétrica da Itaipu Binacional De acordo com a Lei No. 11.480/2007, o fator de ajuste para os contratos de financiamento assinados com a Itaipu Binacional, os contratos de cessão de creditos assinados com o Tesouro Nacional, foi removido desde 2007, assegurando à Companhia a total preservação de seu fluxo de recebimentos. Consequentemente, o Decreto No. 6.265, de 22 d novembro de 2007 foi editado, com o objetivo de regular a comercialização de energia elétrica da Itaipu Binacional, definindo o diferencial a ser aplicado na tarifa de transferência, criando um ativo relacionado à parte da diferenciação anual calculada, equivalente ao fator de ajuste anual removido do financiamento, a ser incluído anualmente na tarifa de transferência, a partir de 2008. Portanto, desde 2008, a diferença proveniente da remoção do fator de reajuste anual, cujos valores são anualmente definidos por um memorando interministerial dos Ministérios do Tesouro e Minas e Energia, começaram a ser incluídos na tarifa para a transferência de energia elétrica da Itaipu Binacional. A tarifa de transferência em vigor em 2010 inclui o montante equivalente a US$ 214.989, que será recebido pela Companhia por meio de encargos aos consumidores, concedidos pelo memorando MME/MF No. 398/2008. O montante proveniente da comercialização de energia elétrica gerada pela Itaipu Binacional, mostrados no item Direitos de reembolso, sob “ativos não circulantes”, de R$ 1.910.996 em 31 de dezembro de 2010, equivalente a US$ 1.146.919 (31 de dezembro de 2009 - R$ 1.803.348, equivalente a US$ 1.035.693 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 4.312.809 equivalente a US$ 1.845.447), dos quais R$ 1.122.137 mil, equivalente a US$ 673.470 mil, será restituído ao Tesouro Nacional até 2023 (Nota 25). Tais montantes serão realizados pela inclusão na tarifa de transferência a ser cobrada até 2023. (II) Comercialização de energia elétrica - Itaipu Binacional A Lei No. 10.438, de 26 de abril de 2002, atribuiu à ELETROBRÁS a responsabilidade pela aquisição de toda a energia elétrica gerada pela ITAIPU a ser consumida no Brasil, e para a comercialização dessa energia elétrica. Portanto, no ano fiscal de 2010, o equivalente a 34.464 GWh foi vendido, a tarifa de fornecimento de energia elétrica (compra) praticado pela ITAIPU foi de US$ 22,60/kW e a tarifa de transferência (venda) foi de US$ 24,63/kW. Os resultados provenientes da comercialização da energia elétrica de Itaipu, em conformidade com o Decreto N. 4.550, de 27 de dezembro de 2002, observando as emendas introduzidas pelo Decreto No. 6.265, de 22 de novembro de 2007, tiveram a seguinte alocação: (a) se positivo, será alocado, por meio de pro-rata ao consumidor individual, por meio de um crédito de bônus nas faturas de energia elétrica dos consumidores do Sistema Interligado Nacional de Energia Elétrica, para as classes residencial e rural com consumo mensal abaixo de 350 kWh. (b) se negativo, é incorporado pela ANEEL no cálculo da tarifa de venda de energia elétrica contratada no ano subsequente à formação do resultado. Essa operação de comercialização não tem impacto nos resultados da Empresa, e conforme a atual regulamentação, resultados negativos representam um direito incondicional de recebimento, e os resultados positivos representam uma obrigação efetiva. 71 No exercício fiscal de 2009, a atividade teve um superávit de R$ 192.493, e a obrigação resultante está incluída no item “Obrigações de reembolso”. 19 Ativo Intangível – Concessão de Serviço público Mutações em Ativos Intangíveis 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Intangível Acréscimos Amortização Amortização Transferências Saldo final Geração Ligada à concessão Em serviço .......................................................................................................................................................................................... 1.752.580 254.549 (225.906) (31.279) 86.970 1.836.914 Amortização acumulada ..................................................................................................................................................................... (296.423) (164.419) 21.635 (23.808) 26 (462.989) Passivos especiais ........................................................................................................................................................................................ (134.629) (51.216) 1.553 915 (6.045) (189.422) Em andamento .................................................................................................................................................................................... 163.148 48.018 (28.932) (85.246) 96.988 Passivos especiais ........................................................................................................................................................................................ (69.355) (24.255) 17.910 6.089 (69.611) Imparidade 1.415.321 62.677 (213.740) (54.172) 1.794 1.211.880 Total ............................................................................................................................................................................................................ 699.273 125.005 5.632 (17.107) 812.803 No vinculado à concessão (Outros) ........................................................................................................................................................... 699.273 125.005 5.632 (17.107) 812.803 Total ............................................................................................................................................................................................................ 2.114.594 187.682 (208.108) (71.279) 1.794 2.024.683 Intangível total ........................................................................................................................................................................................... Mutações em Ativos Intangíveis 31 de dezembro de 2009 Intangível Saldo final 31 de dezembro de 2010 Acréscimos Geração Ligada à concessão Em serviço ...................................1.836.914 387.224 Amortização acumulada ..............(462.989) (110.900) Passivos especiais .................................(189.422) (24.640) Em andamento ............................. 96.988 109.805 Passivos especiais ................................. (69.611) (29.407) Imparidade ............................................ Amortização (39.901) 5.394 1.315 (12.012) 2.814 Amortização (40.829) (26.530) 4.945 Outros (47) (6.307) Capitalizações Transferênci as Saldo final 27.257 2.170.618 491 (594.534) (7.800) (215.602) (22.877) 171.904 7.524 (88.680) (6.307) 1.211.880 332.082 (42.390) (62.414) (6.354) 4.595 1.437.399 Total ............................................................................................................................................................................................................ No vinculado à concessão 812.803 40.331 5.305 (21.581) (10.285) 826.573 (Outros) .................................................................................................................................................................................................. 812.803 40.331 5.305 (21.581) (10.285) 826.573 Total ............................................................................................................................................................................................................ 2.024.683 372.413 (37.085) (83.995) (6.354) (10.285) 4.595 2.263.972 Intangível total ........................................................................................................................................................................................... 20 Valor recuperável de ativos de longa duração A Companhia definiu o valor recuperável de seus ativos de longa duração com base no “valor em uso” que é maior que o “valor justo menos os custos de venda”. O valor em uso é calculado com base no valor presente do fluxo de caixa futuro estimado. 72 Os montantes alocados para essas hipóteses representam a apreciação da Administração da Companhia em tendências futuras para o setor elétrico e estão baseados não apenas nas fontes externas de informação mas também em dados históricos. O fluxo de caixa foi projetado com base nos resultados e projeções operacionais da Companhia até o fim da concessão, sob as seguintes hipóteses principais: • crescimento orgânico compatível com os dados históricos e as perspectivas de crescimento econômico brasileiro; • taxa média de desconto (5,65% para a geração, 5,18% para a transmissão e 5,88% para a distribuição) calculada por uma metodologia aplicada pelo Mercado, levando em consideração os custos de capital médio ponderado; • a taxa de crescimento não inclui a inflação. A análise estabeleceu a necessidade de constituir uma provisão para imparidade nos seguintes projetos no exercício de 2010: • Eletrosul – Em virtude de um atraso no início das operações na Usina de Passo São João, observado no ano de 2010, os fluxos de caixa futuros serão insuficientes para cobrir os custos. Portanto, em 31 de dezembro de 2010, uma imparidade no montante de R$ 135.138 foi contabilizada. • Amazonas Energia (atividade de distribuição) – No ano de 2010, a ANEEL estabeleceu uma nova metodologia para ajuste tarifário que inclui, entre outros fatores, a redução na remuneração do ativo (WACC regulatório). Esses fatores levaram à necessidade de estabelecer uma provisão para imparidade no montante de R$ 243.910. • Furnas - A Companhia calculou uma perda de R$ 596.662 mil, registrada em 1 de janeiro de 2009 e um ajuste de R$ 343.895 mil em 31 de dezembro de 2010, proveniente da redução na taxa de desconto, resultando em reversão de imparidade de R$ 252.767 mil em 31 de dezembro de 2010, ambos contabilizados sob o item Ativos imobilizados em andamento. Para o exercício de 2010, o efeito líquido da provisão para imparidade foi de R$ 117.281. 21 Fornecedores Este item inclui, principalmente, a energia elétrica comprada da Itaipu Binacional, e possui os seguintes detalhes: 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Circulante Bens, materiais e serviços ................................................................................................................................................................ 1.314.871 1.174.479 918.219 Energia comprada para revenda ....................................................................................................................................................... 3.850.379 1.896.966 1.541.098 CCEE – energia de curto prazo ........................................................................................................................................................ 515 8.169 44.976 5.165.765 22 3.079.614 2.504.293 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Adiantamentos de clientes 31 de dezembro de 2010 Adiantamentos de clientes Circulante Venda de energia elétrica antecipada - ALBRAS ...................................................................................................................................... 39.362 39.292 37.778 Adiantamentos de clientes - PROINFA ..................................................................................................................................................... 302.100 24.108 15.381 341.462 63.400 53.159 Não circulante Venda de energia elétrica antecipada - ALBRAS ...................................................................................................................................... 928.653 978.980 1.018.488 928.653 978.980 1.018.488 Total ........................................................................................................................................................................................................... 1.270.115 1.042.380 1.071.647 73 I ALBRÁS A subsidiária Eletronorte ganhou o leilão de compra de energia elétrica conduzido pela ALBRÁS em 2004 para um período de fornecimento de 20 anos, com uma média de 750 MW/mês até dezembro de 2006 e 800 MW/mês entre janeiro de 2007 e dezembro de 2024, determinando um preço compatível com a tarifa de break-even da UHE Tucuruí como parâmetro, mais um prêmio calculado de acordo com o preço do alumínio no London Metal Exchange (LME) - Inglaterra. Esse preço estabelecido constitui um derivativo embutido (veja a Nota 46). Com base nessas condições, a ALBRÁS, com o objetivo de reduzir o preço básico, realizou a oferta de uma pré-compra de energia elétrica com o pagamento adiantado, compreendendo adiantamentos de energia que serão realizados durante o período de fornecimento em prestações mensais fixas em MW média, de acordo com a tarifa efetiva no mês de cobrança. A operação ocorreu como se segue: 31 de dezembro de 2010 Adiantamentos recebidos 31 de dezembro de 2009 2004................................................................................................................................................................................................... 300.000 300.000 2005................................................................................................................................................................................................... 500.000 500.000 2006................................................................................................................................................................................................... 250.000 250.000 2007................................................................................................................................................................................................... 150.000 150.000 Total .................................................................................................................................................................................................. 1.200.000 1.200.000 Amortizações .................................................................................................................................................................................... (220.854) (181.728) Renda ................................................................................................................................................................................................ (10.493) Passivo Total ..................................................................................................................................................................................... 