Fatores de Risco Aumentar Diminuir

a. Relacionados ao Emissor

i) A Companhia opera sob o regime de concessão federal.

Como se trata de operação sob concessão, o Poder Concedente poderá alterar as regras de produção, alocação e comercialização de energia. Essas mudanças poderão trazer impacto significativo à CESP, prejudicando seus resultados e seu fluxo de caixa.

ii) As concessões das usinas da Companhia tem prazo de vencimento estabelecido.

A Companhia detém concessões para exploração dos serviços de geração de energia elétrica impactadas com a edição da Medida Provisória n° 579, de 11 de setembro de 2012 (posteriormente convertida na Lei nº 12.783, de 14/01/2013). Por esta Medida Provisória o Governo Federal, na condição de Poder Concedente, ofereceu à CESP a antecipação, para janeiro de 2013, da renovação das concessões das usinas de Ilha Solteira e Jupiá, vencidas em 2015, desde que aceitas determinadas condições de comercialização da energia dessas usinas. Adicionalmente, o mesmo tratamento foi estendido para a Usina Três Irmãos, cujo vencimento do primeiro período de concessão havia ocorrido em novembro de 2011.

Os acionistas da CESP, reunidos em assembleia realizada em 03 de dezembro de 2012, decidiram pela não renovação das concessões na forma oferecida pela MP. Em 10 de outubro de 2014, o novo concessionário assumiu a responsabilidade pela UHE Três Irmãos.

Em 7 de julho de 2015 ocorreu o término das concessões das duas maiores usinas hidrelétricas da CESP, Ilha Solteira e Jupiá que juntas representavam 75% da potência instalada. De forma inédita para o processo de renovação, o Governo Federal instituiu o pagamento de outorga para renovação das concessões das usinas definidas no Edital de Leilão ANEEL nº 12/2015, incluídas as duas da CESP.

Não obstante o esforço dos administradores e do acionista controlador, não foi viabilizada a participação da Companhia no Leilão realizado em 25 de novembro de 2015.

No período compreendido entre o término das concessões e a assunção do novo concessionário, a CESP operou as duas usinas no regime de cotas até o final do período de operação assistida encerrado em 30 de junho de 2016. Tratou-se de operação marginalmente lucrativa e que cumpriu com nossa responsabilidade social de continuidade do serviço de geração de energia elétrica.

A Companhia entende que a assunção de um novo operador caracteriza sucessão trabalhista e ingressou na justiça para obter este reconhecimento. Da mesma forma, entende que os litígios referentes às ações judiciais relativas àquelas usinas acompanham as concessões, pois a elas são inerentes.

Quanto a Usina Hidrelétrica Jaguari, cujo vencimento da concessão se dará em 2021, a CESP, nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e de maneira tempestiva, solicitou a renovação dessa concessão e aguarda pronunciamento da Aneel. Para a Usina Hidrelétrica Paraibuna, foi adotado o mesmo procedimento.

Ao final deste exercício de 2016, a CESP mantém as concessões de um parque gerador formado por três usinas hidrelétricas, totalizando 1.654,6 MW de capacidade instalada. As Usinas Porto Primavera (vencimento da concessão originalmente em maio/2028, porém prorrogado para 11 de julho do mesmo ano devido ao acordo de repactuação do risco hidrológico), Paraibuna (março/2021) e Jaguari (maio/2020) continuarão a ser operadas pela CESP.

O Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria nº 258, de 21 de dezembro de 2016, reduzindo a garantia física da UHE Porto Primavera de 1.017 para 992,6 MW médios. Com isso, a atual quantidade de energia própria que a CESP pode comercializar (garantia física) passou a ser de 1.056,6 MW médios.

As usinas têm as seguintes características e prazos de concessão:

Bacia Usina Hidrelétrica Potência Instalada MW Garantia Física MW Médio Entrada em Operação Prazo de Concessão
Paraná Porto Primavera 1.540,00 992,6** 23/01/1999 11/07/2028*
Paraíba Jaguari 27,6 14 05/05/1972 20/05/2020
Paraíba Paraibuna 87 50 20/04/1978 09/03/2021*
Total 1.654,60 1.056,60  

*Concessão prorrogada por 53 dias conforme acordo de repactuação do risco hidrológico previsto pela Lei 13.203/2015
**Conforme Portaria MME nº 258, de 21 de dezembro de 2016

iii) A Companhia, na qualidade de concessionária de serviço público de geração de energia elétrica, está sujeita à regulação e à fiscalização da ANEEL.

A ANEEL pode impor penalidades à Companhia caso esta deixe de cumprir suas obrigações decorrentes da concessão ou contrarie legislação e normas setoriais. Dependendo da gravidade do descumprimento observado, as penalidades aplicáveis podem ir de advertência à extinção da concessão por caducidade. A imposição de multas ou penalidades à Companhia ou a extinção de qualquer de suas concessões, pode afetar suas receitas, bem como sua geração de fluxo de caixa.

iv) A Companhia está incluída no Programa Estadual de Desestatização do Estado de São Paulo.

A Companhia está incluída no Programa Estadual de Desestatização do Estado de São Paulo, instituído pela Lei Estadual n.º 9.361, de 5 de julho de 1996. No momento, não há iniciativa oficial em curso do Governo do Estado de São Paulo, acionista controlador da Companhia, em promover a alienação de ações representativas do controle acionário da Companhia.

Caso a Companhia tenha mudança de controle acionário, o novo controlador será obrigado a pagar 100% do valor unitário pago pelas ações compradas para adquirir o controle da Companhia aos detentores de ações PNB que exercerem esse direito. Os detentores de ações PNA e ON terão o tratamento estabelecido na legislação em vigor.

Adicionalmente, a alteração do controle acionário da Companhia é um Evento de Avaliação previsto na alínea (d), do Artigo 51, do Regulamento do Fundo FIDC IV CESP, o qual enseja a convocação de Assembleia Geral de Cotistas.

v) Condenações contra a Companhia em processos judiciais poderão ter um considerável efeito negativo sobre a Companhia.

