Energias do Brasil
- Principais riscos que a própria Companhia enxerga e assume

Principais riscos da Companhia

A perda das nossas concessões pode gerar prejuízos em nossos resultados.

Nos termos da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, conforme alterada (“Lei das Concessões”), uma concessão está sujeita à extinção antecipada em circunstâncias como: a concessionária deixar de cumprir com qualquer das condições estabelecidas nos contratos de concessão, encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial, anulação do contrato de concessão, falência, extinção da concessionária ou por meio de expropriação, se for de interesse público. Há previsão de penalidade e intervenção no contrato de concessão. Em quaisquer dessas circunstâncias, os ativos vinculados à concessão devem ser revertidos ao Poder Concedente. Apesar do contrato de concessão prever o direito à indenização da concessionária, no caso de extinção de uma concessão, não é possível assegurar, que o valor de eventual indenização será suficiente para compensar a perda de lucro futuro relativo aos ativos ainda não totalmente amortizados ou depreciados.

Da mesma forma, de acordo com a legislação em vigor, no caso de descumprimento, por nós, dos termos das autorizações que permitem o funcionamento de nossas usinas termelétricas (“UTEs”), a respectiva autorização pode ser cassada, fato que teria efeito adverso substancial na condução de nossos negócios, resultados operacionais e nossa condição financeira, refletindo no valor de mercado dos valores mobiliários de nossa emissão. A extinção antecipada do contrato de concessão, assim como a imposição de penalidades associadas a tal extinção, pode gerar significativos impactos em nossos resultados e afetar nossa capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. Segundo a lei brasileira, nossas concessões podem ser renovadas apenas uma vez, desde que haja aprovação do Ministério de Minas e Energia ou da Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”) e que determinados parâmetros em relação à prestação do serviço tenham sido atendidos. Pretendemos solicitar a renovação de cada uma de nossas concessões quando da sua respectiva expiração. Em virtude da discricionariedade do Poder Concedente para a renovação das concessões, nossas subsidiárias poderão enfrentar concorrência significativa de terceiros ao pleitear a renovação dessas concessões ou para obter quaisquer novas concessões. Uma vez que a ANEEL detenha total discricionariedade sobre a renovação das concessões já existentes, a aquisição de determinadas concessões por concorrentes poderia afetar negativamente nossos resultados.

A devolução de outorgas de empreendimentos constitui direito do outorgado, cumpridas todas as obrigações e exigências do ato perante o Poder Concedente. Sendo assim, encontra-se em processo junto à ANEEL a devolução dos empreendimentos UTE Terra Verde e UHE Couto Magalhães.

A Terra Verde Bioenergia Participações S.A., controlada da EDP – Energias do Brasil S.A., e a Investimento Verde Participações S.A. detêm a outorga de autorização para a UTE Terra Verde. Tendo em vista a Assembleia Geral Extraordinária da Terra Verde, realizada em 14 de setembro de 2010, na qual a Terra Verde Bioenergia Participações S.A manifestou interesse em interromper a implantação do projeto Terra Verde, em caráter definitivo, razão pela qual apresentou proposta de dissolução da sociedade com o Investimento Verde, a qual não aceitou a proposta, foi ajuizado, em 20 de setembro de 2010, a competente ação de dissolução da sociedade, processo nº 5830020101846178 que tramita na 3ª Vara Cível da Capital de São Paulo.

Em 23 de novembro de 2010, a Terra Verde Bioenergia Participações S.A. solicitou à ANEEL a revogação da outorga da autorização para a UTE Terra Verde. O processo encontra-se em andamento aguardando a decisão final na Diretoria da ANEEL.

Em 22 de dezembro de 2011 a EDP Energias do Brasil celebrou com a Investimento Verde um Termo de Transação e Outras Avenças com o objetivo de suspender e consequentemente por fim às demandas judiciais e demais controvérsias, transação esta compreendendo o valor de R$6.500 mil corrigido pro rata die, pelo IGP-M, a ser desembolsada pela EDP Energias do Brasil assim que satisfeitas as condições precedentes.

O impacto esperado da dissolução deste projeto não é material, tendo em consideração que o valor no Grupo já está totalmente provisionado.

A EDP – Energias do Brasil S.A. e a Rede Energia S.A., por meio das empresas Enercouto S.A. e Rede Couto Magalhães Energia S.A., respectivamente, integrantes do Consórcio Ener-Rede Couto Magalhães, detêm a outorga da concessão para a exploração da UHE Couto Magalhães. Tendo em vista a negativa do IBAMA, através do Ofício n° 892/2011/GP/IBAMA, de 04 de outubro de 2011, para o pedido de Licença Prévia da UHE Couto Magalhães, após nove anos da outorga do empreendimento, as Concessionárias ingressaram na ANEEL, em 15 de março de 2012, com pedido de revogação da outorga de concessão da UHE Couto Magalhães.

Dentre as obrigações assumidas pelas Concessionárias destacamos o vencimento do valor do UBP – Uso do Bem Público, de aproximadamente 40 MM/ano (quarenta milhões/ano) em 15 de junho de 2012. Do pleito à ANEEL, requeremos, inclusive, a suspensão de qualquer medida de cobrança enquanto o mesmo não for deferido.

O impacto esperado desta revogação da outorga não é material. Nossas receitas operacionais podem ser negativamente afetadas por decisões da ANEEL com relação às nossas tarifas.

