Fatores de Risco Aumentar Diminuir

1) Riscos Relacionados à Companhia e aos seus negócios

A Companhia opera sob 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.

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, vencíveis 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. Com essa decisão, a CESP continuará a operar as Usinas de Ilha Solteira e Jupiá até o termo final da concessão, o que se dará em julho de 2015.

Em 17 de abril de 2013 o Ministério de Minas e Energia- MME designou por meio da Portaria No 125, a CESP como responsável pela prestação do serviços de geração de energia da UHE Três Irmãos até a assunção do concessionário vencedor da licitação, que ocorreu em 10 de outubro de 2014, quando a  TIJOÁ Participações  assumiu responsabilidade pela concessão da UHE Três Irmãos.

As Usinas de Porto Primavera (vencimento da concessão em maio de 2028), Paraibuna (março de 2021) e Jaguari (maio de 2020) continuarão a ser operadas normalmente pela CESP.

As usinas têm as seguintes características e prazos de concessão:

Usinas Hidrelétricas Entrada em Operação Unidades Geradoras Capacidade Instalada (MW) Garantia Física      (MW Médio) Vencimento
das
Concessões
Ilha Solteira* (PR) 1973 20 3.444,0 1.731,5 07/07/15
Jupiá* 1969 14 1.551,2 886,0 07/07/15
Subtotal* 34 4.995,2 2.617,5
Porto Primavera (PR) 1999 14 1.540,0 1.017,0 21/05/28
Paraibuna (PS) 1978 2 87,0 50,0 09/03/21
Jaguari (PS) 1972 2 27,6 14,0 20/05/20
Subtotal 18 1.654,6 1.081,0
Total 52 6.649,8 3.698,5

* Operadas temporariamente pelo Regime de Cotas.

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.

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.

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, poderão ser observadas nos itens 4.3 a 4.6.

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.

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 2014, 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 do interesse 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

Volatilidade e falta de liquidez do mercado de capitais podem afetar adversamente a venda das ações.

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.

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.

No futuro a Companhia poderá aumentar o seu capital, através da emissão de valores mobiliários, podendo resultar em diluição da participação dos investidores em ações da Companhia na ocasião.

Como ocorrido em julho de 2006, quando 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, resultando 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 sujeito à variação de preços, bem como à disponibilidade de entrega de tais máquinas, equipamentos e serviços. Devido às especificações técnicas dos equipamentos utilizados em suas instalações, a Companhia tem poucos 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

A Companhia possui diversos tipos de clientes como contraparte em diversos tipos de contratos de fornecimento de energia, e eventualmente algum cliente poderá não conseguir cumprir suas obrigações contratuais com a Companhia.

O risco surge da possibilidade da Companhia incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes. Os recebíveis podem ser classificados em três grupos, que possuem as seguintes características: (i) para recebíveis decorrentes da venda a concessionárias de distribuição – concentrado número de clientes, existência de garantias contratuais, são concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia sob fiscalização federal, inclusive sujeitas à intervenção da concessão, e não existência de histórico de perdas significativas na realização de seus recebíveis; (ii) para recebíveis decorrentes da venda a consumidores finais ou comercializadores – concentrado número e o porte empresarial de seus clientes, análise prévia de crédito e existência de garantias contratuais de no mínimo dois meses de faturamento.; (iii) para recebíveis das operações liquidadas na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, para os mesmos tipos de clientes dos itens acima.

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

A Companhia atua no mercado brasileiro, estando sujeita, portanto, aos efeitos da política econômica do Governo Federal.

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.

O impacto de uma escassez e/ou racionamento de energia elétrica, como ocorrido em 2001 e 2002, poderá afetar de maneira adversa a geração de energia elétrica pela Companhia.

Em junho de 2001, devido à escassez de energia elétrica no mercado brasileiro, que poderia se agravar durante o período de inverno por falta de chuvas, o Governo Federal implementou um programa de racionamento que perdurou até fevereiro de 2002, quando o Governo Federal decidiu pelo fim do racionamento de energia elétrica. Com o fim do racionamento, os níveis de consumo de energia elétrica aumentaram, mas levaram alguns anos para voltar aos patamares observados antes do racionamento. Adicionalmente, o nível de água dos reservatórios poderá diminuir novamente, obrigando o Governo Federal a tomar novas medidas para redução do consumo de energia, que poderiam ter um impacto negativo na economia brasileira. Caso novas medidas de redução de consumo de energia elétrica venham a ser impostas ao setor, os resultados operacionais da Companhia poderão ser negativamente afetados.