A Companhia é parte em diversos processos judiciais envolvendo reivindicações monetárias significativas, incluindo, entre outros, processos cíveis, ambientais, tributários, fiscais, ações civis públicas, ações populares, ações trabalhistas e processos de desapropriação. Uma decisão desfavorável à Companhia envolvendo valores monetários substanciais em um ou mais desses processos poderá ter impacto negativo sobre os seus resultados e condição financeira, bem como na sua geração de fluxo de caixa futuro. Informações adicionais sobre o andamento dos processos judiciais em que a Companhia tem parte, bem como seus prováveis desfechos e respectivas provisões, estão detalhadas nos itens 4.3 a 4.5.

vi) Contratos de Seguros

A Companhia possui contratos de seguros com cobertura determinada por orientação de especialistas, considerando a natureza e o grau de risco para cobrir eventuais perdas sobre seus ativos e/ou responsabilidade, entretanto os seguros contratadas poderão não ser suficientes para cobrir totalmente os danos e as responsabilidades em que pode incorrer no curso habitual dos seus negócios, e um eventual sinistro poderá afetar adversamente seus negócios, resultado operacional e situação financeira.

vii) Fundação CESP

A Companhia patrocina planos de benefícios de aposentadoria e pensão para seus empregados e ex-empregados e respectivos beneficiários, com o objetivo de suplementar os benefícios fornecidos pelo sistema oficial da previdência social. A Fundação CESP é a entidade responsável pela administração dos planos de benefícios patrocinados pela Companhia.

A Companhia, através de negociações com os sindicatos representativos da categoria, reformulou o plano em 1997, tendo como característica principal o modelo misto, composto de 70% do salário real de contribuição como benefício definido, e até 30% do salário real de contribuição como contribuição definida opcional. Essa reformulação teve como objetivo equacionar o déficit técnico atuarial e diminuir o risco de futuros déficits. Adicionalmente aos benefícios do plano, a Companhia oferece aos seus empregados outros benefícios como assistência médica e odontológica.

O custeio do plano para o benefício definido é paritário entre a Companhia e os empregados. O custeio da parcela estabelecida como contribuição definida é paritário entre a Companhia e os empregados, baseado em percentual escolhido livremente pelo participante até o limite de 2,5%, acima do qual só contribui o participante. As taxas de custeio são reavaliadas, periodicamente, por atuário independente.

O Benefício Suplementar Proporcional Saldado – BSPS é garantido aos empregados participantes do plano de suplementação que aderiram ao novo modelo implementado, a partir de 1º. de janeiro de 1998, e vierem a se desligar. Esse benefício assegura o valor proporcional da suplementação relativo ao período do serviço anterior à data da reformulação do plano de suplementação. O benefício será pago a partir da data em que o participante completar as carências mínimas previstas no regulamento do novo plano.Desse modo, eventual déficit atuarial poderá ter impacto negativo sobre os seus resultados e em sua condição financeira, bem como na sua geração de fluxo de caixa futuro.

b. Relacionados ao seu controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle

A Companhia é controlada pelo Estado de São Paulo, que tem poderes para determinar as políticas operacionais e estratégias, controlar a eleição da maior parte dos membros do Conselho de Administração e nomear a Diretoria da Companhia, sendo que em 31 de dezembro de 2015, o Estado era titular de 94,08% das ações ordinárias emitidas pela Companhia.

A condição de Companhia controlada pelo Estado de São Paulo pode implicar em conflitos de interesse entre o papel institucional da Companhia e as políticas e diretrizes do controlador podendo, eventualmente divergir dos interesses dos investidores.

Mudanças no Governo do Estado de São Paulo ou em sua política governamental podem acarretar mudanças na Diretoria da Companhia, bem como em sua estratégia de negócios, podendo causar impacto sobre os seus resultados e em sua condição financeira, bem como na sua geração de fluxo de caixa futuro.

c. Relacionados aos seus acionistas

i) Volatilidade e falta de liquidez do mercado de capitais.

A volatilidade e/ou falta de liquidez do mercado brasileiro de capitais, que é menos líquido, mais volátil e concentrado que os principais mercados internacionais têm potencial de comprometer a capacidade de venda dos investidores pelo preço e no momento desejado.

ii) Os acionistas da Companhia podem não receber dividendos ou juros sobre capital próprio.

Dependendo dos resultados futuros, os titulares de ações da Companhia poderão não receber dividendos ou juros sobre o capital próprio se a mesma não apurar lucros. Se a distribuição dos dividendos ou juros sobre capital próprio for incompatível com a situação financeira da Companhia, os dividendos ou os juros sobre capital próprio, também podem não ser pagos.

iii) Aumento de Capital

Em julho de 2006, a Companhia captou recursos da ordem de R$ 3,2 bilhões através de emissão de novas ações. Poderá ocorrer no futuro emissão de novas ações, bem como colocação pública ou privada de títulos conversíveis em ações, prevendo ou não direito de preferência aos seus atuais acionistas, podendo resultar em diluição da participação acionária do investidor no capital social da Companhia.

d. Relacionados às suas controladas e coligadas

Na data de publicação deste Formulário de Referência, a Companhia não possuía nenhuma Controlada ou Coligada.

e. Relacionados aos seus fornecedores

A Companhia depende de terceiros para fornecer máquinas e equipamentos utilizados em suas instalações, bem como de serviços específicos de manutenção, estando sujeita à ocorrência da variação de preços, bem como à disponibilidade de entrega de tais máquinas, equipamentos e serviços. Devido às especificações técnicas e a especificidade de alguns dos equipamentos utilizados em suas instalações, a Companhia, em alguns segmentos de mercado, conta com um número reduzido tem poucos de fornecedores. Caso algum fornecedor descontinue a produção ou interrompa a venda de qualquer dos equipamentos adquiridos pela Companhia, talvez não seja possível adquirir tais equipamentos com outros fornecedores, podendo prejudicar suas atividades operacionais.

f. Relacionados aos seus clientes

O risco surge da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes. Os recebíveis podem ser classificados em três grupos, com as seguintes características: (i) para recebíveis decorrentes da venda a concessionárias de distribuição, que tem as seguintes características: poucas empresas de distribuição de energia; a existência de garantias contratuais; o fato de serem concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia sob fiscalização federal, inclusive sujeitas à intervenção da concessão; e não haver histórico de perdas significativas na realização de seus recebíveis; (ii) para recebíveis decorrentes da venda a consumidores finais ou comercializadores, com as seguintes características: reduzido número de clientes; o porte empresarial de seus clientes; a análise prévia de crédito e a existência de garantias contratuais de no mínimo dois meses de faturamento; (iii) para recebíveis das operações liquidadas na CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, cujas eventuais inadimplências são rateadas aos agentes da Câmara.