As nossas tarifas são determinadas pela ANEEL, considerando dispositivos dos contratos de concessão baseados na lei brasileira, a qual estabelece um mecanismo de limite de preço que permite ajustes nas seguintes circunstâncias: (i) o reajuste anual, projetado para compensar efeitos da inflação sobre as tarifas e repassar aos consumidores certas mudanças da estrutura de custo que estão fora do nosso controle; (ii) a revisão periódica, que ocorre em períodos que variam de três a cinco anos e é projetada de maneira a contemplar as alterações na nossa estrutura de custos e de mercado, com o objetivo de preservar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão; e (iii) a revisão extraordinária, que pode ocorrer a qualquer tempo, independentemente dos reajustes e revisões anteriormente mencionados, se houver alterações significativas comprovadas nos nossos custos e/ou modificação ou extinção de tributos e encargos posteriores à assinatura do contrato, quando comprovado o seu impacto sobre os custos da concessionária.

Com o objetivo de alcançar um equilíbrio apropriado entre o interesse do mercado consumidor em contar com um serviço de eletricidade de qualidade a custo razoável e, de outro lado, nossa necessidade e de outros agentes do setor elétrico de geração de lucro adequado, o regulador pode propor ajustes tarifários desfavoráveis que impactem negativamente nossa rentabilidade, ou seja, tarifas com valores inferiores ao que desejado ou mesmo menores das anteriormente cobradas. Um exemplo foi o reajuste anual aplicado pela ANEEL à tarifa da nossa controlada Bandeirante Energia S.A. (“EDP Bandeirante”) para o ano de 2004, quando reduziu provisoriamente a base de remuneração regulatória estabelecida em 2003, em 34,5% do valor anterior, reservando-se o direito de reavaliar esta decisão em 2005. O poder discricionário da ANEEL de reajustar as tarifas, bem como alterar os métodos utilizados nas revisões periódicas, cria uma grande incerteza nas operações de nossos negócios de distribuição e podem resultar em tarifas de fornecimento de energia elétrica inferiores às pleiteadas pelas nossas distribuidoras, afetando negativamente nossa situação financeira e nossos resultados operacionais. Ademais, não é possível assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas que nos permitam repassar aos nossos consumidores todos os nossos aumentos de custo. Além disso, na medida em que quaisquer desses ajustes não forem concedidos pela ANEEL em tempo hábil, como ocorreu em 2001 e 2002 em virtude do racionamento, nossa condição financeira e os resultados operacionais poderão ser adversamente afetados.

Nosso crescimento por meio de licitações pode ser adversamente afetado por futuras ações governamentais ou políticas relacionadas a concessões de usinas de geração de energia no Brasil.

Nos termos da Lei 8.666/93 (“Lei de Licitações”), os editais emitidos pelo poder concedente impõe certos requisitos aos participantes interessados nas licitações para novas concessões, incluindo indicadores sobre a estabilidade financeira do participante e/ou de seus acionistas. Não podemos assegurar que seremos capazes de satisfazer todos os requisitos exigidos para adquirir novas concessões ou participar de processos licitatórios. As regras para a licitação de concessões de usinas de geração estão sujeitas a alterações, tanto no âmbito federal quanto estadual. Ademais, não é possível assegurar que os processos licitatórios relativos a novos aproveitamentos de potencial hidráulico irão de fato ocorrer. Caso referidos processos não ocorram ou o potencial seja insignificante ou economicamente inviável e de pouca atratividade para nós, a expansão e diversificação do parque gerador poderão ser comprometidas.

Não podemos assegurar a renovação de nossos contratos de concessão. A ANEEL pode, ainda, nos penalizar pelo descumprimento de cláusulas dos contratos de concessão e podemos não recuperar o valor total investido caso quaisquer de nossas concessões sejam extintas. Realizamos as nossas atividades de distribuição e geração de acordo com contratos de concessão celebrados com a ANEEL por períodos que variam de 30 a 35 anos e podem ser renovados, apenas uma vez, a exclusivo critério da ANEEL e do Ministério de Minas e Energia (“MME”), por iguais períodos, mediante requerimento que obedeça a determinadas condições, de modo a não nos sujeitar a novo procedimento licitatório. Tendo em vista o grau de discricionariedade concedido à ANEEL pela Lei de Concessões e pelos contratos de concessão no que diz respeito à renovação das concessões, e dada a falta de precedentes duradouros com relação ao exercício, pela ANEEL, de tal discricionariedade e aplicabilidade da Lei de Concessões, não podemos assegurar que obteremos novas concessões ou que as atuais serão renovadas em termos favoráveis. Adicionalmente, a ANEEL pode impor penalidades que incluem multas significativas (em alguns casos, de até 2% do faturamento correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do correspondente auto de infração) e restrições em operações, bem como a extinção antecipada de nossos contratos de concessão, no caso de descumprirmos qualquer das obrigações estabelecidas nos contratos de concessão. A imposição de multas ou penalidades severas pela ANEEL e a extinção antecipada de nossos contratos de concessão podem ter um efeito negativo relevante sobre a situação financeira e resultados operacionais.

Previsões incorretas das necessidades de energia nas áreas de concessão das distribuidoras podem afetar adversamente os nossos resultados operacionais.

De acordo com a Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, conforme alterada (“Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”) há o risco das distribuidoras de energia elétrica não poderem repassar integralmente aos clientes os custos e despesas das compras de energia, nos casos de erros na previsão da demanda de energia. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia deve contratar com antecedência, por meio de licitações públicas, 100% das necessidades previstas em seu contrato para atender ao seu mercado nas respectivas áreas de concessão em um horizonte de cinco anos. Se errar na previsão de demanda e comprar mais ou menos eletricidade do que o necessário e os ajustes permitidos pela legislação não forem suficientes para compensar esses erros de previsão, a distribuidora pode ser impedida de repassar integralmente aos consumidores os custos das compras realizados no mercado de curto prazo (chamado também de mercado “spot”) e também poderá ser penalizada por não possuir lastro contratual de 100% de seu consumo. A ocorrência de quaisquer dessas hipóteses poderá gerar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais.

