Factores de Riesgos Aumentar Diminuir

1) Riesgos Relacionados a la Compañía y a sus Negocios

a. Relacionados a la Compañía

La Compañía opera bajo régimen de concesión federal.

Como se trata de operación concesionada, el Otorgante de la Concesión puede cambiar las reglas de producción, distribución y comercialización de energía. Estos cambios pueden traer un impacto significativo a la CESP, perjudicando sus resultados y su flujo de caja.

Las concesiones de las plantas de la Compañía tienen plazo de vencimiento establecido.

La compañía tiene concesiones para la explotación de servicio de generación de energía eléctrica impactadas con la edición de la Medida Provisoria n° 579, de 11 de septiembre de 2012 (posteriormente convertida en Ley Nº 12.783, del 14/01/2013). Por esta Medida Provisoria, el Gobierno Federal en la condición de Otorgante de la concesión, ofreció a CESP la anticipación, para enero de 2013, de la renovación de las concesiones de las plantas de Ilha Solteira y Jupiá que vencen en 2015, siempre que haya aceptación de ciertas condiciones de comercialización de la energía de esas plantas. Además, el mismo tratamiento se extendió a la Planta Três Irmãos (Tres Hermanos), cuyo vencimiento del primer período de concesión había ocurrido en noviembre de 2011.

Los accionistas de la CESP, reunidos en asamblea celebrada el 03 de diciembre de 2012, decidieron por la no renovación de las concesiones en la forma ofrecida por la MP. Con esa decisión, la CESP seguirá funcionando las Plantas de Ilha Solteira y Jupiá hasta el término final de la concesión, lo que será en julio de 2015.

El 17 de abril de 2013 el Ministerio de Minas y Energía-MME nombró a través de la Resolución Nº 125, la Compañía encargada como responsable de la prestación de servicios de generación de energía de la UHE Três Irmãos hasta la asunción del concesionario vencedor de la licitación. La planta tuvo su garantía física definida por el Ministerio de Minas y Energía en 217.5 MW promedio a través de la Resolución 32 del 05 de marzo de 2013.

Las Plantas de Porto Primavera (vencimiento de la concesión en mayo 2028), Paraibuna (marzo de 2021) y Jaguari (mayo de 2020) no fueron cubiertas por la MP n° 579 y continuarán a funcionar normalmente por la CESP.

Cuenca Planta de energía
Hidroeléctrica
Potencia
INSTALADA
MW
Energía
Asegurada
MW Medio
Entrada
en
Operación
PLAZO
DE
Concesión
Paraná Ilha Solteira 3.444,0 1.731,5 18/07/73 07/07/15
Três Irmãos 807,5 217,5 28/11/93 18/11/11
Jupiá 1.551,2 886,0 14/04/69 07/07/15
Engº. Sergio Motta 1.540,0 1.017,0 23/01/99 21/05/28
Paraíba Jaguari 27,6 14,0 05/05/72 20/05/20
Paraibuna 87,0 50,0 20/04/78 09/03/21 20/05/2020
Total 7.457,3 3.916,0

La Compañía actuando como concesionaria de servicio público de generación de energía eléctrica, está sujeta a regulación y supervisión por ANEEL.

La ANEEL podría sancionar a la Compañía si esta dejara de cumplir sus obligaciones derivadas de la concesión o contraríe a la legislación y las normas sectoriales. Dependiendo de la gravedad de la infracción observada, las sanciones aplicables pueden ir desde el aviso de advertencia a la extinción de la concesión por caducidad. La imposición de multas o sanciones a la Compañía o la extinción de cualquiera de sus concesiones, puede afectar sus ingresos y su generación de flujo de caja.

La Compañía está incluida en el Programa Estatal de Desestatización del Estado de São Paulo.

La Compañía está incluida en el Programa Estatal de Desestatización del Estado de São Paulo, instituido por la Ley Estatal nº 9.361, del 05 de julio de 1996. En este momento, no hay ninguna iniciativa oficial en curso del Gobierno del Estado de São Paulo, accionista controlador de la Compañía, en promover la venta de acciones que representan el control accionario de la Compañía.

Si la Compañía cambia de control accionario, el nuevo controlador estará obligado a pagar el 100% del valor unitario pagado por las acciones compradas para obtener el control de la Compañía a los titulares de acciones PNB que ejercieren ese derecho. Los accionistas PNA y ON tendrán el tratamiento establecido en la legislación vigente.