968.653 1.018.272 II PROINFA O PROINFA, instituído pela Lei No. 10.438/2002, e emendas, tem como objetivo diversificar a matriz de energia brasileira e buscar soluções regionais com a utilização de fontes de energia renovável, por meio do aproveitamento econômico dos insumos disponíveis e das tecnologias aplicáveis, resultando em maior participação de energia elétrica gerada a partir de novas fontes. programa assegura que a Eletrobrás pode comprar a energia elétrica a ser gerada por um período de 20 anos, a partir de 2006, que será transferida para concessionárias de distribuição, consumidores livres e produtores independentes, excluindo consumidores de baixa renda proporcionalmente ao consumo. As concessionárias de transmissão e distribuição pagam à Eletrobrás a quantia anual correspondente à contribuição de consumidores cativos, consumidores livres e produtores independentes ligados às suas instalações, em doze parcelas mensais, no mês anterior à data de referência do consumo de energia. Além disso, a fim de lidar com as necessidades de pagamento aos projetos de geração do PROINFA, no primeiro ano das operações do programa, as concessionárias de distribuição e transmissão, além das cotas relacionadas ao ano em vigor, realizou o pré-pagamento de uma décima segunda cota anual, considerando a contratação de todos os projetos incluídos no PROINFA. É importante mencionar que as operações relacionadas ao PROINFA não geram ganhos ou perdas econômicas para a Empresa. 23 Empréstimos Os detalhes dos Empréstimos, incluindo encargos, cujos fundos são alocados ao programa de investimentos do Sistema Eletrobrás. I Contratos da Eletrobrás (A) A Companhia possui contratos de empréstimos celebrados com agências multilaterais, tais como IDB, IRDB, KFW e EXIMBANK/JBIC, com garantias pelo governo federal. Estes contratos seguem um padrão de convênios aplicáveis aos contratos com agências multilaterais, que geralmente são acordados em negociações com este tipo de entidade. Nos contratos de empréstimo A/B dos empréstimos consorciados entre a CAF e os bancos comerciais, a Eletrobrás possui convênios normalmente praticados no mercado, entre os quais podemos mencionar: a existência de garantias corporativas, alterações no controle corporativo, cumprimento das licenças e autorizações, e restrições à alienação significativa de ativos; 74 em 2010, a Eletrobrás assinou um novo contrato com a CAF no montante de US$ 500.000, com o objetivo de compor o fundo para financiar as Subsidiárias. De acordo com as práticas de Mercado, existem dois contratos de empréstimos coordenados pelos BNP e CDB. Em 2009, a emissão de títulos no montante de US$ 1.000.000 foi concluída. Os títulos foram emitidos com um prazo de 10 anos, com vencimento em 30 de julho de 2009, com o resgate total no vencimento e um cupom de juros semestral à taxa de 6,875% ao ano, permitindo aos investidores que compraram os referidos títulos na data de liberação um rendimento de 7,0% ao ano. O preço de emissão foi de 99,112% do valor nominal, dos quais 60% das ofertas foram provenientes dos Estados Unidos, 30% da Europa e 10% da Ásia. Os recursos obtidos com esta operação no mercado internacional constituem o fundo para financiar as subsidiárias, com o objetivo de assegurar o cumprimento do programa de investimentos do Sistema Eletrobrás. Além dos empréstimos feitos, empréstimos concedidos e títulos atualmente registrados nos passivos da Empresa, ainda existe a hipótese de contrato de dívida com a CEEE. As negociações estão ocorrendo com outras agências multilaterais, tal como o European Investment Bank e a French Development Agency, com o objetivo de obter novas linhas de crédito. A Companhia está considerando a emissão de novos títulos em 2011. As negociações para contratos de empréstimos a serem assinados com o KFW, os quais serão transferidos para a subsidiária Eletrosul, e com o IRDB estão em estágios avançados. Não existem contratos com cláusulas de índices financeiros nos passivos da Eletrobrás. B Reserva Global de Reversão Este fundo foi criado pelo governo federal para cobrir as despesas relacionadas com as indenizações das reversões das concessões de serviço público de energia elétrica. Os recursos que compreendem o fundo não fazem parte dessas demonstrações financeiras e, enquanto não são usadas para os propósitos a que se destinam, estão sendo usados na concessão de financiamento para a expansão do setor brasileiro de energia elétrica, na melhoria do serviço e na implementação de programas do governo federal, por meio da Eletrobrás. A contribuição para criar a RGR é de responsabilidade das concessionárias de serviço público de energia elétrica, por meio de uma cota denominada reversão e a apropriação de serviços de energia elétrica em até 2,5% dos investimentos em licenças e nas concessionárias, limitados a 3% de sua receita anual. O valor da cota é calculado como um componente de custo do serviço dessas entidades (veja a Nota 31), e não constitui receitas ou ativos da Eletrobrás. As concessionárias pagam suas cotas anuais da RGR, em doze prestações mensais, em uma conta bancária restrita, gerenciada pela Eletrobrás, que opera a conta dentro dos limites previstos pela Lei No. 5.655/1971 e emendas posteriores, que não tem reflexo nas demonstrações financeiras da Empresa, uma vez que é uma entidade independente em relação à Eletrobrás. Entretanto, a Eletrobrás recebe os recursos da RGR para aplicar em projetos de investimentos específicos, financiados pela Empresa, especialmente: I - a expansão dos serviços de distribuição de energia elétrica; II - o incentivo às fontes alternativas de energia elétrica; III - os estudos de inventário e viabilidade para a criação de projetos hidrelétricos; IV - a implementação de geração de força de até 5.000 kW, exclusivamente para o serviço público em comunidades assistidas por um sistema isolado de energia elétrica; V - a iluminação pública eficiente; VI - a conservação de energia elétrica pro meio da melhoria na qualidade de produtos e serviços; VII- a universalização ao acesso à energia elétrica. A Eletrobrás remunera os recursos retirados da RGR e usados em companhias financiadas no setor brasileiro de energia elétrica com juros anuais de 5%, sem qualquer tipo de indenização. Em 31 de dezembro de 2010, o saldo retirado do Fundo e usado em diversos investimentos totalizaram R$ 8.159.038 (31 de dezembro de 2009 - R$ 7.656.946 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 7.193.770) e estão incluídos no item “Empréstimos”, em passivos. 75 31/12/2010 ENCARGOS CIRCULANTE Taxa média 31/12/2009 PRINCIPAL Quantidad CIRCULANT e E ENCARGOS CIRCULANTE NÃO CIRCULANT E Taxa média 1/1/2009 PRINCIPAL Quantidad CIRCULANT e E ENCARGOS CIRCULANTE NÃO CIRCULANT E Taxa média PRINCIPAL Quantidad CIRCULANT e E NÃO CIRCULANT E Moeda Estrangeira Instituições financeiras Banco de Desenvolvimento Interamericano - IDB ..................... Corporação Andino de Fomento CAF ............................................... Kreditanstalt fur Wiederaufbau KFW .............................................. AMFORP & BEPCO ........................... Dresdner Bank ..................................... Eximbank............................................. BNP Paribas ..................................................... Outros .................................................. Títulos.............................................................. Títulos- Dresdner Bank ........................ CREDIT SUISSE ................................. Outros.............................................................. Tesouro Nacional - ITAIPU ................. Moeda Nacional Reserva Global de Reversão - RGR .............................. Fundo de investimento em direitos de crédito............................................ Outros .................................................. 4,16% 6,25% 2,15% 7,75% 6,87% 2.202 31.001 201.509 5,32% 3.659 9.886 25.634 1.935.355 3,97% 22.040 70 — — 1.591 338 807 21.158 — — 44.999 57.703 33.188 43.556 — — 292.490 601.060 33.881 3,87% — 6,25% 2,15% 1,86% 183 — 775 1.654 15.044 446 14.894 213.683 3.107.852 43.801 3.812 54.162 — — 499.860 1.666.200 57.974 — 32.397 242.977 5,32% 5.489 43.482 369.600 1.205.446 4,76% 10.340 0 1.635.900 23.811 — 23.810 41.288 — 3.942 52.205 — 48.458 309.651 737.695 23.854 5,73% 6,50% 6,25% 2,15% 6,40% 376 0 331 2.544 2.170 6.994 59.698 128 45.110 56.823 — 475.533 95.514 0 95.513 482.981 566.327 12.179.675 125.248 2.620.286 28.244 680.774 15.425.510 — 3.984 59.421 — — 522.360 1.741.200 2.166.060 63.405 — 7,75% 6,87% 5.347 — — — 701.100 — 2.263.560 5.347 — 701.100 7,75% 2.412 349.744 7.978.640 3.342 344.448 8.701.253 — — — 2.412 349.744 7.978.640 3.342 344.448 8.701.253 — — — 75.280 563.427 13.252.552 110.548 469.696 13.585.098 — — — 8.159.038 — 33.591 — 7.672.055 680.774 — 16.126.610 7.248.309 — 65.039 — 1.164.718 — 9.858.382 — 63.468 — 471.563 — 7.135.389 — 54.061 — 367.071 — 3.535.312 65.039 1.164.718 18.017.419 63.468 471.563 14.807.444 54.061 367.071 10.783.621 140.320 1.728.145 31.269.971 174.016 941.259 28.392.542 87.652 1.047.845 26.910.231 A parte de longo prazo dos empréstimos e financiamentos expressos em milhares de dólares americanos possui os seguintes vencimentos: Matriz ................................................................................................................... Consolidado ................................................................................................ 2012 2013 2014 2015 117.445 273.459 145.901 339.716 183.825 418.018 408.798 951.845 76 Após 2015 7.204.178 16.774.199 Total 8.060.147 18.767.237 II Arrendamento financeiro A subsidiária Amazonas Energia possui operações de arrendamento financeiro, para o qual foi registrado um passivo e os respectivos ativos fixos. A reconciliação entre os pagamentos mínimos futuros do arrendamento financeiro e o término do período e seu valor presente estão apresentados na tabela abaixo: 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Inferior a um ano ....................................................................................................................................................................................... 244.098 249.738 230.500 Superior a um e inferior a cinco anos ........................................................................................................................................................ 1.220.493 1.248.690 1.152.501 Superior a cinco anos ................................................................................................................................................................................. 2.213.161 2.514.030 2.504.769 Encargos financeiros futuros sobre arrendamento financeiro .............................................................................................................................................................................................. 416.322 (69.014) 381.390 Total de pagamentos mínimos de arrendamento financeiro .............................................................................................................................................................................................. 4.094.074 3.943.444 4.269.160 Ajustes a valor presente ............................................................................................................................................................................. (2.279.042) (2.195.169) (2.477.654) Valor presente dos pagamentos ................................................................................................................................................................. 1.815.032 1.748.275 1.791.506 Inferior a um ano ....................................................................................................................................................................................... 120.485 108.827 106.435 Superior a um e inferior a cinco anos ........................................................................................................................................................ 602.315 544.056 530.860 Superior a cinco anos ................................................................................................................................................................................. 1.092.232 1.095.392 1.154.211 O valor justo dos Empréstimos correntes é igual ao seu valor contábil, já que o impacto do desconto não é significativo. 77 III Garantias A quantia aprovisionada, apresentada sob passivos não circulantes, em relação às garantias da Eletrobrás, representam 1% do montante total dos fundos já liberados pelos bancos de financiamento até o final de 2010, sendo a melhor estimativa de tal provisão na data do balanço. A Companhia participa como avalista de um número de projetos cujos montantes garantidos, previsões e montantes pagos estão apresentados nas tabelas abaixo: 31 DE DEZEMBRO DE 2010 Empresa Banco financiador Participação da Subsidiária Montante do financiamento (Pa rte da Subsidiária) Projeção de Saldo Devedor Fim do exercício Saldo devedor em 31/12/2010 2011 2012 A serem liberados 2013 Após 2013 UHE Tucuruí ...................... Subestação Miranda II ........ SE São Luís II e III ............. Norte Transmissora ............. Manaus Transmissora ......... Linha Verde ........................ LT y Subestação Ribeiro Golçalves-Balsas .......... UHE Jirau ........................... SPE Manaus Transmissora ................ BNDES BNDES BNDES BNDES BNDES BTG Pactual 100,00% 100,00% 100,00% 24,50% 30,00% 49,00% 941.000 47.531 13.653 72.275 75.428 147.000 586.834 39.522 13.653 72.275 75.428 — 483.261 35.966 12.596 — — 147.000 381.522 32.523 11.621 — — — 279.783 29.081 10.646 — — — — — — — — — BNB BNDES 100,00% 20,00% 70.000 1.444.000 — 833.313 — 1.542.895 — 1.660.531 — 1.600.332 — — BNDES 24,50% 72.275 72.275 ESBR .................................. Bradesco 20,00% 68.888 68.888 63.220 IE Madeira .......................... BNDES/ Bancos de transferência BNDES BNDES/ Bancos de transferência /FNO BNDES BNDES BNDES BNDES BNDES/ Bancos de transferência 24,50% 100,00% 98.336 1.034.410 86.802 915.060 39,00% 40,00% 30,62% 49,50% 100,00% 2.589.051 655.287 60.153 257.263 224.000 2.256.456 781.186 58.452 — 100.384 24,50% 98.336 86.802 49,00% 49,00% 49,00% 100,00% 20,00% 13.827 — — 183.330 1.444.000 — — — 186.857 833.313 13.109 — — 186.856 1.542.895 11.946 — — 177.913 1.660.531 10.793 — — 164.850 1.600.332 — — — — — 49,00% 364.834 304.014 370.235 344.907 322.102 — BNDES/ Bancos de transferência 100,00% 126.221 124.256 112.468 100.679 89.365 — BNDES/ Bancos de transferência 100,00% 270.197 199.526 172.189 150.327 128.576 — BNDES BNDES Bradesco BNDES 90,00% 24,50% 20,00% 100,00% 201.077 72.275 68.888 207.000 20.108 19.691 68.888 — 201.077 — 63.220 — 190.604 — 27.051 — 165.469 — 7.232 — — — — — BNDES BNDES BNB ANEEL BNB 100,00% 100,00% 49,00% 15,00% 49,00% 283.411 6.146.256 12.250 156.915 40.951 — — 16.748 156.915 — — 1.358.092 — 125.532 — — 3.403.542 — 109.841 — — 5.036.976 — 109.841 — — 1.109.280 — 109.841 — 17.560.318 7.977.646 10.876.641 13.004.482 14.375.328 1.219.121 UHE Simplício.................... UHE Santo Antônio ............ UHE Foz do Chapecó ......... UHE Baguari ...................... UHE Serra do Facão ........... UHE Batalha ....................... IE Madeira .......................... Companhia de Transmissão Centroeste de Minas ..... Goiás Transmissão .............. MGE ................................... UHE Passo de São João ...... UHE Jirau ........................... UHE Mauá .......................... RS Energia .......................... SC Energia .......................... Eólicas Cerro Chato I, II e III ........................... Norte Transmissora ............. ESBR .................................. UHE São Domingos............ Porto Velho Transmissora ................ Angra 3 ............................... Mangue Seco 2 ................... Belo Monte ......................... Mangue Seco 2 ................... Total.................................... BNDES Banco do Brasil Banco do Brasil BNDES BNDES BNDES/ Bancos de transferência Montante garantido (parte da subsidiária ) Milhões de R$ 78 Total garantido em 31 de dezembro de 2010 Milhões de R$ — — — — 27.051 7.232 — — 953.499 — 887.741 — 822.560 — — 2.444.652 767.164 55.856 — 224.859 2.848.008 717.886 51.560 — 208.698 3.082.029 668.175 47.263 — 192.691 — — — — — — — — Projeção de Saldo Devedor fim do exercício - R$ Milhões 2011 2012 2013 — A ser garantido R$ milhões Após 2013 Montante garantido (parte da subsidiária ) Milhões de R$ Total garantido em 31 de dezembro de 2010 Milhões de R$ Projeção de Saldo Devedor fim do exercício - R$ Milhões 2011 2012 2013 A ser garantido R$ milhões Após 2013 Total ............................................................................................................................................................................................................. 17.560 7.978 10.877 13.004 14.375 1.219 Subsidiarias .................................................................................................................................................................................................. 9.137 2.042 3.427 5.254 6.665 1.109 SPE .............................................................................................................................................................................................................. 8.423 5.936 7.481 7.766 7.710 110 A Companhia apresentou no item Provisões, sob passivos não circulantes, o valor justo dos montantes garantidos pela Eletrobrás e já liberados pelos bancos de financiamento. O valor justo é calculado com base em 1% do total liberado até 31 de dezembro de 2010, como mostrado abaixo: Montante fornecido Garantia devida em 1 de janeiro de 2009.................................... 18.046 Alterações em 2009 ........................................................... 62.383 Garantia devida em 31 de dezembro de 2009 ............................. 80.429 Alterações em 2010 ...........................................................(653) Garantia devida em 31 de dezembro de 2010 ............................. 79.776 UHE Passo de São João - Este empreendimento, de total propriedade da subsidiária Eletrosul possui capacidade instalada de 77MW e investimentos projetados de R$ 260.000 mil. Uma operação de financiamento foi autorizada pelo BNDES no montante de R$ 183.330, amortizados em 192 meses (16 anos) e um período de carência até 15 de julho de 2010. A Eletrobrás, por meio da Deliberação No. 020/2008 e da Resolução No. 030/2008, assinou este contrato como avalista. UHE Simplício - Este empreendimento, de total propriedade da Furnas, possui capacidade de geração instalada de 337,7 MW e investimentos estimados de R$ 1.200.000 mil. O BNDES autorizou um financiamento no montante de R$ 1.034.410, amortizados em 192 meses (16 anos), com um período de carência até 15 de julho de 2010. A Eletrobrás, por meio da Deliberação No. 019/2008 e da Resolução No. 029/2008, assinou este contrato como avalista. UHE Mauá - Este empreendimento possui capacidade instalada de 361MW e uma participação de 51% pela Copel. O BNDES aprovou dois financiamentos, no montante individual de R$ 182.417, um direto e o outro indireto, a serem amortizados em 192 meses (16 anos) e um período de carência até 15 de janeiro de 2012. A Eletrobrás, por meio da Deliberação No. 014/2009 e da Resolução No. 109/2009, assinou este contrato como avalista. UHE Jirau – A EFE Energia Sustentável do Brasil, criada pelas subsidiárias Eletrosul, Chesf, GDF Suez Energy e Camargo Corrêa, venceram a licitação para construir e operar a UHE Jirau, com capacidade instalada de 3.450MW, localizada no Rio Madeira, na cidade de Porto Velho, no Estado de Rondônia. O BNDES aprovou dois financiamentos, um direto e o outro por meio de bancos de transferência, no montante de R$ 7.273.395, a serem pagos em 240 meses (20 anos). A Eletrobrás, por meio da Deliberação No. 062/2009 e da Resolução No. 428/2009, assinou este contrato como avalista com participação de (20%) de cada uma de suas subsidiárias. UHE Santo Antônio – A EFE Madeira Energia S.A. - MESA, criada pela 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. venceram a licitação para construir e operar a UHE Santo Antônio, localizada no Rio Madeira, com capacidade instalada de 3.150.4 MW. Por meio da Deliberação No. 030/2009, de 27 de março de 2009, a assinatura da Eletrobrás como parte anuente no Contrato de Capitalização celebrado entre as companhias, no montante de R$ 6.638.593, sobre a participação mantida pela Furnas (39%), foi aprovada. A Subestação Miranda II – empreendimento empresarial com o objetivo de instalar o terceiro transformador de 230 / 138 / 13,8 kV e conexões associadas, aumentando e melhorando o sistema de transmissão da Eletronorte no Estado do Maranhão. Por meio da Deliberação No. 202/2009, de 21 de dezembro de 2010, a garantia corporativa para o financiamento do BNDES, no montante de R$ 47.531 foi aprovada. 79 UHE Foz do Chapecó – A EFE Foz do Chapecó Energia é responsável pela implementação da UHE Foz do Chapecó, com capacidade instalada de 855 MW. Por meio da Deliberação No. 085/2010, de 30 de março de 2010, as garantias fornecidas pela Eletrobrás para a Furnas em instrumentos contratuais, substituindo as Fianças Bancárias contratadas, limitadas à participação de Furnas na EFE (40%, totalizando R$ 653.200) foram aprovadas. UHE Baguari - projeto empresarial de Furnas, a UHE Baguari terá 140MW de capacidade instalada e está localizada no estado de Minas Gerais. Por meio da Deliberação No. 078/2010, de 30 de março de 2010, a garantia concedida pela Eletrobrás no contrato de financiamento com o BNDES, no montante de R$ 60.153, foi aprovada. UHE Serra do Facão – a UHE Serra do Facão compreende uma EFE, criada por Furnas (49,5%), Alcoa Alumínio S.A. (30,5%), DME Energética (10%) e Camargo Corrêa Energia S.A (10%), e terão uma capacidade instalada de 210MW. Por meio da Deliberação No. 142/2010, de 19 de maio de2010, a garantia concedida pela Eletrobrás do financiamento junto ao BNDES, no montante total de R$ 520.000 mil , proporcional à participação de Furnas (R$ 257.400), foi aprovada. Eólicas Cerro Chato I, II e III – as EFEs Eólicas Cerro Chato I, II e III foram criadas pela Eletrosul (90%) e Wobben (10%). O orçamento deste empreendimento, que compreende três sítios de 30 MW cada um, é de R$ 406.000 mil, com um financiamento de 80% (R$ 325.000 mil) a uma taxa de juros de 4,5% ao ano e a serem pagos em 10 anos (período de carência de 2 anos). Com a Deliberação No. 193/2010, de 29 de julho de 2010, o endosso da Eletrobrás de 90% do montante financiado para este empréstimo (R$ 292.500) foi aprovado. Subestação São Luiz II e III – empreendimento corporativo relacionado à subestação São Luiz III e à linha de transmissão São Luiz I - São Luiz II, de aproximadamente 36 km no Estado do Maranhão. Por meio da Deliberação No. 140/2010, de 19 de maio de 2010, a garantia corporativa da Eletrobrás em relação ao financiamento do BNDES para este empreendimento, no montante de R$ 13.653 (TJLP + 1,3% + 1,28 em 14 anos) foi aprovada. Norte Transmissora de Energia - EFE Norte Brasil Transmissora, com participação da Eletronorte (24,5%) e da Eletrosul (24,5%) tem como objetivo a implantação, a operação e a manutenção da linha de transmissão Porto Velho/Araraquara, com extensão de 2.375 km. Por meio da Deliberação No. 139/2010, a garantia concedida no contrato de curto prazo, no montante de R$ 295.000, proporcional à participação da Eletronorte (24,5%) e da participação da Eletrosul (24,5%), resultando em R$ 144.550, foi aprovada. Manaus Transmissora de Energia - EFE Manaus Transmissora de Energia, com a participação da Eletronorte (30%) e da Chesf (19,5%), tem como objetivo a implantação, a operação e a manutenção de quatro subestações e uma linha de transmissão de 586 km (LT Oriximiná / Itacoatiara / Cariri). A fim de tornar o investimento viável, um empréstimo de curto prazo junto ao BNDES, no montante de R$ 251.426, foi contratado. Por meio da Resolução No. 138/2010, a garantia concedida pela Eletrobrás neste contrato, limitado à participação de suas subsidiárias (49,5%, resultando em R$ 124.445), foi aprovada. Mangue Seco 2 - EFE com participação de 49% da Eletrobrás e 51% da Petrobras com o objetivo de construir e operar três usinas eólicas em Guacari, no Rio Grande do Norte. Por meio da Deliberação No. 209/2010, a garantia concedida pela Eletrobrás, proporcional à sua participação (R$ 12.250), no contrato de empréstimo de curto prazo junto ao BNB foi aprovada. UHE Batalha – Para a UHE Batalha, um empreendimento corporativo de Furnas com capacidade de geração de 52,5 MW e localizada entre os estados de Minas Gerais e Goiás, um contrato de empréstimo junto ao BNDES, no montante de R$ 224.000 mil foi assinado. A Eletrobrás, por meio da Deliberação No. 169/2010, aparece como avalista do referido contrato. RS e SC Energia – a Eletrobrás concedeu uma garantia para a Eletrosul sobre o empréstimo junto ao BNDES e bancos de transferência na compra de uma participação acionária das companhias Schahin Engenharia S.A. e Engevix Engenharia S.A. nas companhias de transmissão RS e SC Energia. Por meio da Deliberação No. 073/2010, a garantia concedida pela Eletrobrás foi aprovada. IE Madeira - EFE Interligação Elétrica do Madeira S.A., com participação acionária de Furnas (24,5%) e da Chesf (24,5%), contratou um empréstimo de curto prazo junto ao BNDES no montante total de R$ 401.370. Por meio da Deliberação No. 196/2010, a garantia concedida pela Eletrobrás, por meio da assinatura de Contratos de Fiança Bancária, ao empréstimo, limitado à participação acionária de suas subsidiárias, foi aprovada. 80 Belo Monte - UHE Belo Monte, localizada no Rio Xingu, terá uma capacidade instalada de 11.233 MW. Para este propósito, a EFE Norte Energia foi criada, com participação acionária da Chesf (15%), da Eletronorte (19,98%) e da Eletrobrás (15%). Por meio da Deliberação No. 230/2010, a garantia concedida pela Eletrobrás em nome da EFE cobrindo os passivos com a seguradora JMALUCELLI no âmbito do contrato de contragarantia, , no montante de R$ 156.915, foi aprovada. ESBR - a Deliberação 171/2010 aprovou a garantia concedida pela Eletrobrás nos contratos de emissão de Cartas de Crédito entre o Banco Bradesco e a EFE ESBR no contrato de fornecimento do gerador e da turbina assinado com a Dong Fang Eletrioc Corp. para a UHE Jirau no montante da participação acionária de suas subsidiárias (R$ 82,.21, representando 40% de sua participação acionária). 81 24 Empréstimo compulsório O empréstimo compulsório do consumo de energia elétrica, instituído pela Lei No. 4156/1962 com o objetivo de gerar fundos para a expansão do setor de energia do Brasil, foi extinto pela Lei No. 7.181, de 20 de dezembro de 1983, que definiu a data de 31 de dezembro de 1993 como a data final para a cobrança. Durante a primeira fase deste empréstimo compulsório, terminado com a instituição do Decreto-lei No. 1.512/1976, a cobrança incluía diversas classes de consumidores de energia e os fundos dos contribuintes estavam representados por títulos ao portador emitidos pela Eletrobrás. Em uma segunda fase, iniciando com as provisões contidas no referido Decreto-lei, o empréstimo compulsório em questão foi cobrado apenas das indústrias com consumo de energia elétrica mensal superior a 2.000 kWh, e os fundos dos contribuintes não foram mais representados por títulos, mas apenas registrados à forma escritural pela Eletrobrás. O saldo devedor do empréstimo compulsório, após a quarta conversão em ações em 30 de abril de 2008, relacionados aos créditos de 1988-2004, está registrado em passivos circulantes e não circulantes, com data de vencimento a partir de 2008, juro anual acumulado de 6%, acrescidos de ajustes monetários com base na variação do IPCA-E e corresponde, em 31 de dezembro de 2010 a R$ 157.616 (31 de dezembro de 2009, para R$ 140.299 e 1 de janeiro de 2009, R$ 215.071), dos quais R$ 141.425 são não circulantes (31 de dezembro de 2009 - R$ 127.358 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 129.866). I Títulos ao portador emitidos pela Eletrobrás Os títulos ao portador emitidos como resultado do empréstimo compulsório não são títulos negociáveis, não são comercializados em bolsas de valores, não são cotizados e são inexigíveis. Portanto, a Administração da Eletrobrás esclarece que a Companhia não possui debêntures em circulação. A emissão desses títulos foi uma imposição legal e não uma decisão da Eletrobrás. Do mesmo modo, este não foi o desejo dos portadores dos títulos, mas eles foram obrigados a cumprir um dever jurídico por força da Lei No. 4.156/1962. A decisão do Conselho da Comissão de Valores Mobiliários brasileira proferida no processo administrativo CVM No. RJ 2005/7230, arquivado pelos detentores desses títulos, afirma textualmente que "os títulos emitidos pela Eletrobrás em decorrência da Lei No. 4156/1962 não podem ser considerados títulos de valores mobiliários”. A CVM também entendeu que não há irregularidade nos procedimentos adotados pela Eletrobrás sobre suas demonstrações financeiras referentes a esses títulos, nem na comunicação de ações judiciais (veja a Nota 27) buscando o resgate destes títulos. Além disso, a inexequibilidade desses títulos ao portador foi reforçada pelas decisões do Superior Tribunal de Justiça, o qual reiterou o entendimento que eles prescreveram e não podem ser usados como garantia para execuções fiscais. Portanto, os títulos ao portador emitidos na primeira fase deste empréstimo compulsório, conforme resolução da Comissão de Valores Mobiliários Brasileira - CVM, não podem ser considerados debêntures. Além disso, por força das provisões no Artigo 4, parágrafo 11, da Lei No. 4.156/1962 e do Artigo 1 do Decreto No. 20.910/1932, eles são inexequíveis, uma condição publicada no comunicado No. 344 do Superior Tribunal de Justiça - STJ, o qual menciona que esses títulos não podem ser usados como garantia para execuções fiscais, uma vez que não são líquidos e não são debêntures. Como resultado, os passivos relacionados ao empréstimo compulsório representam os fundos residuais fornecidos entre 1988 e 1994 pelos consumidores industriais com consumo que excedeu 2.000 kW/h, referindo-se à segunda fase deste empréstimo compulsório, assim como os juros não reclamados referentes a estes fundos, conforme descritos a seguir: 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Circulante Juros a pagar ..................................................................................................................................................................................... 