Podemos não conseguir implementar integralmente nossa estratégia de negócios.

A capacidade de implementar nossa estratégia de negócios depende de vários fatores. A estratégia de ampliar a nossa atuação no segmento de geração depende da nossa capacidade de (i) obter o direito de construir novos projetos de geração por meio de licitações conduzidas de acordo com Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico; (ii) concluir a construção de novos projetos de geração, evitando custos extraordinários decorrentes de atrasos na construção, que excedam o valor de orçamento, problemas de engenharia, ambientais e questões relacionadas à propriedade subjacente, manifestações trabalhistas e outros fatores, nomeadamente em relação a Pecém, cuja previsão de entrada em operação é até final de julho de 2012; e (iii) adquirir ativos de geração hidrelétrica em projeto ou em operação, assim como aumentar a participação em ativos nos quais somos acionistas. A estratégia para desenvolver nossas atividades de comercialização de energia depende da nossa capacidade de (i) sermos flexíveis para operar em um mercado altamente competitivo e (ii) gerenciar os riscos de mercado inerentes ao comércio de energia. Podemos não ser capazes de identificar e minimizar riscos relevantes, o que pode prejudicar nossos resultados operacionais da atividade de comercialização. Com relação à distribuição, o sucesso de nossa estratégia depende da capacidade de mantermos investimentos na eficiência operacional. Os preços pelos quais compramos e vendemos energia variam consideravelmente, dependendo, entre outras coisas, de flutuações na demanda devido a fatores econômicos; condições hidrológicas e seus efeitos no abastecimento de energia; e da disponibilidade de energia das novas usinas de geração.

Podemos não conseguir disponibilizar a capacidade instalada de Pecém até à data acordada com a ANEEL.

Pecém tem prevista a sua entrada em operação comercial conforme aprovado pela ANEEL para o dia 23 de julho de 2012. Podemos não conseguir entrar em disponibilidade nessa data, o que pode resultar em penalidades, a saber: (i) até 2% da receita operacional líquida por não cumprir com o contrato de disponibilidade, dependendo da classificação da gravidade da infração que a ANEEL atribuir; (ii) obrigatoriedade de aquisição da energia que for solicitada, no mercado, e ao preço disponível no momento (Preço de Liquidação das diferenças - PLD), havendo a possibilidade de repasse de parte desse custo.

A construção e implantação da UHE Santo Antônio do Jari envolve riscos decorrentes de eventos que podem afetar o investimento e a entrada em operação da usina.

A construção, implantação e operação da UHE Santo Antônio do Jari estão sujeitas a eventos que não podem ser antecipados neste momento e que poderão acarretar atrasos no cronograma estabelecido para operacionalização da usina e aumento dos custos de desenvolvimento, interferindo também em nosso fluxo de caixa. São exemplos desses eventos:

•indisponibilidade e desempenho de equipamentos;

•condições geológicas e hidrológicas;

•interrupções no trabalho, greves e outras disputas trabalhistas;

•problemas inesperados de engenharia;

•problemas de natureza ambiental.

A ocorrência de algum dos eventos descritos acima poderão causar efeitos adversos relevantes em nossos negócios e resultados.

Poderemos vir a precisar de capital no futuro, por meio da emissão de valores mobiliários, o que poderá afetar o preço das ações de nossa emissão e resultar em uma diluição da participação do investidor nas ações de nossa emissão.

Poderemos vir a ter que captar recursos no futuro por meio de operações de emissão pública ou privada de ações ou valores mobiliários conversíveis em ações ou permutáveis por elas. Qualquer captação de recursos por meio da distribuição de ações ou valores mobiliários conversíveis em ações ou permutáveis por elas pode resultar em alteração no preço das ações e na diluição da participação do referido investidor nas ações de nossa emissão. Além disso, não podemos assegurar a disponibilidade de capital adicional ou, se disponível, que o mesmo terá condições satisfatórias. A falta de acesso a capital adicional em condições satisfatórias, inclusive, aumento nas taxas de juros, pode restringir nosso crescimento e desenvolvimento de nossas atividades, o que pode vir a prejudicar nossas atividades, situação financeira e resultados operacionais e, consequentemente, o preço dos nossos valores mobiliários.

Nossas dívidas podem ser vencidas antecipadamente.

Somos parte em diversos contratos financeiros, vários dos quais nos exigem manter certos índices financeiros ou cumprir outras obrigações específicas. Nossos contratos financeiros possuem obrigações específicas, sendo que qualquer inadimplemento em decorrência da inobservância dessas obrigações que não seja sanado ou renunciado pelos respectivos credores poderá resultar na decisão desses credores em declarar o vencimento antecipado do saldo devedor da respectiva dívida, bem como pode resultar no vencimento antecipado de dívidas de outros contratos financeiros. Nossos ativos e fluxo de caixa podem não ser suficientes para pagar integralmente o saldo devedor de nossos contratos de financiamento, tanto na hipótese de vencimento normal quanto de vencimento antecipado decorrente de inadimplemento, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais.

Decisões adversas em processos judiciais podem afetar negativamente os resultados das nossas operações.

Somos parte em vários processos judiciais e administrativos cíveis, trabalhistas e fiscais, arbitrais e autuações regulatórias e imobiliárias que são ajuizados e/ou instaurados no curso habitual dos nossos negócios. Em 31 de dezembro de 2011, as nossas contingências, relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é possível ou provável, somavam R$ 1.064,9 milhões. Desse total, aproximadamente 45,7% referem-se a questões fiscais, 13,8% relacionam-se a questões trabalhistas e os 40,5% restantes dizem respeito a outras questões cíveis e comerciais. Em 31 de dezembro de 2011, havíamos estabelecido provisões no valor total de R$179,0 milhões. Se formos condenados a efetuar pagamentos em montante superior ao das nossas provisões, poderemos ter um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais

Uma vez que parte significativa dos nossos bens está vinculada à prestação de serviços públicos, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais.

