FORMULÁRIO 20-F CPFL ENERGIA S.A.

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1 COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DOS ESTADOS UNIDOS DA AMÉRICA WASHINGTON, D.C FORMULÁRIO 20-F RELATÓRIO ANUAL DE ACORDO COM O ARTIGO 13 OU 15(d) DO SECURITIES AND EXCHANGE ACT DE 1934 para o exercício fiscal encerrado em 31 de dezembro de 2013 Número de Registro da Comissão CPFL ENERGIA S.A. (denominação exata do requerente ou companhia, conforme consta em seu estatuto social) CPFL ENERGY INCORPORATED (Tradução para o inglês da razão social do requerente) República Federativa do Brasil (Foro de constituição ou organização) Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14 andar - Cj 142 CEP Vila Olímpia - São Paulo, SP República Federativa do Brasil (Endereço da sede executiva) Gustavo Estrella gustavoestrella@cpfl.com.br Rodovia Engenheiro Miguel Noel Nascentes Burnier, 1.755, km 2,5 Parque São Quirino Campinas, São Paulo República Federativa do Brasil (Nome, telefone, e/ou nº de fax e endereço da pessoa de contato na Companhia) Valores mobiliários registrados ou a serem registrados de acordo com a art. 12(b) do Securities Exchange Act: Denominação de cada classe: Ações Ordinárias, sem valor nominal* American Depositary Shares (comprovadas por American Depositary Receipts), cada um representativo de 2 ações ordinárias Nome da bolsa em que estão registrados: Bolsa de Valores de Nova Iorque *Não para negociações, mas somente para fins de registro de American Depositary Shares, de acordo com as exigências da Securities and Exchange Commission. Títulos registrados ou a serem registrados nos termos da Seção 12(g) do Act: Nenhum Títulos para os quais existe uma obrigação de divulgação nos termos da Seção 15( d) do Act: Nenhum Em 31 de dezembro de 2013, havia ações ordinárias, sem valor nominal, em circulação.

2 Assinalar se o requerente é emissor renomado ( well-known seasoned ), conforme a definição na Regra 405 do Securities Act Sim Não Se este relatório for um relatório anual ou de intermediário, assinale se o requerente não está obrigado a registrar relatórios nos termos do Artigo 13 ou 15(d) do Securities Exchange Act de Sim Não Assinalar se requerente (1) protocolou todos os relatórios que devem ser registrados de acordo com o Artigo 13 ou 15(d) do Securities Exchange Act de 1934 durante os 12 meses anteriores (ou em período menor em que o solicitante de registro estivesse obrigado a registrar tais relatórios), e (2) esteve sujeito a tais obrigações de registro nos últimos 90 dias. Sim Não Assinalar se o requerente de registro protocolou eletronicamente e publicou em seu website corporativo, caso haja um, todos os Arquivos de Dados Interativos cujo protocolo ou publicação seja obrigatória nos termos da Regra 405 do Regulation S- T (parágrafo desse capitulo) durante os 12 meses anteriores (ou em período menor no qual foi exigido do solicitante de registro que submetesse e arquivasse tais arquivos). Sim Não N/A Assinalar se o requerente de registro é um emitente antecipado de grande porte, um emitente antecipado ou um emitente não antecipado. Consulte as definições de emitente antecipado e grande emitente antecipado na Regra l2b-2 do Exchange Act. (Assinale um): Grande emitente antecipado: Emitente antecipado: Não emitente antecipado: Assinale que bases contábeis que o Requerente usou para preparar as demonstrações financeiras, incluindo a presente demonstração: U.S. GAAP IFRS Outra Se a opção "Outra" foi assinalada na resposta à pergunta anterior, assinale qual item de demonstração financeira que o requerente decidiu seguir. Item 17 Item 18 Se este for um relatório anual, assinale se o requerente é uma sociedade não operacional (shell company) (segundo a definido na Regra l2b-2 do Exchange Act). Sim Não 1

3 ÍNDICE DECLARAÇÕES DE PERSPECTIVAS FUTURAS... 1 DETERMINADOS TERMOS E CONVENÇÕES... 1 APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS... 2 ITEM 1. IDENTIDADE DOS CONSELHEIROS, DIRETORES E CONSULTORES...2 ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA PREVISTO...2 ITEM 3. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES... 2 Informações Financeiras e Operacionais Selecionadas... 2 Conversão para dólares norte-americanos...5 Taxas de Câmbio... 6 Fatores de Risco... 6 Riscos Relacionados às Nossas Operações e ao Setor Elétrico Brasileiro... 6 Riscos Relacionados ao Brasil Riscos Relativos às ADSs e às Nossas Ações Ordinárias...14 ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A COMPANHIA...15 Visão Geral Nossa Estratégia Nossas Áreas de Concessão...20 Distribuição Compras de Energia Elétrica Consumidores e Tarifas Geração de Energia Elétrica Comercialização de Energia Elétrica e Serviços...38 Concorrência Nossas Concessões e Autorizações...39 Propriedades Questões Ambientais O Setor Elétrico Brasileiro Principais Autoridades Reguladoras Concessões, Permissões e Autorizações...46 Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico Tarifas de sistema...53 Base de cálculo de Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica...54 Incentivos Governamentais ao Setor Elétrico Encargos Tarifários Mecanismo de Realocação de Energia ITEM 4A. COMENTÁRIOS SEM DECISÃO DAS EQUIPES ITEM 5. ANÁLISE E PERSPECTIVAS OPERACIONAIS E FINANCEIRAS ITEM 6. CONSELHEIROS, DIRETORES E EMPREGADOS...88 ITEM 7. PRINCIPAIS ACIONISTAS E OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS...98 ITEM 9. OFERTA E LISTAGEM ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS Contratos Relevantes ITEM 11. DIVULGAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE RISCO DE MERCADO ITEM 12. DESCRIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS QUE NÃO AÇÕES Reembolsos de Taxas e Pagamentos Diretos e Indiretos pelo Depositário ITEM 13. INADIMPLEMENTOS, DIVIDENDOS EM ATRASO E MORA ITEM 14. MODIFICAÇÕES RELEVANTES DOS DIREITOS DE DETENTORES DE VALORES MOBILIÁRIOS E DESTINAÇÃO DE RECURSOS ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS Controles Internos de Informações Financeiras ITEM ITEM 16A. ESPECIALISTA FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA ITEM 16C. HONORÁRIOS E SERVIÇOS DOS PRINCIPAIS AUDITORES INDEPENDENTES Honorários de Auditoria e Outros Honorários Políticas e Procedimentos de Pré-Aprovação do Comitê de Auditoria ITEM 16D. ISENÇÕES DOS PADRÕES DE LISTAGEM PARA COMITÊS DE AUDITORIA ITEM 16E. COMPRAS DE TÍTULOS PELO EMISSOR E PESSOAS LIGADAS ITEM 16F. MUDANÇA DE AUDITOR INDEPENDENTE

4 ITEM 16G. GOVERNANÇA CORPORATIVA ITEM 16H. DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES DE SEGURANÇA RELATIVAS A ATIVIDADES DE MINERAÇÃO ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ITEM 19. APÊNDICES GLOSSÁRIO DE TERMOS ASSINATURAS

5 DECLARAÇÕES DE PERSPECTIVAS FUTURAS Este relatório anual contém informações que constituem declarações de perspectivas futuras, na acepção atribuída tanto pela Lei de Reforma de Litígio de Valores Privados dos Estados Unidos da América (U.S. Private Securities Litigation Reform Act), de Muitas das declarações de perspectivas futuras constantes neste relatório anual podem ser identificadas pelo uso de palavras cujo significado envolve expectativa futura, tais como "acreditar", "poder", "visar", "estimar", "continuar", "prever", "querer", "pretender", "esperar" e "potencial", entre outras. As declarações de perspectivas futuras incluem informações relativas aos possíveis ou supostos resultados futuros de operações, estratégias de negócios, planos financeiros, posição competitiva, ambiente do setor, oportunidades potenciais de crescimento, efeitos de Regulação e concorrência futuras. Essas declarações constam em diversas partes deste relatório anual, principalmente nos títulos "Item 3. Principais Informações - Fatores de Risco", "Item 4. Informações sobre a Companhia" e "Item 5. Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras". Baseamos nossas declarações de perspectivas futuras em convicções, expectativas e projeções atuais sobre eventos futuros e tendências financeiras que afetam nossos negócios. Muitos fatores pertinentes, além daqueles discutidos em outras seções deste relatório, poderiam provocar divergências substanciais entre nossos resultados reais e aqueles previstos em nossas declarações de perspectivas futuras. Estes fatores incluem: condições gerais de ordem econômica, política, demográfica e comercial no Brasil e, em particular, nos mercados que atendemos; alterações nas leis e regulamentações aplicáveis, bem como a sanção de novas leis e regulamentações, incluindo aquelas relativas ao meio ambiente, tributos e assuntos trabalhistas; interrupções no fornecimento de energia elétrica; mudanças nas tarifas de energia elétrica; nossa impossibilidade de gerar energia elétrica em razão de escassez de água, interrupções em sistemas de transmissão, problemas operacionais ou técnicos e danos físicos a nossas instalações; possível turbulência ou interrupção de nossos serviços; inflação e variações na taxa de câmbio; a rescisão antecipada das concessões de operação de nossas instalações; aumento da concorrência no setor elétrico nos mercados nos quais operamos; nossa incapacidade de implementar nosso plano de investimento, inclusive nossa incapacidade de obtenção de financiamento quando necessário e em prazos razoáveis; mudanças na demanda dos consumidores; regulações atuais e futuras relativas ao setor elétrico; e os fatores de risco discutidos no "Item 3. Principais Informações - Fatores de Risco", a partir da página 6. As declarações de perspectivas futuras têm aplicabilidade somente na data em que foram prestadas, e não assumimos nenhuma obrigação de atualizá-las, nem tampouco de revisá-las após a distribuição deste relatório anual em razão de novas informações, eventos futuros ou outros fatores. Em vista de tais limitações, não se deve depositar confiança indevida nas declarações de perspectivas futuras constantes no presente relatório anual. DETERMINADOS TERMOS E CONVENÇÕES Um glossário de termos do setor de energia elétrica está incluído neste relatório anual, com início na página

6 APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS Mantemos nossos livros e registros em Reais. Preparamos nossas demonstrações financeiras consolidadas incluídas neste relatório anual de acordo com as Normas Internacionais de Relatórios Financeiros ( IFRS ), como emitidas pelo Conselho de Normas Contábeis Internacionais ( IASB ). Nós reapresentamos nossos Balanços Patrimoniais de 1 de Janeiro de 2012 e 31 de Dezembro de 2012, e as Demonstrações dos Resultados, Demonstrações dos Resultados Abrangentes, Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido e Demonstrações dos Fluxos de Caixa para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012 e 2011, como resultado da adoção, a partir de 1º de Janeiro de 2013, de dois novos Pronunciamentos Técnicos emitidos pelo IASB: IAS 19 (Benefícios a Empregados revisado em 2011) e IFRS 11 (Negócios em Conjunto). Estes novos pronunciamentos foram aplicados retrospectivamente para 2012 e 2011 em conformidade com o IAS 8 (Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro) para fins de comparação. A adoção destes novos pronunciamentos impactou diversos itens das nossas demonstrações financeiras. Um destes impactos se relaciona com o método de contabilização dos resultados de subsidiárias controladas em conjunto, que atualmente são reconhecidos pelo método da equivalência patrimonial, em vez do método de contabilização proporcional que era utilizado anteriormente à adoção do IFRS 11. Veja na nota 2.8 de nossas demonstrações financeiras consolidadas a descrição destes pronunciamentos e seus impactos em nossas demonstrações financeiras. ITEM 1. IDENTIDADE DOS CONSELHEIROS, DIRETORES E CONSULTORES Não aplicável. ITEM 2. ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA PREVISTO Não aplicável. ITEM 3. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES Informações Financeiras e Operacionais Selecionadas As tabelas abaixo contêm um resumo dos dados financeiros para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2013, 2012, 2011, 2010 e O resumo das informações financeiras em 31 de dezembro de 2013 e 2012 e a partir de 1 de janeiro de 2012 e para os três anos no período findo em 31 de dezembro de 2013 foi extraído das nossas demonstrações financeiras consolidadas, incluídas em outra parte deste relatório anual, preparadas de acordo com o IFRS, conforme determinado pelo IASB. Conforme descrito acima e com mais detalhes na nota 2.8 para as nossas demonstrações financeiras auditadas, nossas informações financeiras para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2012 e 2011 foram reapresentadas devido a adoção retrospectiva de certos pronunciamentos contábeis. Essas informações financeiras selecionadas devem ser lidas em conjunto com nossas demonstrações financeiras consolidadas e notas relacionadas incluídas neste relatório anual. Nossas informações financeiras de 31 de dezembro de 2010 e 2009 e para os resultados de dois anos findos em 31 de dezembro de 2010 provêm de nossas demonstrações financeiras auditadas não incluídas neste relatório anual. Pelo fato destas demonstrações financeiras e as informações financeiras delas originadas não estarem reapresentadas para refletir a adoção dos novos pronunciamentos descritos acima, elas não são comparativas com nossas demonstrações financeiras para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011 (veja a nota 2.8 de nossas demonstrações financeiras consolidadas. As seguintes tabelas apresentam nossos dados financeiros selecionados para cada um dos períodos indicados. 2

7 Receita operacional líquida Custo do serviço de energia elétrica DEMONSTRAÇÕES DOS DADOS DAS OPERAÇÕES Para o exercício encerrado em 31 de dezembro, (5) 2011 (5) 2010 (6) 2009 (6) US$ R$ R$ R$ R$ R$ (em milhões, exceto informações por ação e por ADS) Custo com energia elétrica Custo de operação Custo do serviço prestado a terceiros Lucro operacional bruto Despesas operacionais: Despesas com vendas Despesas gerais e administrativas Outras despesas operacionais Resultado do serviço Resultado de participações societárias Resultado financeiro: Receitas Despesas (713) (1.671) (1.285) (1.156) (837) (672) Resultado Financeiro Líquido (despesas) (415) (971) (578) (403) (271) (321) Lucro antes dos tributos Contribuição social (67) (157) (178) (204) (229) (207) Imposto de renda (176) (413) (493) (555) (625) (573) Total de impostos (243) (570) (671) (759) (853) (780) Lucro líquido Lucro líquido atribuído aos acionistas controladores Lucro líquido atribuído aos acionistas não controladores Ganhos por ação atribuíveis ao acionista controlador (1) : Básico 0,41 0,97 1,22 1,55 1,66 1,72 Diluído 0,41 0,95 1,20 1,55 1,66 1,72 Lucro líquido por ADS 0,83 1,94 2,40 3,10 3,32 3,44 Dividendos (2) Média ponderada de ações ordinárias (em milhões) Dividendos por ação (1)(2) 0,41 0,97 1,14 1,57 1,31 1,28 Dividendos por ADS (2) 0,83 1,94 2,28 3,13 2,62 2, 56 3

8 Ativos Circulantes: Caixa e equivalentes de caixa Consumidores, Concessionárioas e Permissionárias DADOS DE BALANÇO PATRIMONIAL Para o exervício encerrado em 31 de dezembro, (5) 2011 (5) 2010 (6) 2009 (6) US$ R$ R$ R$ R$ R$ (em milhões) Outros Ativos Circulantes Total do Ativo circulante Ativos não Circulantes: Contas a receber Ativo financeiro da concessão Investimentos Imobilizado Ativos Intangíveis Outros ativos não circulantes Total do Ativo não circulante Total do Ativo Passivo Circulante: Dívidas de curto prazo (3) Outros passivos circulantes Total dos passivos circulantes Passivo não Circulante: Dívidas de longo prazo (3) Outros passivos não circulantes Total do passivo não circulante Participação de acionistas não controladores Patrimônio Líquido atribuído aos acionistas controladores Total do passivo e do patrimônio líquido

9 Energia vendida (em GWh): DADOS OPERACIONAIS Para o exercício encerrado em 31 de dezembro, (5) 2011 (5) 2010 (6) 2009 (6) Residencial Industrial Comercial Rural Poderes públicos Iluminação pública Serviço público Consumo próprio Total da energia vendida a Consumidores Finais Suprimento de energia elétrica (em GWh) Total de consumidores (em milhares) (4) Capacidade instalada (em MW) Energia Assegurada (em GWh) (7) Energia gerada (em GWh) (1) Lucro líquido por ação e Dividendos por ação são baseados no número de ações resultantes de agrupamento e desdobramento, ocorrido em julho de 2011, de nossas ações ordinárias como se tivessem ocorrido em 1 de janeiro de (2) Dividendos representam o valor total de dividendos com base no lucro liquido de cada exercício apresentado, sujeitos a aprovação dos acionistas na Assembleia Geral Ordinária a ser realizada no ano seguinte. (3) O endividamento de Curto prazo e o endividamento de Longo prazo incluem empréstimos e financiamentos, debêntures, derivativos e juros provisionados sobre empréstimos, financiamentos e debêntures e derivativos. (4) Representa consumidores ativos (o que significa consumidores ligados à rede de distribuição), em vez de consumidores faturados no fim do período. (5) As informações para 2012 e 2011 foram reapresentadas para aplicação dos pronunciamentos contábeis IAS 19 Benefícios a Empregados (revisado em 2011) e IFRS 11 Negócios em Conjunto, conforme descrito na nota explicativa 2.8 de nossas demonstrações financeiras. Com respeito ao IAS 19 Benefícios a Empregados, os principais ajustes foram: (i) mudanças na contabilização do registro de ganhos e perdas atuariais, de modo que as diferenças acumuladas entre as estimativas contábeis e as obrigações reais são renconhecidas em Outros Resultados Abrangentes quando ocorrerem, e (ii) em vez de registrar as despesas e o retorno esperado dos ativos do plano conforme anteriormente, nós agora registramos um montante de juros líquidos. Com respeito ao IFRS 11 Negócios em Conjunto, os resultados das entidades controladas em conjunto ENERCAN, BAESA, Chapecoense e EPASA são reconhecidas por meio do método de equivalência patrimonial em 2013, 2012 e 2011 e não mais por consolidação proporcional como anteriormente. O Balanço Patrimonial para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 é o mesmo que o apresentado em 1º de janeiro de 2012 nas Demonstrações Financeiras. (6) As informações para 2010 e 2009 não foram reapresentadas para aplicação do IAS 19 Benefícios a Empregados (revisado em 2011) a IFRS 11 Negócios em Conjunto, conforme descrito na nota explicativa 2.8 das nossas demonstrações financeiras consolidadas. Particularmente, as informações para 2010 e 2009 refletem os resultados das entidades controladas em conjunto ENERCAN, BAESA, Chapecoense e EPASA por meio da consolidação proporcional em 2010 e 2009, em oposição ao método de equivalência patrimonial aplicado à 2013, 2012 e (7) Refere-se à energia assegurada em GW disponível ao fim de cada exercício social, multiplicada pelo número de horas dos respectivos anos. Para mais informações sobre o início de operação de cada empreendimento, vide Item 4. Informações sobre a Companhia. Conversão para dólares norte-americanos Apenas para conveniência dos investidores, nós convertemos alguns valores incluídos neste relatório anual de Reais para dólares norte-americanos pela taxa de venda comercial, conforme divulgado pelo Banco Central do Brasil, para 31 de dezembro de 2013 de R $ 2,343 para US$ 1,00. Os valores convertidos são arredondados. Essas conversões não devem ser consideradas como uma representação de que tais valores foram, poderiam ter sido ou poderiam ser convertidos em dólares norte-americanos que, ou em qualquer outra taxa de câmbio, a partir de que data ou em qualquer outra data. Além disso, as conversões não devem ser interpretadas como uma representação de que os valores convertidos em dólares norte-americanos estão de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Consulte "- Taxas de Câmbio" abaixo para mais informações sobre a taxa de câmbio Real/dólares norte-americanos. 5

10 Taxas de C âmbio O Banco Central do Brasil permite que a taxa de câmbio Real/dólar norte-americano flutue livremente, com intervenções ocasionais para controlar instabilidades nas taxas de câmbio. Não podemos prever se o Banco Central do Brasil ou o governo brasileiro continuarão a deixar que o Real flutue livremente ou intervirão no mercado de câmbio por meio de um sistema de banda de moeda ou de outro modo. O Real pode se depreciar ou apreciar em relação ao dólar norte-americano de forma substancial. Para maiores informações sobre esses riscos, vide "Item 3. Informações Adicionais - Fatores de Risco - Riscos Relativos ao Brasil". A tabela abaixo traz informações sobre a taxa de venda, expressa em Reais, por dólar norteamericano (R$/US$) nos períodos indicados. Fim do exercício Média do exercício (1) Mínima Máxima (Reais por dólar norte-americano) Exercício encerrado em: 31 de dezembro de ,741 1,990 1,702 2, de dezembro de ,666 1,759 1,655 1, de dezembro de ,876 1,671 1,535 1, de dezembro de ,044 1,958 1,702 2, de dezembro de ,343 2,174 1,953 2,446 (1) A média do exercício representa a média das taxas de câmbio de venda do último dia útil de cada mês do exercício. Fim do mês Média do mês (1) Mínima Máxima (Reais por dólar norte-americano) Mês encerrado em: Outubro de ,203 2,189 2,161 2,212 Novembro de ,325 2,295 2,243 2,336 Dezembro de ,343 2,345 2,310 2,382 Janeiro de ,426 2,382 2,334 2,440 Fevereiro de ,333 2,384 2,333 2,424 Março de ,263 2,326 2,260 2,365 Abril de 2014 (até 2 de abril) 2,271 2,267 2,262 2,271 (1) A média do mês representa a média das taxas de câmbio de venda de fechamento do mercado de cada dia útil do mês. FATORES DE RISCO Riscos Relacionados às Nossas Operações e ao Setor Elétrico Brasileiro Estamos sujeitos a ampla regulação de nosso negócio, o que fundamentalmente afeta nossa performance financeira. Nosso negócio está sujeito a extensa regulação de várias autoridades regulatórias brasileiras, particularmente a Agência Nacional de Energia Elétrica, ou ANEEL. A ANEEL regula e supervisiona vários aspectos de nosso negócio e estabelece nossas tarifas. Se formos obrigados pela ANEEL a fazer investimentos de capital adicionais e não esperados, e não nos for permitido reajustar nossas tarifas de maneira correspondente, ou se a ANEEL modificar a regulação relativa a tal reajuste, poderemos ser adversamente afetados. Adicionalmente, tanto a implementação de nossa estratégia de crescimento, como nossos negócios normais podem ser adversamente afetados por ações governamentais, tais como a modificação da atual legislação, o cancelamento dos programas de concessão estaduais e federais, criação de critérios mais rígidos para qualificação em leilões públicos de energia ou atraso na revisão e implementação de novas tarifas anuais. Caso mudanças regulatórias nos exijam que conduzamos nossos negócios de maneira substancialmente 6