Caso haja dificuldade de recebimento de valores faturados, poderá haver impacto negativo nos resultados da Companhia, em sua condição financeira, bem como na geração de fluxo de caixa futuro.

g. Relacionados aos setores da economia nos quais a Companhia atua

i) Influência do Governo

Medidas do Governo Brasileiro para controlar a inflação e implementar as políticas econômica e monetária têm envolvido, no passado recente, alterações nas taxas de juros, desvalorização da moeda, controle de câmbio, controle de tarifas, controles no consumo de eletricidade, alteração na política fiscal e tributária, dentre outras. Tais medidas podem impactar os negócios da Companhia, bem como sua condição financeira, seus resultados operacionais e consequentemente suas receitas e sua geração de fluxo de caixa futuro.

ii) A geração de energia elétrica pela Companhia depende de condições hidrológicas favoráveis.

A principal usina hidrelétrica da Companhia, UHE Engº Sérgio Motta (Porto Primavera), que representa 94% da garantia física para venda, concentra-se na área de influência da bacia do rio Paraná, região oeste do Estado de São Paulo e opera a fio d’água.

Riscos de escassez de água por condições pluviométricas são cíclicos, porém com ocorrências mais frequentes nos últimos anos. Situações hidrológicas desfavoráveis localizadas são cobertas pelo Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, um instrumento de compartilhamento de risco hidrológico que o Setor Elétrico Brasileiro dispõe e que permite ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS buscar a otimização dos recursos hidrelétricos através do despacho por usina, de modo que insuficiências temporárias de cada agente gerador do sistema são cobertas por geração de outros geradores, com custo adicional a uma Tarifa de Energia de Otimização – TEO:

Resolução Homologatória Início de Vigência R$/ MW
Homologatória n° 1.840, de 09/12/2014 01/01/2015 11,25
Homologatória n° 2.002, de 15/12/2015 01/01/2016 12,32
Homologatória n° 2.190, de 13/12/2016 01/01/2017 11,58

A escassez de água em todo o sistema hidrelétrico brasileiro vem limitando a capacidade de geração de energia hidrelétrica no país. Isto pode ter impacto negativo sobre os resultados da Companhia e sua condição financeira, bem como na sua geração de fluxo de caixa futuro.

Para reduzir os impactos financeiros do risco hidrológico sobre a geração hidráulica no SIN, o Governo Federal publicou a Medida Provisória nº 688/2015, posteriormente convertida na Lei nº 13.203/2015, que trata de um acordo de repactuação desse risco, com a participação apenas dos geradores participantes do MRE – Mecanismo de Realocação de Energia (voluntário) e distribuidoras (compulsório), envolvendo parcelas da garantia física de energia do agente gerador, referentes aos montantes dos contratos do Ambiente de Contratação Regulada – ACR e do Ambiente de Contratação Livre – ACL.

A repactuação tem efeitos retroativos a 01/01/2015 e, em contrapartida, contempla um prêmio de risco arcado pelos geradores e, como cláusula de eficácia, que cada agente abdique individualmente das ações judiciais referentes ao risco hidrológico.

A CESP, após estudos e análises aprofundados, protocolou junto à ANEEL o requerimento de adesão à repactuação do risco hidrológico no ACR, em que 350 MW médios contratados em 2016 e 230 MW médios contratados de 2017 até 2028 ficam desimpedidos dos ônus e, também, dos bônus, provocados por esse risco. Em relação ao Ambiente de Contratação Livre, a decisão foi pela não adesão, causada pela não atratividade confirmada, inclusive, pelos demais agentes.

Adicionalmente, na ocorrência de condições hidrológicas desfavoráveis poderá haver impacto nos atuais níveis dos reservatórios. Assim, existe a possibilidade de implantação de medidas necessárias à manutenção do abastecimento de energia elétrica do país, tais como: racionamento ou racionalização do consumo de energia elétrica. Tais medidas poderão causar impacto negativo nos resultados da Companhia e em sua condição financeira, bem como na sua geração de fluxo de caixa futuro.

iii) A Companhia poderá ter de adquirir energia de curto prazo para cumprir contratos de venda.

A redução de 24,4 MW médios da garantia física da UHE Porto Primavera, estabelecida por meio da Portaria MME nº 258, de 21 de dezembro de 2016, cujo cumprimento ocorreu a partir de sua publicação, poderá acarretar na necessidade de adequar o seu balanço de energia.

Da mesma forma, eventualmente a partir de 2018, com a publicação pelo MME – Ministério de Minas e Energia da revisão da garantia física das usinas da Companhia, poderá haver a necessidade de aquisição de energia de curto prazo para cumprir suas obrigações contratuais de fornecimento de energia e para equilibrar as diferenças entre o lastro físico (garantia física) e a energia contratada, que são contabilizadas e liquidadas na CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

Caso a Companhia venha a adquirir energia de curto prazo, estará sujeita à variação de preços desse mercado, que é mais volátil do que nos ambientes de contratação regulado ou livre. Desse modo, caso a Companhia tenha de contratar energia de curto prazo, poderá causar impacto negativo em seus resultados e em sua condição financeira, bem como na sua geração de fluxo de caixa futuro.

h. Relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua

i) A Companhia atua no setor elétrico brasileiro reestruturado pelo Governo Federal.

Podem ocorrer mudanças no modelo do setor elétrico com impacto para as empresas sujeitas às suas regras, como a Companhia.