Uma parte significativa dos nossos bens, inclusive a nossa rede de distribuição de energia e parte dos nossos ativos de geração, está vinculada à prestação de serviços públicos. De acordo com a legislação em vigor e com os contratos de concessão, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões judiciais, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente ao final do prazo do contrato de concessão ou no caso de sua extinção antecipada. Excepcionalmente, e com a devida anuência da ANEEL, poder-se-á penhorar nossos ativos com vistas a honrar suas obrigações, desde que esta garantia não comprometa a operacionalização e a continuidade dos serviços relativos à distribuição e geração de energia elétrica. O valor a que temos direito a título de indenização do Poder Concedente em caso de extinção antecipada de nossas concessões pode ser menor do que o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos nossos acionistas em caso de liquidação, além de poderem ter um efeito negativo em nossa capacidade de obter financiamentos, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais.

Nossa capacidade de receber pagamentos devidos por nossos clientes poderá ser prejudicada, caso sua capacidade de pagamento se deteriore.

O contas a receber das nossas controladas de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica, depende da contínua capacidade creditícia dos nossos clientes, do nosso controle de risco e da nossa capacidade de cobrar as quantias em aberto. Em 31 de dezembro de 2011, o contas a receber de clientes vencido, das controladas do segmento de distribuição de energia elétrica, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, totalizou R$316,0 milhões, representando 5,85% do somatório da receita operacional líquida do exercício de 2011. Os valores vencidos há mais de 90 dias totalizaram R$113,0 milhões e o saldo da provisão para créditos de liquidação duvidosa foi de R$ 116 milhões. Se a capacidade de pagamento dos nossos clientes diminuir, podemos sofrer um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais.

Se não conseguirmos controlar as nossas perdas de energia, os nossos resultados operacionais e a nossa situação financeira poderão ser prejudicados.

Experimentamos dois tipos de perda de energia: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas técnicas acontecem no curso normal da nossa transmissão e distribuição de eletricidade, já que parte da eletricidade que distribuímos inevitavelmente se dissipa no seu curso. As perdas comerciais são o resultado de conexões ilegais, fraudes, erro na medição de consumo e de faturamento. O total das nossas perdas (técnicas e comerciais) como porcentagem da energia total requerida em 2011, 2010 e 2009 representou, respectivamente, 10,3%, 11,1% e 11,2% na EDP Bandeirante e 12,8%, 14,0% e 15,5% na EDP Escelsa. Além disso, medidas governamentais futuras em reposta a eventual escassez de energia, tais como a imposição de limites ao consumo de energia implementada por meio do programa de racionamento em 2001, podem resultar em aumentos nas perdas de energia, uma vez que alguns consumidores tentam burlar tais limites por meio de conexões ilegais, roubo e fraude, como ocorrido em 2001. Como não podemos repassar aos nossos clientes a totalidade dos custos com perdas por meio de aumentos de tarifa, aumentos em nossas perdas podem afetar negativamente a nossa situação financeira e os nossos resultados operacionais.

Somos objetivamente responsáveis por quaisquer danos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia e as nossas apólices de seguro podem não cobrir estes e outros danos integralmente.

De acordo com a legislação brasileira, somos, na qualidade de prestadora de serviços públicos, objetivamente responsáveis por danos diretos e indiretos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de eletricidade, tais como: (i) perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas na operação de suas usinas, que acarretem indisponibilidade forçada, interrupções ou distúrbios aos sistemas de distribuição e/ou transmissão ou (ii) interrupções ou distúrbios que não possam ser atribuídos a nenhum agente identificado do setor elétrico.

Isso significa que podemos ser considerados responsáveis por quaisquer danos, independentemente de culpa ou dolo. As responsabilidades oriundas dessas interrupções ou distúrbios que não são cobertas por nossas apólices de seguro ou que excedam os limites de cobertura podem resultar em custos adicionais significativos, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais.

O valor das indenizações no caso do item (ii) acima e o critério de identificação do agente causador é realizado conforme estabelecido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico e homologados pela ANEEL. Dependendo da avaliação final do Operador Nacional do Sistema Elétrico, tal fato poderá acarretar efeito substancial e adverso na condução dos nossos negócios, nos nossos resultados operacionais e na nossa condição financeira.

Nossa cobertura de seguro pode não ser suficiente para cobrir eventuais perdas.

Para as empresas com operação ativa, mantemos seguro para perdas resultantes de incêndio, inundações, quebra de máquinas e falta e interrupção de energia em nossas várias subestações, edifícios e instalações e para danos materiais incorridos como resultado de acidentes de transporte. Também contamos com seguro de responsabilidade civil que cobre danos materiais, lesões corporais e danos morais sofridos por terceiros. Para os empreendimentos em construção, os seguros de risco de engenharia são contratados pelos responsáveis pela obra, de acordo com as determinações constantes dos contratos firmados entre as partes. Nossas apólices de seguro podem não ser suficientes para cobrir totalmente todas as responsabilidades em que podemos incorrer no curso habitual dos nossos negócios. Além disso, pode ser que não sejamos capazes de obter, no futuro, seguro nos mesmos termos que os atuais. Os resultados das nossas operações podem ser prejudicados pela ocorrência de acidentes que resultem em danos em relação aos quais não estejamos totalmente cobertos nos termos das nossas apólices de seguro em vigor.