Además, el cambio en el control accionario de la Compañía es un Evento de Evaluación previsto en el párrafo (d), del Artículo 51, del Reglamento del Fondo FIDC IV CESP, que conduce a la convocatoria de la Junta General de Accionistas.

Las condenas contra la Compañía en los procedimientos judiciales podrán tener un efecto negativo considerable en la Compañía.

La Compañía es parte en diversos procesos judiciales que implican obligaciones monetarias significativas, incluyendo, sin limitación, proceso civil, ambiental, impuestos, acciones civiles públicas, acciones populares, acciones laborales y procesos de expropiación. Una decisión desfavorable a la compañía que involucra valores monetarios sustanciales en uno o más de esos procesos puede tener repercusiones negativas sobre sus resultados y situación financiera, así como en la generación de flujos de caja futuro. Información adicional sobre el progreso de los juicios en los que la Compañía tiene parte, así como sus resultados probables y respectivas disposiciones, podrán observarse en los ítems 4,3 a 4,6.

La compañía tiene contratos de seguros con cobertura determinada por un asesoramiento experto, teniendo en cuenta la naturaleza y el grado de riesgo para cubrir posibles pérdidas en sus activos y/o responsabilidad, sin embargo los seguros contratados pueden no ser suficiente para que cubran completamente los daños y las responsabilidades que puedan incurrir en el curso normal de sus negocios, y un posible siniestro pueda afectar negativamente sus negocios, resultado operacional y situación financiera.

Fundación CESP

La Compañía está patrocinando los planes de jubilación y pensiones para sus empleados y ex empleados y sus beneficiarios, con el objetivo de complementar los beneficios proporcionados por el sistema oficial de la previsión social. La Fundación CESP es la entidad responsable de la administración de los planes de beneficios patrocinados por la Compañía.

La Compañía, a través de negociaciones con los sindicatos, que representan la categoría, reformuló el plan en 1997, teniendo como principal característica el modelo mixto, compuesto por 70% del salario real de contribución como beneficio definido y hasta el 30% del salario real de contribución como aportación definida opcional. Esa reformulación dirigida a considerar el déficit técnico actuarial y disminuir el riesgo de futuros déficits. Además de los beneficios del plan, la Compañía ofrece a sus empleados otros beneficios tales como atención médica y odontológica.

La financiación del plan para el beneficio definido es igual entre la Compañía y los empleados. El costo de la parcela establecida como contribución definida es igual entre la Compañía y los empleados, basado en el porcentaje elegido libremente por el participante hasta el límite de 2,5%, por encima del cual sólo contribuye el participante. Las tasas de costos son revisadas, periódicamente, por un actuario independiente.

El Beneficio Complementario Proporcional Saldado- BSPS se garantiza a los empleados participantes del plan de suplementación que se unieron al nuevo modelo implementado, desde el 01 de Enero de 1998 y vinieran a salirse. Ese beneficio asegura el valor proporcional de la suplementación en relación con el período del servicio anterior a la fecha de la reformulación del plan de suplementación. El beneficio será pagado desde la fecha en la que el participante complete lo mínimo necesario establecido en el Reglamento del nuevo plan.

Por lo tanto, cualquier déficit actuarial puede tener impacto negativo sobre sus resultados y en su situación financiera, así como en la generación de flujo de caja futuro.

b. Relacionados con su controlador, directo o indirecto, o grupo de control

La Compañía es controlada por el Estado de São Paulo, que está facultado para determinar las políticas operativas y estrategias, controlar la elección de la mayoría de los miembros de la Junta Directiva y nombrar a la Junta Ejecutiva de la Compañía siendo que el 31 de diciembre de 2013, el Estado era titular de 94.1% de las acciones ordinarias emitidas por la Compañía.

La condición de una empresa controlada por el Estado de São Paulo puedan implicar conflictos de intereses entre la función institucional de la Compañía y las políticas y directrices del controlador, y puede llegar a diferir de interés de los inversionistas.

Cambios en el Gobierno del Estado de São Paulo o en su política de gobierno pueden resultar en cambios en la Gestión de la Compañía, así como en su estrategia de negocios, que puede causar impacto en sus resultados y en su condición financiera, así como en la generación de flujos de caja futuros.

c. Relacionados a sus accionistas

Inestabilidad y falta de liquidez del mercado de capitales podrán afectar adversamente la venta de las acciones.