Em 15 de março de 2004, foi promulgada a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico que promoveu profundas modificações na atual estrutura do setor elétrico, dentre as quais:

  • a alteração das regras sobre a compra e venda de energia elétrica entre as empresas geradoras de energia e as concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica;
  • novas regras para licitação de empreendimentos de geração;
  • a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE;
  • a criação de novos órgãos setoriais; e
  • a alteração nas competências do Ministério de Minas e Energia e da ANEEL.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico tem sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio de ADINs. Não existe ainda uma decisão sobre este mérito. Na data deste Formulário de Referência, não é possível prever os eventuais efeitos adversos do julgamento das ADINs, bem como o impacto que isso causaria nas receitas da Companhia, bem como sua geração de fluxo de caixa futuro.

Em 11 de setembro de 2012 foi editada a Medida Provisória 579 (convertida na Lei nº 12.783 de 14 de janeiro de 2013) que alterou de forma significativa a renovação das concessões das usinas operadas pela CESP. O impacto mais imediato foi com relação à Usina de Três Irmãos, que foi devolvida ao Poder Concedente em abril de 2013.

Em 17 de abril de 2013 o Ministério de Minas e Energia- MME publicou a Portaria No 125, que oficializou a permanência da Companhia na condição de prestação do serviços de geração de energia da UHE Três Irmãos até a assunção do concessionário vencedor da licitação.

Em 28 de março de 2014, ocorreu o leilão para definição do novo operador da UHE Três Irmãos. O objeto do certame foi apenas a usina; sendo que o Canal de Pereira Barreto e as eclusas ficaram fora da disputa. A licitação foi vencida pelo Consórcio Novo Oriente, composto por um fundo de investimentos e Furnas, posteriormente denominado TIJOÁ Participações e Investimentos S/A, com deságio de R$ 0,87 em relação ao teto estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL (R$ 31.623.036,87). No entanto, na mesma data, o Tribunal de Contas da União – TCU, através de medida cautelar, suspendeu o resultado do leilão e determinou que a ANEEL não celebrasse o contrato de concessão com os vencedores do certame enquanto analisava os impactos e repercussões desta separação operacional.

Em 9 de abril de 2014, em reunião plenária, o Tribunal de Contas da União – TCU manteve a decisão que suspendeu a assinatura do contrato referente ao leilão da UHE Três Irmãos, até que o órgão julgasse o processo.

Em 20 de agosto de 2014, o TCU autorizou a assinatura do contrato de concessão porque o governo apresentou proposta de que o Departamento Nacional de Infraestrutura de Transportes – DNIT assumiria a responsabilidade de operar a eclusa e o canal, mediante contrato a ser celebrado.

Em 10 de setembro, com interveniência do Fundo de Investimentos em Participações Constantinopla e de Furnas Centrais Elétricas S/A, a TIJOÁ Participações e Investimentos S/A assinou com o Ministério de Minas e Energia – MME, o contrato de concessão para geração de energia elétrica na Usina Hidrelétrica Três Irmãos, pelo prazo de 30 anos.

Em 7 de julho de 2015 ocorreu o término das concessões das duas maiores usinas hidrelétricas da CESP, Ilha Solteira e Jupiá que juntas representavam 75% da potência instalada. De forma inédita para o processo de renovação, o Governo Federal instituiu o pagamento de outorga para renovação das concessões das usinas definidas no Edital de Leilão ANEEL nº 12/2015, incluídas as duas da CESP.

Não obstante o esforço dos administradores e do acionista controlador, não foi viabilizada a participação da Companhia no Leilão realizado em 25 de novembro de 2015. A decisão demonstra disciplina no uso do capital da CESP.

No período compreendido entre o término das concessões e a assunção do novo concessionário, a CESP vem operando as duas usinas no regime de cotas e permanecerá nessa condição até o final do período de operação assistida a se encerrar em 30 de junho de 2016. Trata-se de operação marginalmente lucrativa e que cumpre com nossa responsabilidade social de continuidade do serviço de geração de energia elétrica.

A Companhia entende que a assunção de um novo operador caracteriza sucessão trabalhista e ingressou na justiça para obter este reconhecimento. Da mesma forma, entende que os litígios referentes às ações judiciais relativas àquelas usinas acompanham as concessões, pois a elas são inerentes.

ii) Renovação das Concessões

Outro risco regulatório envolve mudanças nos critérios para renovação de concessões de usinas hidrelétricas, o que ocorreu por duas vezes nos últimos três anos, com a publicação da Lei nº 12.783/2013 (MP 579/2012), que instituiu o regime de cotas de garantia física a uma tarifa determinada pela ANEEL, e a Lei nº 13.203/2015 (MP 688/2015), que estabeleceu o pagamento de bonificação pela outorga do empreendimento a ser licitado. Tais mudanças no marco regulatório implicam em alterações substanciais no planejamento das empresas do setor, inclusive a CESP.

iii) A Companhia pode ter sua garantia física (lastro de energia elétrica) reduzida em até 5% devido às regras setoriais.

A Garantia Física corresponde ao limite máximo empregado na contratação de energia elétrica por cada usina. A revisão ordinária desses valores deve ocorrer a cada cinco anos, conforme previsto no Decreto nº 2.655, de 1998. Esse Decreto determina que as reduções de garantia física causadas pelas revisões devem ser de no máximo 5% do valor vigente, limitado a 10% em toda a concessão da UHE.

A publicação das garantias físicas de energia revisadas das usinas hidrelétricas está prevista para ocorrer ainda no 1º semestre de 2017, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2018. Dessa forma, o balanço energético da Companhia poderá ficar negativo a partir de 2018, sujeitando a Companhia também ao pagamento de penalidades por falta de lastro de energia na CCEE- Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, caso nenhuma ação seja adotada nesta situação.

iv) Participação no rateio do custo de despacho térmico adicional por motivo de segurança energética.

O Conselho Nacional de Política Energética- CNPE, através da Resolução nº 3, de 6 de Março de 2013, definiu que parte do custo de despacho adicional de usinas térmicas por razão de segurança energética, decidido pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), deverá ser rateado entre todos os agentes de mercado, mediante processo de contabilização e liquidação da CCEE. A cobrança será feita mediante Encargo de Serviços do Sistema por motivo de segurança energética, conforme o disposto no art. 59 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004.