16.925 13.675 85.946 Não circulante Fundos recebidos .............................................................................................................................................................................. 141.425 127.358 129.866 158.350 82 141.033 215.812 25 Conta de Consumo de Combustível - CCC A Conta de Consumo de Combustível (CCC), criado pelo Decreto No. 73.102, de 7 de novembro de 1973, tem como objetivo o grupamento da distribuição de custos relacionados ao consumo de combustível na geração de energia termoelétrica, especialmente na Região Norte do país. De acordo com a Lei No. 8.631, de 4 de março de 1993, a Companhia administra os montantes relacionados ao pagamento de impostos realizados pelas concessionárias de serviço público de energia elétrica, para o crédito na Conta de Consumo de Combustível - CCC, correspondendo a cotas anuais alocadas para despesas com combustível para a geração de energia elétrica. Os montantes registrados em ativos circulantes, como compensação para os passivos circulantes, correspondem à disponibilidade de recursos mantidos em uma conta bancária vinculada, e a cotas não pagas pelas concessionárias. É importante mencionar que a Lei No. 12.111, de 09 de dezembro de 2009, introduz alterações profundas nas hipóteses para contratar energia elétrica e receber incentivos, incluindo para lugares isolados, a serem interligados no futuro próximo. Portanto, as provisões nela são imediatamente efetivas, a fim de permitir às Concessionárias, durante o período de transição para o Sistema Interconectado Nacional – (SIM), mantendo os incentivos. Com essa medida, as companhias receberão o mesmo tratamento dado às concessionárias SIN quando o modelo atual foi criado. O propósito da Lei No. 12.111/2009 é reembolsar os custos com a geração de energia elétrica em Sistemas Isolados, incluindo os custos relacionados com a contratação de energia elétrica, bem como a energia associada à geração própria, para atender o sérvio de serviço público de distribuição de energia elétrica, os encargos do setor elétrico e os impostos e investimentos realizados, que ocorrerão por meio da Conta de Consumo de Combustível Fóssil - CCC. 26 Imposto de renda e outros impostos a pagar 31 de dezembro de, 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Imposto de renda........................................................................................................................................................................................ 400.167 454.235 1.120.332 Contribuição Social ................................................................................................................................................................................... 252.752 157.948 456.332 PASEP y COFINS ..................................................................................................................................................................................... 153.256 147.963 231.399 ICMS ......................................................................................................................................................................................................... 70.267 73.014 103.160 PAES ......................................................................................................................................................................................................... 930.552 1.016.863 1.055.263 Outros ........................................................................................................................................................................................................ 513.327 387.232 316.222 Total ........................................................................................................................................................................................................... 2.320.321 2.237.255 3.282.708 Passivos circulantes .......................................................................................................................................................................... 1.102.672 963.365 810.536 Passivos não circulantes ................................................................................................................................................................... 1.217.649 1.273.890 2.472.172 (a) Incentivos fiscais - SUDENE A Medida Provisória No. 2.199-14, de 24 de agosto de 2001, conforme emenda pela Lei No. 11.196, de 21 de novembro de 2005, autoriza as companhias da região nordeste, com projetos no setor de infraestrutura considerados pelo Executivo como uma prioridade para o desenvolvimento regional, a reduzir seu imposto de renda com o objetivo de investimentos em projetos de instalação, expansão, modernização ou diversificação. Em 2008, a subsidiária Chesf obteve o direito de reduzir em 75% seu imposto de renda, calculado com base em seu lucro operacional, conforme definido. Tal incentive foi concedido até 2017. Este ano, os incentivos fiscais mencionados acima totalizaram R$ 380.357 (R$ 163.153 em 31 de dezembro de 200), registrados na demonstração de resultado para o exercício como uma redução do imposto de renda. (b) Programa de Parcelamento Especial - PAES As subsidiárias Furnas, Eletrosul, Eletronorte, Amazonas Energia, e Ceal optaram pelo refinanciamento de suas obrigações fiscais. O prazo do financiamento está limitado a 180 meses e o saldo devedor é corrigido pela taxa de juros de longo prazo - TJLP e pela SELIC. 83 27 Quota de Regulação 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Circulante Reserva Global de Reversão - RGR ................................................................................................................................................. 113.103 138.208 101.758 CCC/CDE......................................................................................................................................................................................... 53.896 22.397 33.112 Compensação financeira – recursos hídricos ................................................................................................................................... 390.792 404.767 536.115 Tarifa de Inspeção da ANEEL ......................................................................................................................................................... 5.547 7.007 12.394 PROINFA......................................................................................................................................................................................... 20.902 17.054 11.259 OUTROS .......................................................................................................................................................................................... 609 584.240 589.433 695.247 28 Remuneração dos acionistas I O estatuto da Companhia estabeleceu um dividendo mínimo mandatório de 25% do resultado líquido, corrigido em conformidade com a Lei das Sociedades Anônimas Brasileiras, observando a remuneração mínima para as ações preferenciais Classe A e Classe B de 8% e 6% respectivamente, do capital relacionado a esses tipos e classes de ações, prevendo a possibilidade de pagamento de juros sobre o capital próprio– JCP. A tabela abaixo apresenta o resultado líquido corrigido e o montante da remuneração mínima mandatória, na forma de JPC, imputado no dividendo mínimo, nos termos da lei aplicável, bem como a remuneração total oferecida aos acionistas, a ser aprovada na Assembleia Geral Ordinária: 31 de dezembro de 2010 Resultado líquido para o exercício......................................... 2.247.913 (-)Ajustes de Avaliação ......................................................... (3.166.317) = Base de cálculo ...................................................................(918.404) Dividendo mínimo (+)Realização da Reserva de Reavaliação ............................. 16.092 (+)Reversão de reserva de lucros ........................................... 2.205.694 Dividendo mínimo estatutário – ações preferenciais ...................................................................... 370.755 Remuneração oferecida aos acionistas Dividendo mínimo (JCP) sobre o rendimento para o exercício ......................................................................... 370.755 Dividendos adicionais (JCP) – ações ordinárias .................... 753.201 1.123.956 Em 2010, a Eletrobrás registrou juros sobre o capital próprio - JCP que totalizaram R$ 370.755 (R$ 741.509 em 2009) como remuneração total aos acionistas, atribuída aos dividendos para aquele exercício, de acordo com as provisões estatutárias, cuja remuneração, por ação, foi realizada como descrita a seguir: 31 de dezembro de 2010 Remuneração por ação - Expressos em R$ Ações ordinárias Ações preferenciais Classe A Ações preferenciais Classe B 31 de dezembro de 2009 3,6029% do capital (2009 -1,77%) 0,83 0,41 9,4118 % do capital (2009 9,41%) 2,17 2,17 7,0588% do capital (2009 -7,06%) 1,63 1,63 Conforme as leis fiscais em vigor, um imposto de renda de 15% é cobrado sobre a remuneração proposta aos acionistas como juros sobre o capital. 84 A correção cobre o período de 1 de janeiro de 2010 até a data do início efetivo do pagamento da remuneração, sendo que a data definida foi definida pela Assembleia Geral Ordinária, na qual avaliará as Demonstrações financeiras atuais e proporá a alocação dos resultados deste exercício. A parte relacionada à atualização monetária, calculada pela taxa SELIC, de acordo com a legislação em vigor, está sujeita a imposto de renda retido na fonte. Em conformidade com as resoluções da 50ª. Assembleia Ordinária dos Acionistas, que aconteceu em 30 de abril de 2010, o pagamento da remuneração dos acionistas para o exercício 2009, na forma de JCP, teve início em 18 de maio de 2010. II O Conselho de Administração da Companhia decidiu em janeiro de 2010, pelo pagamento do saldo da Reserva Especial de Dividendos Não Distribuídos em quatro prestações anuais, a partir do ano de 2010. Essa decisão teve como base a melhoria na posição de caixa da Companhia no exercício de 2009. Os indivíduos e as companhias titulares de ações da Eletrobrás em 29 de janeiro de 2010 têm direito a receber o pagamento mencionado. Ainda de acordo com o estatuto da Eletrobrás, os fundos referidos continuarão a ser corrigidos pela variação da taxa SELIC até a data do pagamento efetivo de cada parcela, com a retenção do imposto de renda retido na fonte, in conformidade com a legislação em vigor. O saldo da remuneração dos acionistas, indicado sob “passivos circulantes”, inclui a quantia de R$ 167.211 (R$ 219.153 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 154.401, em 1 de janeiro de 2009), relacionados às remunerações não reclamadas para os anos de 2007, 2008, 2009 e 2010. A remuneração relacionada ao ano de 2006 e aos anos anteriores prescreveram, de acordo com o estatuto da Empresa. 