Nossas obrigações relativas a benefícios definidos podem ser maiores do que estimado atualmente e, como resultado, pode ser que sejamos obrigados a fazer contribuições adicionais aos planos de pensão e de assistência médica e outros benefícios a aposentados, do tipo “Benefício Definido”, dos nossos funcionários.

Em 31 de dezembro de 2011, nossa obrigação atuarial demonstrou que nos planos de pensão do tipo “Benefício Definido”, o valor presente das obrigações atuarias, líquido do valor justo dos ativos, apresentou déficit na EDP Bandeirante no valor de R$94,2 milhões, superávit na EDP Escelsa no valor de R$ 98,5 milhões e superávit na Energest no valor de R$1,5 milhões. Com relação aos benefícios definidos de assistência médica e outros benefícios a aposentados, o valor presente das obrigações atuarias em 31 de dezembro de 2011 soma R$216,6 milhões na EDP Escelsa, R$3,9 milhões na Energest e R$676 mil na Investco. No entanto, se os pressupostos atuariais que adotamos mostrarem-se incorretos, ou em caso de reduções nas taxas de juros por longos períodos de tempo, aumento na taxa de inflação médica, reduções dos valores de mercado dos títulos mantidos pelos planos ou de outras adversidades, o déficit atuarial dos nossos benefícios pode aumentar, afetando, com isso, as previsões do tempo e nível das contribuições em dinheiro que precisamos fazer aos planos de pensão e de assistência médica e outros benefícios a aposentados, do tipo “Benefício Definido”, dos nossos funcionários, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais.

Medidas governamentais destinadas a controlar a aquisição de propriedades rurais por estrangeiros poderão restringir o desenvolvimento dos nossos negócios e operações. Em agosto de 2010, o Presidente da República aprovou parecer da Advocacia Geral da União que limita a compra de terras no Brasil por estrangeiros e por empresas brasileiras que sejam controladas por estrangeiros. Contrariando o entendimento vigente até então, o novo Parecer veio defender a validade da Lei nº 5.709/71 em face da Constituição Federal de 1988, impondo limites à aquisição e arrendamento de imóveis rurais no Brasil por estrangeiros. A legislação dispõe, por exemplo, que empresas cujo controle do capital social seja detido por estrangeiros, sob pena de nulidade, só podem adquirir propriedades rurais com projeto agrícola, pecuário, industrial ou de colonização aprovado pelas autoridades competentes, até o limite máximo individual de 100 (cem) módulos de exploração indefinida por empresa - medida variável de área definida regionalmente, que varia de 5ha (cinco hectares) a 100ha (cem hectares). A legislação dispõe ainda que a soma das áreas rurais pertencentes a empresas estrangeiras ou controladas por estrangeiros não pode ultrapassar 25% da superfície de um município, sendo que, dentro desses 25%, o total de área detida por estrangeiros ou empresas controladas por estrangeiros de uma mesma nacionalidade não pode exceder o limite de 40%. A aplicação das limitações e restrições previstas na Lei nº 5.709/71 nos exige a observância de novos procedimentos e aprovações prévias para suas operações de aquisição de terras que resultam no aumento dos prazos anteriormente observados em tais processos.

Por atualmente já possuirmos mais que 100 módulos de exploração indefinida, todas as novas aquisições, ainda que por meio de operações societárias, poderão exigir inclusive prévia anuência do Congresso Nacional. Também poderemos nos ver obrigados a implementar estruturas societárias alternativas (tais como estruturas em que não mantenhamos o controle societário do veículo adquirente da terra) para permitir a aquisição de novas propriedades.

Poderemos vir a enfrentar restrições para realizar determinadas aquisições de propriedades em virtude dos novos limites e restrições, ou ainda, não obter as aprovações necessárias para a aquisição de novas propriedades, o que poderá estender os períodos projetados para investimento ou até inviabilizar novas aquisições, causando impactos adversos em nossos negócios e operações, além de resultar em efeitos adversos em nossos resultados futuros

Os interesses dos nossos acionistas controladores podem entrar em conflito com os interesses dos investidores.

Os nossos acionistas controladores têm poderes para, entre outras coisas, eleger a maioria dos membros do nosso Conselho de Administração e determinar o resultado de qualquer deliberação que exija aprovação de acionistas, inclusive nas operações com partes relacionadas, reorganizações societárias, alienações, parcerias, e a definição do montante do pagamento de quaisquer dividendos futuros, observadas as exigências de pagamento do dividendo obrigatório impostas pela Lei das Sociedades por Ações. Os acionistas controladores poderão ter interesse em realizar aquisições, alienações, parcerias, buscar financiamentos ou operações similares que podem entrar em conflito com os interesses dos investidores.

Nosso acionista controlador poderá optar pelo cancelamento da negociação de nossas ações no Novo Mercado, o que poderia implicar alteração da liquidez e do preço de nossas ações além de alteração dos direitos de nossos acionistas minoritários. Além disso, é possível que o cancelamento da negociação de nossas ações no Novo Mercado ocorra por motivos alheios à nossa vontade.