La volatilidad o falta de liquidez del mercado de capitales brasileño, que es menos líquido, más volátil y más concentrado que los principales mercados internacionales tiene potencial de comprometer la capacidad de venta de los inversores por el precio y en el tiempo deseado.

Los accionistas de la Compañía pueden no recibir dividendos o intereses sobre capital propio.

Dependiendo de los resultados futuros, los titulares de acciones de la Compañía pueden no recibir dividendos o intereses sobre el capital propio si ella no encuentra ganancias. Si la distribución de dividendos o intereses sobre el capital propio es incompatible con la situación financiera de la Compañía, los dividendos o intereses sobre el capital propio, también pueden no pagarse.

En el futuro la Compañía puede aumentar su capital mediante la emisión de valores mobiliarios y puede resultar en la dilución de la participación de los inversionistas en acciones de la Compañía en el momento.

Como ocurrió en julio de 2006, cuando la Compañía capturó recursos por R$ 3,2 billones a través de la emisión de nuevas acciones, puede ocurrir en el futuro la emisión de nuevas acciones, así como la colocación privada o pública de títulos convertibles en acciones, previniendo o no derecho de preferencia a sus actuales accionistas, resultando en la dilución de la participación accionaria del inversor en el Capital Social de la Compañía.

d. Relacionados con sus subsidiarias y afiliadas

En la fecha de publicación de este Formulario de Referencia, la Compañía no tenía ninguna Subsidiaria o Afiliada.

e. Relacionados a sus proveedores

La Compañía depende de terceros para proporcionar maquinaria y equipos utilizados en sus instalaciones, así como servicios de mantenimiento específicos, sujetos a la variación de los precios, así como la disponibilidad de entrega de dicha maquinaria, equipos y servicios. Debido a las especificaciones técnicas de los equipos utilizados en sus instalaciones, la Compañía tiene pocos proveedores. Si cualquier proveedor descontinuar la producción o descontinuar la venta de los equipos adquiridos por la Compañía, tal vez no sea posible adquirir tales equipos con otros proveedores, pudiendo dañar sus actividades operacionales.

f. Relacionados con sus clientes

La Compañía tiene varios tipos de clientes como contraparte en diversos tipos de contratos para el suministro de energía, y eventualmente algún cliente puede no ser capaz de cumplir con sus obligaciones contractuales con la Compañía.

El riesgo surge de la posibilidad de la Compañía incurrir en pérdidas derivadas de la dificultad en la recepción de los valores facturados a sus clientes. Los créditos se pueden clasificar en tres grupos, que tienen las siguientes características: (i) para créditos derivados de la venta a concesionarias de distribución – concentrado número de clientes, existencia de garantías contractuales, son concesionarias de servicios públicos de distribución de energía bajo supervisión federal, incluso sujetas a la intervención de la concesión y no existencia de histórico de pérdidas importantes en la realización de sus cuentas por cobrar; (ii) para créditos derivados de la venta a los consumidores finales o comercializadores – concentrado número y el porte empresarial de sus clientes, análisis previo del crédito y existencia de garantías contractuales de al menos dos meses de facturación.; (iii) para créditos de las operaciones liquidadas en la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica – CCEE, para los mismos tipos de clientes de los ítems anteriores.

Si hubiera dificultad en la recepción de los valores facturados, podrá haber un impacto negativo en los resultados de la Compañía, en su situación financiera, así como en la generación de flujos de caja futuros.

g. Relacionados con sectores de la economía en los cuales la Compañía opera

La Compañía opera en el mercado brasileño y por lo tanto está sujeta a los efectos de la política económica del Gobierno Federal.

Medidas del Gobierno Brasileño para controlar la inflación y aplicar políticas económica y monetaria han implicado, en los últimos años, cambios en las tasas de interés, devaluación de la moneda, el control de cambio, control de tarifas, controles en el consumo de electricidad, cambios en la política fiscal y tributaria, entre otras. Estas medidas pueden afectar los negocios de la Compañía, así como su condición financiera, sus resultados de operaciones y en consecuencia sus ingresos y su generación de flujo de caja futuro.

El impacto de una escasez y/o racionamiento de electricidad, como ocurrió en 2001 y 2002, podría afectar negativamente a la generación de energía eléctrica por la Compañía.