11 diferente de nossas operações atuais, nossas operações e resultados financeiros podem ser adversamente afetados. A estrutura regulatória sob a qual operamos está sujeita a contestação legal. O governo brasileiro implementou mudanças fundamentais na regulação do setor elétrico na legislação aprovada em 2004, conhecida como a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Contestações quanto à constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ainda estão pendentes perante o Supremo Tribunal Federal. Se toda ou parte da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico fosse declarada inconstitucional, isso traria consequências incertas quanto à validade da atual Regulação e quanto ao desenvolvimento da estrutura regulatória. O resultado do processo legal é difícil de ser previsto, porém ele pode ter um impacto adverso em todo o setor energético, incluindo nossos negócios e resultados de nossas operações. Não podemos assegurar a renovação de nossas concessões e autorizações. Conduzimos nossas atividades de geração, transmissão e distribuição nos termos de contratos de concessão firmados com o governo brasileiro. O alcance da duração de nossas concessões é de 16 a 35 anos. A Constituição Federal da República Federativa do Brasil requer que todas as concessões relativas a serviços públicos sejam outorgadas por meio de oferta pública. Com base em leis e regulamentos específicos do setor de energia elétrica, o governo brasileiro pode renovar as atuais concessões por períodos adicionais de até 20 ou 30 anos, dependendo da natureza da concessão, sem oferta pública, desde que a concessionária tenha atendido aos padrões mínimos de desempenho e que a proposta seja, por outro lado, aceitável para o governo brasileiro. O governo brasileiro possui considerável discricionariedade, nos termos da Lei nº 8.897/95, ou Lei de Concessões, e de contratos de concessão, com relação à renovação das concessões. Nossas primeiras concessões de distribuição a expirarem são aquelas detidas por nossas subsidiárias distribuidoras CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Mococa, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista, originalmente concedidas em 1999 por um prazo de 16 anos que expirará em julho de Em 2013, essas cinco subsidiárias distribuidoras representavam 5,6% da receita operacional líquida de nossa distribuição e 5,4% da energia faturada por nosso segmento de Distribuição. Uma recente alteração na lei determinou as condições gerais para a renovação antecipada das concessões de distribuição, incluindo aquelas detidas pela CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Mococa, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista, sujeito a algumas condições, por um prazo de até 30 anos. Consulte o Item 4. Informações sobre a Companhia Nossas Concessões e Autorizações Concessões. Dessa forma, solicitamos a renovação dessas concessões. Atualmente esperamos a resposta do governo brasileiro a respeito dessa solicitação de renovação. Não podemos dar nenhuma garantia de que as renovações serão concedidas, antecipadamente ou em algum momento, ou, se concedidas, que as condições relevantes serão aceitáveis. Caso essas ou quaisquer de nossas concessões não sejam renovadas ou sejam renovadas sob condições desfavoráveis a nós, nossas receitas poderão ser adversamente afetadas. As tarifas que cobramos pelo fornecimento de energia elétrica a Consumidores Cativos e a tarifa de uso do sistema de distribuição que cobramos de Consumidores Livres e Especiais são determinadas pela ANEEL em conformidade com contratos de concessão celebrados com o governo brasileiro, podendo nossa receita operacional ser adversamente afetada caso a ANEEL determine nossas tarifas de maneira que não nos seja favorável. A ANEEL dispõe de ampla discricionariedade para determinar as tarifas cobradas por nossas distribuidoras aos nossos consumidores. Nossas tarifas são determinadas de acordo com contratos de concessão celebrados com o governo brasileiro e em conformidade com os regulamentos e decisões da ANEEL. Nossos contratos de concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo que admite três tipos de reajustes tarifários: (i) reajuste tarifário anual, ou RTA; (ii) revisão tarifária periódica, ou RTP e (iii) revisão tarifária extraordinária, ou RTE. Temos o direito de requerer a cada ano o reajuste anual, que é destinado a compensar certos efeitos da inflação sobre as tarifas e repassar aos consumidores certas alterações de nossa estrutura de custos cujo controle não gerenciamos, tais como o custo da energia elétrica que compramos e certos encargos regulatórios, incluindo encargos do uso da rede de transmissão e distribuição. Ademais, a ANEEL realiza a revisão periódica a cada quatro ou cinco anos, a qual tem, por finalidade, identificar a variação dos nossos custos, bem como determinar um fator de redução baseado em nossa eficiência operacional que será aplicado em comparação com o índice de nossos reajustes tarifários anuais correntes, cujo objetivo é compartilhar quaisquer ganhos correlatos com nossos consumidores. Estamos, ainda, sujeitos a uma revisão extraordinária de nossas tarifas, o que poderá afetar (negativa ou positivamente) nossos resultados de operação ou posição financeira. 7

12 Não há certeza de que a ANEEL irá estabelecer tarifas que nos beneficiem, tendo em vista as alterações na metodologia de cálculo utilizada pela ANEEL na revisão tarifária periódica. Adicionalmente, à medida que qualquer um desses reajustes não seja concedido pela ANEEL em tempo hábil, nossa situação financeira e o resultado de operações poderão ser adversamente afetados. Em 22 de novembro de 2011, a ANEEL definiu a metodologia aplicável ao terceiro ciclo de revisão (2011 a 2014) através da Resolução n. 457/2011. Para o terceiro ciclo, a ANEEL designou um novo método de reconhecimento de quais custos nós podemos repassar aos nossos clientes. Além disso, a ANEEL aprovou a nova metodologia para calcular a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição ou TUSD, e outras tarifas de energia elétrica, na qual as distribuidoras assumem todos os riscos de mercado resultantes de indicadores de tarifa. Comparado ao ciclo de revisão de tarifa anterior, esta nova metodologia causou um impacto negativo na nossa condição financeira e nos resultados de nossas operações. Em 10 de outubro de 2013, por meio da Consulta Pública 11/2013, a ANEEL iniciou o processo para considerar a metodologia a ser aplicada no próximo ciclo de revisão (2015 a 2018). Os documentos liberados para consulta pública indicam que esse ciclo de revisão provavel e substancialmente manterá a metodologia existente, exceto a metodologia para cálculo, a ser utilizada pela ANEEL na determinação da Base de Remuneração Regulatória ou BRR, que poderá ser significantemente modificada. Espera-se que essa consulta pública seja concluída até o final de Nós podemos ser penalizados pela ANEEL se não cumprirmos com os termos contidos nos nossos contratos de concessão, o que nos podem acarretar multas, outras penalidades e, dependendo da gravidade do descumprimento, a encerramento de nossas concessões. A ANEEL pode nos impor penalidades caso deixemos de cumprir qualquer disposição dos nossos contratos de concessão. Dependendo da gravidade do descumprimento, as penalidades aplicáveis incluem: advertências; multas, sendo que cada multa está limitada a no máximo 2,0% da receita da concessão no exercício financeiro anterior à data da infração; embargo à construção de novas instalações e equipamentos; restrições à operação das instalações e equipamentos existentes; intervenção da ANEEL na administração da concessionária infratora; e extinção da concessão. Ademais, o governo brasileiro detém poderes para extinguir qualquer de nossas concessões por meio de desapropriação por motivos de interesse público. Atualmente estamos cumprindo com todas as condições relevantes de nossos contratos de concessão. No entanto, não podemos garantir ao investidor que não seremos penalizados pela ANEEL por descumprimentos de nossos contratos de concessão ou que nossas concessões não serão revogadas no futuro. A indenização a que temos direito na ocorrência de eventual rescisão ou revogação antecipada de nossas concessões pode não ser suficiente para recuperarmos o valor integral de certos ativos. Além disso, caso qualquer de nossos contratos de concessão seja rescindido por razões que possam ser atribuídas a nós, o valor efetivo de indenização pelo poder concedente pode ser reduzido de maneira significativa por meio da imposição de multas ou outras penalidades. Por conseguinte, a imposição de multas ou penalidades à nossa Companhia ou a revogação de qualquer de nossas concessões pode acarretar em efeito adverso relevante sobre a nossa situação financeira e resultados de operações. Podemos não ter a capacidade de repassarmos integramente os custos de nossas compras de energia elétrica e, para satisfazer à nossa demanda, poderíamos ser forçados a firmar contratos de curto prazo para adquirir energia elétrica a preços consideravelmente mais altos do que em nossos contratos de compra de longo prazo. Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia elétrica deverá contratar antecipadamente, por meio de licitações públicas, 100% de suas necessidades previstas de energia elétrica para suas respectivas áreas de concessão e está autorizado a repassar até 105% desta energia aos consumidores. As previsões acima ou abaixo da demanda podem gerar impactos adversos. Caso nossa previsão de demanda se mostre incorreta e compremos energia elétrica em quantidade menor ou maior do que nossas necessidades, poderemos não ser capazes de realizar o repasse integral dos custos de nossas compras de energia e sermos forçados a celebrar contratos de curto prazo de 8

13 compra ou venda a preços substancialmente maiores ou menores do que aqueles celebrados em contratos de longo prazo. Por exemplo, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece, entre outras limitações, que se nossas projeções ficarem significativamente abaixo de nossa demanda verificada, poderemos ser forçados a adquirir este saldo através de contratos de compra e venda de energia de prazo mais curto. Nossas projeções de demanda de energia elétrica poderão mostrar-se imprecisas, inclusive como resultado da migração entre os diferentes mercados pelos consumidores (regulado e livre). Caso ocorram variações significativas entre a nossa demanda de energia elétrica e a quantidade de energia elétrica efetivamente adquirida, o resultado de nossas operações poderá ser adversamente afetado. Vide "Item 4 - Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico". Além disso, o MME promulgou a Lei nº 455 em 2 de agosto de 2012, nos termos da qual o ajuste do volume de energia ex post será proibido a partir de 1º de junho de 2014, e as partes terão que registrar ex ante junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ou CCEE, volume de consumo esperado, exceto quando as partes tiverem especificado que o contrato relevante está ligado ao volume de consumo efetivo. Caso nosso volume de energia projetado esteja incorreto e adquiramos menos ou mais eletricidade do que precisamos, não poderemos mais ajustar o volume de energia exposto. Consulte o Item 4. Informações sobre a Companhia Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico Desenvolvimentos Recentes no Mercado Livre. Geramos uma parcela significativa da nossa receita operacional pelo atendimento a consumidores qualificados como "Consumidores Livres", que podem buscar fornecedores alternativos. Podemos enfrentar outras formas de concorrência que podem afetar negativamente nossa participação de mercado e nossas receitas. Dentro da nossa área de concessão, outros fornecedores de energia elétrica podem competir conosco na oferta de energia elétrica a certos consumidores qualificados como "Consumidores Livres", aos quais nossas distribuidoras podem fornecer energia elétrica apenas de acordo com tarifas reguladas. Estes consumidores qualificados para tornaremse Consumidores Livres podem optar por sair de nosso ambiente regulado de distribuição de energia elétrica depois que expirarem seus contratos em vigor, mediante notificação com 6 meses de antecedência. Em 31 de dezembro de 2013, fornecemos energia a 47 Consumidores qualificados como Livres, que responderam por aproximadamente 1,7% de nossa receita operacional líquida do nosso segmento de Distribuição e por aproximadamente 2,4% da quantidade total de energia elétrica vendida por nosso segmento de Distribuição em Ademais, outros consumidores que atendam determinados critérios podem se tornar Consumidores Livres se passarem a ser atendidos por fontes renováveis de energia, como pequenas centrais hidrelétricas, energia eólica ou biomassa. Em 31 de dezembro de 2013, os consumidores que atendiam a estas condições, num total de consumidores que poderiam escolher seu fornecedor, ou Consumidores Livres Potenciais, responderam por aproximadamente 11,7% das receitas operacionais líquidas de nosso segmento de Distribuição e aproximadamente 14,6% da quantidade total de energia elétrica vendida por nosso segmento de Distribuição em Adicionalmente, é possível que nossos grandes consumidores industriais sejam autorizados pela ANEEL a gerar energia elétrica para consumo próprio ou venda a terceiros, caso em que poderão obter uma autorização ou concessão para a geração de energia elétrica em uma determinada área, o que poderia afetar adversamente nossos resultados de operações. Nossos resultados operacionais dependem das condições hidrológicas existentes. As más condições hidrológicas podem afetar nossos resultados de operações. Somos dependentes das condições hidrológicas existentes na região geográfica em que operamos. Em 2013, de acordo com dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico ou ONS, aproximadamente 79% da energia elétrica consumida no Brasil foi fornecida por Usinas Hidrelétricas. Nossa região está sujeita às condições hidrológicas imprevisíveis, com desvios não cíclicos da média pluviométrica. A fim de compensar as más condições hidrológicas e manter os níveis de segurança nos reservatórios e os níveis de fornecimento de energia elétrica, o ONS poderá despachar Usinas Termoelétricas, incluindo aquelas operadas por nós. A substituição da geração hidrelétrica pela geração termoelétrica pode causar resultados adversos em nosso segmento de geração uma vez que Usinas Hidrelétricas, incluindo aquelas operadas por nós, poderão receber no Mecanismo de Realocação de Energia ou MRE, uma quantidade de energia inferior à energia assegurada. Esse déficit de energia irá representar uma despesa no valor spot price, expondo o operador das Usinas Hidrelétricas a riscos de spot price. No segmento de Distribuição, a geração termelétrica poderá gerar diversos custos adicionais de aquisição de energia quando o ONS despacha Usinas Termelétricas por ordem de mérito, e de custos extraordinários, como componentes do Encargo de Serviço do Sistema, o ESS, relacionados a segurança energética, ou ESS-SE, quando essas usinas são despachadas fora da ordem de mérito. Esses custos adicionais poderão ser repassados pelos distribuidores aos consumidores por meio de aumentos na tarifa nos ajustes anuais futuros ou revisões periódicas, conforme permitido pela autoridade regulatória. Contudo, poderá haver uma incompatibilidade de fluxo de caixa no período intermediário, uma vez que as distribuidoras terão que arcar com estes custos imediamente, enquanto as tarifas são reajustadas apenas mais tarde. Veja o 9

14 Item 4. Informações sobre a Companhia Encargos Regulatórios ESS. O impacto de uma escassez de energia elétrica e do racionamento de energia elétrica dela decorrente, a exemplo do ocorrido em 2001 e 2002, pode ter um efeito adverso substancial sobre nossos negócios e resultados de operações. Durante o período de baixa precipitação pluviométrica dos anos de 2000 e 2001, o governo brasileiro instituiu o Programa de Racionamento, um programa de redução do consumo de energia elétrica que esteve em vigor de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de O Programa de Racionamento estabeleceu limites para o consumo de energia elétrica para consumidores industriais, comerciais e residenciais, que variavam de 15,0% a 25,0% de redução no consumo de energia. Caso o Brasil experimente outra escassez de energia elétrica (situação que pode ocorrer e sob a qual não temos possibilidade de controlar ou prever), o governo brasileiro poderá implementar políticas similares ou outras no futuro para fazer frente à escassez, as quais poderiam ter um efeito adverso substancial sobre nossa situação financeira ou nossos resultados de operações. A recorrência de condições hidrológicas desfavoráveis que não podem ser compensadas por outras fontes de energias, como Usinas Termoelétricas, assim resultando em um menor suprimento de energia elétrica para o mercado brasileiro, poderia resultar, entre outras coisas, na implementação de programas abrangentes de conservação de energia elétrica, incluindo reduções compulsórias no consumo de energia elétrica. Períodos com médias pluviométricas baixas ou extremamente baixas que resultem em uma escassez de energia poderão afetar adversamente nossos resultados financeiros. Não temos certeza quanto à revisão da Energia Assegurada nas nossas usinas hidrelétricas. O Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, estabelece que a energia assegurada das usinas de geração seria revista a cada cinco anos. Como parte dessas revisões, o Ministério de Minas e Energia, ou MME, poderá revisar a Energia Assegurada de uma companhia, limitado a uma variação máxima de 5% por revisão ou de 10% para todo o período do contrato de concessão. Adicionalmente à esta revisão tarifária periódica, os efeitos da primeira revisão são esperados para acontecer em 2015 (nos termos da Portaria nº303, de 18 de novembro de 2004) para todas as usinas hidrelétricas. Nós não podemos ter certeza se o MME fará quaisquer revisões à nossa Energia Assegurada, seja no âmbito do ciclo de revisão periódica ou sob esta revisão extraordinária e, se assim for, irá aumentar ou diminuir a nossa Energia Assegurada. Se a nossa Energia Assegurada diminuir, nossa capacidade de fornecer eletricidade sob nossos contratos de compra de energia, ou PPAs, seriam prejudicados, o que poderia levar a uma diminuição da nossa receita e aumentar nossos custos caso nossas subsidiárias de geração sejam obrigadas a comprar energia em outro lugar. A construção, ampliação e operação de nossas instalações e equipamentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica envolvem riscos significativos que podem ensejar perda de receita ou aumento de despesas. A construção, ampliação e operação de instalações e equipamentos destinados à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica envolvem muitos riscos, incluindo: a incapacidade de obter alvarás e aprovações governamentais necessários; indisponibilidade de equipamentos; interrupções de fornecimento; greves; paralisações trabalhistas; perturbação social; interferências climáticas e hidrológicas; problemas ambientais e de engenharia não previstos; aumento nas perdas de energia elétrica, incluindo perdas técnicas e comerciais; atrasos operacionais e de construção, ou custos superiores ao previsto; a incapacidade de vencer leilões do setor de energia elétrica promovidos pela ANEEL; e indisponibilidade de financiamento adequado. 10

15 Se vivenciarmos esses ou outros problemas, poderemos não ser capazes de gerar e distribuir energia elétrica em quantidades compatíveis com nossas projeções, o que pode vir a afetar de maneira adversa nossa situação financeira e o resultado das nossas operações. Estamos sujeitos a regulamentação ambiental e de saúde que poderá se tornar mais rigorosa no futuro, podendo acarretar aumentos de obrigações e de investimentos. Nossas atividades estão sujeitas a legislação federal e estadual abrangente bem como a fiscalização por agências governamentais brasileiras responsáveis pela implementação de leis e políticas ambientais e de saúde. Essas agências podem tomar medidas contra nós caso não atendamos a regulamentação aplicável. Essas medidas poderão incluir, entre outras coisas, a imposição de multas e a revogação de licenças. É possível que um aumento no rigor da regulamentação ambiental e de saúde nos force a direcionar os nossos investimentos para atender essa regulamentação e, consequentemente, desviar recursos dos investimentos planejados. Tal desvio pode afetar de maneira adversa nossa situação financeira e o resultado das nossas operações. Se formos incapazes de concluir nosso programa de investimento proposto no cronograma previsto, a operação e desenvolvimento de nosso negócio poderão ser afetados de forma adversa. Planejamos investir aproximadamente R$ milhões em nossas atividades de geração (R$ milhões em atividades de geração renováveis e R$ 118 milhões em geração convencionais) e R$5.826 milhões em nossas atividades de distribuição durante o período de 2014 a Nossa capacidade de concluir esse programa de investimento depende de uma série de fatores, inclusive da nossa capacidade de cobrar tarifas adequadas pelos nossos serviços, nosso acesso aos mercados de capitais nacionais e internacionais e uma variedade de contingências operacionais e regulatórias, dentre outras. Não há certeza de que disporemos de recursos financeiros para concluir nosso programa de investimentos proposto, sendo que a impossibilidade de fazê-lo pode afetar de maneira adversa e relevante a nossa operação e o desenvolvimento dos nossos negócios. Somos responsáveis por quaisquer perdas e danos em decorrência da prestação inadequada de serviços de energia elétrica, e nossas apólices de seguro contratadas podem não ser suficientes para cobrir totalmente tais perdas e danos. Nos termos da legislação brasileira, temos responsabilidade objetiva por perdas e danos, diretos e indiretos, decorrentes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia elétrica. Além disso, nossas distribuidoras e geradoras poderão ser responsabilizadas por perdas e danos causados a terceiros em decorrência de interrupções ou distúrbios nos sistemas de geração, transmissão ou distribuição, sempre que essas interrupções ou distúrbios não forem atribuíveis a um integrante identificado do ONS. Não podemos assegurar que nossas apólices de seguro cobrirão integralmente os danos resultantes da prestação inadequada de serviços de energia, o que poderá nos causar um efeito adverso. Podemos não ser capazes de criar os benefícios esperados e retorno sobre os investimentos dos nossos negócios de geração de energia renovável. Por meio de nossa subsidiária CPFL Renováveis, fizemos investimentos de capital substanciais em negócios de geração que não hidrelétrica, principalmente eólica e de biomassa. Esses negócios de geração renováveis dependem de alguns fatores que fogem do nosso controle e poderão afetar significativamente esses negócios. No segmento de biomassa, poderemos sofrer com a escassez no mercado de cana de açúcar, matéria prima necessária para a geração de biomassa. Ademais, dependemos, até certo grau, do desempenho de nossos parceiros na operação das usinas de biomassa. A operação de parques eólicos envolve incertezas e riscos relevantes, incluindo risco financeiro associado com a diferença entre a energia gerada e a energia contratada por meio dos leilões públicos de energia. Esses riscos financeiros são principalmente: (i) menor intensidade dos ventos e da duração do que aqueles contemplados na fase de estudo do projeto; (ii) qualquer atraso no início das operações em um parque eólico; e (iii) indisponibilidade de turbinas eólicas em níveis acima dos padrões de desempenho. Caso estas usinas de geração não sejam capazes de gerar a energia contratada pela Companhia, poderemos ser forçados a comprar o déficit no mercado à vista. Os preços no mercado à vista são voláteis e podem ser maiores que o preço acordado pelas subsidiárias de energia renovável para vender energia, que poderia aumentar nossos custos e gerar perdas neste segmento. Veja o Item 4. Informações sobre a Companhia O Setor Elétrico Brasileiro - Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. 11