Podemos, a qualquer momento, requerer o cancelamento de nossa listagem no Novo Mercado desde que tal deliberação seja aprovada em Assembleia Geral por acionistas que representem a maioria das nossas ações, e desde que a BM&FBOVESPA seja informada por escrito com, no mínimo, 30 dias de antecedência. Nossa saída do Novo Mercado não implicará a perda da nossa condição de companhia aberta registrada na BM&FBOVESPA. O preço da OPA (Oferta Pública de Aquisição de Ações) corresponderá, no mínimo, ao valor econômico apurado, mediante elaboração de laudo de avaliação por empresa especializada e independente do nosso poder de decisão, dos nossos administradores ou acionistas controladores, com experiência comprovada, que será escolhida pela Assembleia Geral a partir de lista tríplice apresentada pelo Conselho de Administração, devendo a respectiva deliberação ser tomada por maioria absoluta de votos das ações em circulação dos acionistas presentes, não se computando os votos em branco. Referida Assembleia, se instalada em primeira convocação, deverá contar com a presença de acionistas que representem, no mínimo, 20% do total de ações em circulação ou, se instalada em segunda convocação, com a presença de qualquer número de acionistas representantes das ações em circulação. Os custos de elaboração de referido laudo deverão ser integralmente suportados pelo ofertante.

Nos termos do Regulamento de Listagem do Novo Mercado, caso o nosso controle seja alienado nos 12 meses subsequentes à saída do Novo Mercado, o comprador e o acionista controlador alienante, conjunta e solidariamente, deverão oferecer aos demais acionistas a aquisição de suas ações pelo preço e nas condições obtidas pelo acionista controlador alienante, devidamente atualizado. Após uma eventual saída do Novo Mercado, não poderemos solicitar a listagem de valores mobiliários de nossa emissão no Novo Mercado pelo período de dois anos subsequentes ao cancelamento, a menos que ocorra uma alienação do nosso controle após nossa saída do Novo Mercado.

Os titulares de nossas ações poderão não receber dividendos.

O nosso Estatuto Social dispõe que uma quantia equivalente a 25% do lucro líquido anual ajustado, conforme reduzido pelas destinações à reserva legal e à reserva para contingências (se houver), e conforme acrescido da reversão de valores da reserva para contingências anteriormente formuladas (se houver), deverá estar disponível para distribuição a título de dividendo ou pagamento de juros sobre capital próprio, em qualquer exercício social. Ademais, o dividendo obrigatório poderá ser limitado à parcela realizada do lucro líquido. Esta quantia representa o dividendo obrigatório. A respeito da exigência do pagamento do dividendo obrigatório, podemos optar por não pagar dividendos aos nossos acionistas em qualquer exercício fiscal se o nosso Conselho de Administração determinar que essas distribuições não seriam aconselháveis em vista de nossa condição financeira. Nossa assembleia de acionistas pode mudar a nossa política de dividendos a qualquer momento.

Risco de Crédito de Controladas

Nós estamos expostos a risco de crédito, principalmente quanto às controladas EDP Bandeirante e EDP Escelsa, que concentram contas a receber de consumidores. Além disso, garantimos 100% da linha de crédito contraída pela nossa coligada EDP Renováveis S.A. (“EDP Renováveis”) perante o BNDES, no valor de R$227,700 milhões. Na hipótese da EDP Renováveis não honrar suas obrigações financeiras perante o BNDES poderemos ser obrigados a honrar referido débito, o que teria um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais Algumas controladas possuem covenants financeiros que podem interferir na nossa capacidade de distribuir de dividendos.

Somos uma sociedade de participação (holding), de modo que nossa receita constitui-se, quase que exclusivamente em distribuições de nossas controladas na forma de dividendos e juros sobre capital próprio. Algumas das nossas controladas estão sujeitas a determinados contratos de financiamento que restringem a sua capacidade de fazer distribuições de dividendos e de juros sobre capital próprio. Ademais, a ANEEL pode limitar a capacidade das nossas controladas concessionárias de fazer distribuições a nós. Essas restrições podem reduzir o valor dos dividendos que estaria de outra forma, disponível para distribuição aos detentores de nossas ações.

Risco de escassez de energia elétrica.

A matriz energética brasileira é predominantemente hídrica e um período prolongado de escassez de chuva reduziria o volume de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas, podendo ocasionar aumento no custo de aquisição de energia no mercado de curto prazo e na elevação nos valores de encargos de sistema elétrico em decorrência do aumento do despacho das usinas termoelétricas. Numa situação extrema, como ocorrido no Brasil no ano de 2001, poderia vir a ser adotado programa de racionamento que implicaria em redução de receita.

Eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar de maneira adversa as empresas do setor de energia elétrica, inclusive os nossos negócios e os nossos resultados.

As atividades das nossas controladas e coligadas são regulamentadas e supervisionadas pela ANEEL e pelo MME. A ANEEL, o MME e outros órgãos fiscalizadores têm, historicamente, exercido um grau substancial de influência sobre os nossos negócios, inclusive a influência sobre as modalidades e os termos e condições dos contratos de compra venda de energia que estamos autorizados a celebrar. Nos últimos anos, o Governo Federal implantou novas políticas para o setor de energia, como a Medida Provisória 144/2003, convertida na Lei 10.848 de 15 de março de 2004, Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que alterou substancialmente as diretrizes até então vigentes e as regras aplicáveis à compra e venda de energia elétrica no Brasil. A constitucionalidade desta alteração foi questionada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio de ações diretas de inconstitucionalidade. No ano de 2006, o Supremo Tribunal Federal indeferiu a medida cautelar e incidental às Ações Diretas de Inconstitucionalidade declarando, em princípio, vencida a tese que propugnava pelo afastamento da referida medida provisória, assim como da lei de conversão, a qualquer atividade relacionada à exploração do potencial hidráulico para fins de produção de energia elétrica. O Supremo Tribunal Federal ainda não emitiu decisão final acerca da constitucionalidade questionada. O impacto oriundo de eventual declaração de inconstitucionalidade, pelo Supremo Tribunal Federal, não são mensuráveis no atual estágio processual.

Não há como prevermos quais seriam os termos de um modelo alternativo para regulamentação do setor elétrico no Brasil. Provavelmente haveria custos de realinhamento dos negócios para atender às exigências de tal modelo, afetando de maneira adversa nossa situação financeira e resultados operacionais.