Porém, as associações representativas das empresas do setor elétrico impetraram liminares que suspenderam os artigos da Resolução relacionados ao tema. A CESP faz parte de uma dessas associações. Caso as liminares sejam revertidas, a Companhia e todos os demais agentes que as obtiveram serão impactados pelos valores acumulados durante a suspensão judicial. De qualquer forma, a participação neste rateio poderá causar impacto negativo nos resultados da Companhia, bem como na sua geração de fluxo de caixa futuro.

i. Relacionados aos países estrangeiros onde o emissor atue

Na data de publicação deste Formulário de Referência, a empresa registrava atuação somente no Brasil, não possuindo, portanto, nenhum tipo de riscos relevantes relacionados a países estrangeiros.

j. a questões socioambientais

i) As instalações e operações da Companhia estão sujeitas à regulamentação ambiental, no âmbito federal, estadual e municipal, que poderá se tornar mais rigorosa no futuro, podendo acarretar aumento de responsabilidade e aumento de despesa de capital.

As atividades e instalações da Companhia estão sujeitas a diversas leis e regulamentos federais, estaduais e municipais, bem como a diversas exigências de funcionamento relacionadas à proteção do meio ambiente. Leis ou regulamentos adicionais mais rigorosos poderão ser aprovados e a aplicação, assim como a interpretação da legislação vigente, poderá tornar-se mais severa. Além disso, os órgãos ambientais poderão fazer exigências adicionais com relação às operações da Companhia, obrigando-a a despender recursos em investimentos relacionados a questões ambientais, aumentando, assim, as despesas e, consequentemente, reduzindo o resultado da Companhia. As penalidades que poderiam ser impostas à Companhia, no âmbito ambiental, podem ser tanto de cunho reparatório quanto indenizatório, não sendo possível mensurar qual seria o exato custo, para a Companhia, no caso de autuação de caráter ambiental.

2) Principais riscos de mercado

O negócio da Companhia compreende principalmente a geração de energia para venda a grandes consumidores (mercado livre) e empresas concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica (mercado regulado). Os principais fatores de risco de mercado que afetam seus negócios são como segue:

a. Risco de Taxa de Juros / Inflação

Este risco é oriundo da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros e inflação, que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos captados. A Companhia não tem pactuado contratos de derivativos para fazer “hedge” contra esse risco, porém monitora continuamente as taxas de juros de mercado com o objetivo de avaliar a necessidade de substituição da modalidade de suas dívidas. Em 31 de dezembro de 2016, a Companhia possuía R$ 636.484, captados a taxas variáveis de juros e/ou indexados à taxas de inflação, e R$ 15.061 captados a taxas fixas:

Em milhares de Reais

Passivos Vinculados às taxas Saldo Contábil
31.12.2016 31.12.2015
Moeda Nacional 98.212 329.536
CDI 83.151 309.322
TAXA FIXA 15.061 20.214
Moeda Estrangeiro 553.333 862.495
UMBNDES 552.196 860.878
LIBOR 1.137 1.617
Total 651.545 1.192.031

Análise de sensibilidade do risco de taxa de juros e inflação

A CESP considera que o risco de estar passiva em contratos que, além de taxa fixa e “spread”, tenham custos com indexadores variáveis (atualizados com taxas de juros pós-fixadas ou taxas de inflação), é a elevação destes índices e consequente aumento das despesas financeiras relativa ao passivo, captado em moeda nacional e estrangeira.

A Companhia agrupou o passivo por indexador contratado e elaborou análise de sensibilidade, em consonância com a Instrução CVM nº 475/08 e conforme sugerido pelo CPC 40 e IFRS 7, utilizando neste passivo o cenário divulgado no relatório Focus (Bacen) de 06/01/2017. No passivo em moeda estrangeira foi considerada a conversão para reais com a mesma paridade de fechamento do presente demonstrativo, para refletir apenas as alterações de cenários de taxas de juros.

Taxa % a.a.

Índices Previsão Apreciação da Taxa em
25% 50%
CDI 11,53 14,41 17,30
UMBNDES 4,32 5,40 6,48
LIBOR 1,31 1,64 1,97

O resultado desta análise reflete o somatório nominal do acréscimo em reais da saída de caixa, com base no total do serviço da dívida a pagar no curto prazo (janeiro a dezembro/2017), incluindo a apropriação de juros até a data de cada vencimento, e deduzindo o montante contabilizado na data da atual apuração destas demonstrações contábeis, conforme a tabela abaixo:

Em milhares de Reais

Passivos Financeiros Risco Cenário Provável Cenário Possível Cenário Remoto
Vinculados às taxas:        
Moeda Nacional Variação do CDI (212) 154 514
Moeda Estrangeira Variação da UMBNDES - 5.769 11.682
Variação da LIBOR - 9 18
Total   (212) 5.932 12.214

A Companhia, em decorrência da variação dos índices projetados, teria um decréscimo na saída de caixa de R$ 212 no cenário provável, um acréscimo de R$ 5.932 no cenário possível e de R$ 12.214 no cenário remoto, comparativamente ao fluxo contabilizado no curto prazo.

Com base na posição patrimonial e no valor nocional dos instrumentos financeiros em aberto em 31/12/2016, a Companhia adotando cenários de variações, estimou que os efeitos em 31/12/2017 seriam próximos aos indicados nas colunas cenários projetados no quadro a seguir:

Impacto Sobre Saldo Devedor Projeção para 31/12/2017
Passivos Financeiros Risco Saldo em 31/12/2016 Cenário Provável Cenário Possível Cenário Remoto
Moeda Nacional          
CDI Variação do CDI 83.151 - - -
TAXA FIXA Sem Risco 15.061 9.907 9.907 9.907
Moeda Estrangeira          
UMBNDES Variação da UMBNDES 552.196 386.635 390.808 394.981
LIBOR Variação da LIBOR 1.137 1.376 1.381 1.385
Total 651.545 397.918 402.096 406.273

b. Risco de Taxa de Câmbio

O endividamento e o resultado das operações da Companhia são afetados significativamente pelo fator de risco de mercado de taxa de câmbio (dólar norte-americano). Em 31 de dezembro de 2016, o saldo total da conta de empréstimos e financiamentos, incluindo encargos incorridos até a data, montava a R$ 553.333 (R$ 862.495 em 31.12.2015) referentes a captações em moeda estrangeira, exclusivamente dólar norte-americano.