16 Somos controlados por poucos acionistas, que agem de forma coordenada, e seus interesses podem conflitar com os interesses de V.Sa. Em 31 de dezembro de 2013, a ESC Energia S.A., ou ESC, BB Carteira Livre I FIA e Energia São Paulo Fundo de Investimento em Ações ou Energia São Paulo FIA/Bonaire Participações S.A. detinham 24,33%, 29,99% e 14,87%, respectivamente, das nossas ações ordinárias em circulação. Bonaire Participações S.A., ou Bonaire, é uma holding controlada por Energia São Paulo Fundo de Investimento em Ações. Essas empresas são partes de um acordo de acionistas, por meio do qual compartilham o poder de controle de nossa Companhia. Nossos acionistas controladores poderão tomar medidas que podem ser contrárias aos interesses de V.Sa., podendo impedir outros acionistas, inclusive V.Sa., de bloquear essas medidas. Em particular, nossos acionistas controladores controlam as decisões de nossas assembleias e podem eleger a maioria dos membros de nosso Conselho de Administração. Nossos acionistas controladores podem dirigir nossas ações em áreas como estratégia de negócios, financeira, distribuição, aquisição e alienação de ativos ou negócios. As decisões de nossos acionistas controladores quanto a estes assuntos podem divergir das expectativas ou preferências de nossos acionistas não controladores, inclusive detentores de nossas ADSs. Vide Seção "Item 7 - Principais Acionistas e Transações com Partes Relacionadas - Acordo de Acionistas". Estamos expostos a aumentos das taxas de juros praticadas pelo mercado e a riscos cambiais. Em 31 de dezembro de 2013, aproximadamente 88,2% do nosso endividamento total eram denominados em Reais e atrelados às taxas do mercado financeiro brasileiro ou a índices de inflação, ou, ainda, estavam sujeitos às taxas flutuantes de juros. Os 11,8% restantes do nosso endividamento total eram denominados em dólares norteamericanos e sujeitos, em grande parte, a swaps cambiais que os convertiam em reais. Adicionalmente, compramos energia da usina Hidrelétrica de Itaipu ou Itaipu, cujo custo está atrelado à variação cambial do dólar norte-americano. Anualmente, no momento do reajuste tarifário, nossas tarifas são reajustadas para contemplar os ganhos ou perdas na aquisição desta energia. Desse modo, se esses índices ou taxas aumentarem ou se o dólar norte-americano apreciar em relação ao real, nossas despesas financeiras aumentarão. Nosso grau de endividamento e nossas obrigações de serviço de dívidas podem afetar adversamente nossa capacidade de conduzir nossas atividades e de realizar pagamentos desses financiamentos. Em 31 de dezembro de 2013, tínhamos um endividamento de R$ milhões. Nosso endividamento aumenta a possibilidade de não termos caixa suficiente para pagar pontualmente o principal, juros e outros encargos relacionados a nosso endividamento. Adicionalmente, poderemos incorrer em endividamentos adicionais, periodicamente, para financiar aquisições estratégicas, investimentos, joint ventures ou para outros propósitos, sujeitos às restrições aplicáveis aos nossos financiamentos atuais. Caso incorramos em endividamentos adicionais, poderiam aumentar os riscos relacionados ao nosso endividamento. Nós podemos adquirir outras empresas no setor elétrico como já fizemos no passado, o que poderia aumentar nossa alavancagem e afetar adversamente nossa performance consolidada. Regularmente analisamos oportunidades para adquirir outras empresas dedicadas a atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Se adquirirmos outras empresas de energia elétrica, isso poderá aumentar nossa alavancagem ou reduzir nosso lucro. Além disso, podemos não ser capazes de integrar as atividades das empresas adquiridas visando obter economias de escala e ganhos de eficiência esperados que sempre norteiam essas aquisições, sendo que o insucesso destas medidas pode afetar de maneira adversa nossa situação financeira e o resultado de nossas operações. Riscos Relacionados ao Brasil O governo brasileiro tem exercido e continua a exercer influência significativa sobre a economia brasileira. Este envolvimento, bem como as condições políticas e econômicas brasileiras poderiam afetar adversamente nosso negócio e o preço de negociação de nossas ADSs e de nossas ações ordinárias. O governo brasileiro frequentemente intervém na economia brasileira e, de tempos em tempos, introduz mudanças significativas na política e nas regulamentações. As ações do governo brasileiro de controlar a inflação e outras políticas e regulamentação frequentemente envolvem, entre outras medidas, aumentos nas taxas de juros, mudanças nas políticas fiscais, controles de preço, depreciações de moeda, controles de capital e limites às importações. Nossas atividades, situação financeira e resultados de operações podem ser adversamente afetados por mudanças na política ou regulamentação nos níveis federal, estadual e municipal que envolvam ou afetem fatores como: taxas de juro; 12

17 política monetária; variações cambiais; inflação; liquidez dos mercados de capital e empréstimos; políticas tributárias; alterações em leis trabalhistas; regulamentações ambientais em nosso setor; taxas de câmbio e controles e restrições sobre remessas para o exterior, como aquelas brevemente impostas em 1989 e começo de 1990; e outros desenvolvimentos políticos, sociais ou econômicos que afetaram o Brasil Não podemos garantir que o governo brasileiro continuará com as políticas econômicas atuais, ou que alguma mudança implementada pelo governo brasileiro não afetará, direta ou indiretamente, nossos negócios e resultados de nossas operações. A instabilidade da taxa de câmbio poderá afetar adversamente nossa condição financeira e resultados de operacões e o preço de mercado das ADSs e de nossas ações ordinárias. Durante as últimas décadas, o real sofreu variações frequentes e substanciais em relação ao dólar norteamericano e às moedas estrangeiras. No contexto da crise do mercado financeiro global após meados de 2008, o Real se depreciou em relação ao dólar norte-americano, alcançando o valor de R$2,337 por US$1,00 ao final de Durante o ano de 2009, no contexto de recuperação econômica, o real se apreciou novamente em 25,5% em relação ao dólar norteamericano, alcançando o valor de R$1,741 por US$1,00 ao final de Em 31 de dezembro de 2011, 2012 e 2013, a taxa de câmbio do real em relação ao dólar norte-americano foi de R$1,876, R$2,044 e R$2,343 por US$1,00, respectivamente. Em 2 de abril de 2014, a taxa de câmbio era de R$2,271 por US$1,00. O real poderá ainda se depreciar em comparação com o dólar norte-americano em 2014 e no futuro. A depreciação do Real eleva o custo de serviço de nossa dívida em moeda estrangeira e os custos de aquisição de energia elétrica da Hidrelétrica de Itaipu, uma usina hidrelétrica que é uma de nossas principais fornecedoras e que corrige os preços de energia elétrica parcialmente com base em seus custos em dólar norte-americano. A depreciação do real em relação ao dólar norte-americano pode criar pressões inflacionárias no Brasil e provocar o aumento da taxa de juros, que pode afetar negativamente o crescimento da economia brasileira como um todo e afetar nossa condição financeira e resultados operacionais, como também inibir o acesso aos mercados de capitais internacionais, e levar o governo a intervir, inclusive com políticas governamentais de recessão. A depreciação do real em relação ao dólar norteamericano pode também levar à diminuição do consumo, pressões deflacionárias e reduzir o crescimento da economia como um todo. Por outro lado, a apreciação do Real em relação ao dólar norte-americano e a outras moedas estrangeiras poderá conduzir à desvalorização de contas correntes brasileiras no exterior, bem como diminuir o crescimento impulsionado pelas exportações. Dependendo das circunstâncias, tanto a depreciação como a apreciação do real pode substancialmente e adversamente afetar o crescimento da economia brasileira e de nosso negócio, nossas condições financeiras e resultados de operacões. A depreciação do real também reduz o valor em dólar norte-americano das distribuições e dividendos atribuíveis às ADSs e o equivalente em dólares norte-americanos ao preço de mercado de nossas ações ordinárias e, consequentemente, das ADSs. Esforços do governo para combater a inflação podem impedir o crescimento da economia brasileira e poderiam afetar nosso negócio. O Brasil conviveu no passado com taxas de inflação extremamente elevadas e, por este motivo, adotou políticas monetárias que resultaram em uma das maiores taxas de juros reais do mundo. Entre 2006 e 2013, a SELIC no Brasil variou entre 17,25% a.a. e 7,5% a.a e foi de 11% em 2 de abril de A inflação e as medidas adotadas pelo governo brasileiro para combatê-la, principalmente por meio do Banco Central do Brasil, tiveram e poderão ter efeitos significativos na economia brasileira e em nosso negócio no futuro. Políticas de restrição monetária com altas taxas de 13

18 juros podem restringir o crescimento do Brasil e a disponibilidade de crédito. Inversamente, políticas governamentais e do Banco Central do Brasil mais brandas e a diminuição das taxas de juros podem desencadear o aumento da inflação, e consequentemente, a maior volatilidade do crescimento e necessidade de aumentos imprevistos e substanciais na taxa de juros, o que poderá afetar negativamente nosso negócio. Adicionalmente, se o Brasil vivenciar novamente aumento de índices de inflação, poderemos não conseguir corrigir as tarifas que cobramos de nossos consumidores para compensar os efeitos da inflação sobre nossa estrutura de custos. O desenvolvimento e percepção de risco em outros países, inclusive nos Estados Unidos e nos países de economia emergente, poderá afetar adversamente o preço de mercado dos valores mobiliários brasileiros, inclusive nossas ADSs e de nossas ações ordinárias. O valor de mercado de valores mobiliários dos emissoras brasileiras é afetado pela economia e condições de mercado de outros países, inclusive dos Estados Unidos, da União Europeia, e de países de economia emergente. A crise financeira global que começou em 2008 levou a consequências significativas, incluindo a volatilidade do mercado de ações e de crédito, a indisponibilidade de crédito, as altas taxas de juros, a desaceleração da economia de uma forma geral, as taxas de câmbio voláteis e as pressões inflacionárias. A recuperação mundial dessa crise foi mais lenta que o esperado em 2013, com resultados das maiores economias emergentes da China, Brasil e Índia mais baixos que o esperado, enquanto os Estados Unidos e a União Europeia continuaram a apresentar baixo crescimento do PIB. Ainda que as condições econômicas em outros países variem significativamente em relação às condições econômicas no Brasil, a reação do investidor frente ao desenvolvimento desses países pode ter um efeito adverso sobre o valor de mercado dos valores mobiliários dos emissoras brasileiras. As crises nos Estados Unidos, na União Europeia ou nos países de economia emergente podem reduzir o interesse do investidor em valores mobiliários emitidos no Brasil, inclusive em relação aos nossos. Isto poderia afetar adversamente o preço de negociação das ADSs ou de nossas ações ordinárias, bem como dificultar ainda mais o nosso acesso ao mercado de capitais e o financiamento de nossas operações no futuro, em termos aceitáveis ou de qualquer modo. Riscos Relativos às ADSs e às Nossas Ações Ordinárias. Os detentores de nossas ADSs não têm os mesmos direitos de voto que nossos acionistas. Os detentores de nossas ADSs não têm os mesmos direitos de voto que os detentores de nossas ações. Os detentores de nossas ADSs têm os direitos contratuais estabelecidos em seu benefício nos contratos de depósito. Os detentores de ADSs exercem os direitos de voto por meio do fornecimento de informações ao depositário, em vez de votarem nas assembleias de acionistas ou por procuração. Na prática, a capacidade de um detentor de ADSs instruir o depositário no que diz respeito ao voto dependerá do momento e dos procedimentos de fornecimento de instruções ao depositário, diretamente ou pelo sistema de custódia e compensação do detentor. Caso V.Sa. entregue suas ADSs e retire ações ordinárias, V.Sa. correrá o risco de ver-se impossibilitado de remeter moeda estrangeira ao exterior e de perder certas vantagens fiscais brasileiras. Na qualidade de detentor de ADS, V.Sa. se beneficia do certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro que deve ser obtido pelo custodiante para nossas ações ordinárias subjacentes às ADSs no Brasil, que permite ao custodiante converter dividendos e demais distribuições referentes às ações ordinárias em moeda não brasileira e remeter os recursos ao exterior. Caso V.Sa. entregue suas ADSs e retire ações ordinárias, terá direito de continuar a se fiar no certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro do custodiante somente durante cinco dias úteis a contar da data de retirada. Subsequentemente, quando da alienação das ações ordinárias ou distribuições relativas às ações ordinárias, V.Sa. não poderá remeter ao exterior moeda não brasileira, a menos que obtenha seu próprio certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro ou se qualifique nos termos de regulação brasileira de investimento estrangeiro que conferem a certos investidores estrangeiros o direito de comprar e vender ações em bolsas de valores brasileiras sem necessidade de obter certificados separados de registro eletrônico de capital estrangeiro. Caso V.Sa. não se qualifique nos termos dos regulamentos de investimento estrangeiro, ficará em geral sujeito a regime fiscal menos favorável no tocante a dividendos e distribuições relativos às ações ordinárias e ao produto de qualquer venda de nossas ações ordinárias. Caso V.Sa. tente obter seu próprio certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro, poderá incorrer em despesas ou sofrer atrasos no processo de requerimento, o que poderia atrasar o recebimento, por V.Sa. de dividendos ou distribuições relativas às nossas ações ordinárias ou o retorno de seu capital em tempo hábil. O certificado de registro eletrônico de capital estrangeiro do depositário também pode ser prejudicado por futuras alterações de legislação. 14

19 Os detentores de ADSs podem não ser capazes de exercer direitos de preferência com relação às nossas ações ordinárias. Poderemos não ser capazes de oferecer nossas ações ordinárias a detentores norte-americanos de ADSs de acordo com direitos de preferência conferidos a detentores de nossas ações ordinárias com relação a qualquer emissão futura de nossas ações ordinárias, a menos que, termo de registro ao amparo do Securities Act esteja em vigor no que respeita tais ações ordinárias e direitos de preferência ou caiba isenção das exigências de registro do Securities Act. Não estamos obrigados a apresentar termo de registro referente a direitos de preferência no tocante às nossas ações ordinárias e não podemos lhe garantir que apresentaremos tal termo de registro. Caso tal termo de registro não seja apresentado e não exista isenção de registro, o Deutsche Bank, na qualidade de depositário, procurará vender os direitos de preferência, tendo V.Sa. direito a receber o produto da venda. Contudo, os direitos de preferência expirarão se o depositário não os vender, e os detentores norte-americanos de ADSs não auferirão ganho da outorga de tais direitos de preferência. A volatilidade relativa e falta de liquidez dos mercados de valores mobiliários brasileiros podem limitar substancialmente sua capacidade de vender as ações ordinárias que lastreiam as ADSs pelo preço e no tempo que desejar. Investir em valores mobiliários negociados em mercados emergentes, como o Brasil, envolve normalmente um risco maior do que investir em valores mobiliários emitidos nos Estados Unidos. Geralmente, em sua natureza, tais investimentos são considerados mais especulativos. O mercado brasileiro de valores mobiliários é substancialmente menor, tem menos liquidez, maior concentração e pode ser mais volátil do que os principais mercados de valores mobiliários nos Estados Unidos. Consequentemente, embora o acionista tenha o direito de recesso, a qualquer tempo, as ações ordinárias que lastreiam as ADSs do depositário, sua capacidade de vender as ações ordinárias que lastreiam as ADSs por um preço e no tempo em que desejar fazê-lo pode ser bastante limitada. Há também uma concentração significativamente maior no mercado de valores mobiliários brasileiro do que nos principais mercados de valores mobiliários dos Estados Unidos. Em 31 de dezembro de 2013, as dez maiores empresas em capitalização no mercado representaram 51,2% da capitalização total do mercado da BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias & Futuros ou BM&FBOVESPA. As dez melhores ações, em termos de volume de negociações, representaram 41,3%, 43,0% e 47,2% de todas as ações negociadas na BM&FBOVESPA, em 2013, 2012 e 2011, respectivamente. ITEM 4. INFORMAÇÕES SOBRE A COMPANHIA Visão Geral Somos uma sociedade por ações constituída e existente de acordo com as leis brasileiras, com a denominação legal de CPFL Energia S.A. Nossa sede está localizada na Rua Gomes de Carvalho, 1.510, 14. andar - cj. 142, Vila Olímpia, CEP , na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, Brasil, e nosso número de telefone é Somos uma holding que, por meio de nossas subsidiárias, distribui, gera e comercializa energia elétrica no Brasil. Nossa Companhia foi constituída em 1998 como uma joint venture entre a VBC Energia S.A., ou VBC, 521 Participações S.A. e a Bonaire para agrupar suas participações em empresas que operam no setor de energia elétrica brasileiro. Somos uma das maiores distribuidoras de energia elétrica no Brasil, com base nos GWh de energia elétrica que distribuímos para aproximadamente 7,4 milhões de consumidores em Em geração de energia elétrica, nossa Capacidade Instalada em 31 de dezembro de 2013 (após a diluição de nossa participação na CPFL Renováveis como resultado de sua oferta pública inicial em 2013) era de MW. Por meio de nossa participação na CPFL Renováveis, nós também estamos envolvidos na construção de 19 parques eólicos, como resultado dos quais esperamos aumentar nossa capacidade instalada (calculada na mesma base de consolidação) para MW, na medida em que elas sejam concluídas nos próximos cinco anos. Também nos dedicamos à comercialização de energia, comprando e vendendo energia elétrica a produtores de energia, Consumidores Livres e empresas comerciais. Também fornecemos energia elétrica e prestamos serviços de agenciamento aos Consumidores Livres perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ( CCEE ) e outros agentes, bem como serviços relacionados à energia elétrica a nossas afiliadas e partes não afiliadas. Em 2013, o valor total da energia elétrica vendida por nossas subsidiárias de comercialização foi GWh e GWh a afiliadas e partes não afiliadas, respectivamente. Os desenvolvimentos significantes a seguir ocorreram em nossos negócios desde o início de 2012: 15

20 Em fevereiro de 2012, a CPFL Renováveis, assinou um contrato para a aquisição da Bons Ventos para um preço total de aquisição de R$1.095,3 milhões, envolvendo: (i) R$ 445,1 milhões mais R$ 83,4 milhões de ajuste de preço pago em dinheiro, (ii) a assunção da dívida de R$ 439,2 milhões, e (iii) R$ 127,5 milhões para liquidar debêntures emitidas pela Bons Ventos. A transação foi aprovada pela ANEEL e encerrada em junho de A Bons Ventos possui uma autorização para desenvolver e operar quatro usinas eólicas que estão em pleno funcionamento (Taíba Albatroz, Bons Ventos, Enacel, Canoa Quebrada, todas localizadas no estado do Ceará) com capacidade instalada total de 157,5 MW. Toda energia produzida por essas usinas eólicas foi contratada com a Eletrobrás pelo prazo de 20 anos, no âmbito do Programa PROINFA (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica). Em março de 2012, nossa subsidiária CPFL Renováveis, adquiriu o Complexo Atlântica, consistindo de quatro parques eólicos localizados no município de Palmares do Sul, no estado do Rio Grande do Sul, por um preço de aquisição de R$ 24,5 milhões. Os parques eólicos possuem um total de Capacidade Instalada de 120 MW e possuem autorização para produzir energia de fontes eólicas como produtores independentes por um prazo de 35 anos. Sua energia foi vendida em um leilão de fontes de energia alternativas realizado em agosto de Em março de 2012, CPFL Renováveis assinou um contrato para adquirir 100% dos ativos de co-geração de energia elétrica e vapor d água da SPE Lacenas Participações Ltda., que é controlada pela Usina Termelétrica Ester, localizada no município de Cosmópolis no estado de São Paulo. A transação foi concluída em outubro de O preço de compra foi de R$ 111,5 milhões, consistindo de (i) R$ 55,2 milhões em dinheiro e (ii) R$ 56,3 milhões em dívidas assumidas. Uma média de 7MW de cogeração de energia da Usina Termelétrica Ester foi comercializada no leilão de fontes alternativas de energia de 2007, por um período de 15 anos e com um preço médio de venda de R$192 por MWh (em 31 de dezembro de 2013). Os 2,8MW restantes de energia serão vendidas no mercado livre por 21 anos. Em novembro de 2012, a Usina de Energia Solar Tanquinho, ou Tanquinho, iniciou suas operações. Tanquinho foi a primeira usina de energia solar no estado de São Paulo. Tanquinho está localizada na cidade de Campinas na Subestação Tanquinho, que pertence a uma das nossas subsidiárias de distribuição, abrange uma área de m 2 e possui Capacidade Instalada de 1,1 MWp. Estima-se que Tanquinho deva gerar aproximadamente 1,6 GWh por ano. A CPFL Renováveis construiu o projeto e continua a gerenciar e operar a usina. Em dezembro de 2012, as concessões das Pequenas Centrais Hidrelétricas Rio do Peixe I, Rio do Peixe II e Macaco Branco foram renovadas para um período adicional de 30 anos. Em junho de 2013, a CPFL Renováveis adquiriu a Rosa dos Ventos Geração e Comercialização de Energia S.A., ou Rosa dos Ventos. A conclusão dessa aquisição ocorreu em fevereiro de O preço de aquisição, após os ajustes pela conclusão do contrato de compra, é de R$103,4 milhões, consistindo de (i) R$70,3 milhões em dinheiro e (ii) a assunção da dívida líquida no montante de R$33,1 milhões. A Rosa dos Ventos possui uma autorização da ANEEL para explorar dois parques eólicos: (i) Canoa Quebrada, que tem Capacidade Instalada de 10,5 MW; e (ii) Lagoa do Mato, que tem Capacidade Instalada de 3,2 MW. Esses parques eólicos estão localizados na costa do estado do Ceará e estão em operação comercial completa, e toda a energia gerada foi contratada para a Eletrobrás através do programa Proinfa. Em julho de 2013, CPFL Renováveis realizou seu IPO e suas ações ordinárias iniciaram sua comercialização publicamente na BM&FBovespa. A oferta consistia de uma oferta primária de 29,2 milhões de ações ordinárias (incluindo a opção distribuição de lote suplementar) e uma oferta secundária simultânea de 44.0 milhões de ações ordinárias, ao preço de R$ 12,51 por ação. Como resultado desta transação, nossa participação na CPFL Renováveis foi reduzida de 63% para 58,84%. Embora nossa participação ter sido reduzida, a transação resultou no aumento de R$59,3 milhões no nosso Patrimônio Líquido na conta de reserva de capital, devido ao aumento do valor nominal das ações da CPFL Renováveis (ver nota 14.5 de nossas demonstrações financeiras auditadas). Todas as referências neste Relatório Anual, Capacidade Instalada e outras informações operacionais no exercício findo em 31 de dezembro de 2013 refletem o impacto desta mudança na participação e consolidação. Em agosto de 2013, a Usina Termelétrica de Biomasa Coopcana ou UTE Coopcana, iniciou suas operações. UTE Coopcana está localizada em São Carlos do Ivaí, no estado do Paraná, tem Capacidade Instalada de 50 MW e já vendeu toda a sua energia vendida no Mercado Livre por meio de um acordo de fornecimento com um prazo de 21 anos com média de 18 MW de energia contratada. Em setembro de 2013, as operações começaram no Parque Eólico Campo dos Ventos II com 30 MW de capacidade instalada. O Parque Eólico Campo dos Ventos II está localizado em João Câmara, estado do Rio 16