As principais atividades comerciais, a implementação da estratégia de crescimento e a condução das nossas atividades podem ser afetadas de forma adversa por ações governamentais, dentre as quais: (a) alteração na legislação aplicável aos nossos negócios; (b) descontinuidade e/ou mudanças nos programas de concessão; (c) imposição de critérios mais rigorosos para a qualificação em licitações futuras; e (d) atraso na implementação de reajustes anuais de tarifas.

Não podemos assegurar as políticas que serão adotadas pelo Governo Federal no futuro e em que medida tais definições poderão afetar os nossos resultados operacionais. Caso nós sejamos obrigados a proceder de maneira substancialmente diferente daquela estabelecida em nosso plano de negócio, nossos resultados financeiros e operacionais poderão ser adversamente afetados.

Estamos sujeitos a numerosas leis e regulamentações de segurança, saúde e meio ambiente que podem resultar em mais responsabilidades e mais dispêndios de capital. Nossas atividades de geração, transmissão e distribuição estão sujeitas a uma rigorosa legislação de segurança, saúde e meio ambiente nas esferas Federal, Estadual e Municipal, como também à fiscalização das agências governamentais responsáveis pela implementação desta legislação e políticas correlatas. Esta legislação requer que nós, entre outras coisas, obtenhamos licenças ambientais para a construção de novos empreendimentos ou para a instalação e operação de novos equipamentos necessários para nossas atividades. As regras são complexas e podem mudar com o tempo, dificultando ou até mesmo impossibilitando a nossa capacidade de cumprir as exigências aplicáveis, o que impediria as operações atuais ou futuras de geração, transmissão e distribuição. Pessoas físicas, organizações não governamentais e o público em geral têm o direito de comentar e, de outra forma, acompanhar o processo de licenciamento, podendo inclusive propor medidas judiciais para suspendê-lo ou cancelá-lo, ou incitar as autoridades públicas para que o façam. Além disso, agências governamentais podem aplicar sanções contra nós, no caso de não cumprirmos a legislação de segurança, saúde e meio ambiente. Estas sanções podem incluir, entre outras, a imposição de multas, o cancelamento de licenças e até mesmo a paralisação de obras e atividades. Além disso, o não cumprimento desta legislação pode também acarretar sanções criminais contra nós e nossos administradores, independentemente da obrigação de reparar ou indenizar os eventuais danos causados. O cumprimento da legislação de segurança, saúde e meio ambiente pode nos forçar a incorrer dispêndios de capital e, por conseguinte, desviar recursos dos investimentos planejados, o que poderá ter efeito negativo em nossa situação financeira e resultados operacionais.

Alterações nas leis e regulamentos ambientais podem afetar de maneira adversa os negócios das empresas do setor de energia elétrica, inclusive a nós.

As empresas do setor elétrico estão sujeitas a uma rigorosa legislação ambiental nas esferas federal, estadual e municipal no tocante, dentre outros, às emissões atmosféricas e às intervenções em áreas especialmente protegidas. Tais empresas necessitam de licenças e autorizações de agências governamentais para a condução de suas atividades. Na hipótese de violação ou não cumprimento de tais leis, regulamentos, licenças e autorizações, as empresas podem sofrer sanções administrativas, tais como multas, interdição de atividades, cancelamento de licenças e revogação de autorizações, e/ou estarem sujeitas a sanções criminais (inclusive seus administradores). O Ministério Público poderá instaurar inquérito civil e/ou desde logo promover ação civil pública visando o ressarcimento de eventuais danos ao meio ambiente e terceiros e a paralização das operações. As agências governamentais ou outras autoridades podem também editar novas regras mais rigorosas ou buscar interpretações mais restritivas das leis e regulamentos existentes, que podem obrigar as empresas do setor de energia elétrica, incluindo a nós, a gastar recursos adicionais na adequação ambiental, inclusive obtenção de licenças ambientais para instalações e equipamentos que não necessitavam anteriormente dessas licenças ambientais. As agências governamentais ou outras autoridades podem, ainda, atrasar de maneira significativa a emissão das licenças e autorizações necessárias para o desenvolvimento dos negócios de empresas do setor elétrico, inclusive do nosso, causando atrasos em cronogramas de implantação de projetos e gerando, consequentemente, efeitos adversos nos nossos negócios e resultados. Qualquer ação neste sentido por parte das agências governamentais poderá afetar de maneira negativa os negócios do setor de energia elétrica e ter um efeito adverso para os nossos negócios e resultados.

Consumidores usuários de nossa rede poderão deixar de utilizá-la.

Parte significativa da nossa receita operacional líquida é proveniente do pagamento da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD (“TUSD”) pela utilização de nossas redes por geradores consumidores livres e especiais situados em sua área de concessão. Se tais consumidores livres conectarem-se diretamente à Rede Básica, sofreremos uma perda de faturamento. Não podemos assegurar que nossos maiores clientes consumidores livres não estejam avaliando atualmente a possibilidade de conectarem-se diretamente à Rede Básica ou de implantar projetos de auto-geração, o que, em qualquer caso, poderá afetar substancial e adversamente os nossos resultados operacionais. Adicionalmente, a TUSD é uma tarifa estabelecida pela ANEEL com base na inflação, nos investimentos em expansão e nos custos com a manutenção e operação da rede, verificados no ano anterior, de modo que os nossos resultados operacionais poderão ser adversamente afetados na medida em que a TUSD não seja adequadamente reajustada pela ANEEL.

A ocorrência de danos ambientais envolvendo nossas atividades pode nos sujeitar ao pagamento de substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar negativamente os nossos negócios e o valor de mercado dos valores mobiliários de nossa emissão.