Em milhares de Reais

Passivos Saldo Contábil
31/12/2016 31/12/2015
Empréstimos e Financiamentos
Dólar Americano – US$ (Nota 16)
553.333 862.495
Total 553.333 862.495

Análise de sensibilidade do Risco de Taxa de Câmbio

A CESP considera que o risco de estar passiva em moeda estrangeira é a elevação da cotação do dólar-norte americano (PTAX) na data do vencimento de cada parcela dos contratos de empréstimos e financiamentos captados em moeda estrangeira, que impactam as despesas financeiras do exercício.

Em atendimento ao disposto na instrução CVM nº 475/08, e conforme sugerido pelo CPC 40 e IFRS 7, para determinação dos efeitos da variação desfavorável nas taxas de câmbio, a Companhia adotou os cenários de variações negativas mínimas definidas pela referida instrução e equivalentes a 25% e 50% sobre as respectivas taxas de câmbio utilizadas na determinação dos cenários provável, possível e remoto.

Moedas Previsão Apreciação da Taxa em
25% 50%
Dólar Americano: US$/R$ 3,39 4,24 5,08

O resultado desta análise reflete o somatório nominal do acréscimo em reais na saída de caixa no curto prazo (janeiro a dezembro/2017), com base no serviço da dívida a pagar, incluindo a apropriação de juros até a data de cada vencimento, deduzindo o montante contabilizado no curto prazo da atual demonstração contábil, conforme a tabela abaixo:

Em milhares de Reais

Passivos Financeiros Risco Cenário Provável Cenário Possível Cenário Remoto
Empréstimos e Financiamentos em US$ Apreciação do US$ 8.616 64.398 120.180

A Companhia teria em decorrência da variação cambial projetada, um acréscimo na saída de caixa no período de janeiro a dezembro/2017 de R$ 8.616 no cenário provável, de R$ 64.398 no cenário possível e de R$ 120.180 no cenário remoto.

Com base na posição patrimonial e no valor nocional dos instrumentos financeiros em aberto em 31/12/2016, a Companhia, adotando cenários de variações, estimou que os efeitos em 31/12/2017 seriam próximos aos indicados nas colunas cenários projetados no quadro a seguir:

Impacto Sobre Saldo Devedor Projeção para 31/12/2017
Passivos Financeiros Saldo em 31/12/2016 Cenário Provável Cenário Possível Cenário Remoto
Empréstimos e Financiamentos
Dólar Americano – US$
555.333 575.557 719.447 863.336
Total 555.333 575.557 719.447 863.336

c. Risco de Preço

De acordo com a legislação em vigor, as concessionárias distribuidoras de energia elétrica devem estabelecer contratos de compra de energia elétrica apenas no Ambiente de Contratação Regulada, através de leilões públicos de energia, e os consumidores livres, comercializadores e geradores devem contratar com a Companhia apenas no Ambiente de Contratação Livre, através de contratos bilaterais livremente negociados. Desse modo, não é possível prever o preço pelo qual a Companhia poderá contratar sua energia e nem se conseguirá contratar toda a sua garantia física no longo prazo após o término dos Contratos de Venda de Energia vigentes.

Os preços da energia elétrica comercializada decorrem também dos leilões de energia de Empreendimentos Existentes (2008/2009), cujos preços à época estavam entre R$ 83,50 e R$ 93,43 por MWh, atualizáveis anualmente, e dos leilões de energia de Novos Empreendimentos (2005/2006), com preços entre R$ 116,00 e R$ 124,97 por MWh, atualizáveis anualmente. Como os contratos decorrentes do 4º Leilão de Energia Existente (120 MW médios) tiveram seus vencimentos no final de 2016, o risco seria não obter preços adequados aos objetivos da Companhia, nos próximos leilões que vierem a ocorrer.

Por outro lado, ocorreram reduções do lastro de energia para venda a partir de 2013, com a transferência da UHE Três Irmãos para o novo controlador; em 2015, devido ao término das concessões das usinas hidrelétricas de Ilha Solteira e Jupiá, e; em 2016, devido à publicação de Portaria pelo Ministério de Minas e Energia diminuindo em 2,5% a garantia física da UHE Porto Primavera.

Por essa razão, todo o lastro de energia da Companhia para venda encontra-se comprometido, mesmo com o vencimento dos aludidos contratos, fator que contribui para a queda de faturamento da Companhia.

Assim, a Companhia possui praticamente toda a sua garantia física contratada, nos dois ambientes, até o ano de 2021. Essas contratações vigentes vêm sendo realizadas desde 2004, com o objetivo de assegurar um faturamento equilibrado para a Companhia.
A ANEEL homologa anualmente os preços mínimos e máximos de PLD – Preço de Liquidação das Diferenças, válidos para o exercício.

Observa-se que em função da crise hídrica, o PLD tem apresentado grande volatilidade.

R$/MWh

Resolução Homologatória Início de Vigência Mínimo Máximo
Homologatória n° 1.832, de 25/11/2014 01/01/2015 30,26 388,48
Homologatória n° 2.002, de 15/12/2015 01/01/2016 30,25 422,56
Homologatória n° 2.190, de 13/12/2016 01/01/2017 33,68 533,82

d. Risco de Liquidação Antecipada de Dívidas

Não existem cláusulas restritivas (covenants) sobre os contratos de empréstimos e financiamentos vigentes.

3) Política de gerenciamento de riscos

a. se o emissor possui uma política formalizada de gerenciamento de riscos, destacando, em caso afirmativo, o órgão que a aprovou e a data de sua aprovação, e, em caso negativo, as razões pelas quais o emissor não adotou uma política.

A Política de Gestão de Riscos da CESP foi submetida à aprovação do Conselho de Administração na 622ª Reunião Ordinária de 07.06.2011, por proposta da Resolução de Diretoria nº 2511/05/1495ª e no Relatório à Diretoria P/008/2011, ambos de 27.05.2011, tendo sido aprovada por unanimidade.

b. Objetivos e estratégias da política de gerenciamento de riscos

A política de gestão de riscos da CESP estabelece o processo, métodos e critérios para identificação, avaliação, monitoramento e comunicação dos riscos e respectivas ações de controle ou de mitigação, a serem observadas pelos agentes responsáveis pela atividade de gestão de riscos no âmbito da Companhia.