21 Grande do Norte e foi adquirido no Leilão de Energia de Reserva de 2010 (LER). Embora a construção das linhas de transmissão ainda não esteja concluída, o parque eólico Campo dos Ventos II está pronto para iniciar a geração de energia, e temos recebido receitas desde setembro de 2013, uma vez que os contratos de energia (PPA) incluídos nos leilões de energia são estabelecidos de tal forma, que a empresa de geração será paga se as obrigações forem atendidas no prazo, ainda que a linha de transmissão não esteja pronta. Em novembro de 2013, a Usina Termelétrica de Biomassa Alvorada, ou UTE Alvorada, iniciou suas operações. UTE Alvorada está localizada em Araporã, no estado de Minas Gerais, tem Capacidade Instalada de 50 MW e já vendeu toda a sua energia no Mercado Livre por meio de um acordo de fornecimento com um prazo de 20 anos com média de 18 MW de energia contratada. Em dezembro de 2013, no Segundo Leilão de Energia A-5/2013, a CPFL Renováveis comercializou uma média de 26,1 MW de energia contratada a ser gerada pelo complexo Pedra Cheirosa, consistindo de dois parques eólicos no estado de Ceará, com 51,3 MW de capacidade instalada. Um leilão "A-5" é um leilão de energia realizado cinco anos antes da data de entrega inicial. Os contratos decorrentes da venda serão assinados com as empresas de distribuição que participaram do leilão como compradores. Os contratos terão prazos de 20 anos, com o fornecimento de energia com início em 1 de janeiro de A energia comercializada foi vendida a um preço médio de R$ 125,04 por MWh, com ajustes anuais a serem feitos de acordo com as alterações para o IPCA. Em fevereiro de 2014, CPFL Renováveis assinou um contrato com Arrow Fundo de Investimento em Participações, ou Arrow, um fundo de investimento, para a aquisição da subsidiária indireta da Arrow, Dobrevê Energia S.A., ou DESA. O contrato prevê que empresa controladora intermediária da Arrow, WF2 Holding S.A., ou WF2, que detém a DESA, será incorporada na CPFL Renováveis. Como resultado, o capital social da CPFL Renováveis será aumentado através da emissão de novas ações ordinárias, a CPFL Renováveis irá assumir a dívida da WF2, no montante de aproximadamente R$ 200 milhões a partir de 31 de dezembro de 2013, e a Arrow receberá novas ações ordinárias da CPFL Renováveis representando 12,63% do capital social total da CPFL Renováveis. A conclusão da aquisição está sujeita a certas condições, incluindo aprovações pela ANEEL, o Conselho Administrativo de Defesa Econômica, ou CADE, a aprovação de determinados credores da DESA e WF2 e a conclusão de diligência jurídica, financeira, de engenharia e ambiental a ser conduzida por ambas as partes. O gráfico a seguir fornece uma visão geral da nossa estrutura corporativa em 31 de março de 2014: Notas: (1) Acionistas Controladores (2) Inclui 0,1% de ações detidas pela Camargo Corrêa S.A.; (3) Inclui 0,2% de ações detidas pelos fundos de pensão da Petros e Sistel; (4) UTEs Termoparaíba e Termonordeste; (5) CPFL Energia detém 58,8% de participação indireta na CPFL Renováveis por meio da CPFL Geração. 17

22 Nossas atividades essenciais são: Distribuição. Em 2013, nossas oito distribuidoras integralmente consolidadas entregaram GWh de energia elétrica para aproximadamente 7,4 milhões de consumidores, principalmente nos Estados de São Paulo e Rio Grande do Sul. Geração Convencional. Em 31 de dezembro de 2013, nossas subsidiárias de geração convencional tinha uma Capacidade Instalada de MW. Ao longo de 2013, geramos um total de GWh de energia elétrica e tivemos GWh de Energia Assegurada em 31 de Dezembro de 2013, que é o valor de energia representativo de nossa produção média de energia elétrica de longo prazo, conforme estabelecido pela ANEEL, a qual é a fonte primária de nossas receitas das atividades de geração. Detemos participação em oito usinas hidrelétricas; Serra da Mesa, Monte Claro, Barra Grande, Campos Novos, Luiz Eduardo Magalhães - Lajeado, Castro Alves, 14 de Julho e Foz do Chapecó. Ainda que a concessão da usina hidrelétrica de Serra da Mesa seja de propriedade de outra parte, Furnas, temos direito a 51,54% de sua energia assegurada. Nós também possuímos três usinas termelétricas, Termonordeste, Termoparaíba e Carioba embora a Usina Termelétrica Carioba tenha sido desativada. Além disso, 12 de nossas 47 Pequenas Centrais Hidrelétricas permanecem sob a gestão de duas de nossas subsidiárias de geração convencional, CPFL Geração e CPFL Centrais Geradoras, e relatam seus resultados dentro do segmento de Geração Convencional. Geração Renovável. Nossa subsidiária indireta CPFL Renováveis, na qual possuímos participação de 58,84%, por meio da CPFL Geração seguindo o IPO da CPFL Renováveis, concentra nossas atividades de geração de energia através de fontes renováveis. A CPFL Renováveis opera todos os nossos Parques Eólicos e Usinas Termelétricas a Biomassa, assim como 35 das nossas 47 Pequenas Centrais Hidrelétricas. Essas 35 Pequenas Centrais Hidrelétricas estão localizadas nos Estados de São Paulo, Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Minas Gerais e Mato Grosso, encontram-se todas em operação e possuem capacidade instalada total de 326 MW. A CPFL Renováveis também possui 37 parques eólicos, dos quais (i) 22 parques, localizados nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte e Rio Grande do Sul, estão em operação ou gerando receita e com total de capacidade instalada de 719 MW, e (ii) os 15 parques restantes estão em construção, com operações programadas para começar entre 2014 e 2018 e devem ter Capacidade Instalada de aproximadamente 383 MW. A CPFL Renováveis possui oito Usinas Termelétricas a Biomassa, com uma capacidade instalada total de 370 MW, localizadas nos estados de Minas Gerais, Paraná, São Paulo e Rio Grande do Norte. A CPFL Renováveis também opera a Usina de Energia Solar Tanquinho, que está localizada no estado de São Paulo e possui Capacidade Instalada de 1,1 MWp. Em 31 de dezembro de 2013 nossa Capacidade Instalada total consolidada por meio de nosso segmento de Geração Renovável (calculado com base em nossa participação de 58,84% na CPFL Renováveis) foi de 755 MW. Comercialização. Nossas subsidiárias de comercialização gerenciam nossas operações de comercialização e fornecem serviços de agenciamento para Consumidores Livres perante a CCEE e outros agentes, incluindo orientação sobre as exigências operacionais. A CPFL Brasil, nossa maior subsidiária de comercialização, obtém e vende energia elétrica à Consumidores Livres, outras empresas de comercialização, geradoras e distribuidoras. Em 2013, vendemos GWh de energia elétrica, dos quais GWh foram vendidos para partes não relacionadas. Serviços. A começar em 1º de janeiro de 2012, nós relatamos os resultados de nossas atividades de prestação de serviços como um segmento de operação individual. Nossa subsidiária CPFL Serviços presta serviços relacionados com energia elétrica, como projetos e construção, para nossas partes afiliadas e não afiliadas. Nossa Estratégia O nosso objetivo geral consiste em consolidar a nossa posição de liderança no setor de energia elétrica do Brasil, ao mesmo tempo em que criamos valor para os nossos acionistas. Buscamos atingir estas metas em todos os nossos setores (distribuição, geração convencional, geração renovável, comercialização e serviços), buscando eficiência operacional (através de inovação e tecnologia) e crescimento (por meio de sinergias comerciais e novos projetos). Nossas estratégias baseiam-se em disciplina financeira, responsabilidade social e melhoria da governança corporativa. Mais especificamente, nossa abordagem envolve as seguintes estratégias de negócioscomerciais: A conclusão de nossos projetos de geração renováveis existentes, expansão de nosso portfólio de geração por meio do desenvolvimento de novos projetos de geração de energia convencional e renovável e manutenção da nossa posição de líder de mercado em projetos de fontes de energia renovável. Em 31 de dezembro de 2013, nossa Capacidade Instalada total consolidada (calculada com base em nossa participação de 58,84% na CPFL Renováveis) foi de MW, dos quais MW de fontes convencionais e 755 MW de 18

23 fontes renováveis. Por meio da CPFL Renováveis, em agosto de 2011, nós nos tornamos o maior grupo de geração de energia renovável no Brasil em termos de Capacidade Instalada e capacidade em construção, de acordo com a ANEEL. Nossa Capacidade Instalada em 31 de dezembro de 2013 representa um aumento de 0,9% se comparado à Capacidade Instalada de MW (reformulada com base em nossa participação de 58,84% pós IPO na CPFL Renováveis) em 31 de dezembro de Esse crescimento se deu em virtude da inicialização comercial de duas usinas termelétricas a biomassa, UTE Coopcana e UTE Bio Alvorada em agosto de 2013 e novembro de 2013, respectivamente, e o Parque Eólico Campo dos Ventos II em setembro de Se tivéssemos mantido nossa participação de 63% pré IPO na CFPL Renováveis em ambos os anos, nossa Capacidade Instalada teria crescido a 2,6%. Até o final de 2014, com a conclusão da aquisição do parque eólico Rosa dos Ventos, entrada em operação comercial completa do Complexo Atlântica e quando o parque eólico Macacos I deve se tornar totalmente operacional, nossa capacidade instalada deve alcançar MW. Até o final de 2018, quando é esperado que os Parques Eólicos Campos dos Ventos, São Benedito e Pedra Cheirosa se tornem operacionais, nós esperamos que nossa Capacidade Instalada alcance MW. Uma porção significante de nossas usinas de geração possui PPAs a longo prazo, aprovados pela ANEEL, que acreditamos que nos garantirão uma taxa atrativa de retorno sobre o investimento. Nós também temos uma carteira consolidada de MW (calculada com base em nossa participação de 58,84% na carteira total da CPFL Renováveis de MW) de projetos de geração renovável a ser desenvolvido pela CPFL Renováveis nos próximos anos. A medida que aumenta o consumo de energia elétrica no Brasil, acreditamos que continuarão a surgir novas oportunidades de investimento em mais projetos de geração de energia convencional e renovável. Foco na melhoria contínua de nossa eficiência operacional. A distribuição de energia elétrica em nossas áreas de concessão de distribuição é nosso maior segmento de negócio, representando aproximadamente 76,5% de nosso lucro líquido consolidado em Continuamos nos concentrando em melhorar a qualidade do nosso serviço e em manter custos operacionais eficientes, explorando sinergias e tecnologias. Fazemos igualmente um esforço para padronizar e atualizar nossas operações regularmente, introduzindo sistemas automatizados sempre que possível. Recentemente, para alcançar um novo nível de eficiência operacional, nós começamos o lançamento do Programa Tauron, que consiste em dois projetos principais: Medição Inteligente para grandes consumidores Industriais e Comerciais (clientes de alta e média tensão) e Gestão de Mão de Obra Móvel. Este programa já está gerando benefícios, com medidores inteligentes implementados no campo e duas empresas de distribuição operando com um sistema de envio de dados, substituindo o sistema anterior (voice-based system). Esperamos concluir esses dois projetos ao final de Ampliação e fortalecimento de nossa comercialização. Os Consumidores Livres representam um segmento relevante do mercado de energia elétrica no Brasil, com aproximadamente 27% de participação de mercado. Através da CPFL Brasil, nossa subsidiária de comercialização, estamos concentrados na assinatura de contratos bilaterais com antigos consumidores de nossas empresas de distribuição que se tornaram Consumidores Livres, além de atrair outros Consumidores Livres de áreas de concessão além daquelas abrangidas pelas nossas distribuidoras. A fim de atingir esse objetivo, incentivamos as relações positivas com os consumidores, fornecendo gerentes de conta para clientes chave, suporte operacional na CCEE e PPAs customizados para cada perfil de cliente. Posicionamento para nos beneficiar da consolidação do setor, com base em nossa experiência na integração e reestruturação bem-sucedidas de outras operações. Acreditamos que, com a estabilização do ambiente regulatório no setor energético brasileiro, haverá substancial consolidação nos setores de geração, transmissão e, sobretudo, distribuição. Dada a solidez de nossa situação financeira e nossa capacidade gerencial, acreditamos estar em boa posição para nos beneficiar dessa consolidação. Se houver ativos promissores disponíveis em termos atrativos, podemos fazer as aquisições que complementam nossas operações existentes, proporcionando à nossa empresa e aos nossos consumidores oportunidades adicionais de usufruir as vantagens da economia de escala. Manutenção de um alto nível de responsabilidade social nas comunidades em que operamos. Objetivamos manter nossas operações comerciais nos mais altos padrões de responsabilidade social e desenvolvimento sustentável. Também apoiamos as iniciativas de fomento aos interesses econômico, cultural e social das comunidades em que operamos e de contribuição para seu contínuo desenvolvimento. Adesão às melhores normas de governança corporativa. Dedicamo-nos a manter os mais altos padrões de transparência gerencial e governança corporativa, oferecendo direitos equitativos aos acionistas e, buscando valor para nossos acionistas por meio de várias medidas, inclusive o aumento da disponibilidade de nossas ações em circulação e sua liquidez. 19

24 Nossas Áreas de Concessão Distribuição Nossa empresa é uma das maiores distribuidoras de energia elétrica do Brasil, com base na quantidade de energia elétrica que distribuímos em Juntas, nossas oito distribuidoras fornecem energia elétrica para uma região que abrange quilômetros quadrados predominantemente nos estados de São Paulo e do Rio Grande do Sul. Suas áreas de concessão incluem municípios e uma população de aproximadamente 18 milhões de pessoas. Juntas, elas forneciam energia elétrica para aproximadamente 7,4 milhões de consumidores em 31 de dezembro de Nossas oito subsidiárias distribuíram aproximadamente 13% do total da energia elétrica distribuída no Brasil em 2013, com base nos dados da Empresa de Pesquisas Energéticas, ou EPE. Distribuidoras Possuímos oito distribuidoras de energia elétrica: CPFL Paulista. A Companhia Paulista de Força e Luz, ou CPFL Paulista, distribui energia elétrica para uma área de concessão que abrange quilômetros quadrados no Estado de São Paulo, com uma população de aproximadamente 9,6 milhões de habitantes. Sua área de concessão cobre municípios, incluindo as cidades de Campinas, Bauru, Ribeirão Preto, São José do Rio Preto, Araraquara e Piracicaba. A CPFL Paulista tinha aproximadamente 4,0 milhões de consumidores em 31 de dezembro de Em 2013, a CPFL Paulista distribuiu GWh de energia elétrica, respondendo por aproximadamente 22,2% do total da energia elétrica distribuída no Estado de São Paulo e 6,5% do total da energia elétrica distribuída no Brasil durante o 1 Esse total se refere ao número total de municípios localizados na área de concessão de nossas subsidiárias. Além disso, nós atendemos consumidores localizados em municípios fora de nossas áreas de concessão em casos onde esses consumidores não são atendidos pela concessionária local. 20

25 ano. CPFL Piratininga. A Companhia Piratininga de Força e Luz, ou CPFL Piratininga, distribui energia elétrica para uma área de concessão que abrange quilômetros quadrados na parte sul do Estado de São Paulo, com uma população de aproximadamente 3,7 milhões de habitantes. Sua área de concessão abrange 27 municípios, inclusive as cidades de Santos, Sorocaba e Jundiaí. A CPFL Piratininga tinha aproximadamente 1,6 milhões de consumidores em 31 de dezembro de Em 2013, a CPFL Piratininga distribuiu GWh de energia elétrica, representando aproximadamente 11,5% do total da energia elétrica distribuída no Estado de São Paulo e 3,4% do total da energia elétrica distribuída no Brasil, durante o ano. RGE. A Rio Grande Energia S.A., ou RGE, distribui energia elétrica para uma área de concessão que abrange quilômetros quadrados no Estado do Rio Grande do Sul, com uma população de aproximadamente 3,7 milhões de habitantes. Sua área de concessão abrange 255 municípios, incluindo as cidades de Caxias do Sul, Gravataí, Passo Fundo e Bento Gonçalves. Durante 2013, a RGE ganhou uma nova licitação para dois municípios no estado, Putinga e Anta Gorda. A RGE tinha aproximadamente 1,4 milhões de consumidores em 31 de dezembro de Em 2013, a RGE distribuiu GWh de energia elétrica (6.605 GWh distribuídos a Consumidores Finais e GWh distribuídos principalmente a pequenas concessionárias e pequenas cooperativas de eletrificação rural), respondendo por aproximadamente 33,6% do total da energia elétrica distribuída no Estado do Rio Grande do Sul e 2,1% do total da energia elétrica distribuída no Brasil durante o ano. CPFL Santa Cruz. A Companhia Luz e Força Santa Cruz, ou CPFL Santa Cruz, distribui energia elétrica para uma área de concessão que abrange quilômetros quadrados, que inclui 24 municípios da região noroeste do Estado de São Paulo e três municípios do Estado do Paraná. Em 2013, a CPFL Santa Cruz distribuiu GWh de energia elétrica para aproximadamente consumidores, que respondem por aproximadamente 0,8% do total da energia elétrica distribuída no Estado de São Paulo e 0,2% do total da energia elétrica distribuída no Brasil, durante o ano. CPFL Jaguari. A Companhia Jaguari de Energia, ou CPFL Jaguari, distribui energia elétrica para uma área de concessão que abrange 252 quilômetros quadrados, que inclui dois municípios do Estado de São Paulo. Em 2013, a CPFL Jaguari distribuiu 478 GWh de energia elétrica para aproximadamente consumidores. CPFL Mococa. A Companhia Luz e Força de Mococa, ou CPFL Mococa, distribui energia elétrica para uma área de concessão que abrange quilômetros quadrados, que inclui um município do Estado de São Paulo e três municípios do Estado de Minas Gerais. Em 2013, a CPFL Mococa distribuiu 201 GWh de energia elétrica para aproximadamente consumidores. CPFL Leste Paulista. A Companhia Leste Paulista de Energia, ou CPFL Leste Paulista, distribui energia elétrica para uma área de concessão que abrange quilômetros quadrados, que inclui sete municípios do Estado de São Paulo. Em 2013, a CPFL Leste Paulista distribuiu 273 GWh de energia elétrica para aproximadamente consumidores. CPFL Sul Paulista. A Companhia Sul Paulista de Energia, ou CPFL Sul Paulista, distribui energia elétrica para uma área de concessão que abrange quilômetros quadrados, que inclui cinco municípios do Estado de São Paulo. Em 2013, a CPFL Sul Paulista distribuiu 366 GWh de energia elétrica para aproximadamente consumidores. Rede de Distribuição Nossas oito distribuidoras possuem linhas de distribuição com níveis de tensão que variam de 34,5 kv a 138 kv. Essas linhas distribuem energia elétrica a partir do ponto de conexão com a Rede Básica para nossas subestações de energia em cada uma de nossas áreas de concessão. Todos os consumidores conectados a essas linhas de distribuição, tais como Consumidores Livres ou outras concessionárias, estarão obrigados a pagar uma (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição, ou TUSD). Cada uma de nossas subsidiárias possui uma rede de distribuição composta predominantemente de linhas aéreas e subestações com níveis de tensão sucessivamente menores. Os consumidores são classificados em diferentes níveis de tensão, com base na energia elétrica consumida e em sua demanda por energia elétrica. Grandes consumidores industriais e comerciais recebem energia elétrica em níveis de alta tensão (até 138 kv), ao passo que consumidores industriais e comerciais menores, assim como os residenciais, recebem energia elétrica em faixas de tensão mais baixas (2,3 kv e abaixo). 21

26 Em 31 de dezembro de 2013, nossas redes de distribuição consistiam em quilômetros de linhas de distribuição incluindo transformadores de distribuição. Nossas oito distribuidoras tinham km de linhas de distribuição de alta tensão entre 34,5 kv e 138 kv. Naquela data, detínhamos 454 subestações transformadoras de alta tensão para média tensão para subsequente distribuição, com capacidade total de transformação de megavolt amperes. Entre os consumidores industriais e comerciais em nossa área de concessão, 345 recebiam energia elétrica em alta tensão em 69 kv, 88 kv ou 138 kv, distribuída por meio de conexões diretas às nossas linhas de distribuição em alta tensão. Performance do Sistema Perdas de Energia elétrica Enfrentamos dois tipos de perdas de energia elétrica: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas técnicas são inerentes ao fluxo de energia elétrica através do sistema de distribuição. As perdas comerciais são perdas que resultam de conexões ilegais, fraude ou erros de faturamento e similares. Os índices de perda de energia das nossas três maiores distribuidoras (CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE) são mais favoravelmente comparadas ao percentual médio de outras importantes distribuidoras brasileiras em 2012, segundo as informações mais recentes disponibilizadas pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, ou ABRADEE, uma associação do setor. Estamos também nos empenhando ativamente em reduzir as perdas comerciais decorrentes de conexões ilegais, fraude ou erros de faturamento. Para isso, em cada uma de nossas oito subsidiárias, destacamos equipes técnicas qualificadas para realizar inspeções, aumentamos o monitoramento de consumos irregulares, aumentamos as reposições de equipamentos de medição obsoletos e desenvolvemos um programa de computador para descobrir e analisar faturamentos irregulares. Realizamos inspeções em 2013, o que acreditamos ter conduzido a uma recuperação de recebíveis estimada em mais de R$37 milhões. Interrupções de Energia A tabela abaixo determina, para cada uma de nossas subsidiárias, a frequência e duração das interrupções de energia por consumidor nos anos findos em 31 de Dezembro de 2013 e 2012: Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013 CPFL CPFL CPFL CPFL CPFL CPFL Leste CPFL Sul Paulista Piratininga RGE Santa Cruz Jaguari Mococa Paulista Paulista 1 FEC 4,73 4,58 9,04 6,82 5,43 4,93 6,33 6,72 2 DEC 7,14 7,44 17,35 6,97 5,92 4,86 7,58 9,08 (1) Frequência de interrupções por consumidor por ano (número de interrupções) (2) Duração das interrupções por consumidor por ano (em horas) Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 CPFL CPFL CPFL CPFL CPFL CPFL Leste CPFL Sul Paulista Piratininga RGE Santa Cruz Jaguari Mococa Paulista Paulista FEC 1 5,37 4,23 8,75 5,82 4,62 5,69 6,55 9,01 DEC 2 7,48 5,64 14,33 5,27 4,48 5,82 8,26 10,90 (1) Frequência de interrupções por consumidor por ano (número de interrupções) (2) Duração das interrupções por consumidor por ano (em horas) Estamos continuamente buscando melhorar a qualidade e confiabilidade de nosso fornecimento de energia, tendo como parâmetro as medições de frequência e duração de nossas interrupções de energia. De acordo com os dados da ABRADEE de 2012, nossa frequência e duração média das interrupções por consumidor durante os últimos anos se comparam favoravelmente com as médias para as demais distribuidoras brasileiras. Com base nos dados publicados pela ANEEL, a duração e frequência das interrupções da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga estão entre as mais baixas do Brasil em comparação com companhias de tamanho similar. A duração das interrupções da RGE são comparativamente mais altas do que aquelas da CPFL Paulista e da CPFL Piratininga, porém permanecem em linha com o índice médio para as empresas de energia no sul do Brasil, principalmente em decorrência da falta de redundância em seu sistema de distribuição, do uso de linhas de média tensão e de um nível 22