As atividades do setor de energia podem causar significativos impactos negativos e danos ao meio ambiente. A legislação federal impõe àquele que direta ou indiretamente causar degradação ambiental o dever de reparar ou indenizar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, independentemente da existência de culpa. A legislação federal também prevê a desconsideração da personalidade jurídica da empresa poluidora, bem como responsabilidade pessoal dos administradores, para viabilizar o ressarcimento de prejuízos causados à qualidade do meio ambiente. Como consequência, os sócios e administradores da empresa poluidora poderão ser obrigados a arcar com o custo da reparação ambiental. O pagamento de substanciais custos de recuperação do meio ambiente e indenizações ambientais pode vir a ter um efeito adverso para nós e para o valor de mercado de nossos valores mobiliários. Apesar de não haver previsão expressa em lei, a doutrina majoritária entende que a pretensão reparatória do dano ambiental não está sujeita á prescrição. A concentração da matriz energética do setor elétrico brasileiro, o impacto de uma potencial falta de eletricidade e o consequente racionamento de energia elétrica poderá ter um efeito adverso sobre os nossos negócios e resultados. O setor elétrico brasileiro, cuja matriz energética é muito concentrada na geração hidrelétrica de energia, que representou 70,5% da capacidade disponível no SIN em 02 de janeiro de 2012, enfrenta uma restrição natural à sua capacidade de geração. As usinas hidrelétricas de energia (“UHEs”) não podem gerar energia além da capacidade possibilitada pelos recursos hídricos do País. O controle do nível dos reservatórios efetuado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (“ONS”) busca otimizar o nível de água disponível para geração hidrelétrica em cada uma das usinas associadas aos respectivos reservatórios, além de manter certa quantidade de água em reserva, para situações de emergência.

O setor elétrico brasileiro é, portanto, vulnerável a fatores naturais, como enchentes e escassez de chuvas, que afetam a capacidade geradora de energia, e às restrições do sistema interligado de transmissão de energia no País, que eventualmente podem impedir o total aproveitamento do potencial de geração de energia brasileiro.

A baixa média pluviométrica nos anos imediatamente anteriores a 2001, aliada à falta de expansão da capacidade instalada do Sistema Interligado Nacional (“SIN”), não compatíveis com os aumentos na demanda que se verificavam, resultaram na redução acentuada dos níveis dos reservatórios nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do País. Diante dessa condição adversa, em 15 de maio de 2001, o Governo Federal implantou um programa de redução do consumo de energia, que ficou conhecido como Programa de Racionamento. O Programa de Racionamento estabeleceu índices de redução de consumo de energia para Consumidores Livres, comerciais e residenciais, que variavam de 15,0% a 25,0%, e durou de junho de 2001 a fevereiro de 2002. Após este período, o Brasil enfrentou uma baixa pluviométrica, a qual afetou o preço da energia vendida.

Não podemos assegurar que períodos com médias pluviométricas baixas ou extremamente baixas não afetarão adversamente o nosso resultado operacional no futuro. Caso o Brasil passe por mais um período de potencial ou efetiva escassez de energia elétrica, o Governo Federal poderá colocar em prática políticas e medidas que poderão ter efeito substancial e adverso na condução dos nossos negócios, nos nossos resultados operacionais e na nossa condição financeira, bem como no valor de mercado dos valores mobiliários de nossa emissão.

A garantia física das usinas hidrelétricas pode sofrer redução.

A renda de companhias hidrelétricas de geração no Brasil depende da quantidade de eletricidade contratada para venda de acordo com contratos de longo prazo no ambiente de contratação regulada, e é definida como “garantia física”. De acordo com o Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, a cada usina hidrelétrica participante do SIN corresponderá a um montante de garantia física, mediante mecanismo de compensação da energia efetivamente gerada. A garantia física relativa a cada usina participante do Mecanismo de Realocação de Energia (“MRE”) constituirá o limite de contratação para os geradores hidrelétricos do sistema e será revista a cada cinco anos, ou na ocorrência de eventos relevantes. As revisões não poderão implicar redução superior a 5% do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções, em seu todo, a 10% do valor de base, constante do respectivo Contrato de Concessão. Em 18 de novembro de 2004, o MME divulgou Portaria nº 303, na qual estabelece que a garantia física dos empreendimentos de geração hidrelétrica, exceto Itaipu Binacional, é o valor vigente naquela data, a título de garantia física, até 31 de dezembro de 2014. Não temos como garantir que a garantia física de usinas hidrelétricas não será reduzida a partir de 2015, e que nosso resultado não será adversamente afetado na medida em que a garantia física das usinas seja reduzida.

Em 03 de dezembro de 2009, o MME divulgou Portaria nº 463, na qual estabelece a metodologia para o cálculo e revisão dos montantes de garantia física de energia de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente pelo ONS, para fins de participação no MRE e para verificação do lastro dos respectivos Contratos de Venda de Energia.

A garantia física será revista a cada seis meses e serão considerados como fatos relevantes a geração média de energia elétrica ou a modificação comprovada das características técnicas do empreendimento, com consequente alteração da sua capacidade de produção de energia elétrica.

Apresentamos as usinas que tiveram seus valores de garantia física revistos, conforme Portarias emitidas pelo MME:

As revisões para os casos em que a geração média de energia elétrica diferir da garantia física de energia vigente não poderão implicar redução superior a 5% do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções, em seu todo, a 10% do valor de base, constante do respectivo documento de outorga. As revisões da garantia física para o caso de modificação comprovada das características técnicas do empreendimento será feita com base nas novas informações do Projeto Básico revisado e aprovado pela ANEEL.