29 Contas a pagar ao Tesouro Nacional Brasileiro Circulante 31 de dezembro de 2010 Aquisição de ações da CEEE-GT e CEEE-D Outros 30 31 de dezembro de 2009 Não circulante 1 de janeiro de 2009 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 85.904 6.866 68.720 7.316 62.231 10.005 234.313 16.172 287.646 23.660 362.601 40.828 92.770 76.036 72.236 250.485 311.306 403.429 Benefícios Pós-Emprego As companhias no Sistema Eletrobrás patrocinam planos de pensão para seus funcionários, bem como planos de assistência médica e seguro de vida de pós-emprego em certos casos. Estes benefícios são classificados como benefícios definidos. Em virtude da estrutura descentralizada do Sistema Eletrobrás, cada segmento patrocina seu próprio pacote de benefícios de pós-emprego. Em geral, o Grupo oferece aos seus aposentados atuais e futuros e seus dependentes, benefícios como pensão, seguro saúde e seguro de vida pós-emprego, conforme apresentado na seguinte tabela: Benefícios Pós-Emprego patrocinados por companhias do Sistema Eletrobrás Benefícios do plano de pensão Empresa Plano DB Plano Liquidado Plano DC Outros benefícios do plano de pensão Seguro de vida Seguro saúde Eletrobrás ..................................................................................................................................................................................................... X X X Amazonas .................................................................................................................................................................................................... X X Boa Vista ..................................................................................................................................................................................................... X X X Ceal .............................................................................................................................................................................................................. X X X Cepisa .......................................................................................................................................................................................................... X CGTEE ........................................................................................................................................................................................................ X Chesf ............................................................................................................................................................................................................ X X X X Eletronorte ................................................................................................................................................................................................... X X X X Eletronuclear ................................................................................................................................................................................................ X X X Eletrosul ....................................................................................................................................................................................................... X X X Furnas .......................................................................................................................................................................................................... X X X X 85 Com a adoção da IFRS, a Administração da companhia decidiu alterar a política contábil para o reconhecimento dos ganhos e perdas atuariais, adotando desde 1 de janeiro de 2009, a política de reconhecimento imediato dos ganhos e perdas atuariais diretamente em Outros resultados abrangentes. Os resultados do Grupo Eletrobrás são apresentados a seguir. A data de avaliação para cada ano é 31 de dezembro, bem como para o cálculo do valor justo dos ativos dos planos As tabelas abaixo apresentam a reconciliação do valor presente das obrigações dos benefícios definidos e o valor justo dos ativos do plano com as quantias registradas no balanço patrimonial para os benefícios de pensão e para os benefícios de pós-emprego. Tabela 1a - Planos de benefícios de pensão - Quantias reconhecidas no balanço e na demonstração de resultado do exercício 2010 2009 2008 Valor presente das obrigações atuariais total ou parcialmente financiadas ....................................................................................................................................................................... 16.998.502 14.424.138 13.297.053 Valor justo dos ativos dos planos............................................................................................................................................................... (19.238.810) (14.984.812) (12.366.388) Valor presente das obrigações que excedem o valor justo dos ativos ...................................................................................................................................................................................... (2.240.308) (560.674) 930.665 Compensação de quotas – Plano DC ......................................................................................................................................................... (360.959) 62.548 (34.289) Quantia máxima de ativos atuariais sujeitos a reconhecimento no final do exercício ................................................................................................................................................... Dívida entre patrocinador e plano .............................................................................................................................................................. 1.057.783 1.314.210 1.975.677 Passivo/(ativo) de benefícios pós-emprego................................................................................................................................................ 1.621.389 1.589.104 2.212.513 Quantia acumulada em OCI no final do exercício ..................................................................................................................................... (455.604) 513.389 (800.711) Custo atual do serviço ................................................................................................................................................................................ 241.651 214.860 n/a Custo dos juros sobre os passivos atuariais ............................................................................................................................................... 1.388.730 1.391.289 n/a Contribuições esperadas dos participantes (-) ............................................................................................................................................ (223.581) (206.651) n/a Rendimento esperado dos ativos (-) ........................................................................................................................................................... (1.439.109) (1.184.816) n/a Despesa/(Receita) reconhecido no exercício ............................................................................................................................................. (32.309) 214.682 n/a Tabela 1b - Outros benefícios pós-emprego– Quantias reconhecidas no balanço e na demonstração de resultado para o exercício 2010 2009 2008 Valor presente dos passivos atuariais sem financiamento ......................................................................................................................... 885.207 754.057 477.529 Valor justo dos ativos dos planos Valor presente das obrigações que excedem o valor justo dos ativos ..................................................................................................................................................................................................... 885.207 754.057 477.529 Quantia máxima de ativos atuariais sujeitos a reconhecimento no final do exercício Dívida entre patrocinador e plano Passivo/(ativo) de benefícios pós-emprego................................................................................................................................................ 885.207 754.057 477.529 Quantia acumulada em OCI no final do exercício Custo atual do serviço ................................................................................................................................................................................ 10.757 11.065 n/a Custo dos juros sobre os passivos atuariais ............................................................................................................................................... 33.176 10.650 n/a Contribuições esperadas dos participantes (-) ............................................................................................................................................ n/a Rendimento esperado dos ativos (-) ........................................................................................................................................................... n/a 86 2010 2009 2008 Despesa/(Receita) reconhecido no exercício ............................................................................................................................................. 43.933 21.715 n/a 87 (a) Divulgação de benefícios de pensão Resultados consolidados dos benefícios de pensão – reconciliação do valor presente dos passivos de benefícios definidos: Tabela 2a - Planos de benefícios de pensão – Alterações no valor presente dos passivos atuariais 2010 2009 2008 Valor presente dos passivos atuariais no início do exercício ................................................................................................................................................................................................ 14.424.138 13.297.053 Custo atual do serviço ................................................................................................................................................................................ 241.651 214.860 Juros sobre passivos atuariais .................................................................................................................................................................... 1.388.730 1.391.289 Benefícios pagos no exercício (-) .............................................................................................................................................................. 869.157 861.266 Compensação de cotas - Plano DC 249.922 (60.524) Perdas/(ganhos) atuariais ........................................................................................................................................................................... 312.176 221.970 Valor presente de passivos atuariais no final do exercício ................................................................................................................................................................................................ 16.998.502 14.424.138 13.297.053 Resultados consolidados dos benefícios de pensão - reconciliação do valor justo dos ativos dos planos: Tabela 2b - Planos de benefícios de pensão – Alterações e detalhes do valor justo dos ativos dos planos 2010 2009 2008 Valor justo dos ativos dos planos no início do exercício ................................................................................................................................................................................................ 14.984.812 12.366.388 Benefícios pagos durante o ano ................................................................................................................................................................. 869.157 861.266 Contribuições dos participantes pagas durante o ano ................................................................................................................................ 191.105 172.699 Contribuições do empregador pagas durante o ano .................................................................................................................................. 215.972 501.323 Compensação de cotas – Plano DC ........................................................................................................................................................... 311.034 143.779 Rentabilidade esperada dos ativos no ano.................................................................................................................................................. 3.035.964 2.535.082 Valor justo dos ativos dos planos no final do exercício ............................................................................................................................. 19.238.810 14.984.812 12.366.388 (Ganhos)/Perdas dos ativos dos planos ...................................................................................................................................................... (1.564.380) (1.316.314) Resultados consolidados dos benefícios de pensão – Montante reconhecido em Outros resultados abrangentes: Tabela 2c - Planos de benefícios de pensão – Alterações em Outros resultados abrangentes - ORA 2010 2009 2008 Quantia acumulada em OCI no final do exercício ..................................................................................................................................... 513.389 (800.711) Total perdas/(ganhos) atuariais do exercício ............................................................................................................................................. (1.050.993) (1.444.449) Alterações nos efeitos do reconhecimento do limite de ativos no período ................................................................................................................................................................................... 1.289.439 512.332 Ajuste a dívida registrado em OCI............................................................................................................................................................. (1.207.439) 2.246.217 Efeito da adoção da IAS 19 registrado em OCI ......................................................................................................................................... (800.711) Quantia acumulada em OCI no final do exercício ..................................................................................................................................... (455.604) 513.389 (800.711) Resultados consolidados dos benefícios de pensão – Alterações em ativos/passivos de benefícios pós-emprego no ano: 88 Tabela 2d - Planos de benefícios de pensão - Alterações em ativos/passivos de benefícios pós-emprego a partir de benefícios pós-emprego 2010 2009 2008 Passivo/(ativo) de benefícios pós-emprego no início do exercício ................................................................................................................................................................................................ 1.589.104 2.215.513 Despesa/(Receita) reconhecida na demonstração de rendimentos ........................................................................................................................................................................................... (32.309) 214.682 Contribuições do empregador pagas durante o ano (-) ............................................................................................................................. (215.972) (501.323) (Ganhos)/perdas atuariais reconhecidos imediatamente em OCI .................................................................................................................................................................................................. (1.050.993) (1.444.449) Aumento/(diminuição) no montante máximo de ativos atuariais sujeitos a registro no exercício ............................................................................................................................................... 1.289.439 512.332 Compensação de cotas – Plano DC ........................................................................................................................................................... 