27 menor de automação na rede. Entretanto, estes indicadores de duração e freqüência estão abaixo da média nacional. A ANEEL estabelece indicadores de desempenho por consumidor para serem seguidos pelas empresas de energia. Caso estes indicadores não sejam alcançados, somos obrigados a reembolsar nossos consumidores, e nossas receitas são negativamente afetadas. Em 2012, de acordo com informações da ANEEL, o valor que reembolsamos aos nossos consumidores foi menor que o valor médio reembolsado por outras empresas de energia de porte similar. Nossas subsidiárias de distribuição têm tecnologia de construção e manutenção que permite reparos em redes energizadas sem interrupção do serviço, resultando em níveis baixos de interrupção programada, da ordem de até 11,3% do total de interrupções. As interrupções não programadas em razão de acidentes ou causas naturais, inclusive descargas atmosféricas, incêndio e ventos representaram o total remanescente de nossas interrupções. Em 2013, investimos aproximadamente R$845 milhões em nosso segmento de distribuição, principalmente em: (i) expansão, manutenção, melhoria, automação, mordenização e reforço do sistema elétrico para atender o crescimento do mercado, (ii) infraestrutura operacional, (iii) atendimento ao cliente, e (iv) programas de pesquisa e desenvolvimento, dentre outros. Esperamos investir um adicional de R$867 milhões para tais finalidades em Estamos empenhados em melhorar nossos tempos de atendimento para serviços de reparos. Os indicadores de qualidade para o abastecimento de energia pela CPFL Paulista e pela CPFL Piratininga mantiveram níveis de excelência ao mesmo tempo em que cumpriram os padrões regulatórios. Isto também foi principalmente resultado de nossa logística operacional eficiente, inclusive do posicionamento estratégico de nossas equipes, da tecnologia e automação de nossa rede e centros de operação, junto a um plano de manutenção e conservação preventivo. Compras de Energia Elétrica A maior parte da energia elétrica que vendemos é adquirida de partes não relacionadas, em vez de ser gerada em nossas instalações. Em 2013, 12,1% do total de energia elétrica adquirido por nossas distribuidoras foi adquirido de nossas subsidiárias de geração (incluindo nossas entidades controladas em conjunto). Em 2013, compramos GWh de energia elétrica da Usina de Itaipu, chegando a 18,6% do total da energia elétrica adquirida. Itaipu está localizada na fronteira entre Brasil e Paraguai e é objeto de um tratado bilateral entre os dois países, por meio do qual o Brasil se comprometeu a comprar quantidades de energia elétrica previamente estabelecidas. Este tratado irá expirar em As prestadoras de serviços públicos de energia elétrica que operam por concessões nas regiões Centro-Oeste, Sul e Sudeste do Brasil são obrigadas por lei a comprar uma parte da energia elétrica que o Brasil é obrigado a comprar de Itaipu. As quantidades que essas empresas estão obrigadas a comprar são regidos por contratos take-or-pay, com tarifas estabelecidas em dólares norte-americanos por kw. A ANEEL determina anualmente a quantidade de energia elétrica a ser vendida por Itaipu. Pagamos pela energia adquirida de Itaipu de acordo com a proporção entre a quantidade estabelecida pela ANEEL e nossa quota-parte estabelecida por lei, independentemente de Itaipu ter gerado essa quantidade de energia elétrica ou não por um preço de US$26,08/kW. Nossas compras representam aproximadamente 17,0% do fornecimento total de Itaipu para o Brasil. Essa quota-parte foi fixada por lei, de acordo com a quantidade de energia elétrica vendida em As tarifas pagas são estabelecidas de acordo com o tratado bilateral e fixadas de maneira a cobrir as despesas operacionais de Itaipu, e os pagamentos do principal e juros das dívidas de Itaipu expressos em dólares norte-americanos, assim como os custos de transmissão da energia a suas áreas de concessão. A Usina de Itaipu tem uma rede de transmissão exclusiva. As companhias de distribuição pagam uma taxa para o uso dessa rede. Em 2013, pagamos uma média de R$121,11 por MWh para as compras de energia elétrica de Itaipu, em comparação com R$104,98 em 2012 e R$89,68 durante Esses números não incluem a taxa de transmissão. Compramos 46,972 GWh de energia elétrica em 2013 de outras empresas geradoras que não Itaipu, o que representa 81,4% do total da energia elétrica que adquirimos. Pagamos uma média de R$147,30/MWh por compras de energia elétrica de empresas geradoras que não são a Itaipu, comparado com R$121,11/MWh em 2012 e R$112,67/MWh em Para obter mais informações sobre o mercado regulado e o ambiente de contratação livre, consulte "- O Setor Elétrico Brasileiro - A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico". A tabela a seguir mostra os valores adquiridos de nossos fornecedores no mercado regulado e no ambiente de contratação livre, para os períodos indicados. 23

28 Energia comprada para revenda: Exercício encerrado em 31 de dezembro de (em GWh) Itaipu Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE PROINFA Energia adquirida no Ambiente de Contratação Regulada e por meio de contratos bilaterais Total As previsões de nosso fornecimento de energia elétrica são regidas por regulamentação da ANEEL. As principais disposições de cada contrato dizem respeito à quantidade de energia elétrica adquirida, o preço, inclusive os reajustes para os diversos fatores, tais como os índices de inflação e a duração do contrato. A começar em 2013, todas as companhias distribuidoras do Brasil devem comprar energia elétrica de empresas de geração cujas concessões foram renovadas nos termos da Lei n As tarifas e v o l u m e s d e energia elétrica a ser adquirida por cada companhia distribuidora, bem como as disposições dos contratos aplicáveis entre companhias distribuidoras e de geração, foram estabelecidos pela ANEEL na lei. A tarifa para energia vendida pelas empresas de geração cujas concessões foram renovadas de acordo com a Lei é R$32,89, significantemente menores do que os atuais preços médios da energia elétrica. Uma quantidade de nossos concorrentes no mercado de geração não requisitou a renovação de suas concessões sobre a Lei , levando a preços maiores no mercado à vista para eletricidade. Vide Item 3. Informações-chave - Fatores de Risco - Nossos resultados operacionais dependem de condições hidrológicas prevalescentes. Condições hidrológicas insuficientes podem exigir um alto despacho de geração termelétrica no sistema elétrico brasileiro, que pode afetar nossos resultados de operações. Tarifas de Transmissão. Em 2013, pagamos um total de R$728 milhões em tarifas pelo uso da rede de transmissão, inclusive as tarifas da Rede Básica, as tarifas de conexão e transmissão de energia elétrica de alta tensão de Itaipu às taxas estabelecidas pela ANEEL. Consumidores e Tarifas Consumidores Classificamos nossos consumidores em cinco categorias principais. Consulte a Nota 26 de nossas demonstrações financeiras auditadas e consolidadas para um detalhamento de nossas vendas por categoria. Consumidores industriais. As vendas para consumidores industriais finais responderam por 26,1% de receitas de vendas de energia elétrica em nosso segmento de distribuição em Consumidores residenciais. As venda para consumidores residenciais finais responderam por 41,4% de nossas receitas de vendas de energia elétrica em nosso segmento de distribuição em Consumidores comerciais. As vendas para consumidores comerciais finais, que incluem as empresas prestadoras de serviços, universidades e hospitais, responderam por 21,4% de nossas receitas de vendas de energia elétrica em nosso segmento de distribuição em Consumidores rurais. As vendas para consumidores rurais responderam por 3,0% de nossas receitas de vendas de energia elétrica em nosso segmento de distribuição em Outros consumidores. As venda para os demais consumidores, que incluem serviços públicos, tais como iluminação pública, responderam por 8,1% de nossas receitas de vendas de energia elétrica em nosso segmento de distribuição em Tarifas de Distribuição no Varejo. Classificamos nossos consumidores em dois grupos diferentes: consumidores do Grupo A e consumidores do Grupo B, com base no nível de tensão em que a energia elétrica lhes é fornecida. Cada consumidor se enquadra em certo nível tarifário definido por lei e com base em sua respectiva classificação. Alguns descontos estão disponíveis dependendo da classificação do consumidor, nível tarifário ou ambiente de negociação (Consumidores Livres e geradoras). Os consumidores do Grupo B pagam tarifas mais altas. As tarifas no Grupo B variam por tipos de consumidor (residencial, rural outras categorias e iluminação pública). Os Consumidores no Grupo A pagam tarifas menores, decrescendo de A4 para Al, pois seu fornecimento é feito em voltagens mais elevadas, que demandam menor utilização do sistema de distribuição de energia elétrica. As tarifas que cobramos pelas vendas de energia elétrica aos Consumidores Finais são determinadas segundo nossos contratos de concessão e regras ratificadas pela ANEEL. Esses contratos de concessão e a regulamentação correlata estabelecem um 24

29 preço máximo com reajustes anuais, periódicos e extraordinários. Para maiores informações sobre o regime regulatório aplicável à nossas tarifas e respectivos reajustes, consulte "- O Setor Elétrico Brasileiro". Os consumidores do Grupo A recebem energia elétrica em tensões iguais ou superiores a 2,3 kv. As tarifas para os consumidores do Grupo A têm por base os níveis de tensão de fornecimento de energia elétrica no horário do dia em que a energia elétrica é fornecida. Os consumidores podem optar por uma tarifa diferente da aplicável nos períodos de pico a fim de otimizar a utilização da rede elétrica. As tarifas aplicáveis aos consumidores do Grupo A contêm dois componentes: a TUSD e a tarifa para o consumo de energia, ou TE. A TUSD, expressa em Reais por kw, tem por base: (i) a demanda de eletricidade contratada pela parte conectada ao sistema; (ii) certas cobranças regulatórias; e (iii) perdas técnicas e não técnicas de energia nos sistema de distribuição. A TE, expressa em Reais por MWh, tem por base o valor da energia elétrica efetivamente consumida. Esses consumidores poderão optar pela compra de energia no Mercado Livre/Ambiente de Contratação Livre nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Consulte - O Setor Elétrico Brasileiro Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Os consumidores do Grupo B recebem energia elétrica em tensão inferior a 2,3 kv (220 V e 127 V). As tarifas para os consumidores do Grupo B são cobradas por tarifa para usar o sistema de distribuição e também pelo consumo de energia. Ambas cobradas em R$/MWh. As tabelas a seguir contêm informações relativas à média de nossos preços de fornecimento para cada categoria de consumidor em 2013 e Estes preços incluem tributos (ICMS, PIS e COFINS) e são calculados com base em nossas vendas e na quantidade de energia elétrica vendida em 2013 e Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013 CPFL Paulista CPFL Piratininga RGE CPFL Santa Cruz (R$/MWh) CPFL Leste Paulista CPFL Sul Paulista CPFL Jaguari CPFL Mococa Residencial 362,57 351,98 430,59 345,40 391,18 389,56 286,82 478,59 Industrial 311,98 304,74 301,21 320,33 328,00 304,86 241,09 347,11 Comercial 320,44 328,12 416,85 358,88 368,54 365,49 267,43 428,69 Rural 180,39 210,91 221,4 207,09 225,19 228,55 174,64 248,85 Outros 241,97 237,18 183,19 169,24 324,87 269,18 216,20 295,39 Total 317,96 321,24 323,81 286,17 329,32 332,46 248,96 382,16 CPFL Paulista CPFL Piratininga Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 RGE CPFL Santa Cruz (R$/MWh) CPFL Leste Paulista CPFL Sul Paulista CPFL Jaguari CPFL Mococa Residencial 435,92 421,82 574,07 499,93 517,27 484,53 408,83 561,97 Industrial 337,54 323,62 387,23 369,94 405,36 342,09 287,36 366,44 Comercial 362,04 369,08 542,93 445,90 481,60 441,20 366,92 467,04 Rural 201,74 230,32 286,14 238,51 265,33 252,28 215,05 270,56 Outros 268,94 263,54 212,53 199,61 343,06 313,66 263,45 322,24 Total 364,69 364,89 416,12 367,08 407,33 393,87 313,75 423,06 De acordo com as regras em vigor, consumidores residenciais podem ser elegíveis para pagar uma tarifa, a Tarifa Social de Energia Elétrica, ou TSEE. Famílias elegíveis para se beneficiarem da TSEE são (i) aquelas registradas no Cadastro Único para Programas Sociais do Governo Federal com renda per capita mensal de ou abaixo da metade do salário mínimo nacional e (ii) aquelas que recebem o Benefício da Prestação Continuada da Assistência Social. Os descontos variam de 10% a 65% no consumo de energia variando de 30 kwh até 220 kwh por mês. Além disso, esses consumidores residenciais não necessitam pagar a tarifa do programa PROINFA ou qualquer tarifa extraordinária aprovada pela ANEEL. Comunidades indígenas e quilombolas recebem eletricidade de graça até um consumo máximo de 50 kwh. TUSD. As tarifas em uso no sistema de distribuição, ou TUSD, são estabelecidas pela ANEEL e consistem de três tarifas descritas no Item 4. Informações sobre a Companhia - Tarifas do Sistema - TUSD. Em 2013, as receitas de 25

30 tarifas pelo uso de nossa rede por Consumidores Livres totalizaram R$966 milhões. A tarifa média pelo uso de nossa rede foi de R$55,78/MWh e R$89,07/MWh em 2013 e 2012, respectivamente, incluindo a TUSD que cobramos de outras distribuidoras conectadas às nossas Redes de Distribuição. Procedimentos de Faturamento O procedimento que utilizamos para faturamento e pagamento da energia elétrica fornecida a nossos consumidores é determinado por categorias de consumidor e de tarifas. As leituras de medidores e o faturamento são realizados mensalmente para os consumidores de baixa tensão, com exceção dos consumidores rurais, cuja leitura é realizada em uma periodicidade que varia de um a dois meses, de acordo com a legislação em vigor. As faturas são emitidas com base nas leituras dos medidores ou se as leituras dos medidores não forem possíveis, a partir da média de consumo mensal. Os consumidores de baixa tensão são faturados no prazo máximo de três dias úteis após a leitura, sendo o respectivo vencimento no prazo mínimo de cinco dias úteis a contar da data da apresentação da fatura. Na hipótese de inadimplência, uma notificação acompanhada da fatura do mês seguinte é encaminhada ao consumidor inadimplente, conforme a qual um prazo de até 15 dias é concedido para que o saldo devedor seja quitado pelo consumidor inadimplente. Caso o pagamento não seja recebido em até três dias contados do término do prazo de 15 dias, o fornecimento de energia elétrica do consumidor poderá ser suspenso. Nós também podemos tomar outras medidas, tais como a inclusão dos consumidores nas listas de devedores das agências de informação de crédito, ou cobrança extrajudicial ou judicial através de agências de cobrança. Os consumidores de alta tensão são lidos e faturados mensalmente, sendo o pagamento devido no prazo de cinco dias úteis após o recebimento da fatura. Na hipótese de inadimplência, uma notificação é enviada ao consumidor inadimplente em até dois dias úteis, a p ó s a d a t a d e v e n c i m e n t o, conforme a qual um prazo de 15 dias é concedido para o pagamento. Não ocorrendo o pagamento, em até três úteis dias contados do término do prazo de 15 dias, o fornecimento ao consumidor é interrompido. De acordo com dados da ABRADEE para 2012, o percentual de consumidores inadimplentes das nossas três maiores distribuidoras são favoravelmente comparáveis à média de outras principais distribuidoras brasileiras de energia elétrica. Para este fim, os consumidores inadimplentes são aqueles cujas faturas estão c o m a t é 9 0 d i as e m a t r a s o. Faturas vencidas e em atraso por mais de 360 dias são consideradas incobráveis. Atendimento ao Consumidor Empenhamo-nos em prestar aos nossos consumidores do segmento de distribuição serviços de atendimento de alta qualidade. Operamos centrais de atendimento em cada uma de nossas subsidiárias de distribuição, que prestam serviço ao consumidor 24 horas por dia, sete dias por semana. Em 2013, nossas centrais de atendimento atenderam aproximadamente 10,7 milhões de chamadas. Também prestamos serviço de atendimento ao consumidor por meio de nosso website na Internet, que processou aproximadamente 15,0 milhões de solicitações de consumidores em 2013, e através de nossas agências as quais atenderam aproximadamente 3,8 milhões de solicitações de consumidores em O crescimento em solicitações eletrônicas nos permitiu reduzir os custos de atendimento ao consumidor e fornecer assistência através do nosso call center a um grande número de consumidores sem acesso à Internet. Após o recebimento de uma solicitação de serviço de consumidor, enviamos nossos técnicos para efetuar os reparos necessários. Geração de Energia Elétrica Estamos expandindo ativamente nossa capacidade de geração. De acordo com as regulamentações brasileiras, as receitas de geração dependem, principalmente, da energia assegurada de cada usina, e não de sua capacidade instalada ou energia efetivamente gerada. A energia assegurada é a quantidade fixa de energia elétrica estabelecida pelo governo brasileiro no respectivo contrato de concessão. Para determinadas empresas, a geração é periodicamente determinada pelo ONS, tendo em vista a demanda e as condições hidrológicas. Caso uma geradora tenha vendido sua energia e participe do MRE, ela receberá pelo menos o valor da receita q u e corresponde à Energia Assegurada, mesmo que não tenha efetivamente gerado a totalidade da energia. Por outro lado, caso a geração de uma usina exceda sua energia assegurada, sua receita adicional será apenas igual aos custos correlatos. A maioria das nossas usinas hidrelétricas faz parte do MRE, um sistema pelo qual as unidades geradoras hidrelétricas compartilham os riscos hidrológicos do Sistema Interligado de Energia. Nossa Capacidade Instalada total em nossos segmentos de Geração Renovável e Geração Convencional (após redução em nossa participação na CPFL Renováveis como resultado de sua oferta pública inicial em 2013) era de MW em 31 de dezembro de A maior parte da eletricidade que produzimos vem de nossas Usinas Hidrelétricas. Nós geramos um total de GWh em 2013, GWh em 2012 e GWh em 2011, em cada caso após a redução em nossa participação na CPFL Renováveis como resultado de sua oferta pública inicial em

31 Geração Convencional Usinas Hidrelétricas Em 31 de dezembro de 2013, nossa subsidiária CPFL Geração possuía participação de 51,54% na energia assegurada da Usina de Serra da Mesa. Por meio de suas subsidiárias CERAN, BAESA, ENERCAN e Chapecoense, a CPFL Geração também possui participação nas Usinas d e Monte Claro, Barra Grande, Campos Novos, Castro Alves, 14 de Julho e Foz do Chapecó, que estão operacionais desde dezembro de 2004, novembro de 2005, fevereiro de 2007, março de 2008, dezembro de 2008 e outubro de 2010, respectivamente. Por meio da CPFL Jaguari Geração, nós possuímos participação de 6,93% na Energia Assegurada da Usina elétrica de Luiz Eduardo Magalhães. Todos os números de Energia Assegurada e Capacidade Instalada declarados na discussão abaixo se referem à plena capacidade da usina em questão ao invés de nossa parte consolidada de tal energia, que reflete nossa participação na usina. Serra da Mesa. Nossa maior usina hidrelétrica em operação é a usina de Serra da Mesa, que adquirimos em 2001 da ESC (anteriormente VBC), um de nossos acionistas controladores. Furnas começou a construção da usina de Serra da Mesa em Em 1994, a construção foi suspensa em razão de falta de recursos, o que levou a uma licitação pública a fim de retomar a construção. A usina hidrelétrica de energia ( UHE ) de Serra da Mesa possui três unidades geradoras localizadas no Rio Tocantins, no Estado de Goiás. A usina de Serra da Mesa iniciou operações em 1998 e tem uma Capacidade Instalada total de MW. A concessão para a operação da UHE de Serra da Mesa é detida por Furnas, que também a opera, e parte das instalações pertence à nossa companhia. Um contrato de arrendamento celebrado por Furnas, conosco, com duração de 30 anos, iniciado em 1998, assegura-nos o recebimento de 51,54% da energia assegurada da usina até o ano de 2028, ainda que, na vigência da concessão, ocorra encampação, caducidade ou vencimento de seu prazo. Vendemos a totalidade da energia elétrica a Furnas nos termos de um contrato de compra e venda de energia elétrica que expira em março d e 2014 e cujo preço era reajustado anualmente com base no IGP-M. Após a expiração do contrato de compra e venda de energia elétrica com Furnas, que assegura até 2028 o direito a 51,54% da energia assegurada de Serra da Mesa, cujos termos de nosso contrato do direito a tal energia, estão atualmente sob discussão com Furnas. Nossa parcela da capacidade instalada e da energia assegurada da usina hidrelétrica de Serra da Mesa é de 657 MW e de GWh/ano, respectivamente. Em 27 de abril de 2012, o MME publicou a Portaria nº 262 prorrogando o prazo da concessão detida por Furnas até 12 de novembro de Complexo CERAN. Detemos uma participação de 65,0% na CERAN, uma subsidiária à qual foi outorgada, em março de 2001, uma concessão de 35 anos para a construção, financiamento e operação do complexo hidrelétrico CERAN. Os demais acionistas são a CEEE (com 30,0%) e a Desenvix (com 5,0%). O complexo hidrelétrico CERAN consiste de três usinas hidrelétricas: Monte Claro, Castro Alves e 14 de Julho. O complexo está localizado no Rio das Antas, aproximadamente 120 km ao norte de Porto Alegre, próximo à cidade de Bento Gonçalves, no Estado do Rio Grande do Sul. Todo o Complexo Hidrelétrico CERAN tem Capacidade Instalada de 360 MW e energia assegurada estimada em 1.515,5 GWh por ano, dos quais nossa participação é de 985,1 GWh/ano. Vendemos nossa participação na energia assegurada deste complexo a afiliadas de nosso grupo. Essas unidades são operadas pela CERAN, sob a supervisão da CPFL Geração. Monte Claro (Complexo CERAN). A primeira unidade de geração da usina de Monte Claro que entrou em operação em 2004, possui Capacidade Instalada de 65 MW e a segunda unidade de geração, que entrou em operação em 2006, também possui Capacidade Instalada de 65 MW, dando Capacidade Instalada total de 130 MW e Energia Assegurada de 516,8 GWh por ano. Castro Alves (Complexo CERAN). Em março de 2008, a primeira unidade de geração da Usina de Castro Alves entrou em operação, com Capacidade Instalada total de 43,4 MW. Em abril de 2008, a segunda unidade de geração entrou em operação, com Capacidade Instalada de 43,4 MW. A usina tornou-se completamente operacional em junho de 2008 (quando a terceira unidade de geração iniciou as operações), resultando em uma Capacidade Instalada total de 130 MW e energia assegurada de 560,6 GWh por ano. 14 de Julho (Complexo CERAN). A primeira unidade de geração da Usina de 14 de Julho se tornou operacional em dezembro de 2008 e a segunda unidade de geração tornou-se completamente operacional em março de Esta usina tem uma capacidade total instalada de 100 MW e uma energia assegurada de 438,0 GWh por ano. 27