A Matriz de Riscos Estratégicos da Companhia foi revisada com apoio das Diretorias e dos Gestores de Riscos Descentralizados, sendo submetida à avaliação do Comitê de Riscos e posteriormente à apreciação do Conselho de Administração na 692ª Reunião Ordinária de 10.05.2016.

i. riscos para os quais se busca proteção

RISCO HIDROLÓGICO

A usina hidrelétrica Porto Primavera concentra-se na área de influência da bacia do rio Paraná, a oeste do Estado de São Paulo, operando a fio d’água. A localização geográfica é considerada favorável, pois o rio Paraná é formado pela confluência de dois grandes rios, o Paranaíba, que desce da região centro-oeste do país, e o rio Grande, na divisa com o Estado de Minas Gerais.

As usinas Jaguari e Paraibuna estão situadas na bacia do rio Paraíba do Sul, que possui importância estratégica quanto à geração de energia elétrica, abastecimento de água e regularização de vazões ao longo do seu percurso.

A usina da Companhia, na área de influência da bacia do rio Paraná, situa-se a jusante (rio abaixo) de outras usinas hidrelétricas, de modo que se beneficiam de estar praticamente no fim da cascata, tendo apenas a usina de Itaipu à sua jusante.
A região é tropical, de elevados índices históricos de precipitação pluviométrica. Riscos de escassez de água por condições pluviométricas são cíclicos, de ocorrência eventual. Em situações críticas, o Poder Concedente deve atuar objetivando o equilíbrio econômico-financeiro dos agentes.

RISCO LEGAL

A Companhia realiza a avaliação do prognóstico de perda relacionada às causas judiciais em aberto nas quais está envolvida. Esta avaliação é suportada pelo julgamento da Administração juntamente com seus assessores jurídicos considerando as jurisprudências, as decisões em instâncias iniciais e superiores, o histórico de eventuais acordos e decisões, a experiência da Administração e dos assessores jurídicos, bem como outros aspectos aplicáveis. Os riscos, nas suas diferentes naturezas jurídicas, foram avaliados e classificados com base na opinião da Administração da Companhia e de seus advogados internos e externos, segundo a probabilidade de risco econômico-financeiro para a Companhia e provisionados os que apresentaram expectativa de perda provável.

RISCO AMBIENTAL

As obrigações socioambientais são registradas à medida que a Companhia assume obrigações formais com reguladores ou tenha conhecimento de potencial risco relacionado às questões socioambientais, cujos desembolsos de caixa sejam considerados prováveis e os montantes estimados.

ii. Instrumentos utilizados para proteção

RISCO HIDROLÓGICO

Riscos de escassez de água por condições pluviométricas são cíclicos, de ocorrência eventual. Em situações críticas, o Poder Concedente deve atuar objetivando o equilíbrio econômico-financeiro dos agentes. Situações hidrológicas desfavoráveis, usualmente regionais e de curta duração, são cobertas pelo Mecanismo de Realocação de Energia – MRE, um instrumento financeiro de compartilhamento de risco hidrológico de que o setor elétrico brasileiro dispõe.

Devido ao agravamento da situação hidrológica que atingiu grande parte dos agentes de geração, a ANEEL realizou audiência pública em 2015, que resultou numa proposta de repactuação do risco hidrológico nos ambientes de comercialização regulado e livre. Em janeiro de 2016, a CESP aderiu ao acordo de repactuação desse risco, instituído pela Lei nº 13.203, de 08/12/2015, regulamentado pela Resolução Normativa nº 684, de 11/12/2015, transferindo para o consumidor os efeitos decorrentes do risco hidrológico no montante de 350 MW médios de sua garantia física, contratados no ambiente regulado para o ano de 2016, mediante o pagamento de um prêmio de risco. A repactuação contempla toda energia contratada no ambiente regulado durante o período de concessão.

Da mesma forma, em 2016, as condições hidrológicas desfavoráveis fizeram com que as usinas hidrelétricas do MRE fossem despachadas de modo a gerar abaixo de suas garantias físicas durante grande parte do ano, resultando na aplicação do denominado GSF – Generation Scaling Factor. Com isso, os geradores do MRE arcaram com o déficit entre geração e garantia física, o qual é valorado ao PLD – Preço de Liquidação das Diferenças.

RISCO LEGAL

A CESP mantém um Departamento Jurídico para representar e defender os interesses da Companhia nos processos judiciais de natureza cível, trabalhista e tributária. Contrata também, eventualmente, escritórios especializados para tratar das causas de maiores valores.

RISCO AMBIENTAL

Durante a fase de implantação do empreendimento, os valores provisionados são registrados em contrapartida ao ativo imobilizado em curso. Após a entrada em operação comercial do empreendimento, todos os custos ou despesas incorridos com programas socioambientais relacionados com as licenças de operação e manutenção do empreendimento são registrados diretamente no resultado do exercício.

Em dezembro de 2015, foi concluída a implantação do Sistema de Gestão Ambiental – SGA na UHE Eng. Sergio Motta. O SGA é um conjunto de procedimentos com ênfase na sustentabilidade e foco na adoção de práticas que buscam reduzir ao máximo o impacto ambiental das atividades da Companhia. O SGA da usina Eng. Sergio Motta está sendo readequado, e os das usinas Paraibuna e Jaguari estão em implantação.

iii. Estrutura organizacional de controle de gerenciamento de riscos

A Companhia implantou estrutura para gerenciamento de riscos corporativos, baseada nos princípios COSO II – Enterprise Risk Management Integrated Framework (ERM), padrão internacional sobre gestão de riscos.

A Política de Gestão de Riscos da CESP estabelece diretrizes para identificação, avaliação, monitoramento e comunicação dos riscos e respectivas ações de controle ou de mitigação, a serem observadas pelos agentes responsáveis pela atividade de gestão de riscos no âmbito da Companhia.