358.942 592.349 Ajuste a dívida registrado em OCI............................................................................................................................................................. (316.822) Efeito da adoção da IAS 19 ....................................................................................................................................................................... 2.215.513 (Ativo)/passivo de benefícios pós-emprego no final do exercício ................................................................................................................................................................................................ 1.621.389 1.589.104 2.215.513 (b) Divulgação de outros benefícios pós-emprego Resultados consolidados de outros benefícios pós-emprego – reconciliação do valor presente dos passivos de benefícios definidos: Tabela 3a - Planos de benefícios de pensão – Alterações no valor presente de passivos atuariais 2010 2009 2008 Valor presente de passivos atuariais no início do exercício ....................................................................................................................... 754.057 477.529 Custo atual do serviço ................................................................................................................................................................................ 10.757 11.065 Juros sobre passivos atuariais ................................................................................................................................................................... 33.176 10.650 Benefícios pagos no ano (-) ....................................................................................................................................................................... 8.414 7.533 Perdas/(ganhos) atuariais ........................................................................................................................................................................... 78.803 247.280 Valor presente de passivos atuariais no final do exercício ........................................................................................................................ 392.506 754.057 477.529 Resultados consolidados de outros benefícios pós-emprego - reconciliação do valor justo dos ativos dos planos: Tabela 3b – Outros planos de benefícios pós-emprego – Alterações e detalhes do valor justo dos ativos dos planos 2010 2009 2008 Valor justo dos ativos dos planos no início do exercício ........................................................................................................................... Benefícios pagos durante o ano ................................................................................................................................................................. 8.414 7.533 Contribuições dos participantes pagas durante o ano ................................................................................................................................ Contribuições do empregador pagas durante o ano .................................................................................................................................. 8.414 7.533 Rendimento esperado dos ativos no exercício ........................................................................................................................................... Valor justo dos ativos no final do exercício ............................................................................................................................................... Perdas/(ganhos) atuariais Rentabilidade esperada dos ativos no ano 89 Tabela 6a - Planos de benefícios de pensão - Ajustes por experiência do plano 2010 2009 Valor presente das obrigações atuariais total ou parcialmente financiadas .......................................... Valor justo dos ativos dos planos .................................. 16.998.502 (19.238.810) 14.424.138 (14.984.812) Excedente/(Déficit) ....................................................... (2.240.308) (560.674) Ajustes por experiência nos passivos do plano ............. Ajustes por experiência nos ativos do plano ................. 312.176 (1.564.380) 221.970 (1.316.314) Tabela 6b - Outros benefícios pós-emprego - Ajustes por experiência do plano Valor presente das obrigações atuariais total ou parcialmente cobertas ......................................................... Ajustes por experiência nos passivos do plano ....................... (c) 2010 2009 392.506 20.522 336.466 (39.084) Hipóteses atuariais As hipóteses atuariais apresentadas abaixo foram usadas no cálculo do passivo de benefício definido e das despesas do exercício. Hipóteses atuariais para 31 de dezembro de 2010 Hipóteses Eletrobrás Taxa real de desconto atuarial anual .............. 5,50% Taxa de inflação real anual projetada ........... 4,50% Taxa de rentabilidade real anual de ativos ..... 10,25% Taxa de crescimento real anual dos salários ....................... 2,00% Taxa de crescimento real anual dos custos médicos ........... n/a Taxa de crescimento real anual do benefício ..................... 0,00% Fator de capacidade......... 100% Turnover ......................... 0,00% Mortalidade geral ............ AT-2000 Mortalidade de deficientes .................. AT-83 Entradas de deficiência .................. LIGHT weak Porcentagem de pessoas casadas .......... 95% Diferença de idade H - M .......................... 4 anos Amazonas Boa Vista Ceal Cepisa CGTEE 6,00% 6,00% 5,00% 6,00% 6,00% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 10,77% 10,77% 9,73% 10,77% 10,77% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% n/a 1,00% n/a n/a n/a 0,00% 100% 0,00% AT-83 0,00% 100% 0,00% AT-83 AT-83 AT-83 0,00% 100% 0,00% AT-83 0,00% 100% 0,00% AT-83 AT-83 AT-83 0,00% 100% 0,00% AT-2000 AT-83 LIGHT weak LIGHT weak LIGHT weak LIGHT weak LIGHT weak 95% 95% 95% 95% 95% 4 anos 4 anos 90 4 anos 4 anos 4 anos Hipóteses CHESF Taxa real de desconto atuarial anual .... 6,00% Taxa de inflação real anual projetada .......................................... 4,50% Taxa de rentabilidade real anual de ativos ............................................... N/I Taxa de crescimento real anual dos salários ............................................ 2,00% Taxa de crescimento real anual dos custos médicos ................................ n/a Taxa de crescimento real anual do benefício .......................................... 0,00% Fator de capacidade.............................. 100% Turnover .............................................. 0,00% Mortalidade geral ................................. AT-83 Mortalidade de deficientes ................... AT-83 Entradas de deficiência ........................ LIGHT weak Porcentagem de pessoas casadas.......... 95% Diferença de idade H - M..................... 4 anos (d) Eletronorte Eletronuclear Eletrosul Furnas 6,00% 6,00% 5,00% 6,00% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% N/I 10,77% 9,73% 10,77% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% N/I 1,00% 1,00% 1,00% 0,00% 100% 0,00% AT-2000 AT-83 LIGHT weak 95% 4 anos 0,00% 100% 0,00% AT-2000 AT-83 LIGHT weak 95% 4 anos 0,00% 100% 0,00% AT-83 AT-83 LIGHT weak 95% 4 anos 0,00% 100% 0,00% AT-83 AT-83 LIGHT weak 95% 4 anos Efeitos de um ponto percentual nas taxas de alteração de tendência dos custos médicos A tabela a seguir apresenta os efeitos no valor presente do passivo de benefícios definidos e no custo atual dos serviços e os custos de juros decorrentes do aumento e da diminuição de um ponto percentual na taxa de tendência dos custos médicos. As alterações nas tendências das taxas para custos médicos: Alterações nas taxas de custos médicos CHESF Efeitos sobre o serviço e custos por juros – acréscimo de 1% (2,0%) ......... Efeitos sobre o serviço e custos por juros – redução de 1% (0%)................ Efeitos sobre o passivo de benefício definido – acréscimo de 1% (2,0%) ... Efeitos sobre o passivo de benefício definido – redução de 1% (0%) ......... 91 2 1 8 6 Eletronorte 6.010 4.526 40.192 29.723 Eletronuclear 2.916 5.569 19.439 38.386 Eletrosul 623 577 4.277 4.020 Furnas 23.985 17.366 163.103 117.283 (e) Quantias incluídas no valor justo dos ativos do plano Categoria do ativo Eletrobrás Quantias imediatamente disponíveis ......... Pensão a realizar ....................................... Investimentos em títulos públicos ............. Investimentos em ações ............................ Investimentos em fundos .......................... Investimentos em imóveis ......................... Empréstimos e financiamentos ................. Créditos e depósitos privados ................... Outros ....................................................... Pensão a pagar (-) ..................................... Investimentos a pagar (-) ......................... 2 17.027 721.794 270.507 1.044.770 104.576 117.264 242.399 77.171 (4.627) (3.095) 5 103 34.447 1.074 35.552 2.791 7.622 2.587.788 101.599 Categoria do ativo Quantias imediatamente disponíveis ......... Pensão a realizar ....................................... Investimentos em títulos públicos ............. Investimentos em ações ............................ Investimentos em fundos .......................... Investimentos em imóveis ......................... Empréstimos e financiamentos ................. Créditos e depósitos privados ................... Outros ....................................................... Pensão a pagar (-) ..................................... Investimentos a pagar (-) ......................... CHESF 1.667 38.755 2.185.223 549.441 1.258.115 36.075 235.162 26.730 (20.402) (123.224) 4.187.542 31 Amazonas Boa Vista 10 36 8.968 279 10.540 736 1.617 20.978 (963) (10) Eletronorte Ceal 5.182 (132) (17) 27.219 Eletronuclear 92 11.504 475.461 14.365 396.673 41.198 51.614 377.631 126 (2.113) (3.764) 1.362.787 435 17.073 7.407 310.072 18.399 4.223 (24.128) (842) 332.639 Eletrosul 84 4.936 264 2.026 1.395.204 33.639 35.875 19.895 34.304 (19.583) (21) 46 27.290 404.983 1.506.623 Cepisa CGTEE 1.490 1 278 967 71.147 35.803 53.631 2.340 6.465 130.451 4.178 3.833 26.557 (3.212) (991) (105) (18) 139.830 Furnas Consolidado (14.031) (21.005) (5.547) 17.838 7.396.350 180.002 251.911 23.021 105.899 (774.043) (176) 4.362 760.603 3.902.287 898.740 12.503.304 428.675 760.406 662.945 287.140 (870.313) (137.705) 917.468 7.843.967 19.200.444 471.946 23.142 30.644 255 642.910 192.985 Provisões para contingências Na data das demonstrações financeiras, a Empresa registrou as seguintes provisões para passivos contingentes, por natureza: 31 de dezembro de 2010 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Circulante Trabalhistas ...................................................................................................................................................................................... 80.355 90.266 78.438 Fiscais............................................................................................................................................................................................... 105.013 23.454 75.110 Cíveis ............................................................................................................................................................................................... 63.368 131.118 149.904 Outros ............................................................................................................................................................................................... 8.844 7.870 257.580 252.708 303.452 Não circulante Trabalhistas ...................................................................................................................................................................................... 814.248 719.869 731.922 Fiscais............................................................................................................................................................................................... 177.294 190.046 208.750 Cíveis ............................................................................................................................................................................................... 2.672.024 2.449.066 2.672.119 Outros ............................................................................................................................................................................................... 237.723 169.936 156.875 92 3.901.289 3.528.917 3.769.666 4.158.869 3.781.625 4.073.118 A Eletrobrás e suas subsidiárias são partes envolvidas em diversas ações judiciais, principalmente cíveis e trabalhistas, as quais estão em diversos estágios de julgamento. A Administração da Companhia adota o procedimento de classificar as ações judiciais movidas contra a Companhia por risco de perda, com base no parecer de seus consultores jurídicos, conforme descrito a seguir: • provisões são feitas para os processos com um provável resultado desfavorável para uma Empresa; • para os processos com um possível resultado desfavorável para a Empresa, as informações correspondentes são divulgadas em notas explicativas, se for o caso, e • para os processos com um resultado desfavorável remoto para a Empresa, somente as informações que a critério da Administração são consideradas como importantes para o total entendimento das Demonstrações financeiras estão divulgadas nas Notas Explicativas. Portanto, a fim de cobrir as perdas, fazemos provisões para contingências, conforme mencionado acima, líquido de depósitos judiciais e considerados pela Administração da Companhia e suas subsidiárias, e por seus consultores jurídicos, que sejam suficientes para cobrir as perdas em ações judiciais de qualquer natureza, neste exercício fiscal, com a seguinte composição: Saldo em 1 de janeiro de 2009 ................................................. 4.073.118 Constituição de provisão ................................................ 563.247 Reversões de provisão .................................................... (498.894) Pagamentos .................................................................... (232.453) Atualização monetária .................................................... (123.394) Saldo em 31 de dezembro de 2009 .......................................... 3.781.624 Constituição de provisão ................................................ 674.074 Reversões de provisão .................................................... (251.330) Pagamentos ....................................................................