32 Atualmente estamos empenhados na renovação do complexo CERAN. Nós estamos instalando equipamentos para assegurar o fluxo livre de água nas três usinas hidrelétricas e portanto aumentar sua disponibilidade. Em 2013, nós concluímos a reforma da usina hidrelétrica Monte Claro, e esperamos concluir as melhorias restantes nas unidades da CERAN ao final de Além disso, estamos discutindo junto a ANEEL sobre as possibilidades da transferência da subestação Monte Carlo à uma Rede Básica, o que eliminaria os custos de manutenção e nossa responsabilidade pela operação das subestações relacionadas. Barra Grande. Essa usina se tornou completamente operacional em maio de 2006, com uma Capacidade Instalada de 690 MW e energia assegurada de 3.334,1 GWh por ano. A CPFL Geração detém 25,01% da participação nesta usina. Os outros participantes da joint-venture são Alcoa (42,18%), CBA - Companhia Brasileira de Alumínio (15,00%), DME - Departamento Municipal de Energia de Poços de Caldas (8,82%) e Camargo Corrêa Cimentos S.A. (9,00%). Vendemos nossa participação na energia assegurada deste complexo para afiliadas de nosso grupo. Campos Novos. Detemos participação de 48,72% na ENERCAN, uma joint-venture formada por um consórcio de empresas dos setores público e privado ao qual foi outorgada, em maio de 2000, uma concessão de 35 anos para construção, financiamento e operação da Usina Hidrelétrica de Campos Novos. A usina foi construída no Rio Canoas, no Estado de Santa Catarina e se tornou completamente operacional em maio de 2007, com uma Capacidade Instalada de 880 MW e energia Assegurada Estimada de 3.310,4 GWh por ano, da qual nossa participação é de 1.612,9 GWh por ano. Os demais acionistas da ENERCAN são a CBA (24,73%), Votorantim Metais Níqueis S.A. (20,04%) e a CEEE (6,51 %). A usina é operada pela ENERCAN, sob a supervisão da CPFL Geração. A usina aumentou a nossa Capacidade Instalada de geração em 428,8 MW. Vendemos nossa participação na Energia Assegurada deste complexo para afiliadas de nosso grupo. Foz do Chapecó. Somos titulares de uma participação de 51,0% na Chapecoense, uma joint-venture formada por um consórcio de empresas do setor privado e público que nos concedeu uma concessão de 35 anos em novembro de 2001 para construir, financiar e operar a Usina Hidrelétrica Foz do Chapecó. Os demais 49,0% de participação na joint-venture estão divididos entre Furnas, que detém uma participação de 40%, e a CEEE, que detém uma participação de 9,0%. A hidrelétrica Foz do Chapecó está localizada no Rio Uruguai, nas fronteiras entre os Estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul. A Usina Foz do Chapecó se tornou plenamente operacional em março de 2011 com 855 MW de Capacidade Instalada total e Energia Assegurada de 3.784,3 GWh por ano. Da nossa parcela de 51% na energia assegurada deste projeto, vendemos 40% para afiliadas do nosso grupo e 11% por meio de CCEARs. Em fevereiro de 2012, concluímos a instalação de um sistema de rebaixamento nas unidades de geração da UHE Foz do Chapecó. Através desse sistema ajudamos o ONS a controlar a energia reativa na região. A ANEEL reembolsará nosso investimento na Foz do Chapecó em seis anos. Isto também pode nos permitir aumentar nossa receita, já que recebemos pagamentos conforme o sistema seja usado. Em janeiro de 2013, a pedido da ANEEL, começamos o processo de transferência da subestação Foz de Chapecó e linhas de transmissão exclusivas à Rede Básica, dessa maneira eliminando os custos de manutenção, a responsabilidade pela operação desses ativos e reduzindo o fator de perda de energia da linha de transmissão (perda regulatória) de 1,61% a 0,29%, o que resultou em uma redução de custo de aproximadamente R$ 8,4 milhões em Luiz Eduardo Magalhães. Detemos uma participação de 6,93% na Energia Assegurada na Usina de Luiz Eduardo Magalhães, também conhecida como UHE Lajeado. A usina está localizada no Rio Tocantins, no Estado do Tocantins, e se tornou completamente operacional em novembro de 2002, com uma Capacidade Instalada total de 902,5 MW e Energia Assegurada de GWh por ano. A usina foi construída pela Investco S.A., um consórcio que compreende a Lajeado Energia, EDP (Energias de Portugal), CEB (Companhia Energética de Brasília) e Paulista Lajeado (que adquirimos em 2007). Usinas Termelétricas Nós temos autorização para operar três usinas termelétricas. A Termonordeste, que começou as operações em dezembro de 2010, e a Termoparaíba, que começou as operações em janeiro de 2011, são supridas por óleo combustível do complexo EPASA, com Capacidade Instalada total de 341,6 MW e energia assegurada de GWh. Nós possuímos uma participação total de 52,75% na Termonordeste e Termoparaíba. As usinas Termonordeste e a Termoparaíba estão localizadas na cidade de João Pessoa, no Estado da Paraíba. A energia elétrica dessas usinas foi vendida por meio de CCEARs, e parte dessa energia foi adquirida por nossas próprias distribuidoras. A usina Carioba possui uma capacidade instalada de 36 MW, no entanto, tem estado oficialmente desativada desde 19 de outubro de 2011 conforme previsto na Portaria nº de Solicitamos a encerramento da concessão da Carioba, uma vez que a ANEEL reduziu o subsídio associado com a Conta de Consumo de Combustível, ou CCC. A ANEEL recomendou ao MME o encerramento da concessão da Carioba. O MME está analisando o pedido. 28

33 Pequenas Centrais Hidrelétricas. Em 31 de dezembro de 2013, 12 de nossas 47 Pequenas Centrais Hidrelétricas estavam sob a gestão de duas de nossas subsidiárias de geração convencional, CPFL Geração e CPFL Centrais Geradoras. Essas duas Pequenas Centrais Hidrelétricas reportaram seus resultados no segmento de Geração Convencional para Consistem em dois grupos de instalações: Nove dessas usinas eram originalmente gerenciadas conjuntamente com suas empresas de distribuição associadas dentro de nosso segmento de Distribuição. A Lei nº , de 11 de janeiro de 2013 especificou as condições para a renovação das concessões de geração, transmissão e distribuição obtidas nos termos dos artigos 17, 19 ou 22 da lei nº 9.074, de 7 de julho de Sob a lei nº , estas concessões podem ser prorrogadas uma vez, a critério do governo brasileiro, por até 30 anos, a fim de garantir a continuidade e a eficiência dos serviços prestados e baixas tarifas. Além disso, a Lei nº previu que os titulares de concessões que estavam prestes a expirar em 2015, 2016 e 2017 poderiam requisitar a renovação antecipada em 2013, sob certas condições. No entanto, a Resolução nº 521/12 publicada pela ANEEL, em 14 de dezembro de 2012 estabeleceu que as concessões de geração a serem renovadas nos termos da Lei nº devem ser divididas em entidades operacionais separadas onde a Capacidade Instalada da entidade concessionária original exceda 1 MW. Em 10 de outubro de 2012, em antecipação da Lei , requisitamos a renovação antecipada das concessões detidas por nossas subsidiárias de distribuição CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Mococa, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista, que foram originalmente concedidas em 1999 por um prazo de 16 anos. Na aplicação do requisito de divisão nos termos da Resolução nº 521/12, fomos obrigados a separar as atividades de geração e distribuição de três usinas, Rio do Peixe I e II e Macaco Branco, cujas instalações de geração foram transferidas para a CPFL Centrais Geradoras em 29 de agosto de Naquela época, nossa administração decidiu por razões operacionais segregar as atividades de geração e distribuição das seis instalações restantes detidas pelas cinco subsidiárias de distribuição (Santa Alice, Lavrinha, São José, Turvinho, Pinheirinho e São Sebastião), as instalações de geração, das quais também foram transferidas para a CPFL Centrais Geradoras. As três instalações restantes, Cariobinha, Salto do Pinhal e Ponte do Silva são detidas pela CPFL Geração, desde a assinatura do contrato de concessão. Em 4 de dezembro de 2012, as concessões das Pequenas Centrais Hidrelétricas Rio do Peixe I e II e Macaco Branco foram renovadas para um período de 30 anos sob a Lei nº A renovação dessas concessões foi sujeita às seguintes condições: (i) (ii) (iii) A energia gerada deve ser vendida para todas as empresas de distribuição no Brasil de acordo com as cotas definidas pela ANEEL (anteriormente, a energia era vendida somente para a subsidiária de distribuição relacionada). A receita anual da concessionária é definida pela ANEEL, sujeita a revisões tarifárias (anteriormente, os preços de energia eram definidos contratualmente e ajustados de acordo com o IPCA). Os ativos que permaneceram não amortizados na data de renovação seriam indenizados, e o pagamento de indenização não seriam considerados como receita anual. A remuneração relativa a novos ativos ou ativos existentes que não foram indenizados seriam considerados como receita anual. Rio do Peixe I e II receberam um total de R$ 34,4 milhões em pagamento de indenização. Os ativos da Macaco Branco tinham sido totalmente amortizados e, portanto, não geraram pagamento de indenização. A tabela a seguir define certas informações relativas às nossas instalações de geração convencionais em operação e as Pequenas Centrais Hidrelétricas que reportaram seus resultados no segmento de Geração Convencional em 31 de dezembro de 2013: 29

34 Controladoras Partic. Capacidade (MW) Energia Assegurada (GWh) Coloca da em funcio namen to Instalçõ es Aatuali zadas Término da Concessão Usinas hidrelétricas Nossa Nossa TOTAL Partic. Partic. TOTAL Serra da Mesa CPFL Geração 51,54% 657, , , , (1) Monte Claro CPFL Geração 65% 84,5 130,0 335,9 516, Barra Grande CPFL Geração 25,01% 172,6 690,0 833, , Campos Novos CPFL Geração 48,72% 428,7 880, , , Castro Alves CPFL Geração 65% 84,5 130,0 364,4 560, de Julho CPFL Geração 65% 65,0 100,0 284,7 438, Luis Eduardo Magalhães CPFL Jaguari de Geração 6,93% 62,5 902,5 319, , Foz do Chapecó CPFL Geração 51% 436,1 855, , , SUBTOTAL Usinas hidrelétricas 1.991, ,9 Usinas termelétricas Carioba CPFL Geração 100% 36,0 36,0 93,7 93, (2) EPASA Termonordeste CPFL Geração 52,75% 90,1 170,8 572, , Termoparaíba CPFL Geração 52,75% 90,1 170,8 572, , SUBTOTAL Usinas termelétricas 216, ,8 Pequenas Centrais Hidrelétricas Cariobinha CPFL Geração 100% 1,3 1, (2) Salto do Pinhal CPFL Geração 100% 0,6 0, (2)(3) Ponte do Silva CPFL Geração 100% 0,1 0, (2)(3) Lavrinha CPFL Centrais Geradoras 100% 0,3 0,3 (4) (3) Macaco Branco CPFL Centrais Geradoras 100% 2,4 2,4 14, Pinheirinho CPFL Centrais Geradoras 100% 0,6 0,6 (4) (3) Rio do Peixe I CPFL Centrais Geradoras 100% 3,1 3, Rio do Peixe II CPFL Centrais Geradoras 100% 15,0 15,0 46, Santa Alice CPFL Centrais Geradoras 100% 0,6 0,6 (4) (3) 30

35 Controladoras Partic. Capacidade (MW) Energia Assegurada (GWh) Coloca da em funcio namen to Instalçõ es Aatuali zadas Término da Concessão São José CPFL Centrais Geradoras 100% 0,8 0,8 (4) (3) São Sebastião CPFL Centrais Geradoras 100% 0,7 0,7 (4) (3) Turvinho CPFL Centrais Geradoras 100% 0,8 0,8 (4) (3) SUBTOTAL Pequenas centrais hidrelétricas 26,3 61,4 TOTAL Geração Convecional (1) A concessão para Serra da Mesa detida por Furnas. Temos um direito contratual a 51,54% da Energia Assegurada dessas instalações, sob um contrato de arrendamento de 30 anos. (2) Usinas que não estão ativas. (3) Projetos hidrelétricos com uma Capacidade Instalada igual ou inferior a kw que são registrados na autoridade regula dora e o administrador de concessões de energia, mas não necessitam de processos de autorização ou concessão para funcionamento. (4) Usinas que atualmente não têm Energia Assegurada aprovada pelo MME. Solicitamos recentemente à ANEEL e ao MME aprovação para os parâmetros de referência utilizados na Energia Assegurada destas usinas ; entretanto, até a publicação da Energia Asseguradas destas usinas, a energia produzida por elas será comercializada no mercado à vista. Geração Renovável Em 31 de dezembro de 2013, por meio de nossa subsidiária CPFL Geração, nós possuímos uma participação de 58,84% na CPFL Renováveis, uma empresa resultante de uma associação com a ERSA, que detém nossas subsidiárias envolvidas na geração de energia proveniente de fontes renováveis. Através da CPFL Renováveis, em agosto de 2011, nos tornamos o maior grupo de geração de energia renovável no Brasil em termos de Capacidade Instalada e capacidade em construção, de acordo com a ANEEL. Nós consolidamos totalmente a CPFL Renováveis em nossas demonstrações financeiras desde 1º de agosto de A CPFL Renováveis realizou sua oferta pública inicial em julho de 2013, resultando em uma diminuição da nossa participação de 63% para 58,84%. A CPFL Renováveis investe em fontes de produção independente de energia renovável com baixo impacto ambiental e social, tais como Pequenas Centrais Hidrelétricas, usinas eólicas, usinas termelétricas a biomassa e usinas de energia solar fotovoltaicas, com foco exclusivamente no mercado brasileiro. A CPFL Renováveis tem uma vasta experiência no desenvolvimento, aquisição, construção e operação de usinas de geração de energia elétrica a partir de fontes de energia renováveis. A CPFL Renováveis opera em quatro principais segmentos do setor de geração de energia renovável no Brasil: Pequenas Centrais Hidrelétricas, usinas eólicas, usinas termelétricas a biomassa e usinas de energia solar fotovoltaicas. A CPFL Renováveis opera em oito estados brasileiros e seus negócios contribuem para o desenvolvimento econômico e social local e regional. Na data deste Relatório Anual, a CPFL Renováveis consiste nas entidades de geração descritas abaixo. Todos os números de Energia Assegurada e Capacidade Instalada declarados a discussão abaixo se referem à plena capacidade da usina em questão ao invés de nossa parte consolidada de tal energia, que reflete nossa participação na usina: 24 subsidiárias envolvidas na geração de energia elétrica através de 35 Pequenas Centrais Hidrelétricas em operação, com total de Capacidade Instalada de 326 MW, localizadas nos estados de São Paulo, Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Minas Gerais e Mato Grosso. 37 subsidiárias envolvidas na geração de energia elétrica proveniente de fontes eólicas, das quais (i) 22 parques, localizados nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte e Rio Grande do Sul, estão operacionais ou geram receitas e têm total de Capacidade Instalada de 719 MW, e (ii) os 15 parques restantes estão em construção, prevista para começar as operações entre 2014 e 2018 e deverão ter Capacidade Instalada total de aproximadamente 383 MW. Oito subsidiárias envolvidas na geração de energia elétrica a biomassa, todas as quais estão operacionais, com total de Capacidade Instalada de 370 MW, localizadas nos estados de Minas Gerais, Paraná, São Paulo e Rio Grande do Norte. Em 27 de agosto de 2010, a usina Baldin da CPFL Bioenergia, nossa primeira usina à base de bagaço de cana começou suas operações, com 45 MW de Capacidade Instalada total. A CPFL Bio Formosa iniciou suas operações em 2 de setembro de 2011, com Capacidade Instalada total de 40 MW. A CPFL Bio Buriti tornou-se operacional em 7 de outubro de 2011, com 31

36 Capacidade Instalada total de 50 MW. A Bio Ipê tornou-se operacional em 17 de maio de 2012, com Capacidade Instalada total de 25 MW. A Bio Pedra tornou-se operacional em 31 de maio de 2012, com Capacidade Instalada total de 70 MW. Em 18 de outubro de 2012, concluímos a aquisição da Usina Termelétrica Ester, que tem uma Capacidade Instalada total de 40 MW. A CPFL Bio Coopcana e CPFL Bio Alvorada, cada uma com 50 MW de Capacidade Instalada total, iniciou suas operações em 28 de agosto de 2013 e 11 de novembro de 2013, respectivamente. Uma subsidiária envolvida na geração de energia elétrica de uma usina de energia solar, Tanquinho, que está localizada no estado de São Paulo e tem Capacidade Instalada total de 1,1 MWp. A Tanquinho iniciou suas operações em 27 de novembro de 2012 e deverá gerar cerca de 1,6 GWh/ano. Capacidade Instalada Existente Segue a descrição de nossas usinas de geração renováveis existentes e operacionais: Pequenas Centrais Hidrelétricas Pequenas Centrais hidrelétricas são plantas com capacidade de geração entre 1MW e 30MW e uma área de reservatório de até três quilômetros quadrados. Um típico reservatório de uma Pequena Central Hidrelétrica não permite um fluxo de água contínuo. Sem um fluxo de água contínuo, Pequenas Centrais Hidrelétricas operam sob um sistema de "gotejamento". Frequentemente, Pequenas Centrais Hidrelétricas sofrem ociosidade quando o fluxo de água disponível é menor do que a capacidade da turbina. Se os fluxos são maiores do que a capacidade do equipamento, água é "derramada". Pequenas Centrais Hidrelétricas podem participar do MRE, e a quantidade de energia vendida pela usina depende unicamente do seu certificado de garantia e não depende de sua produção de energia individual. A maioria das Pequenas Centrais Hidrelétricas é construída sobre rios de médio porte com consideráveis variações de profundidade, gerando energia hidráulica para pequenas turbinas de energia. A CPFL Renováveis opera 35 de nossas 47 Pequenas Centrais Hidrelétricas, principalmente sob o regime de concessões e autorizações, todas localizadas nos estados de São Paulo, Minas Gerais, Mato Grosso, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. Tem havido várias revisões para a Energia Assegurada da CPFL Renováveis, cujas reduções foram principalmente devido à redução no desempenho operacional. A automação dessas PCHs nos permite realizar o controle, supervisão e operação remotamente. Desde que a CPFL Energia adquiriu os negócios renováveis da CPFL Renováveis estabelecemos um centro de operação para o gerenciamento e monitoramento de nossas PCHs na cidade de São Paulo e em Fortaleza (no estado do Ceará). Estabelecemos também um centro de operações para gerenciar e monitorar nossos parques eólicos, fazendo com que todo o ciclo de produção das usinas seja atualmente controlado remotamente em tempo real. Usinas termelétricas a biomassa Usinas termelétricas a biomassa são geradores que usam a combustão de matéria orgânica para a produção de energia. Esta matéria orgânica pode incluir produtos como bagaço de cana, carvão vegetal, biogás, licor negro, casca de arroz e cavacos de madeira. A energia a biomassa é renovável e polui menos do que outras formas de energia, tais como as obtidas com o uso de combustíveis fósseis (petróleo e carvão mineral). O período de construção de usinas termelétricas a biomassa é mais curto do que o de Pequenas Centrais Hidrelétricas (de um a dois anos, em média). O investimento necessário por MW instalado para a construção de uma usina termoelétrica a biomassa é proporcionalmente menor do que o investimento para a construção de uma Pequena Central Hidrelétrica. Por outro lado, a operação de uma usina termoelétrica a biomassa é geralmente mais complexa, pois envolve a aquisição, a logística e a construção da matéria orgânica usada para geração de energia. Por este motivo, os custos operacionais de usinas termelétricas a biomassa tendem a ser mais elevados do que os custos operacionais de Pequenas Centrais Hidrelétricas. Apesar de serem mais complexas, as usinas termelétricas a biomassa beneficiam-se de: (i) o rápido licenciamento ambiental, (ii) o combustível abundante no Brasil, que pode surgir de subprodutos de outras atividades (ex: cavacos de madeira) e (iii) a proximidade com os consumidores, reduzindo os custos de transmissão. Os custos de logística e aquisição de combustível são significativamente mais baixos para usinas termelétricas a biomassa em comparação com usinas termelétricas de fontes não renováveis. Apesar de serem elegíveis para o Mecanismo de desenvolvimento Limpo, ou MDL, estabelecido pelo Protocolo de Kyoto e terem potencial para gerar créditos de carbono, as usinas termelétricas a biomassa têm encontrado dificuldades em obter aprovação de projetos devido à metodologia do processo de aprovação. A CPFL Renováveis tem desenvolvido projetos com foco no mercado aberto. Nós atualmente possuímos oito usinas termelétricas a biomassa sob o regime de autorização, localizadas nos 32

37 estados de São Paulo, Minas Gerais, Rio Grande do Norte e Paraná. CPFL Bioenergia. Em parceria com a Baldin Bioenergia, construímos uma usina de cogeração na cidade de Pirassununga, no Estado de São Paulo, a qual entrou em operação em agosto de Esta usina de cogeração tem 45,0 MW de Capacidade Instalada total. A usina possui uma Energia Assegurada de 112,1 GWh e toda esta energia elétrica foi vendida à CPFL Brasil. CPFL Bio Formosa. Em 2009, a CPFL Brasil fundou a usina Baia Formosa (CPFL Bio Formosa), com uma Capacidade Instalada total de 40 MW. A CPFL Bio Formosa iniciou as operações em Setembro de Aproximadamente 11 MW da energia foi vendida no leilão A-5 (veja O Setor Elétrico Brasileiro Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico Leilões no Mercado Regulado ) por meio de CCEARs, em vigor até CPFL Bio Buriti. Em Março de 2010, a CPFL Bio Buriti (que foi formada para desenvolver projetos de geração de energia elétrica usando bagaço de cana de açúcar) assinou um contrato de parceria com o Grupo Pedra Agroindustrial para desenvolver novos projetos de geração a biomassa. A CPFL Bio Buriti iniciou as operações em Outubro de A Capacidade Instalada to tal desta usina é de 50 MW. A CPFL Bio Buriti possui um PPA associado de 184,1 GWh em vigor até 2030 com a CPFL Brasil. CPFL Bio Ipê. Em Março de 2010, a CPFL Bio Ipê (constituída para desenvolver projetos de geração de energia de bagaço de cana) celebrou um acordo de parceria com o Grupo Pedra Agroindustrial para desenvolver novos projetos a biomassa. A CPFL Bio Ipê iniciou as operações em maio de A Capacidade Instalada total desta usina é de 25 MW. Este projeto possui um PPA associado de 71,7 GWh em vigor até 2030 e a energia foi inteiramente vendida para a CPFL Brasil. CPFL Bio Pedra. Em Março de 2010, a CPFL Bio Pedra (que criamos para desenvolver projetos de geração de energia elétrica usando bagaço de cana de açúcar) assinou um contrato de parceria com o Grupo Pedra Agroindustrial para desenvolver novos projetos de geração a biomassa. Bio Pedra iniciou as operações em Maio de 2012 com uma Capacidade Instalada total de 70 MW e uma Energia Assegurada de 213,7 GWh. A energia elétrica da Bio Pedra foi vendida em um leilão em 2010, por meio de CCEARs em vigor até CPFL Bio Ester. Em Outubro de 2012, a CPFL Renováveis, concluiu a aquisição de ativos de geração de energia elétrica e sistema de cogeração de vapor da SPE Lacenas Participações Ltda., que é controlado pela Usina Termelétrica Ester, localizada no município de Cosmópolis no estado de São Paulo. Por volta da média de 7 MW de energia de cogeração da Usina Termelétrica Ester foi comercializado no leilão de fontes de energia alternativa de 2007, por um período de 15 anos e a um preço de venda médio de R$ 192,00 por MWh (a partir de 31 de dezembro de 2013). Os restantes 2,8 MW de energia foram vendidos no mercado livre por 21 anos. CPFL Coopcana. A construção da UTE Coopcana começou em 2012 na cidade de São Carlos do Avaí, no estado do Paraná, e as operações iniciaram em 28 de agosto de A Capacidade Instalada total da UTE Alvorada é de 50 MW e a Energia Assegurada é de 157,7 GWh. Este projeto possui um PPA associado em vigor até 2033 com a CPFL Brasil. CPFL Alvorada. A construção da UTE Alvorada iniciou suas atividades em novembro de 2013 na cidade de Araporã, no estado de Minas Gerais. A Capacidade Instalada total da UTE Alvorada é de 50 MW e a Energia Assegurada é de 158,6 GWh. Este projeto possui um PPA associado em vigor até 2032 com a CPFL Brasil. Usina de Energia Solar Tanquinho. A usina de energia solar Tanquinho, no estado de São Paulo, iniciou as operações em 27 de novembro de 2012, com uma Capacidade Instalada total de 1,1 MWp. Esperamos que Tanquinho gere aproximadamente 1,6 GWh ao ano. Parques Eólicos: Energia eólica é derivada da força do vento passando sobre as lâminas de uma turbina eólica, fazendo com que a turbina gire. A quantidade de energia mecânica que é transferida e o potencial de energia elétrica a ser produzido estão diretamente relacionados com a densidade do ar, a área coberta por lâminas de turbina eólica e a velocidade do vento e altura de cada turbina eólica. A construção de um parque eólico é menos complexa do que a construção de Pequenas Centrais Hidrelétricas, que consiste na preparação da fundação e instalação de turbinas eólicas, que são montadas no local pelos fornecedores. O 33