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

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:

(i) 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;
(ii) novas regras para licitação de empreendimentos de geração;
(iii) a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE;
(iv) a criação de novos órgãos setoriais; e
(v) 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, com 30 dias de operação assistida e com início de vigência em 10 de outubro de 2014, pelo prazo de 30 anos.

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.

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.

2) 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 e 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 2014, a Companhia possuía R$ 2.289.036 mil, captados a taxas variáveis de juros e/ou indexados à taxas de inflação, e R$ 25.370 mil captados a taxas fixas:

Passivos Saldo Contábil (R$ mil)
31.12.2014 31.12.2013
Vinculados às taxas:
Moeda Nacional 1.602.377 1.784.314
CDI 559.342 784.444
IGP-M - 2.898
IPC-A 978.205 916.819
TJLP 39.460 49.595
TAXA FIXA 25.370 30.558
Moeda Estrangeira 712.029 762.923
UMBNDES 710.737 728.433
LIBOR 1.292 1.527
TAXA FIXA - 32.963
Total 2.314.406 2.547.237

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 11/10/2013. 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:

CDI Previsão Apreciação da Taxa em (Taxa %a.a.)
25% 50%
CDI 12,47 15,59 18,71
IPC-A 6,56 8,20 9,84
TJLP 5,50 6,88 8,25
UMBNDES 4,08 5,10 6,12
LIBOR 0,50 0,63 0,75

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/2015), 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:

Passivos Financeiros Risco Cenário Provável Cenário Possível Cenário Remoto
Vinculados às taxas:  R$ mil
Moeda Nacional Variação do CDI 1.180 5.205 9.193
Variação do IPC-A (2.907) (1.555) (203)
Variação do TJLP - 140 241
Moeda Estrangeira Variação da UMBNDES - 7.561 15.367
Variação da LIBOR - 4 8
Total (1.727) 11.355 24.606

A Companhia, em decorrência da variação dos índices projetados, teria um decréscimo na saída de caixa de R$ 1.727 mil no cenário provável, e um acréscimo de R$ 11.355 mil no cenário possível e R$ 24.606 mil 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 31.12.2014, a Companhia adotando cenários de variações, estimou que os efeitos em 31.12.2015 seriam próximos aos indicados nas colunas cenários projetados no quadro a seguir:

Projeção para 31.12.2015 (R$ mil)
Risco Saldo em 31.12.2014 Cenário Provável Cenário Possível Cenário Remoto
Variação do CDI 559.342 305.670 315.199 324.729
Variação do IPC-A 978.205 - - -
Variação do TJLP 39.595 - - -
Sem Risco 25.370 20.213 20.213 20.213
Variação da UMBNDES 710.737 571.618 577.451 583.285
Variação da LIBOR 1.292 1.123 1.124 1.126
2.314.406 898.624 913.987 929.353

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 2014, o saldo total da conta de empréstimos e financiamentos, incluindo encargos incorridos até a data, montava a R$ 712.029 mil (R$ 762.923 mil em 31.12.2013) referentes a captações em moeda estrangeira, exclusivamente dólar norte-americano.

Passivos Saldo Contábil (R$ mil)
2014 2013
Empréstimo e Financiamentos Dólar Americano – US$ 712.029 762.923
Total 712.029 762.923

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$/R$ 2,71 3,39 4,07

O resultado desta análise reflete o somatório nominal do acréscimo em reais na saída de caixa no curto prazo (janeiro a dezembro/2014), 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:

Passivos Financeiros (R$ mil) Risco Cenário Provável Cenário Possível Cenário Remoto
Empréstimos e Financiamentos em US$ Apreciação do US$ 3.470 47.162 90.855

A Companhia teria em decorrência da variação cambial projetada, um acréscimo na saída de caixa no período de janeiro a dezembro/2015 de R$ 3.470 mil no cenário provável, de R$ 47.162 mil no cenário possível e de R$ 90.855 mil no cenário remoto.