(59.930) Atualização monetária ....................................................14.431 Saldo em 31 de dezembro de 2010 .......................................... 4.158.869 1 Ações movidas contra a Companhia e suas subsidiárias, que estão provisionadas: 1.1 Ações cíveis 1.1.1 Na matriz A provisão para contingências cíveis na companhia matriz, totalizando R$ 1.290.567 (31 de dezembro de 2009 - R$ 1.317.575 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 1.416.819), corresponde às ações judiciais que reivindicam a aplicação dos critérios do correção monetária diferentes daqueles definidos por legislação específica aos créditos escriturais do empréstimo compulsório estabelecido a partir de 1978. Estas ações judiciais são diferentes daquelas que buscam o resgate dos títulos ao portador, atualmente inexequíveis, emitidos como resultado do empréstimo compulsório. As demandas que estão relacionadas às provisões contestam o sistema de cálculo da correção monetária determinado pelas leis que regem o empréstimo compulsório, que é usado para atualizar os créditos estabelecidos a partir de 1978. Estes créditos foram liquidados em sua totalidade pela Eletrobrás através de conversões em ações nas Assembleias Gerais Extraordinárias de nº 72, 82 e 142 da Eletrobrás. Atualmente, há 1.537 ações judiciais em várias instâncias judiciais e a Administração da Empresa, amparada por seus conselheiros legais, estima entre oito a dez anos como um prazo médio para resolver definitivamente as ações judiciais em andamento. Em uma decisão promulgada em 12 de agosto de 2009, que se refere aos fundos do Empréstimo compulsório, o Superior Tribunal de Justiça (STJ) concedeu parcialmente os recursos interpostos pela Eletrobrás, uma vez que os créditos das 1ª e 2ª conversões foram considerados prescritos. A taxa Selic também foi considerada não aplicável ao capital, com juros apenas na data de intimação. A conversão destes fundos foi mantida a seu valor contábil. Como resultado desta decisão, as hipóteses de cálculo consideradas no processo de avaliação da provisão foram revisadas levando em consideração os impactos oriundos dos aspectos legais e metodológicos resultantes da decisão do tribunal. Portanto, a Administração da Companhia mantém uma provisão de R$ 1.290.567, correspondente a 100% dos prejuízos esperados. 1.1.2 Nas subsidiárias 93 1.1.2.1 Na subsidiária Chesf: (a) Apesar de ser considerado pela Administração, amparado pelos conselheiros legais da Empresa, como um processo de risco de perda remoto, existe uma ação de cobrança em andamento apresentada pela Construtora Mendes Júnior S.A., contratada para construir a Usina Hidrelétrica de Itaparica, por supostas perdas financeiras resultantes de atrasos nos pagamentos de faturas pela Empresa. A ação de cobrança referida está baseada na Ação Declaratória feita com o propósito de declarar a existência de uma relação de crédito entre a Mendes Júnior e a Chesf, assegurando o reembolso financeiro. Nesta ação de cobrança a Construtora Mendes Junior S.A. recebeu a sentença do Juiz do 4º Circuito, subsequentemente revogada, que condenou a Chesf a pagar o valor, incluindo honorários advocatícios e inflação durante o mês de agosto de 1996, calculado de acordo com os critérios determinados pelo tribunal - de aproximadamente R$ 7 bilhões, não atualizados desde esta data. Após a decisão da Suprema Corte do Brasil sobre o não reconhecimento do recurso especial apresentado pela Construtora Mendes Júnior, e a ratificação da decisão da 2ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça de Pernambuco, anulando a sentença, e determinando a redistribuição do processo para um dos Tribunais Federais de Pernambuco, o processo foi enviado para o 12° Tribunal Federal, sob o número 2000.83.00.014864-7 para nova inspeção e nova sentença. A inspeção foi apresentada. Deve ser mencionado que o Inspetor, respondendo à questão da Chesf, declarou “não é possível, a partir da análise dos registros contábeis da Mendes Júnior, declarar que ela levantou fundos no mercado financeiro, nos períodos em que existiam pagamentos atrasados de faturas, especificamente para o financiamento das obras em Itaparica". Essa resposta foi confirmada pela análise feita pelo Assistente Técnico da Chesf, que incluiu um exame detalhado das demonstrações financeiras da Mendes Júnior. Com base nestes resultados, a Chesf solicitou o indeferimento da ação judicial. O Ministério Público Federal apresentou um pedido para declaração de nulidade de todo o processo e em sua essência, solicitou o indeferimento da ação judicial. A ação judicial foi julgada procedente em parte com base na sentença publicada em 8 de março de 2008. Contra a sentença, a Chesf apresentou solicitações para esclarecimentos, chefiada pelo Excelentíssimo Juiz através de uma decisão que esclareceu alguns aspectos da sentença relacionados ao cálculo da dívida da Chesf com a Mendes Júnior. Contra esta sentença a Chesf apresentou um recurso, pedindo o indeferimento total da ação judicial, considerando que, em sua ação de cobrança, a Mendes Junior deveria, com o objetivo de justificar qualquer tipo de compensação financeira, em conformidade com a decisão da Ação Declaratória apresentada anteriormente, provar que levantou fundos especificamente para financiar as obras de Itaparica, em virtude do atraso no pagamento por parte da Chesf de algumas faturas e que os custos financeiros que foram incorridos com esta captação de fundos, teriam sido maiores que os encargos adicionais totais pagos pela Chesf provenientes destes atrasos. O Governo Federal e o Ministério Público Federal interpuseram um recurso com a mesma orientação que a apresentada pela Chesf. Na sessão realizada em 25 de outubro de 2010, o Tribunal Federal da 5ª Região julgou procedente o recurso interposto pela Chesf, Ministério Público Federal e da União e julgou esta ação completamente infundada. Existem informações de recursos especiais e extraordinários interpostos pela Construtora Mendes Júnior e o Sindicato, embora a Chesf não tenha sido intimada a apresentar quaisquer contra-argumentos com relação a estes recursos. Em 31 de dezembro de 2010, a Companhia estava esperando por quaisquer recursos eventuais pela contratada Mendes Júnior. Considerando a decisão pelo Tribunal Regional Federal da 5ª Região, consideramos o risco de perda da Chesf nesta ação judicial como remota. (b) A Chesf é autora de uma ação judicial pleiteando a declaração de nulidade parcial do aditivo ao contrato de turn-key (ajuste de preço analítico fator – K) da Usina Hidrelétrica de Xingó, executado com um consórcio abrangendo a Companhia Brasileira de Projetos e Obras - CBPO, a CONSTRAN S.A. - Construções e Comércio e a Mendes Júnior Engenharia S.A., assim como a devolução dos valores pagos, como fator-K, na quantia aproximada de R$ 350 milhões, em dobro. A ação judicial foi apresentada no tribunal federal, mas por decisão do Tribunal Regional Federal – 5ª Região será tratada no Tribunal Estadual de Pernambuco. A ação judicial apresentada pela companhia foi considerada infundada. A reconvenção apresentada pelos réus obteve uma posição favorável do juiz do 12º Tribunal Civil do Tribunal Distrital de Recife e a decisão foi confirmada pela 2ª Câmara Civil do Tribunal de Justiça de Pernambuco. A Chesf e o Governo Federal, assistente da Chesf nesta ação judicial, interpuseram recursos especiais e extraordinários para discutir a decisão proferida no processo principal e as decisões proferidas nesta ação judicial que possam anulá-la. Em agosto de 2010, o Tribunal Superior de Justiça concedeu ajuda a um destes recursos especiais apresentados pela Chesf, reduzindo a quantia em controvérsia, implicando assim em uma redução substancial dos honorários advocatícios a serem pagos, por fim, no processo principal. O Tribunal Superior de Justiça rejeitou os outros recursos interpostos pela Chesf e pelo governo federal, respeitando a decisão do Tribunal de Justiça de Pernambuco, que considerou como infundadas as ações declaratórias apresentadas pela Chesf e concedeu auxílio à reconvenção apresentada pelos réus. O Tribunal Superior 94 de Justiça reduziu substancialmente os honorários advocatícios. As partes ainda não foram notificadas sobre estas decisões e provavelmente elas podem recorrer destas decisões. Em novembro de 1998, os réus solicitaram uma execução provisória da decisão, no valor de R$ 245 milhões e o processo foi suspenso conforme determinado pelo procurador-chefe do Tribunal Superior de Justiça (PET 1621). Esta liminar foi o assunto do agravo de instrumento do Consórcio, que foi julgado em 24 de junho de 2002, deferindo, por unanimidade, a liminar previamente concedida pelo procurador-chefe do Tribunal Superior de Justiça, removendo assim a possibilidade de executar os montantes resultantes do processo, antes da decisão judicial final e sem direito a recurso. Subsequentemente, os réus apresentaram um processo para o cálculo da sentença perante o juiz do 12º Tribunal Cível do Recife, sob o pressuposto de que todos os recursos da Chesf e do Governo Federal foram negados. Nos registros deste processo para o cálculo da sentença, o juiz do 12º Tribunal Cível reconheceu que a competência para julgar esta afirmação é do tribunal federal, considerando que o governo federal é a parte interessada no caso. O Consórcio Xingó interpôs um agravo de instrumento contra esta decisão e o Tribunal de Justiça de Pernambuco alterou sua decisão e determinou que os tribunais estaduais fossem a jurisdição competente para julgar o processo para o cálculo da sentença. A Chesf e o governo federal interpuseram recursos especiais e extraordinários contra esta decisão, que estão pendentes de julgamento. Subsequentemente, o Juiz Substituto no 12º Tribunal Distrital Civil do Recife proferiu uma decisão que fixa o montante da sentença em R$ 842.469 e a Chesf interpôs um pedido de esclarecimento de julgamento contra tal decisão, considerando que ela não expressa uma opinião sobre as várias contestações interpostas pela Chesf no relatório da perícia apresentado pelo especialista do tribunal. O juiz do 12º Tribunal Civil destituiu o processo para o cálculo da sentença, uma vez que a matéria estava sub judice no Tribunal Superior de Justiça; contra tal decisão, o Consórcio Xingó interpôs um agravo de instrumento no Tribunal de Justiça de Pernambuco; que está pendente de julgamento. A administração, com base no parecer de seus conselheiros legais e com base nos cálculos que incluem a suspensão do pagamento das parcelas do fator-K e ajustes monetários respectivos, mantém uma provisão registrada sob passivos não circulantes, em 31 de dezembro de 2010 no valor de R$ 427.193 com o objetivo de cobrir prejuízos oriundos desta questão. Esta disposição corresponde à glosa parcial do Fator K entre julho de 1990 e dezembro de 1993, em conformidade com a lei Nº 8030/1990 e suspensão total do pagamento do Fator K, entre janeiro de 1994 e janeiro de 1996, como a Companhia entende. Não existe prazo para a conclusão da disputa. 1.1.2.2 Na subsidiária Eletronorte Diversas ações cíveis de natureza compensatória por perdas financeiras, em virtude de pagamentos atrasados aos Fornecedores e de desapropriação de áreas inundadas pelos reservatórios das usinas hidrelétricas. O valor estimado da provável perda é de R$ 553.313. 1.2 Reclamações trabalhistas 1.2.2 Nas subsidiárias 1.2.2.1 Na subsidiária Furnas (a) Data de referência dos Engenheiros O sindicato dos Engenheiros do Rio de Janeiro apresentou reclamações trabalhistas com o objetivo de recuperar as diferenças salariais relacionadas à mudança na data de referência dos engenheiros. Estas reclamações estão em fase de cálculo da sentença. O valor estimado para cobrir perdas ocasionais que sejam consideradas prováveis pelos consultores jurídicos, em 31 de dezembro de 2010, é de R$ 32.267. (b) Prêmio por trabalho perigoso Várias ações judiciais foram apresentadas solicitando prêmio por trabalho perigoso, entendendo que a porcentagem total deverá ser concedida e não uma porcentagem proporcional para todos os funcionários que trabalham sob o risco de eletricidade. (c) Complemento de aposentadoria Refere-se ao saldo a pagar relacionado ao complemento de aposentadoria – igualdade com os funcionários ativos. 1.2.2.2 Na subsidiária Eletronorte 95 Várias ações judiciais, em sua maioria oriundas de ações relacionadas ao prêmio por trabalho perigoso, o Plano Bresser, horas extras, o cálculo de multa de FGTS e o alinhamento da curva de remuneração. A perda estimada provável é de R$ 168.008. 1.2.2.3 Na subsidiária Cepisa Os processos referem-se a várias ações judiciais apresentados contra a Cepisa, por funcionários atuais ou ex-funcionários, envolvendo hora extra, prêmio por trabalho perigoso, prêmio por trabalho árduo, suportes de equivalência/salários, insalubridade, diferenças no FGTS, indenização para danos morais oriundos de acidentes de trabalho e reintegração de trabalhadores demitidos, totalizando o valor de R$ 46.096. 1.3 Ações fiscais 1.3.1 Nas subsidiárias 1.3.1.1 Na subsidiária Furnas Avisos de autos de infração - FINSOCIAL, COFINS e PASEP Em 3 de maio de 2001, a Companhia recebeu avisos de auto de infração relacionados ao FINSOCIAL, COFINS e PASEP, no valor atualizado de R$ 1.098.900 (R$ 791.796 histórico), como resultado das exclusões nas bases de cálculo relacionadas principalmente para a transferência de energia e transporte de ITAIPU por um período de dez anos. Estes avisos de autos de infração sobrepuseram outros avisos emitidos em 1999 por um período de inspeção de cinco anos, no valor de R$ 615.089, que foram utilizados para a adesão ao programa de recuperação fiscal – Refis, em 1 de março de 2000 e transferidos em 31 de julho de 2003 para o Programa de Parcelamento Especial – Paes. Em 12 de junho de 2008, o Supremo Tribunal Federal (STF) definiu a súmula vinculante 8 na qual a aplicação de avisos de autos de infração foi reduzida para cinco (5) anos e o valor atualizado de R$ 1.098.900 é agora R$ 241.441. A Empresa, com base nas últimas decisões da Receita Federal, registrou a provisão para riscos fiscais de R$ 89.318 relacionada ao Pasep / Cofins na exclusão do cálculo base da Reserva Global de Reversão (RGR) para os períodos entre outubro de 1995 e setembro de 2000, outubro de 2005 e março de 2007. A diferença de R$ 195.187 refere-se a outras exclusões destes cálculos base, ainda na fase de julgamento, onde a Furnas teve chances possíveis de sucesso, de acordo com o entendimento do departamento legal. 