Fazem parte da estrutura organizacional de controle de gerenciamento de riscos:

  • Comitê de Riscos – Composto pelo Presidente e Diretores, Gerentes da Coordenadoria Executiva da Presidência e do Departamento de Auditoria Interna. É competência do Comitê de Riscos definir as diretrizes e estratégias para a gestão de riscos e avaliação dos controles, para o acompanhamento dos planos de ação apresentados pelos gestores da Companhia, assim como direcionar as atividades realizadas pela Coordenadoria de Gestão de Riscos.
  • Coordenadoria de Gestão de Riscos – CGR –Tem a responsabilidade acompanhar as ações dos Gestores de Riscos Descentralizados na identificação, avaliação e monitoramento dos riscos e comunicação periódica ao Comitê de Riscos. Deve ainda, orientar os gestores da Companhia quanto à metodologia de autoavaliação de controle, visando garantir a eficiência dos controles que mitigam os riscos mapeados, e assessorar a Presidência, o Comitê de Riscos e demais stakeholders em assuntos relacionados à gestão de riscos e controles.
  • Gestores de Riscos Descentralizados – GRDs – São os representantes indicados pelas Diretorias, designados para auxiliar os Gerentes das diversas áreas da Companhia na identificação, avaliação, controle e monitoramento dos riscos inerentes aos objetivos em suas esferas de responsabilidades. Compete ainda aos GRDs posicionarem periodicamente a Coordenadoria de Gestão de Riscos e a sua Diretoria de subordinação sobre os riscos e controles inerentes à responsabilidade de sua atuação.

c. Adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política adotada

A CESP atende às melhores práticas de Sistema de Controles Internos, tais como: Ambientes e Atividades de Controle, Avaliação de Riscos, Informação, Comunicação e Monitoramento.

O Sistema de Controles Internos da CESP é composto pelo conjunto de políticas, normas e procedimentos e atividades estabelecidas na Companhia, com o propósito de reduzir a possibilidade de perdas financeiras, desgaste da imagem institucional, aprimorar a qualidade das informações contábeis, financeiras e gerenciais, bem como salvaguardar a conformidade com a legislação e a regulamentação em vigor, a fim de garantir que os objetivos sejam atingidos.

Inseridos no Sistema de Controles Internos da Companhia, destacam-se as Políticas Corporativas, Normas e Procedimentos, Manual de Delegação de Autoridade – MDA, Código de Ética e de Conduta Empresarial, Sistemas Informatizados, órgão de Auditoria Interna, além da Gestão de Riscos, entre outras práticas e processos de controle.

Com base na Lei 13.303, de 30 de junho de 2016, foi apresentado ao Conselho de Administração da CESP em 18.10.2016, o conjunto de itens já atendidos pela CESP de acordo com a Lei 13.303/2016, como a Política de Divulgação de Informações, a Política de Distribuição de Dividendos, os Relatórios anuais de Sustentabilidade (modelo GRI) e Relatório de Responsabilidade Sócio Ambiental e Econômico Financeiro (modelo ANEEL), o Código de Ética e de Conduta Empresarial, o modelo de gestão de riscos, bem como a existência de Conselho Fiscal permanente. Outros itens que requerem providências deverão ser implementados no transcurso de 2017.

Para atendimento ao artigo 23, parágrafo 1º, inciso II da Lei 13.303/2016, foi aprovada pelo Conselho de Administração em 08.11.2016, a Estratégia de Longo Prazo da Companhia.

Na Reunião Ordinária de 24.01.2017, foi apresentado ao Conselho de Administração um cronograma de atividades para cumprimento das obrigações emanadas do Decreto Estadual nº 62.349/2016, que regulamentou a Lei Federal nº 13.303/2016.

Em consonância com as boas práticas de governança corporativa, em 2015 a CESP o revisou o Código de Ética e de Conduta Empresarial da Companhia e, entre outras atualizações, foram incorporadas as disposições da Lei Federal nº 12.846, de 01/08/2013 (Lei Anticorrupção) e do Decreto Estadual nº 60.106, de 29/01/2014, que dispõe sobre a responsabilidade administrativa e civil das pessoas jurídicas pela prática de atos contra a administração pública, nacional e internacional.

Em 2016 a CESP promoveu o Treinamento On-Line de seu Código de Ética e de Conduta Empresarial com o objetivo de reciclar conhecimentos e fortalecer a conscientização de seus profissionais quanto aos princípios e valores que regem as relações na Empresa.

O Código está disponível na intranet (Netcesp) e no website da CESP: (http://www.cesp.com.br). Ao acessá-lo já é disponibilizado link para, se for o caso, ser efetuado o registro da representação. Também há o e-mail codigo.eticaeconduta@cesp.com.br, para que os interessados possam fazer representações.

A CESP, integrando-se ao Sistema das Ouvidorias do Governo do Estado de São Paulo, disponibiliza em seu website um canal de relacionamento com a finalidade de acolher, esclarecer e responder toda e qualquer manifestação de interesse do cidadão sobre a Companhia. Atua como instância final na sua defesa, inclusive provocando ações de transformação interna visando à melhoria da qualidade dos serviços prestados pela Companhia.

Em 2016, a Ouvidoria da CESP registrou 62 manifestações. Entre os principais temas destacaram-se as orientações e esclarecimentos de dúvidas relativas a assuntos de recursos humanos, patrimônio e meio ambiente, bem como reclamações referentes às empresas de distribuição de energia elétrica, atividade que não faz parte do negócio da CESP desde 1998. Foram registradas também denúncias de cidadãos alertando a Empresa, por meio da Ouvidoria, em relação a invasões ou intervenções em áreas de bordas de reservatórios.

Atendendo a dispositivo do Governo do Estado de São Paulo (Decreto Estadual nº 58.052, de 16/05/2012, que regulamentou a Lei Federal nº 12.527, de 18/11/2011), a CESP integrou-se ao Serviço de Informações ao Cidadão (SIC), por meio do qual a Empresa dá acesso a informações solicitadas por cidadãos e entidades, reforçando boas práticas de governança e transparência. O acesso ao sistema é feito por meio do site www.sic.sp.gov.br.

Em 2016, a Companhia registrou 33 demandas, recebidas e atendidas por meio do Sistema SIC, que apresenta várias formas de acesso do cidadão à informação, incluindo a forma presencial, com atendimento em uma sala exclusiva para esse serviço.

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