En junio de 2001, debido a la escasez de electricidad en el mercado brasileño, que podría empeorar durante el invierno debido a la falta de lluvias, el Gobierno Federal implementó un programa de racionamiento que duró hasta febrero de 2002, cuando el Gobierno Federal decidió el final de los racionamientos de electricidad. Con el fin del racionamiento, han aumentado los niveles de consumo de energía eléctrica, pero se llevaron algunos años para volver a los niveles observados antes del racionamiento. Además, el nivel del agua de los embalses puede disminuir otra vez, obligando al Gobierno Federal a que adopte nuevas medidas para reducir el consumo de energía, que puede tener un impacto negativo en la economía brasileña. Si se impondrá nuevas medidas para reducir el consumo de electricidad en el sector, los resultados operativos de la Compañía pueden verse afectados negativamente.

h) Relacionados con la reglamentación de los sectores de la economía en los cuales la Compañía opera

La Compañía opera en el sector eléctrico brasileño reestructurado por el Gobierno Federal. Cambios pueden ocurrir en el modelo del sector eléctrico con impacto para las empresas sujetas a sus reglas, como la Compañía.

El 15 de marzo de 2004, fue promulgada la ley del Nuevo Modelo del Sector Eléctrico que promovió profundas modificaciones en la estructura actual del sector eléctrico, entre los cuales:

(i) la modificación de las normas relativas a la compra y venta de energía eléctrica entre las empresas generadoras de energía y las concesionarias, permisionarias y autorizadas de servicio público de distribución de energía eléctrica;
(ii) nuevas reglas para la licitación de proyectos de generación;
(iii) la creación de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica – CCEE;
(iv) la creación de nuevos órganos sectoriales; y
(v) la alteración en las competencias del Ministerio de Minas y Energía y de la ANEEL.

La Ley del Nuevo Modelo del Sector Eléctrico tiene su constitucionalidad impugnada ante la Corte Suprema Federal, a través de ADINs. No hay todavía ninguna decisión sobre este mérito. En la fecha de este Formulario de Referencia, no es posible predecir los posibles efectos adversos de la sentencia de los casos ADINs, así como el impacto que eso tendría en los ingresos de la Compañía, así como su generación de flujo de caja futuro.
El 11 de septiembre de 2012 fue publicada la Medida Provisoria 579 (convertida en ley Nº 12.783 del 14 de enero de 2013) que altera significativamente la renovación de las concesiones de las Plantas operadas por CESP. El impacto más inmediato fue en relación a la planta Três Irmãos, que fue devuelta al poder Concedente en abril de 2013.
En 17 de abril de 2013 el Ministerio de Minas y Energía-MME publicó a través de la Resolución Nº 125, que oficializó la permanencia de la Compañía en la condición de prestación de servicios de generación de energía de la UHE Três Irmãos hasta la asunción del concesionario vencedor de la licitación.

Otro aspecto importante es que la Compañía continúa operando la planta Três Irmãos en virtud de una orden judicial obtenida por el Gobierno Federal. La planta fue ofertada el 28 de marzo de 2014, y la firma del contrato de concesión con el consorcio ganador de la licitación está suspendida por decisión del Tribunal de Cuentas del Gobierno (Unión), que está evaluando el tema de las esclusas y del canal Pereira Barreto.

Las instalaciones y operaciones de la Compañía están sujetas a regulación ambiental, debajo de los niveles federales, estatales y municipales, que puede llegar a ser más estricta en el futuro y puede conducir a mayores responsabilidades y mayor gasto de capital.

Las actividades e instalaciones de la Compañía están sujetas a diversas leyes y reglamentos federales, estatales y municipales como también a distintos requisitos operativos relacionados con la protección del medio ambiente. Leyes o reglamentos adicionales más estrictos podrán ser aprobados y la aplicación, así como la interpretación de la legislación vigente, podrá ser más grave. Además, las agencias ambientales podrán hacer exigencias adicionales con respecto a las operaciones de la Compañía, obligándola a gastar recursos en inversiones relacionadas a cuestiones medioambientales, aumentando así, los costos y, en consecuencia, reduciendo el resultado de la Compañía. Las sanciones que podrían imponerse a la Compañía, bajo del medio ambiente, pueden ser tanto de una forma reparadora como indemnizadora, no siendo posible medir cual sería el costo exacto, para la Compañía, en el caso de infracción de carácter ambiental.

i. Relacionados con los países extranjeros donde actúe el emisor

En la fecha de publicación de este Formulario de Referencia, la Compañía registró rendimiento sólo en Brasil, no poseyendo, por lo tanto, cualquier tipo de riesgos relevantes relacionados a países extranjeros.