38 período de construção de um parque eólico é menor do que de uma Pequena Central Hidrelétrica, variando de 18 meses a dois anos, em média, e o investimento por MW instalado para a construção de um parque eólico é proporcionalmente menor do que o investimento para a construção de uma Pequena Central Hidrelétrica. Em contrapartida, a operação pode ser mais complexa, e há mais riscos associados com a variabilidade dos ventos, especialmente no Brasil, onde há um pequeno histórico de medição de vento. Certas regiões do Brasil são mais favoráveis em termos de velocidade de vento, com altas velocidades médias e baixa volatilidade, conforme medido pela variação de velocidade, permitindo maior previsibilidade no volume de energia eólica a ser produzido. Parques eólicos operam de modo complementar, com usinas hidrelétricas, desde que a velocidade do vento seja geralmente mais elevada em períodos de seca e, portanto, é possível preservar a água dos reservatórios em períodos de escassez de chuva. A operação complementar de parques eólicos e Pequenas Centrais Hidrelétricas deverá permitir-nos "estocar" energia elétrica nos reservatórios das Pequenas Centrais Hidrelétricas durante o período de alta geração de energia eólica. Estimativas do Atlas do Potencial Eólico de 2001 (o mais recente estudo sobre o assunto) indicam um potencial de energia eólica de 143 GW no Brasil, um volume que ultrapassa grandemente atual capacidade total instalada do país de 3,4 GW a partir de 31 de dezembro de 2013, sinalizando um potencial elevado de crescimento neste segmento. Parques eólicos também são elegíveis para MDL e têm potencial para gerar créditos de carbono para venda. Atualmente temos 22 parques eólicos sob o regime de autorização, localizados no Ceará, Rio Grande do Norte e Rio Grande do Sul. Praia Formosa: O parque eólico Praia Formosa, no Estado do Ceará, iniciou as operações em Agosto de Possui uma Capacidade Instalada de 105 MW e um contrato associado com a Eletrobras nos termos do Programa Proinfa para vender toda a energia gerada por um período de 20 anos. O PPA está em vigor até Agosto de Icaraizinho: O parque eólico de Icaraizinho, no Estado do Ceará, iniciou as operações em Outubro de Possui uma Capacidade Instalada de 54,6 MW e um contrato associado com a Eletrobras nos termos do Programa Proinfa para vender toda a energia gerada por um período de 20 anos. O PPA está em vigor até Outubro de Foz do Rio Choró: O parque eólico Foz do Rio Choró, no Estado do Ceará, iniciou as operações em Janeiro de Possui uma Capacidade Instalada de 25,2 MW e um contrato associado com a Eletrobras nos termos do Programa Proinfa para vender toda a energia gerada por um período de 20 anos. O PPA está em vigor até Junho de Paracuru: O parque eólico Paracuru, no Estado do Ceará, iniciou as operações em Novembro de Possui uma Capacidade Instalada de 25,2 MW e um PPA associado em vigor até Novembro de Taíba Albatroz: O parque eólico Taíba Albatroz, no Estado do Ceará, possui uma capacidade instalada de 16,8 MW e um acordo de associação com a Eletrobras, nos termos do programa Proinfa, para vender toda a energia gerada por um período de 20 anos. A aquisição do parque eólico Taíba Albatroz foi concluída em Junho de Bons Ventos: O parque eólico Bons Ventos, no Estado do Ceará, possui uma Capacidade Instalada de 50,4 MW e um acordo de associação com a Eletrobras, nos termos do programa Proinfa, para vender toda a energia gerada por um período de 20 anos. A aquisição do parque eólico Bons Ventos foi concluída em Junho de Canoa Quebrada: O parque eólico Canoa Quebrada, no Estado do Ceará, possui uma Capacidade Instalada de 58,8 MW e um acordo de associação com a Eletrobras, nos termos do programa Proinfa, para vender toda a energia gerada por um período de 20 anos. A aquisição do parque eólico Canoa Quebrada foi concluída em Junho de Enacel: O parque eólico Enacel, no Estado do Ceará, possui uma capacidade instalada de 31,5 MW e um acordo de associação com a Eletrobras, nos termos do programa Proinfa, para vender toda a energia gerada por um período de 20 anos. A aquisição do parque eólico Enacel foi concluída em Junho de Complexo de Santa Clara: O Complexo de Santa Clara, no estado do Rio Grande do Norte, composto por sete parques eólicos com uma Capacidade Instalada de 188 MW e um CCEAR associado em vigor até Junho de O Complexo Santa Clara vendou sua energia por meio do Leilão de Energia de Reserva de Embora a construção das linhas de transmissão ainda não esteja concluída os parques eólicos do Complexo Santa Clara estão prontos para iniciar a geração de energia, e temos recebido receitas desde julho de 2012, uma vez que os contratos de energia (PPA) incluídos nos leilões de energia são estabelecidos de tal forma, que a empresa de geração será paga se as obrigações forem atendidas no prazo, ainda que a linha de transmissão não esteja pronta. 34

39 Parque Eólico Campo dos Ventos II. Em 2010, a CPFL Geração adquiriu o parque eólico Campo dos Ventos II (a CPFL Renováveis detem este investimento atualmente), nas cidades de João Câmara e Parazinho, no estado do Rio Grande do Norte, cujas operações foram iniciadas em Setembro de Esse parque eólico tem uma Capacidade Instalada de 30 MW e Energia Assegurada de 131,4 GWh. A energia elétrica do parque eólico Campo dos Ventos II foi vendida através de um leilão realizado em 2010, com o PPA em vigor até Agosto de Embora a construção das linhas de transmissão ainda não esteja concluída, o parque eólico Campo dos Ventos II está pronto para iniciar a geração de energia, e temos recebido receitas desde setembro de 2013, conforme descrito anteriormente em Visão Geral. Parque Eólico Rosa dos Ventos. Em junho de 2013, a CPFL Renováveis adquiriu o parque eólico Rosa dos Ventos, localizado no estado do Ceará. Esse parque eólico tem uma Capacidade Instalada de 13,7 MW. A eletricidade da Rosa dos Ventos possui um acordo de associação, nos termos do Programa Proinfa. Atlântica. O complexo Atlântica consiste dos parques eólicos Atlântica I, II, IV e V. Algumas unidades já estão operando desde o final de 2013 e a operação comercial completa iniciou em 22 de março de A Capacidade Instalada total é de 120 MW e Energia Assegurada total de 461,7 GWh. A energia elétrica destes parques eólicos foi vendida em um leilão de energias alternativas em 2010, por meio de CCEARs em vigor até A tabela a seguir apresenta certas informações relativas às nossas principais instalações renováveis em operação em 31 de dezembro de 2013: Controladora Partic. Capacidade (MW) Energia Assegurada (GWh) Colocada em Funcionamento Atualizaçã o da instalação Término da Concessão Nossa participação TOTAL Nossa participação TOTAL Pequenas Centrais Hidrelétricas: Americana CPFL Renováveis 58,84% 17, , Andorinhas CPFL Renováveis 58,84% 0,3 0,5 2,2 3, (1) (3) Buritis CPFL Renováveis 58,84% 0,5 0,8 1,8 3, (2) Capão Preto CPFL Renováveis 58,84% 2,5 4,3 11, Chibarro CPFL Renováveis 58,84% 1,5 2,6 8,3 14, Dourados CPFL Renováveis 58,84% 6,4 10, , Eloy Chaves CPFL Renováveis 58,84% 11,1 18,8 59,7 101, Esmeril CPFL Renováveis 58,84% 2,9 5 14,8 25, Gavião Peixoto CPFL Renováveis 58,84% 2,8 4,8 18,7 31, Guaporé CPFL Renováveis 58,84% 0,4 0,7 2,9 4, (1) (3) Jaguari CPFL Renováveis 58,84% 6,9 11,8 23,2 39, Lençóis CPFL Renováveis 58,84% 1,0 1,7 5,4 9, Monjolinho CPFL Renováveis 58,84% 0,4 0,6 0, Pinhal CPFL Renováveis 58,84% 4 6,8 19,1 32, Pirapó CPFL Renováveis 58,84% 0,5 0,8 3 5, (3) Saltinho CPFL Renováveis 58,84% 0,5 0,8 3,8 6, (3) Salto Grande CPFL Renováveis 58,84% 2,7 4,6 13,3 22, Socorro CPFL Renováveis 58,84% 0,6 1 1,5 2, (2) Santana CPFL Renováveis 58,84% 2,5 4,3 13, Três Saltos CPFL Renováveis 58,84% 0,4 0,6 2,8 4, (2) São Joaquim CPFL Renováveis 58,84% 4,8 8,1 26,1 44, Diamante CPFL Renováveis 58,84% 2,5 4,2 8, Santa Luzia CPFL Renováveis 58,84% 16,8 28,5 94,9 161, Arvoredo CPFL Renováveis 58,84% 7, , Alto Irani CPFL Renováveis 58,84% 12, , Plano Alto CPFL Renováveis 58,84% 9, , Barra da Paciência CPFL Renováveis 58,84% 13, ,7 130,

40 Cocais Grande CPFL Renováveis 58,84% 5, ,4 44, Corrente Grande CPFL Renováveis 58,84% 8, , Ninho da Águia CPFL Renováveis 58,84% 5, ,5 56, Paiol CPFL Renováveis 58,84% 11, ,8 96, São Gonçalo CPFL Renováveis 58,84% 6, ,2 66, Varginha CPFL Renováveis 58,84% 5,3 9 27,8 47, Várzea Alegre CPFL Renováveis 58,84% 4,4 7,5 25,2 42, Salto Góes CPFL Renováveis 58,84% 11, ,2 97, SUBTOTAL - Pequenas Centrais Hidrelétricas Nossa parcitipação Usinas Termoelétricas a Biomassa: Baldin (CPFL Bioenergia) CPFL Renováveis 58,84% 26, , Bio Buriti CPFL Renováveis 58,84% 29, ,3 184, Bio Formosa CPFL Renováveis 58,84% 23, ,7 96, Bio Ipê CPFL Renováveis 58,84% 14, ,2 71, Bio Pedra CPFL Renováveis 58,84% 41, ,8 213, Bio Ester CPFL Renováveis 58,84% 23, ,6 89, Bio Alvorada CPFL Renováveis 58,84% 29, ,3 158, Bio Coopcana CPFL Renováveis 58,84% 29, ,8 157, SUBTOTAL - Usinas Termoelétricas a Biomassa Nossa participação Parques eólicos: Praia Formosa CPFL Renováveis 58,84% 61, ,6 252, Icaraizinho CPFL Renováveis 58,84% 32,1 54,6 113,8 193, Choró CPFL Renováveis 58,84% 14,8 25, , Paracuru CPFL Renováveis 58,84% 14,8 25,2 64,8 110, Taiba CPFL Renováveis 58,84% 9,9 16,8 34,6 58, Bons Ventos CPFL Renováveis 58,84% 29,7 50,4 84,4 143, Canoa Quebrada CPFL Renováveis 58,84% 34,6 58,8 124,1 210, Enacel CPFL Renováveis 58,84% 18,5 31,5 52,7 89, Santa Clara I CPFL Renováveis 58,84% 17, , Santa Clara II CPFL Renováveis 58,84% 17, ,5 111, Santa Clara III CPFL Renováveis 58,84% 17, ,4 109, Santa Clara IV CPFL Renováveis 58,84% 17, ,4 107, Santa Clara V CPFL Renováveis 58,84% 17, ,9 108, Santa Clara VI CPFL Renováveis 58,84% 17, ,9 106, Eurus VI CPFL Renováveis 58,84% 4, , Campo dos Ventos II CPFL Renováveis 58,84% 17, ,3 131, SUBTOTAL - Parques Eólicos Nossa participação Usina de energia solar: Tanquinho CPFL Renováveis 58.84% 0,6 1,1 1 1, SUBTOTAL Usina de energia solar Nossa participação 0,6 1 TOTAL (apenas nossa participação)

41 (1) Usinas que não estão ativas. (2) Projetos hidrelétricos com uma Capacidade Instalada igual ou inferior a kw que são registrados na autoridade reguladora e o administrador de concessões de energia, mas não necessitam de processos de autorização ou concessão para funcionamento. (3) Usinas que atualmente não têm Energia Assegurada aprov ada pelo MME. Solicitamos recentemente à ANEEL e ao MME aprovação para os parâmetros de referência utilizados na Energia Assegurada destas usinas ; entretanto, até a publicação da Energia Asseguradas destas usinas, a energia produzida por elas será comercializada no mercado à vista. Expansão da Capacidade Instalada. A demanda de energia elétrica em nossas áreas de concessão de distribuição continua a crescer. Para atender a esse aumento na demanda e também para melhorar nossas margens, estamos expandindo a nossa Capacidade Instalada na geração renovável. A CPFL Renováveis, está construindo os complexos de parque eólico de Macacos I, São Benedito, Campo dos Ventos e Pedra Cheirosa, que juntos terão uma Capacidade Instalada de 383 MW (da qual nossa parte consolidada será 225 MW). Esperamos que essas usinas estejam operacionais ao final de A tabela a seguir demonstra as informações relacionadas a esses projetos de construção de geração renovável: Usinas em desenvolvimento Capacidade Instalada Estimada Energia Assegurada Estimada Início da Construção Início Esperado das Operações Nossa Participação Capacidade Instalada Estimada Disponível Energia Assegurada Estimada Disponível para nós (MW) (GWh/ano) (%) (GWh/ano) Parques Eólicos Parques Eólicos Macacos I (4 sociedades) (1) , , ,3 Parques Eólicos São Benedito (6 sociedades) (2) Parques Eólicos Campos dos Ventos (3 sociedades) (3) Parques Eólicos Pedra Cheirosa (2 sociedades)(4) , , , , , , , , ,4 TOTAL , ,8 (1) Macacos, Pedra Preta, Costa Branca e Juremas. (2) Ventos de São Benedito, Ventos de Santo Dimas, Santa Mônica, Santa Úrsula, São Domingos e Ventos do São Martinho. (3) Campo dos Ventos I, III e V. (4) Pedra Cheirosa I e II. Macacos I. O complexo Macacos I consiste dos parques eólicos Macacos, Pedra Preta, Costa Branca e Juremas, que possuem uma Capacidade Instalada total de 78 MW e Energia Assegurada total de 328,5 GWh. A construção desses parques eólicos já foi iniciada e as operações estão programadas para começar no segundo trimestre de A energia elétrica desses parques eólicos foi vendida através de um leilão de fontes alternativas realizado em 2010, por meio de CCEARs iniciando em 2014 e em vigor até São Benedito. O complexo São Benedito consiste dos parques eólicos Ventos de Santo Benedito, Ventos de Santo Dimas, Santa Mônica, São Domingos, Ventos de São Martinho e Santa Úrsula, que devem ter uma Capacidade I n s t a l a d a total de 172 MW e Energia Assegurada total de 779,6 GWh. Os parques eólicos São Domingos e Ventos de São Martinho, anteriormente parte do Complexo Campo dos Ventos estavam alocados ao complexo São Benedito para aumentar sinergias. As operações estão programadas para iniciar no segundo semestre de Este projeto tem um PPA em vigor até Campo dos Ventos. Os projetos do parque eólico Campo dos Ventos I, III e V foram adquiridos pela CPFL Geração em As operações estão programadas para começar no primeiro semestre de Esses parques eólicos terão Capacidade Instalada de 82 MW e Energia Assegurada de 352,2 GWh. Esse projeto possui um PPA em vigor até Pedra Cheirosa. O completo Pedra Cheirosa é composto pelos parques eólicos Pedra Cheirosa I e Pedra Cheirosa II, que devem ter uma Capacidade Instalada total de 51,3 MW e Energia Assegurada total de 228,6 GWh. Os contratos decorrentes desta operação serão realizadas com os distribuidores de energia elétrica que declararam-se a ser 37

42 compradores de energia no leilão. A duração destes contratos será de 20 anos, e o início do suprimento de energia ocorrerá em 1º de janeiro de Os lotes foram vendidos com um preço médio de R$125,04 por MWh, com ajuste anual do IPCA. Comercialização de Energia Elétrica, Serviços e Outros Operações de Comercialização Nossa subsidiária CPFL Brasil realiza as nossas operações de comercialização de energia elétrica. Suas principais funções são: aquisição de energia para atividades de comercialização, por meio da celebração de contratos bilaterais com empresas de energia (inclusive nossas subsidiárias de geração e terceiros) e compra de energia em leilões públicos; revenda de energia elétrica para Consumidores Livres; revenda de energia elétrica a empresas de distribuição (inclusive a CPFL Paulista, a CPFL Piratininga e a RGE), além de outros agentes no mercado de energia elétrica, por meio de contratos bilaterais; e prestação de serviços de agenciamento aos Consumidores Livres e Geradoras de Energia perante a CCEE e outras agências como, por exemplo, orientação sobre suas exigências operacionais. Os preços pelos quais a CPFL Brasil compra e vende energia elétrica no mercado livre são determinados por negociações bilaterais com seus fornecedores e clientes. Os contratos com companhias de distribuição são regulados pela ANEEL. Além de vender energia elétrica a partes não relacionadas, a CPFL Brasil revende energia elétrica à CPFL Paulista, à CPFL Piratininga e à RGE. Contudo, as margens de lucro derivadas de vendas a partes relacionadas foram limitadas pela regulamentação da ANEEL. A possibilidade de vender energia elétrica a partes relacionadas foi eliminada nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, com exceção dos contratos aprovados pela ANEEL anteriormente a março de Entretanto, estamos autorizados para vender energia elétrica a distribuidores por meio de processos licitatórios realizados no ambiente de contratação regulado. Serviços Por intermédio da CPFL Serviços, oferecemos aos nossos consumidores uma ampla gama de serviços relacionados à energia elétrica. Esses serviços são projetados para auxiliar nossos clientes a obterem melhora da eficiência, do custo e da confiabilidade dos equipamentos elétricos por eles utilizados. Nossos principais serviços de valor agregado relacionados à energia elétrica incluem: Sistemas de Transmissão: A CPFL Serviços planeja, constrói, executa e fornece subestações de energia elétrica e linhas de transmissão, alinhada com as necessidades de cada consumidor e expectativas de crescimento, de acordo com rigorosos padrões de segurança, visando a otimização do uso de recursos. Sistemas de Distribuição: projetos e construção da infraestrutura necessária para sistemas de distribuição de energia elétrica, sejam redes aéreas ou subterrâneas, subestações de média tensão e postos de transformação, além de instalações industriais e soluções em iluminação. Temos experiência significante no mercado e conhecimento das diversas normas técnicas vigentes aplicáveis nas diferentes regiões brasileiras. Como resultado, levamos energia com qualidade e soluções de alta tecnologia. Manutenções Elétricas: serviços de manutenção em instalações de média e alta tensão em regime pontual ou com programação periódica, sempre com diagnóstico rápido e atendimento preciso. Oferecemos também serviços de reformas de subestações, manutenção de geradores e manobras em regime de linha viva. Sistemas de Autoprodução: Oferecido pela CPFL Serviços através da produção alternativa de energia elétrica. Os sistemas de autoprodução garatem o forenceimento de energia elétrica para os consumidores, a diversificação de insumos e a reduação de custos. Oferecemos geradores de diesel e gás natural que atuam no horário de pico, reduzindo os custos com energia elétrica para nossos clientes. Com a cogeração de gás natural, temos a produção simultânea e sequenciada de energia elétrica e térmica, a partir de um único combustível. Oferecemos também soluções em climatização e projetos de eficiência energética, bem como a distribuição da geração de energia solar. Recuperação de Equipamentos: A CPFL Serviços tem experiência em recuperar ativos elétricos para 38