Com base na posição patrimonial e no valor nocional dos instrumentos financeiros em aberto em 31/12/2013, a Companhia, adotando cenários de variações, estimou que os efeitos em 31/12/2015 seriam próximos aos indicados nas colunas cenários projetados no quadro a seguir:

Impacto Sobre Saldo Devedor (R$ mil) Projeção para 31.12.2015
Passivos Saldo em 31.12.2014 Cenário Provável Cenário Possível Cenário Remoto
Dólar Americano – US$ 712.029 726.451 908.063 1.089.676
Total 712.029 726.451 908.063 1.089.676

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 (entre 2004 e 2005), com preços entre R$ 62,10 a R$ 93,43 por MWh, atualizáveis anualmente, e dos leilões de energia de Novos Empreendimentos (entre 2005 e 2006), com preços entre R$ 116,00 e R$ 124,97 por MWh, atualizáveis anualmente. Como os contratos decorrentes do 1º Leilão de Energia Existente (1.998 MW médios) têm seus vencimentos entre 2012 e 2014, o risco seria não obter preços adequados aos objetivos da Companhia, nos próximos leilões que vierem a ocorrer. A Empresa, porém, participou de novo leilão de energia existente, realizado em 2013, cujos contratos têm vencimentos ao final de 2014 (400 MW médios) e no final do 1º semestre de dezembro de 2015 (98 MW médios), com preços de R$ 191,60 e R$ 165,20 por MWh, respectivamente. Caso a Companhia não consiga contratar a totalidade de sua garantia física ou não consiga contratar a preços adequados, isso poderá impactar seus resultados operacionais, bem como sua geração de fluxo de caixa futuro, sujeitando a Companhia à volatilidade do PLD – Preço de Liquidação das Diferenças, calculado pela CCEE.

A ANEEL homologa anualmente os preços mínimos e máximos  de PLD válidos para o exercício, que  em função da crise hídrica tem apresentado grande volatilidade:

Resolução Homologatória (R$/MWh) Início de Vigência Mínimo Máximo
Homologatória nº 1.667, de 10/12/2013 01/01/2014 15,62 822,83
Homologatória nº 1.832, de 25/11/2014 01/01/2015 30,26 388,48

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

Três das principais usinas hidrelétricas da Companhia, que representam 98% da garantia física para venda, concentram-se na área de influência da bacia do rio Paraná, região oeste do Estado de São Paulo. A UHE de Ilha Solteira opera com reservatório de acumulação, enquanto os reservatórios da UHE Engº Souza Dias ( Jupiá) e UHE Engº Sérgio Motta (Porto Primavera) operam a fio d’água.

Riscos de escassez de água por condições pluviométricas são cíclicos, de ocorrência eventual. 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 Inicio de Vigência R$/MWh
Homologatória nº 1.404, de 14/12/2012 01/01/2013 10,01
Homologatória nº 1.658, de 26/11/2013 01/01/2014 10,54
Homologatória nº 1.840, de 09/12/2014 01/01/2015 11,25

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

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

Eventualmente, a Companhia poderá adquirir 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.

f. 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.

g. Riscos Regulatórios do Mercado de Energia

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.

h. Risco de Regulamentação Ambiental

As atividades, instalações e equipamentos da Companhia estão sujeitos 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 se tornar mais severa. Além disso, os órgãos ambientais poderão fazer exigências adicionais com relação às operações, com a obrigação de despender mais recursos relacionados a questões ambientais, com impacto no resultado. A partir dessas novas interpretações a Companhia eventualmente poderá sofrer penalidades com relação ao meio ambiente.

i. Risco de Crédito

O risco surge da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes. Este risco é avaliado pela Companhia como baixo, tendo em vista: (1) para recebíveis decorrentes da receita de suprimento – o concentrado número de seus clientes, 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 por não haver histórico de perdas significativas na realização de seus recebíveis; (2) para recebíveis decorrentes da receita de fornecimento – o concentrado número e o porte empresarial de seus clientes, a análise prévia de crédito e a existência de garantias contratuais de no mínimo dois meses de faturamento; (3) nas operações liquidadas no CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, cujas eventuais inadimplências serão rateadas a todos os participantes da câmara.

j. Risco de Liquidação Antecipada de Dívidas

A Companhia possui contratos de empréstimos, financiamentos e FIDCs, com cláusulas restritivas (covenants) normalmente aplicáveis a esses tipos de operação, relacionadas ao atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros atos corporativos. Essas cláusulas restritivas são monitoradas continuamente e não limitam a capacidade de condução do curso normal das operações. Porém, se não cumpridas podem acarretar o vencimento antecipado dessas operações.