2- Riesgos de mercado

La empresa compone en su mayor parte la generación de energía para la venta a grandes consumidores (mercado libre) y empresas concesionarias de servicios públicos de distribución de energía eléctrica (mercado regulado). Los principales factores de riesgo de mercado que afectan sus negocios son los siguientes:

a. Riesgo de Tasa de Intereses e inflación

Este riesgo proviene de la posibilidad de la Compañía a incurrir en pérdidas debido a las fluctuaciones en las tasas de interés e inflación, que aumenten los gastos financieros relativos a préstamos y financiaciones obtenidas. La Compañía no ha introducido ningún contrato de derivados para hacer “hedge” contra ese riesgo, pero monitorea continuamente las tasas de interés de mercado con el fin de evaluar la necesidad de remplazo de la modalidad de sus deudas. En 31 de diciembre de 2013, la Compañía tenía R$ 2.483.716 mil, captados a tasas variables de interés y/o indexados a tasas de inflación y R$ 63.521 mil captados a tasas fijas:

Pasivos Saldo Contable (R$ mil)
31.12.2013 31.12.2012 01.01.2012
Vinculados a las tasas:
Moneda Nacional 1.784.314 2.323.478 2.676.892
CDI 784.444 1.002.529 1.361.334
IGP-M 2.898 135.968 17.853
IPC-A 916.819 1.066.773 999.237
TJLP 49.595 82.432 104.476
TAXA FIXA 30.558 35.776 40.992
Moneda Extranjera 762.923 1.269.614 1.316.420
UMBNDES 728.433 718.157 726.529
LIBOR 1.527 1.256 30.841
TASA FIJA 32.963 550.201 559.050
Total 2.547.237 3.593.092 3.993.312

Análisis de sensibilidad del riesgo de tasa de interés e inflación

CESP considera que el riesgo de estar pasiva en contratos que, además de tasa fija y “spread”, tengan costos con indizadores variables (actualizados con tasas de interés pos-fijos o tasas de inflación) es la elevación de estos índices y el consecuente aumento en los gastos financieros relativos al pasivo, captado en moneda nacional y extranjera.

La Compañía agrupó el pasivo por indizador contratado y realizó análisis de sensibilidad, de acuerdo con la instrucción CVM nº 475/08 y conforme sugerido por el CPC 40 y IFRS 7, utilizando en este pasivo el escenario divulgado en el informe Focus (Bacen) de 11/10/2013. En el pasivo en moneda extranjera se consideró la conversión para reales con la misma paridad de cierre del presente demostrativo, para reflejar apenas las alteraciones de escenarios de tasas de interés:

CDI Previsión Apreciación de Tasa en (Tasa %a.a.)
25% 50%
CDI 10,47 13,09 15,71
IGP-M 6,01 7,51 9,02
IPC-A 5,97 7,46 8,96
TJLP 5,00 6,25 7,50
UMBNDES 3,67 4,59 5,50
LIBOR 0,50 0,63 0,75

El resultado de este análisis refleja la suma nominal del incremento en reales de la salida de caja, basada en el total del servicio de la deuda a pagar a corto plazo (enero a diciembre/2014), incluyendo la apropiación de intereses hasta la fecha de cada vencimiento y deduciendo el monto acumulado en la fecha de la comprobación actual de estos Estados financieros, como se muestra en la siguiente tabla:

Pasivos Financieros Riesgo (R$ mil) Escenario Probable Escenario Posible Escenario Remoto
Vinculados a las tasas:
Moneda Nacional Variación del CDI 800 4.256 7.684
Variación del IGP-M (12) (5) 2
Variación del IPC-A (345) 122 603
Variación del TJLP - 24 48
Moneda Extranjera Variación de la UMBNDES - 7.255 14.666
Variación de la LIBOR - 3 7
Total 443 11.655 23.010