1.3.1.2 Na subsidiária Chesf (a) A subsidiária possui questões que basicamente envolvem ações para a anulação dos avisos de autos de infração; pedidos de restituição de crédito (PIS/PASEP - COFINS) e outros impostos especiais. A Companhia possui uma provisão que totaliza R$ 10.631 (em 31 de dezembro de 2009 - R$ 10.279 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 8.770) para essas questões. 1.3.1.3 Na subsidiária Cepisa As ações judiciais contabilizadas, com uma expectativa de perda provável, são constituídas de questões referentes ao ICMS e ISS, no valor total de R$ 10.835. 2 Ações movidas contra a companhia e suas subsidiárias, com a probabilidade de uma possível perda 2.1 Ações cíveis 2.1.1 Nas subsidiárias 2.1.1.1 Na subsidiária Chesf (a) Uma ação por danos apresentada por um Consórcio composto das companhias CBPO / CONSTRAN / Mendes Júnior, solicitando que a Companhia seja sentenciada a pagar uma compensação financeira adicional, em virtude do pagamento em atraso das faturas relacionadas ao contrato da Hidrelétrica Xingó. A ação foi apresentada em 8 de junho de 1999 para faturas emitidas a partir de 30 de abril de 1990. Nesta ação, os autores apresentaram alegações gerais, restringindo-se a indicar a existência de um suposto direito à compensação financeira e que os valores serão determinados no cálculo da sentença. A Companhia contestou essa ação e solicitou ao Governo Federal que seja aceito no caso, encaminhando a ação judicial para um dos tribunais federais no estado de Pernambuco. O Consórcio apresentou uma petição com relação ao pedido para o Governo Federal ser aceito no caso. Após a apresentação do relatório do exame do especialista e esclarecimentos adicionais, uma audiência foi realizada em agosto de 2005, determinando que os argumentos finais sejam apresentados até outubro de 2005. 96 Subsequentemente, foi concedido auxílio à ação judicial e a Chesf foi sentenciada a pagar R$ 23.766 aos autores, a preços de setembro de 2004 (R$ 51.568, de acordo com o Cálculo da Chesf em 31 de março de 2010). Contra tal decisão, a Chesf interpôs um recurso a ser julgado pelo Tribunal de Justiça de Pernambuco. O Relatório da Justiça do Tribunal da Justiça de Pernambuco considerou nula e sem efeito a decisão que foi proferida por um juiz sem jurisdição competente, considerando a intervenção do Governo Federal no caso, e pediu que os registros fossem transferidos para o tribunal federal. No tribunal federal, a ação judicial foi atribuída ao 5º Tribunal Federal e o juiz rejeitou o pedido do Governo Federal que interferisse no caso, e, portanto, pediu que os registros fossem transferidos aos tribunais estaduais de jurisdição geral. O governo federal está prestes a apresentar um recurso. (b) Ação Civil pública apresentada contra a Companhia pela Associação da Comunidade da Vila de Cabeço e adjacências, no Estado de Sergipe, totalizando R$ 100.000 no 2º Tribunal Federal de Sergipe, reivindicando uma compensação financeira em virtude de supostos danos ambientais causados aos pescadores de Cabeço, a jusante da Usina Hidrelétrica Xingó causada pela construção desta Usina Hidrelétrica. Esta ação foi apresentada no Tribunal Federal em 7 de junho de 2002 e foi contestada dentro do prazo legal. Após uma sequência de processos auxiliares que não afetaram a ação judicial ou alegações, o juiz determinou em 31 de agosto de 2005, a inclusão do IBAMA, IMA-AL, CRA-BA, Governo Federal e ADEMA-SE como réus, ordenando a convocação destas entidades. Em julho de 2010, uma decisão foi proferida alterando o ônus da prova e garantia financeira, determinando que o custo do relatório do especialista seja por conta da Chesf. Um agravo de instrumento foi interposto contra esta decisão que alterou o ônus da prova e garantia financeira. Em agosto de 2010, o pedido de relatório do juiz de apelação Francisco Barros Dias foi publicado o qual decidiu que o agravo de instrumento fosse adiado até o recurso do julgamento final e ordenou a transferência dos registros para seu tribunal original. Em 3 de agosto de 2010, o juiz do 2º tribunal do JF/SE manteve a decisão condicionada a seus próprios fundamentos e ordenou aguardar 90 (noventa) dias para eventual efeito suspensivo proferidos pelo 5º Tribunal Regional do Trabalho. Em 9 de agosto de 2010, apresentamos um pedido de esclarecimento contra a decisão que decidiu sobre o agravo de instrumento adiado até o recurso do julgamento final. Em setembro de 2010, uma ordem rejeitou o pedido de esclarecimento do julgamento apresentado pela Chesf. Um recurso foi interposto contra a decisão adiando o agravo de instrumento até o recurso do julgamento final. Em 18 de outubro de 2010, o relatório do Juiz de Apelação Federal rejeitou o recurso interposto como um pedido para reconsideração. 97 Apoiado pela avaliação dos advogados que defendem os casos, a expectativa da Administração sobre a chance de perda destas ações judiciais é considerada possível. (c) Ação apresentada pela AES - Sul Distribuidora Gaúcha de Energia ( processo 2002.34.00.026509-0 – 15º Tribunal Federal do Distrito Federal) visando o registro e liquidação por parte da ANEEL das operações de mercado relacionadas aos lucros verificados em vista da não opção de seguro feita em dezembro de 2000. Decisão interlocutória sobre o recurso da AES SUL (processo nº 2002.01.00.040870-5) interposta contra a ANEEL, resultou em dívida de aproximadamente R$ 110.000 a pagar até 7 de novembro de 2008. Para suspender a inexequibilidade da dívida, as seguintes medidas legais foram adotadas naquele momento (3 de novembro a 7 de novembro de 2008): (1) a apresentação de um pedido para a suspensão da liminar no Tribunal Superior de Justiça; (2) a apresentação de um mandado de segurança no Tribunal de Justiça do Distrito Federal (TJDF); (3) um pedido solicitando a inclusão da Chesf na ação judicial, como réu indispensável. Processos 2 e 3 foram aceitos, resultando na reversão da liminar e suspensão da dívida. A Chesf foi incluída na disputa como réu indispensável e contestou a ação judicial. Agora, a especificação das evidências está pendente. A situação permanece inalterada em 31 de dezembro de 2010. 2.1.1.2 Na subsidiária Eletrosul Existem alguns riscos para a Empresa, no montante de R$ 143.539, classificados como possíveis perdas, referindo-se basicamente, as ações judiciais de: desapropriação no montante de R$ 10.264, nulidade do processo de licitação no valor de R$ 5.546, arrecadação no valor de R$ 630, análise do contrato no valor de R$ 6.679, taxas de utilização do sistema de transmissão no valor de R$ 2.344 e anulação do contrato no valor de R$ 109.415. 2.2 Ações fiscais 2.2.1 Nas subsidiárias 2.2.1.1 Na subsidiária Cepisa A Cepisa passou por um processo de inspeção da Secretaria da Fazenda do Estado do Piauí – SEFAZ, referindo-se aos processos fiscais adotados no registro e cálculo do imposto de valor agregado (ICMS), relacionado ao período de janeiro de 2001 a dezembro de 2007, sendo emitido contra a Cepisa, quatorze avisos de autos de infração, no valor total de R$ 70.441. Com base na avaliação dos conselheiros legais da Cepisa, este valor não está contabilizado nas provisões, uma vez que ela é considerada, em termos de probabilidade de perda, como uma perda possível. 2.2.1.2 Na subsidiária Eletronuclear Entre as ações judiciais consideradas como perda possível, vale a pena mencionar o processo de execução fiscal interposto pelo Estado do Rio de Janeiro em 2009, com respeito aos créditos do imposto sobre a circulação de mercadorias (ICMS) sobre a importação de produtos e inadequadamente reconhecidos pela Empresa, no valor de R$ 47.505 em disputa. 98 2.3 Ações trabalhistas 2.3.1 Nas subsidiárias 2.3.1.1 Na subsidiária Ceal O Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias Urbanas do Estado de Alagoas, na qualidade de substituto processual, trouxe uma reclamação trabalhista em nome dos empregados da Companhia Energética de Alagoas - CEAL, com o objetivo de receber supostas diferenças salariais com vistas à implantação do plano econômico chamado “Plano Bresser” (Decreto-lei No. 2.335/87). A reivindicação foi amparada pelo distinto Juízo do Segundo Conselho de Conciliação de Maceió-AL, cuja decisão foi corroborada pelo Tribunal Regional do Trabalho – 19ª região, e tornou-se final e inapelável. No entanto, após a execução da sentença, o juiz do segundo tribunal de trabalho de Maceió entendeu, naquele momento, que ela não deveria estar limitada à data de referência da categoria, a qual aumentaria extraordinariamente a execução. O risco é avaliado como uma perda possível, uma vez que o julgamento sobre a restrição à data de referência da categoria ocorrerá junto com a execução, uma vez que, conforme o OJ/TST (SDI I) 262, “a restrição à data de referência da categoria durante a fase de execução não possui efeito sobre a sentença res judicata para o pagamento das diferenças salariais provenientes dos planos econômicos” 2.3.1.2 Na subsidiária Cepisa Os processos referem-se a diversas ações movidas por ex-funcionários e atuais, envolvendo horas extras, prêmio por trabalho perigoso, prêmio por trabalho árduo suportes de equivalência/salários, insalubridade, diferenças no FGTS, indenização para danos morais oriundos de acidentes de trabalho e reintegração de trabalhadores demitidos. O montante provisionado é de R$ 46.096 em 31 de dezembro de 2010. 32 Obrigações de descomissionamento A Companhia reconhece passivos para o Descomissionamento das usinas termonucleares, que compreendem um programa de atividades exigidas pela Comissão Nacional de Energia Nuclear – CNEN, para a desmontagem dessas instalações nucleares com um impacto mínimo sobre o meio ambiente, no final do seu ciclo de funcionamento. Em virtude das características específicas dessas operações e manutenção das usinas termoelétricas, sempre que alterações no custo estimado para o descomissionamento ocorrer, como o resultado de novos estudos em vista dos avanços tecnológicos, as cotas de descomissionamento devem ser alteradas, a fim de ajustar o valor do passivo à nova realidade. O montante do passivo registrado a valor presente em 31 de dezembro de 2010 é de R$ 375.968 (31 de dezembro de 2009 R$ 323.326 e 1 de janeiro de 2009 - R$ 266.168). Passivo, a valor presente, em 1 de janeiro de 2009.................... 266.168 Ajuste a valor presente / diferenças cambiais no ano ................ 57.158 Passivo, a valor presente, em 31 de dezembro de 323.326 2009 ...................................................................................... Ajuste a valor presente / diferenças cambiais no ano ................ 52.642 Passivo, a valor presente, em 31 de dezembro de 375.968 2010 ...................................................................................... 99 33 Concessões de serviço público a pagar - UBP A companhia assinou contratos de concessão onerosos com o Governo Federal para o uso de patrimônio público para a geração de energia elétrica, substancialmente em projetos por meio de Entidades com Fins Específicos - EFEs. As características do negócio e os contratos indicam as condições e as intenções das partes para executá-los em sua totalidade. A fim de refletir adequadamente, no balaço, a concessão onerosa concedida e seu respectivo passivo com o Governo Federal, as concessões foram contabilizadas em ativos intangíveis, como uma contraparte do passivo. 31 de dezembro de 2010 Usina 31 de dezembro de 2009 1 de janeiro de 2009 Passo São João ........................................................................................................................................................................................... 3.515 2.889 2.607 Mauá .......................................................................................................................................................................................................... 10.498 8.693 7.832 São Domingos ............................................................................................................................................................................................ 4.047 3.276 3.091 Jirau ........................................................................................................................................................................................................... 35.616 31.573 13.994 Batalha e Simplício .................................................................................................................................................................................... 40.336 38.668 37.929 Foz do Chapecó ......................................................................................................................................................................................... 246.259 Peixe Angical ............................................................................................................................................................................................. 79.472 79.098 81.218 Retiro Baixo ............................................................................................................................................................................................... 3.503 Serra do Facão ........................................................................................................................................................................................... 612.482 554.009 455.823 Santo Antônio ............................................................................................................................................................................................ 51.587 48.239 45.109 1.087.315 766.445 647.603 Os montantes estabelecidos nos contratos de concessão estão a preços futuros e, portanto, a Companhia ajustou esses passivos ao seu valor presente. O ajuste do passivo em virtude da descontinuação e da atualização monetária foi capitalizado em Ativos durante a construção das usinas e, a partir da data do início das operações comerciais, está reconhecido diretamente na demonstração de resultado: A Companhia adota a política contábil de reconhecer o passivo na data quando a licença ambiental para a instalação é concedida. Os pagamentos das UBP são feitos em parcelas mensais a partir do início das operações comerciais do projeto, até o fim do prazo de concessão, e estão compostos como informado a seguir: Montante nominal original UHE Pgto (anos) Pagamento Anual Pagamento Total Montante corrigido Pagamento anual Pagamento anual Passo São João ..................................................................