 

3) Política de gerenciamento de riscos 

a. riscos para os quais se busca proteção

Os principais riscos do mercado financeiro para o qual a Companhia buscaria proteção seriam: uma eventual oscilação da Taxa de Câmbio (dólar americano) cuja indexação representa 25,6% da dívida financeira ao final de 2014; oscilação da Taxa do CDI, representando 20,1% (FIDC) da dívida financeira; e oscilação do IPC-A, cuja indexação responde por 35,2% da dívida financeira ao final de 2014.

Para as dívidas indexadas em IPCA, a Companhia possui um “hedge natural”, pois os Contratos de Venda de Energia decorrentes dos Leilões têm seus preços indexados a este índice. Para os outros dois riscos a Companhia não tem realizado operações de proteção. Entretanto, sempre que possível, adquire antecipadamente moeda estrangeira para utilizar na liquidação de compromissos futuros.

b. Estratégia de proteção patrimonial (hedge)

Uma vez identificados os principais riscos de mercado, a Companhia estará buscando instrumentos adequados para mitigá-los. Alguns fatores sempre estarão presentes nesta decisão. São eles: monitoramento contínuo das condições de mercado com o objetivo de avaliar a oportunidade de substituição da modalidade de suas dívidas; as próprias condições de liquidez do mercado e da Companhia; o cenário do mercado interno e externo; e os custos das operações de proteção.

A Companhia não se utilizou de instrumentos financeiros derivativos, para fazer hedge contra os riscos de câmbio, de taxa de juros e de inflação neste exercício.

A Companhia tem procurado reduzir sua exposição nas operações em moeda estrangeira, quitando ou substituindo-as por operações em moeda local. O montante da dívida em moeda estrangeira foi reduzido em 6,7%, comparando-se o final do exercício de 2013 com o de 2014.

c. Instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge)

A Companhia poderá vir a utilizar os instrumentos SWAP e contratos a termo para proteção das dívidas indexadas e com taxas flutuantes e contra o risco de cambio, mas não os tem utilizado nos últimos exercícios.

Não foram utilizados instrumentos financeiros para a realização de hedge no exercício de 2014.

d. Parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos

A Companhia monitora continuamente as condições de mercado, para minimizar os impactos desses riscos em seus resultados. Realiza periodicamente análises de sensibilidade nos diversos indexadores que utiliza em suas transações e mede o impacto em seus resultados, classificando os cenários como provável, possível e remoto.

e. Se o emissor opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e quais são esses objetivos

A Companhia não realizou nenhuma operação de hedge neste exercício (2014) e não tem nenhuma operação vigente desta natureza. Entretanto, realizou operações de swap nos exercícios de 2007 e 2008, cujo objetivo foi mudar o indexador, de dólar para CDI, de uma parcela de sua dívida financeira.

f. Estrutura organizacional de controle de gerenciamento de riscos

A Companhia implantou estrutura para gerenciamento de riscos corporativos, baseado nos princípios COSO II – ERM, sendo composta pelos seguintes agentes:

  • Comitê de Riscos – Composição:  Presidente e Diretores, Gerentes da Coordenadoria Executiva da Presidência e do Departamento de Auditoria Interna e o responsável pela Coordenadoria de Gestão de Riscos;
  • Coordenadoria de Gestão de Riscos – CGR – Vinculada ao Departamento de Auditoria Interna;
  • Gestor de Riscos Descentralizado – GRD, que é o representante de cada diretoria, especialista designado para identificar e avaliar riscos em sua área de atuação.

 

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

O Departamento de Auditoria Interna é responsável por supervisionar o cumprimento das normas e procedimentos relacionados à gestão de riscos e controles, bem como fornecer subsídios para a melhoria contínua dos aspectos que eventualmente apresentarem deficiências.

 

 

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