La Compañía, debido a la variación de los índices proyectados, tendría un aumento en la salida de caja de R$ 443 mil en el escenario probable de $ 11.655 mil en el escenario posible y R$ 23.010 mil en comparación con el flujo contabilizado en el corto plazo.
Basado en la posición patrimonial y en el valor nacional de los instrumentos financieros abierto en 31/12/2013, la Compañía adoptando escenarios de variaciones, estimó que los efectos el 31/12/2014 serían próximos a los indicados en las columnas escenarios proyectados en la siguiente tabla:

Impacto Sobre Saldo Debedor R$ mil Proyección para 31.12.2014
Pasivos Financieros Riesgo Saldo en 31.12.20133 Escenario Probable Escenario Posible Escenario Remoto
Moneda Nacional
CDI Variación del CDI 784.444 554.941 569.466 583.992
IGP-M Variación del IGP-M 2.898 - - -
IPC-A Variación del IPC-A 916.819 1.028.623 1.043.976 1.059.328
TJLP Variación del TJLP 49.595 39.330 39.821 40.313
TAXA FIXA Sin Riesgo 30.558 25.370 25.370 25.370
Moneda Extranjera
UMBNDES Variación de la UMBNDES 728.433 639.575 545.441 651.307
LIBOR Variación de la LIBOR 1.527 2.136 2.139 2.142
TASA FIJA Sin Riesgo 32.963 3.063 3.063 3.063
Total 2.547.237 2.293.038 2.329.276 2.365.515

b. Riesgo de Tasa de Cambio

El endeudamiento y el resultado de las operaciones de la Compañía son afectados significativamente por el factor de riesgo de mercado de tasa de cambio (US dólar). En 31 de diciembre de 2013, el saldo total de la cuenta de préstamos y financiamientos, incluyendo los gastos incurridos hasta la fecha, ascendió a R$ 762.923 mil (R$ 1.269.614 mil en 31/12/2012) relativos a préstamos en moneda extranjera únicamente dólar de los EE.UU:

Pasivos Saldo Contable (R$ mil)
31.12.2013 31.12.2012 01.01.2012
Préstamo y Financiaciones Dolar Americano 762.923 1.269.614 1.316.420
Total 762.923 1.269.614 1.316.420

Análisis de sensibilidad del Riesgo de Tasa de Cambio

CESP considera que el riesgo de estar pasiva en moneda extranjera es la elevación de la cotización del dólar-norte americano (PTAX) en la fecha del vencimiento de cada parcela de los contratos de préstamos y financiaciones captadas en moneda extranjera, que impactan los gastos financieros del ejercicio.

En cumplimiento de las disposiciones de la instrucción CVM nº 475/08 y según lo sugerido por CPC 40 e IFRS 7, para determinación de los efectos de la variación desfavorable en las tasas de cambio, la Compañía adoptó los escenarios de variaciones adversas mínimas definidas por esa instrucción y equivalente a 25% y 50% en las respectivas tasas de cambio utilizadas en la determinación de los escenarios probable, posible y remoto:

Monedas Previsión Apreciación de la Tasa en
25% 50%
Dolar Americano: US$/R$ 2,40 3,00 3,60

El resultado de este análisis refleja la suma nominal del incremento en reales en la salida de caja, en corto plazo (enero a diciembre/2014), con base en el servicio de la deuda a pagar, incluyendo la apropiación de intereses hasta la fecha de cada vencimiento, deduciendo el monto contabilizado en corto plazo de el actual estado financiero, como se muestra en la siguiente tabla:

Pasivos Financieros Riesgo Escenario Probable Escenario Posible Escenario Remoto
Préstamos y Financiadores en US$ Apreciación del US$ 4.470 51.195 97.920

La Compañía tendría Como consecuencia de la variante del cambio proyectado, un Incremento en la salida de caja durante el período de enero a diciembre/2014 de R$ 4.470 mil en el escenario probable, de R$ 51,195 mil en el escenario posible y de R $ 97.920 mil en el escenario remoto.
Basado en la posición patrimonial y en el valor nacional de los instrumentos financieros abierto en 31/12/2013, la Compañía adoptando escenarios de variaciones, estimó que los efectos en 31/12/2014 serían próximos a los indicados en las columnas escenarios proyectados en la siguiente tabla:

Impacto Sobre Saldo Debedor R$ mil Proyección para 31.12.2014
Pasivos Saldo en 31.12.2013 Escenario Probable Escenario Posible Escenario Remoto
Dolar Americano – US$ 762.923 781.617 977.021 1.172.425
Total 762.923 781.617 977.021 1.172.425

c. Riesgo de precio

Conforme a la legislación vigente, los distribuidores de energía eléctrica deben establecer acuerdos de compra de energía solamente en Ambiente de Contratación Regulada, a través de subastas públicas de energía y los consumidores libres, comerciantes y generadores deben contratar con la compañía solamente en el Ambiente de Contratación Libre, a través de contratos bilaterales negociados libremente. Por lo tanto, no es posible predecir el precio por el cual la Compañía podrá contratar su energía y ni si se conseguirá contratar toda su garantía física a largo plazo después del final de los Contratos de Venta de Energía actuales.

Los precios de la energía eléctrica comercializada transcurren también de las subastas de energía de Emprendimientos Existentes (entre 2004 y 2005), con precios entre R$ 62,10 a R$ 93,43 por MWh, actualizables anualmente y de las subastas de energía de Nuevos Emprendimientos (entre 2005 y 2006), con precios entre R$ 116,00 y R$ 124,97 por MWh, actualizables anualmente. Como los contratos derivados de la primera subasta de Energía Existente (1.998 MW promedio) tiene sus vencimientos entre 2012 y 2014, el riesgo sería no obtener precios adecuados a los objetivos de la Compañía, para las próximas subastas que puedan ocurrir. La empresa, sin embargo, participó en la nueva subasta de energía existentes, celebrada en 2013, cuyos contratos tienen vencimientos a finales de 2014 (400 MW promedio) y al final del 1er semestre de diciembre 2015 (98 MW promedio), con precios de R$ 191,60 y R$ 165,20 / MWh, respectivamente. Si la empresa no puede contratar la totalidad de su seguridad física o no consiguiera contratar a precios adecuados, eso podría afectar sus resultados operativos, así como su generación de flujo de caja futuro, sometiendo a la compañía a la volatilidad del PLD – Precio de Liquidación de las Diferencias, calculado por CCEE.

d. La generación de energía eléctrica por la Compañía depende de las condiciones hidrológicas favorables.

Tres grandes plantas hidroeléctricas de la Compañía, que representan el 98% de la garantía física para la venta, se concentran en el área de influencia de la cuenca del río Paraná, la región occidental del Estado de São Paulo. La planta hidroeléctrica de Ilha Solteira opera con tanque de acumulación, mientras que los tanques de acumulación de la UHE Ing. Souza Dias (Jupiá) y UHE Ing. Sergio Motta (Porto Primavera) funcionan al chorro de agua.

Riesgos de escasez de agua por las condiciones de precipitación son cíclicos, de posible ocurrencia. Situaciones hidrológicas desfavorables encontradas están cubiertas por el Mecanismo de Redistribución de Energía- MRE, un instrumento de compartimiento de riesgo hidrológico que el Sector Eléctrico Brasileño dispone y que permite al Operador Nacional del Sistema Eléctrico – ONS buscar la optimización de los recursos hidroeléctricos a través de la Orden por Planta de Energía, así, insuficiencias temporales de cada agente generador del sistema están cubiertas por la generación de otros generadores, con costo adicional a una Tarifa de Energía de Optimización- TEO:

Resolución Homologatoria Inicio de Validez R$/MWh
Homologatoria nº 1.098, de 14/12/2010 01/01/2011 8,99
Homologatoria nº 1.246, de 13/12/2011 01/01/2012 9,58
Homologatoria nº 1.404, de 18/12/2012 01/01/2013 10,01
Homologatoria nº 1.658, de 26/11/2013 01/01/2014 10,54

La escasez de agua en todo el sistema hidroeléctrico brasileño limitará la capacidad de generación de energía hidroeléctrica en el país. Esto puede tener un impacto negativo sobre los resultados de la Compañía y su condición financiera, así como en la generación de flujo de caja futuro.

Desde el 18 de abril de 2013, por Resolución MME n° 125, los riesgos hidrológicos de la Planta Três Irmãos no son más asumidos por la CESP y, en virtud de la Ley n° 12.783/2013, pasaron a la responsabilidad de los distribuidores que compran energía de esa planta bajo el sistema de cuotas.

e. La compañía podrá tener que adquirir energía de corto plazo para el cumplimiento de los contratos de ventas.

Eventualmente, la Compañía podrá adquirir energía a corto plazo para cumplir con sus obligaciones contractuales de suministro de energía y para equilibrar las diferencias entre el lastre físico (seguridad física) y la energía contratada, que son contabilizadas y liquidadas en la CCEE- Cámara de Comercio de Energía Eléctrica. Si la Compañía adquiriera energía a corto plazo, estará sujeta a la variación de precio de ese mercado, que es más volátil que en los entornos de contratación regulados o libres. Así, si la Compañía tiene que contratar energía de corto plazo, puede provocar efectos negativos sobre sus resultados y su condición financiera, así como en la generación de flujo de caja futuro.

f. Participación en el reparto del coste de despacho térmico adicional por razones de seguridad energética.

El Consejo Nacional de Política Energética-CNPE, mediante Resolución nº. 3, del 06 de marzo de 2013, determinó que parte del costo de despacho adicional de centrales térmicas por razones de seguridad energética, decidido por el Comité de Seguimiento del Sector eléctrico (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE), deberá ser prorrateado entre todos los agentes de mercado, a través de proceso de contabilización y liquidación de la CCEE. La cobranza se realizará por medio de Cargo de Servicios de Sistema por razones de seguridad energética, conforme a las disposiciones establecidas en el Art. 59 del Decreto Nº. 5.163, del 30 de julio de 2004. Sin embargo, las asociaciones representativas de las empresas del sector eléctrico han presentado medidas cautelares que suspendieron los artículos de la Resolución sobre el tema. La CESP es parte de una de estas asociaciones. Si se invierten las medidas cautelares, la Compañía y todos los demás agentes que las obtuvieron serán impactados por los valores acumulados durante la suspensión judicial. De todos modos, la participación en este reparto puede causar impacto negativo en los resultados de la Compañía, así como en la generación de flujo de caja futuro.

g. Riesgos Regulatorios del Mercado de Energía

En caso de condiciones hidrológicas desfavorables puede haber repercusiones en los niveles actuales de los embalses. Por lo tanto, existe la posibilidad de implementar las medidas necesarias para el mantenimiento del suministro eléctrico en el país, tales como: racionamiento o racionalización del consumo de energía eléctrica. Esto puede tener un impacto negativo sobre los resultados de la Compañía y en su condición financiera, así como en la generación de flujo de caja futuro.

h. Riesgo de Regulación Ambiental

Las actividades, instalaciones y equipos de la Compañía están sujetas a diversas leyes y reglamentos federales, estatales y municipales como también a distintos requisitos operativos relacionados con la protección del medio ambiente. Leyes o reglamentos adicionales más estrictos podrán ser aprobados y la aplicación, así como la interpretación de la legislación vigente, podrá ser más grave. Además, las agencias ambientales podrán hacer exigencias adicionales en relación con las operaciones, con la obligación de gastar más recursos relacionados a temas ambientales con impacto en el resultado. De estas nuevas interpretaciones la Compañía eventualmente podrá sufrir sanciones en relación con el medio ambiente.

i. Riesgo de Crédito

El riesgo surge de la posibilidad de la Compañía incurrir en pérdidas derivadas de la dificultad en la recepción de los valores facturados a sus clientes. Este riesgo es evaluado por la Compañía como bajo, considerando: (1) para créditos derivados de los Ingresos de Suministro – el concentrado número de sus clientes, la existencia de garantías contractuales, el hecho de ser concesionarias de servicios públicos de distribución de energía bajo supervisión federal, incluso sujetas a la intervención de la concesión y no existencia de histórico de pérdidas importantes en la realización de sus cuentas por cobrar; (2) para créditos derivados del Ingreso de Suministro – el concentrado número y el porte empresarial de sus clientes, el análisis previo del crédito y la existencia de garantías contractuales de al menos dos meses de facturación.

j. Riesgo de liquidación Anticipada de Deudas

La Compañía tiene contratos de préstamos, financiamientos y FIDCs, con cláusulas restrictivas (convenios) normalmente aplicables a este tipo de operación, relacionadas al cumplir de los índices económicos y financieros, generación de caja y otros actos corporativos. Esas cláusulas restrictivas son monitoreadas continuamente y no limitan la capacidad de realizar el curso normal de las operaciones. Sin embargo, si no cumplidas puede acarrear el vencimiento anticipado de estas operaciones.

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