43 restabelecer sua eficiência. Nossa experiência na recuperação de equipamentos nos habilita também a fabricar transformadores de distribuição e transformadores de potência. Entre as soluções CPFL, há ainda automação e fabricação de painéis para sistemas de medição, proteção e comando. Concorrência CPFL Atende: CPFL Atende é uma Empresa de Relacionamento com Clientes e Centro de Contato criada para prestar serviços tanto para as empresas do nosso grupo como para outras empresas. Entre os serviços oferecidos estão: Serviço presencial (face a face com seus clientes), Serviços Back Office, Recuperação de Créditos, Serviço de Atendimento ao Consumidor (SAC), S e r v i ç o d e Ouvidoria, Service Desks e Vendas. CPFL Total: CPFL Total é uma empresa de cobrança e repasse de empréstimo com uma rede autorizada que oferece serviços como recebimento de conta de água, energia elétrica, telefone, boletos bancários, faturas de TV a cabo. É também possível emitir a 2ª via das faturas de contas de energia, alterar preferências de faturamento e recarga de telefones celulares. Para Clientes Comerciais, a CPFL Total oferece o "Serviço em Conta", que possibilita cobrar por produtos e serviços nas faturas da conta de energia. CPFL Nect: CPFL Nect é uma empresa criada para fornecer serviços administrativos, tais como recursos humanos, compras e logística de materiais, manutenção e operação de sistemas de TI e infraestrutura administrativa para as empresas do nosso grupo. A CPFL Nect visa padronizar processos e alcançar ganhos de produtividade. Enfrentamos concorrência de outras empresas comercializadoras e geradoras na venda de energia elétrica para Consumidores Livres. Empresas de distribuição e transmissão são obrigadas a permitir o uso das suas linhas e instalações auxiliares para a distribuição e transmissão de energia elétrica por outros mediante recebimento de tarifa. Segundo a legislação brasileira e nossos contratos de concessão, todas as nossas autorizações e concessões hidrelétricas e para distribuição podem ser renovadas uma vez, desde que haja aprovação do Ministério das Minas e Energia ou da ANEEL, na qualidade de poder concedente, contanto que a concessionária solicite renovação e que determinados parâmetros em relação à prestação do serviço público ou exploração de energia hidrelétrica tenham sido atendidos. Pretendemos solicitar a renovação de cada uma das nossas concessões quando da sua expiração. Poderemos enfrentar concorrência significativa de terceiros ao pleitear a renovação dessas concessões ou para obter quaisquer novas concessões. O governo federal brasileiro tem total discricionariedade sobre a renovação das concessões já existentes, e a aquisição de determinadas concessões por concorrentes poderia afetar negativamente os resultados das nossas operações. Nossas Concessões e Autorizações Os projetos hidrelétricos de geração com capacidade superior a kw operados por um produtor independente, em geral, só podem ser implementados por meios de concessões concedidas pela ANEEL por meio de leilão público (e celebração do contrato de concessão). As solicitações de renovação destas concessões são analisadas pela ANEEL caso a caso, conforme os termos do contrato de concessão e do edital do leilão público. No entanto, a ANEEL tem poderes de negar a solicitação de extensão da concessão. Certos projetos, como os parques eólicos, usinas hidrelétricas de menor capacidade e usinas termelétricas podem ser implementados por meio de autorização concedida pela autoridade concedente sem a necessidade de licitação pública (diferentemente da concessão). A renovação da autorização também é decidida discricionariamente pela ANEEL, caso a caso. A ANEEL deve apresentar justificativa de suas descisões e qualquer renovação deve promover o interesse público. Concessões Para mais informações sobre concessões e autorizações, vide " O Setor Elétrico Brasileiro - Concessões". Operamos nossas atividades de geração, transmissão e distribuição sob concessões outorgadas pelo Governo Federal, por meio da ANEEL. Temos as seguintes concessões de distribuição e trasmissão: 39

44 Concessão nº Concessionária Estado Prazo 014/1997 CPFL Paulista São Paulo 30 anos, a partir de novembro de /2002 CPFL Piratininga São Paulo 30 anos, a partir de outubro de /1997 RGE Rio Grande do Sul 30 anos, a partir de novembro de /1999 CPFL Santa Cruz São Paulo e Paraná 16 anos, a partir de fevereiro de 1999 até julho de /1999 CPFL Jaguari São Paulo 16 anos, a partir de fevereiro de 1999 até julho de /1999 CPFL Mococa São Paulo e Minas Gerais 16 anos, a partir de fevereiro de 1999 até julho de /1999 CPFL Leste Paulista São Paulo 16 anos, a partir de fevereiro de 1999 até julho de /1999 CPFL Sul Paulista São Paulo 16 anos, a partir de fevereiro de 1999 até julho de /2013 CPFL Transmissão São Paulo 30 anos, a partir de fevereiro de 2013 A tabela abaixo apresenta um sumário relativo às concessões de nossos negócios de geração. Além destas concessões, a CPFL Centrais Geradoras atua como uma Produtora Independente com capacidade de geração de menos de kw, e portanto possui autorização regulatória ao invés de contrato de concessão. Produtores Independentes de Energia / Concessão nº Concessionária Usina Estado Vigência 128/2001 Foz do Chapecó Foz do Chapecó Santa Catarina e 35 anos a partir de Rio Grande do Sul novembro de /2001 Barra Grande Barra Grande Rio Grande do Sul 35 anos a partir de maio de /2001 CERAN 14 de Julho, Castro Alves e Rio Grande do Sul 35 anos a partir de Monte Claro março de /2000 ENERCAN Campos Novos Santa Catarina 35 anos a partir de maio de /1997 Investco Luiz Eduardo Magalhães Tocantins 35 anos a partir de dezembro de /1997 CPFL Geração UTE Carioba 30 anos a partir de São Paulo novembro de Período máximo de renovação A critério da ANEEL A critério da ANEEL A critério da ANEEL A critério da ANEEL A critério da ANEEL 30 anos (1) Decreto nº CPFL Geração Serra da Mesa Goiás 20 anos /81 015/1997 CPFL Geração Cariobinha (pequena central São Paulo 30 anos a partir de 30 anos hidrelétrica) novembro de /1997 CPFL Geração Salto do Pinhal (micro central São Paulo 30 anos a partir de 30 anos hidrelétrica) novembro de /1997 CPFL Geração Ponte do Silva (micro central São Paulo 30 anos a partir de 30 anos hidrelétrica) novembro de 1997 (2) 015/1999 CPFL Centrais Macaco Branco (pequena central São Paulo 30 anos a partir de Geradoras (4) hidrelétrica) dezembro de /1999 CPFL Centrais Geradoras (4) (3) CPFL Centrais Geradoras (4) (3) CPFL Centrais Geradoras (4) (3) CPFL Centrais Geradoras (4) (3) CPFL Centrais Geradoras (4) (3) CPFL Centrais Geradoras (4) (3) CPFL Centrais Geradoras (4) Rio do Peixe I e II (pequena central hidrelétrica) Santa Alice (micro central hidrelétrica) Lavrinha (micro central hidrelétrica) São José (micro central hidrelétrica) Turvinho (micro central hidrelétrica) Pinheirinho (micro central hidrelétrica) São Sebastião (micro central hidrelétrica) São Paulo 30 anos a partir de dezembro de 2012 São Paulo (3) São Paulo (3) São Paulo (3) São Paulo (3) São Paulo (3) São Paulo (3) 015/1997 CPFL 30 anos a partir de Americana São Paulo Renováveis novembro de 1997 Dispacho Nº CPFL Andorinhas Rio Grande do Sul 1990 Renováveis (2) 20 anos (3) (3)

45 015/1997 CPFL 30 anos a partir de Buritis São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de Capão Preto São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de Chibarro São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de Dourados São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de Eloy Chaves São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de Esmeril São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de Gavião Peixoto São Paulo Renováveis novembro de 1997 Resolução Nº CPFL Guaporé Rio Grande do Sul Renováveis 015/1997 CPFL 30 anos a partir de Jaguari São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de Lençóis São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de Monjolinho São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de Pinhal São Paulo Renováveis novembro de 1997 Dispacho Nº CPFL Pirapó Rio Grande do Sul 1989 Renováveis Dispacho Nº CPFL Saltinho Rio Grande do Sul 1988 Renováveis 015/1997 CPFL 30 anos a partir de Salto Grande São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de Socorro São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de Santana São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de Três Saltos São Paulo Renováveis novembro de /1997 CPFL 30 anos a partir de São Joaquim São Paulo Renováveis novembro de 1997 Portaria nº 475 CPFL 30 anos a partir de Diamante Mato Grosso Renováveis novembro de anos 20 anos 20 anos 20 anos 20 anos 20 anos 20 anos (3) (3) 20 anos 20 anos 20 anos 20 anos (3) (3) (3) (3) 20 anos 20 anos 20 anos 20 anos 20 anos 30 anos (1) Temos direito contratual a 51,54% da Energia Assegurada desta instalação nos termos de um contrato de arrendamento de 30 anos, que vence em A concessão para a Serra da Mesa é detida por Furnas tendo sido recentemente prorrogada até 12 de novembro de Em 27 de abril de 2012 o MME publicou a Portaria nº 262 aprovando a renovação da concessão da usina de Serra da Mesa. (2) Projetos hidrelétricos com Capacidade Instalada superior a 1.000kW que foram concedidos através de um processo junto às autoridades regulatórias e ao administrador das concessões de energia elétrica. (3) Projetos hidrelétricos com Capacidade Instalada igual ou inferior a 1.000kW que estão registrados juntos às autoridades regulatórias e ao administrador das concessões de energia elétrica, mas que não exigem processos de concessão ou autorização para operar. (4) A CPFL Centrais Geradoras: conforme descrito anteriormente em Visão Geral, uma subsidiária criada para consolidar as atividades de geração das (i) concessões de geração renovadas e desverticalizadas - Pequena Central Hidrelétrica (Macaco Branco e Rio do Peixe I e II) e (ii) concessões de geração desverticalizadas - micro Usina Hidrelétrica (Santa Alice, Lavrinha, São José, Turvinho, Pinheirinho e São Sebastião). No que se refere às nossas subsidiárias CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Mococa, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista, vide Item 3. Fatores de Risco Não podemos assegurar a renovação de nossas concessões. Autorizações Autorização nº Produtores Independentes de Energia / Concessionárias Usina Estado Vigência Período máximo de renovação 30 anos a partir de 24 A critério do poder 2106 CPFL Bioenergia Termelétrica Baldin São Paulo de setembro de 2009 concedente 2277 EPASA Termelétrica Termoparaíba Paraíba 35 anos a partir de 7 de dezembro de 2007 A critério do MME 2277 EPASA Termelétrica Termonordeste Paraíba 35 anos a partir de 12 de dezembro de 2007 A critério do MME 41

46 CPFL Bio Formosa Termelétrica Baía Rio Grande 30 anos a partir de 15 A critério do poder Resolução nº 259 S.A. Formosa do Norte de maio de 2002 concedente 30 anos a partir de 16 A critério do poder Resolução nº 2643 CPFL Bio Buriti S.A. Termelétrica Buriti São Paulo de dezembro de 2010 concedente Resolução nº 2375 CPFL Bio Ipê S.A. Termelétrica Ipê São Paulo Portaria nº 129 CPFL Bio Pedra S.A. Termelétrica Pedra São Paulo 30 anos a partir de 3 A critério do poder de maio de 2010 concedente 35 anos a partir de 28 A critério do poder de fevereiro de 2010 concedente Portaria nº 609 Portaria nº 683 Portaria nº 610 Portaria nº 672 Portaria nº 838 Portaria nº 670 Portaria nº 749 Resolução nº 606 Resolução nº 587 Resolução nº 607 Resolução nº 348 Resolução nº 349 Resolução nº 17 Santa Clara I Energia Rio Grande 35 anos a partir de 2 A critério do poder Santa Clara I Renováveis Ltda. do Norte de julho de 2010 concedente Santa Clara II Energia Rio Grande 35 anos a partir de 5 A critério do poder Santa Clara II Renováveis Ltda. do Norte de agosto de 2010 concedente Santa Clara III Energia Rio Grande 35 anos a partir de 2 A critério do poder Santa Clara III Renováveis Ltda. do Norte de julho de 2010 concedente Santa Clara IV Energia Rio Grande 35 anos a partir de 30 A critério do poder Santa Clara IV Renováveis Ltda. do Norte de julho de 2010 concedente Santa Clara V Energia Rio Grande 35 anos a partir de 11 A critério do poder Santa Clara V Renováveis Ltda. do Norte de outubro de 2010 concedente Santa Clara VI Energia Rio Grande 35 anos a partir de 30 A critério do poder Santa Clara VI Renováveis do Norte de julho de 2010 concedente Eurus VI Energias Rio Grande 35 anos a partir de 25 A critério do poder Eurus VI Renováveis Ltda do Norte de agosto de 2010 concedente SPE Arvoredo Energia Santa 30 anos a partir de 7 A critério do poder Arvoredo S.A. Catarina de novembro de 2002 concedente SPE Alto Irani Energia Santa 30 anos a partir de 30 A critério do poder Alto Irani S.A. Catarina de outubro de 2002 concedente SPE Plano Alto Energia Plano Alto Santa 30 anos a partir de 7 A critério do poder S.A. Catarina de novembro de 2002 concedente SPE Barra da Paciência 30 anos a partir de 20 A critério do poder Barra da Paciência Minas Gerais Energia S.A. de dezembro de 1999 concedente SPE Cocais Grande 30 anos a partir de 23 A critério do poder Energia S.A. Cocais Grande Minas Gerais de dezembro de 1999 concedente SPE Corrente Grande 30 anos a partir de 17 A critério do poder Energia S.A. Corrente Grande Minas Gerais de janeiro de 2000 concedente SP Ninho da Águia 30 anos a partir de 30 A critério do poder Resolução nº 370 Energia S.A. Ninho da Águia Minas Gerais de dezembro de 1999 concedente 30 anos a partir de 7 A critério do poder Resolução nº 406 SPE Paiol Energia S.A. Paiol Minas Gerais de agosto de 2002 concedente Resolução nº 13 SPE São Gonçalo Energia S.A. São Gonçalo Minas Gerais 30 anos a partir de 14 de janeiro de 2000 A critério da MME Resolução nº 355 SPE Varginha Energia Varginha Minas Gerais 30 anos a partir de 23 A critério do poder 42

47 S.A. de dezembro de 1999 concedente Resolução nº 367 Portaria nº 352 SPE Várzea Alegre 30 anos a partir de 30 A critério do poder Energia S.A. Várzea Alegre Minas Gerais de dezembro de 1999 concedente SPE Santa Luzia Santa 35 anos a partir de 21 A critério do poder Santa Luzia Energética S.A. Catarina de dezembro de 2007 concedente Eólica Formosa 30 anos a partir de 5 A critério do poder Resolução nº 307 Geração e Comercialização de Energia S.A. Praia Formosa Ceará de junho de 2002 concedente Eólica Icaraizinho 30 anos a partir de 28 A critério do poder Resolução nº 454 Geração e Comercialização de Energia S.A. Icaraizinho Ceará de agosto de 2002 concedente Resolução nº 306 SIIF Cinco Geração e Comercialização de Energia S.A. Choro Ceará 30 anos a partir de 5 A critério do poder de junho de 2002 concedente Resolução nº 460 Eólica Paracuru Geração e Comercialização de Energia S.A. Paracuru Ceará 30 anos a partir de 28 de agosto de 2002 A critério do poder concedente Portaria nº 564 Pedra Preta Energia Rio Grande 35 anos a partir de 14 A critério do poder Pedra Preta S.A. do Norte de outubro de 2011 concedente Portaria nº 557 Macacos Energia S.A. Macacos Portaria nº 556 Juremas Energia S.A. Juremas Portaria nº 585 Portaria nº 134 Portaria nº 148 Portaria nº 147 Portaria nº 168 Portaria nº 625 Portaria nº 680 Portaria nº 778 Portaria nº 093 Costa Branca Energia S.A. Atlântica I Parque Eólico S.A. Atlântica II Parque Eólico S.A. Atlântica IV Parque Eólico S.A. Atlântica V Parque Eólico S.A. Bons Ventos Geradora de Energia S.A. Bons Ventos Geradora de Energia S.A. Bons Ventos Geradora de Energia S.A. Bons Ventos Geradora de Energia S.A. Costa Branca Atlântica I Atlântica II Atlântica IV Atlântica V Enacel Canoa Quebrada Taíba Albatroz Bons Ventos Rio Grande 35 anos a partir de 29 A critério do poder do Norte de setembro de 2011 concedente Rio Grande 35 anos a partir de 29 A critério do poder do Norte de setembro de 2011 concedente Rio Grande do Norte Rio Grande do Sul Rio Grande do Sul Rio Grande do Sul Rio Grande do Sul Ceará Ceará Ceará Ceará 35 anos a partir de 14 de outubro de anos a partir de 28 de fevereiro de anos a partir de 04 de março de anos a partir de 04 de março de anos a partir de 22 de março de anos a partir de 11 de dezembro de anos a partir de 11 de dezembro de anos a partir de 24 de dezembro de anos a partir de 10 de março de 2003 A critério do poder concedente A critério do poder concedente A critério do poder concedente A critério do poder concedente A critério do poder concedente A critério do poder concedente A critério do poder concedente A critério do poder concedente A critério do poder concedente Portaria nº 257 Campo dos Ventos II Energias Renováveis S.A. Campo dos Ventos II Rio Grande do Norte 35 anos a partir de 18 de abril de 2011 A critério do poder concedente Portaria nº 3714 SPE Bio Alvorada S.A. Bio Alvorada Minas Gerais Portaria nº 3328 Resolução nº 2510 SPE Bio Coopcana S.A. SPE Salto Góes Energia S.A. Bio Coopcana Salto Góes Paraná Santa Catarina 30 anos a partir de 29 de outubro de anos a partir de 14 de Fevereiro de anos a partir de 19 de agosto de 2010 A critério do poder concedente A critério do poder concedente A critério do poder concedente 43

48 Resolução nº 357 SPE Aiuruoca Energia S.A. Aiuruoca Minas Gerais 30 anos a partir de 23 de dezembro de 1999 A critério do poder concedente Resolução nº 540 SPE Cachoeira Grande Energia S.A. Cachoeira Grande Minas Gerais 30 anos a partir de 15 de outubro de 2003 A critério do poder concedente Resolução nº 718 SPE Santa Cruz Energia S.A Santa Cruz Minas Gerais 30 anos a partir de 18 de dezembro de 2002 A critério do poder concedente Resolução nº 3967 Campo dos Ventos I Energias Renováveis S.A. Campo dos Ventos I Rio Grande do Norte 30 anos a partir de 26 de março de 2013 A critério do poder concedente Resolução nº 3968 Campo dos Ventos III Energias Renováveis S.A. Campo dos Ventos III Rio Grande do Norte 30 anos a partir de 26 de março de 2013 A critério do poder concedente Resolução nº 3969 Campo dos Ventos V Energias Renováveis S.A. Campo dos Ventos V Rio Grande do Norte 30 anos a partir de 27 de março de 2013 A critério do poder concedente Resolução nº 117 Lacenas Participações Ltda. Usina Termelétrica Ester São Paulo 30 anos a partir de 21 de maio de 1999 A critério do poder concedente Produtores Independentes Uma empresa de geração classificada como uma produtora independente nos termos da lei brasileira recebe uma concessão ou autorização para produzir energia para seu próprio consumo ou venda para as distribuidoras locais, Consumidores Livres e outros tipos de consumidores. O preço a ser cobrado pelo produtor independente pela energia vendida a certos tipos de consumidores é sujeito a critérios gerais estabelecidos pela ANEEL, ao passo que o preço de venda para outros pode ser livremente negociado entre as partes. Concessionárias Uma empresa classificada como uma concessionária nos termos da Lei brasileira recebe uma concessão para distribuir, transmitir e/ou produzir energia. Como as concessões normalmente envolvem bens ou serviços públicos, elas só podem ser concedidas por meio de licitação pública. As tarifas cobradas pelas concessionárias de serviços públicos são, em sua maioria, determinadas pela ANEEL e as concessionárias não são autorizadas a negociar suas tarifas com consumidores exceto quanto a (i) concessionárias de geração, que estão livres para estabelecer essas tarifas, contanto que suas concessões não tenham sido prorrogadas nos termos da Lei nº /13, em cujo caso a ANEEL determina a tarifa que deve ser aplicada e (ii) concessionárias de distribuição que podem conceder descontos a consumidores (desde que igual tratamento seja concedido a outros consumidores que se enquadram na mesma categoria). O contrato de concessão e os documentos relacionados estabelecem o período de concessão e a possibilidade de sua extensão. Em concessões de geração de energia, o período de amortização dos investimentos é de 35 anos, renovável apenas por uma vez, por um período máximo de 20 anos, de acordo com a Lei nº 9.054/95 ou por um prazo máximo de até 30 anos, se a prorrogação do período de concessão estiver sujeita à Lei nº /13. Apesar dos contratos de concessão e a legislação aplicável permitirem a extensão do período de concessão, referida extensão não é um direito. A decisão quanto à renovação de um contrato de concessão está sujeita à discricionariedade da autoridade concedente, que deve apresentar justificativa e promover o interesse público. Propriedades Nossas principais propriedades consistem em usinas hidrelétricas. Devido à adoção do IFRS, reclassificamos os imobilizados das nossas empresas de distribuição, compostos principalmente de subestações e redes de distribuição, parcialmente como ativos intangíveis e parcialmente como ativos financeiros da concessão. O valor contábil líquido de nosso imobilizado total em 31 de dezembro de 2013 era de R$7.717 milhões. Nenhum de nossos ativos, individualmente, gera mais do que 10% de nossas receitas totais. De modo geral, as nossas instalações são adequadas às nossas atuais necessidades e são apropriadas aos fins a que se destinam. De acordo com a lei brasileira, imóveis e instalações essenciais que utilizamos para cumprir nossas obrigações nos termos de nossos contratos de concessão não podem ser transferidos, cedidos, onerados ou vendidos a quaisquer de nossos credores ou por eles penhorados sem a prévia aprovação da ANEEL. 44

49 Questões Ambientais A Constituição Federal faculta tanto ao governo federal como aos governos estaduais poderes para promulgar leis destinadas a proteger o meio ambiente. Poder semelhante é facultado aos municípios cujos interesses locais possam ser afetados. As leis municipais são consideradas complemento das leis federais e estaduais. O infrator das legislações ambientais aplicáveis poderá ficar sujeito a sanções administrativas e criminais, sendo obrigado a reparar e/ou prestar indenização por danos ambientais. As sanções administrativas poderão incluir multas consideráveis e suspensão de atividades, ao passo que as sanções criminais além de incluir multas, com relação a pessoas físicas (incluindo diretores e empregados de empresas que cometam crimes ambientais) podem incluir prisão. Nossas instalações de distribuição, transmissão e de geração de energia estão sujeitas a procedimentos de licenciamento ambiental que incluem a elaboração de avaliações de impacto ambiental antes da construção das instalações. Uma vez obtidas as respectivas licenças ambientais, o titular da licença continuará obrigado ao cumprimento de várias exigências específicas. As questões ambientais relativas à construção de novas unidades geradoras de energia elétrica exigem consideração especial. Por essa razão, a CPFL Geração administra tais questões a fim de assegurar que as políticas e obrigações ambientais recebam atenção adequada. As decisões são tomadas pelos comitês ambientais, cujos membros incluem representantes de cada parceria do projeto e das divisões de gestão ambiental de cada usina. Nossos comitês ambientais estão em constante interação com órgãos governamentais, de modo a garantir o cumprimento ambiental e a futura geração de energia elétrica. Além disso, ajudamos programas de comunidades locais que realocam famílias rurais de assentamentos coletivos e proveem suporte institucional para famílias envolvidas na conservação da biodiversidade local. A fim de facilitar o cumprimento das leis ambientais, usamos um sistema de gestão ambiental em conformidade com a norma ISO , que foi implementado em todos os nossos segmentos. Estabelecemos um sistema de identificação, avaliação e atualização com relação a leis ambientais aplicáveis, bem como a outras exigências aplicáveis ao nosso sistema de gestão ambiental. Nossas unidades de geração e distribuição de energia elétrica submetem-se a auditorias internas e externas, as quais verificam se as nossas atividades estão de acordo com a norma ISO Nossos projetos de gestão ambiental levam em consideração nossos orçamentos e previsões realistas, objetivando atingir sempre melhores resultados financeiros, sociais e ambientais. O Setor Elétrico Brasileiro Segundo a ANEEL, em 31 de dezembro de 2013, a Capacidade Instalada de geração de energia no Brasil era de 126,383 MW. Historicamente, aproximadamente 70% do total da Capacidade Instalada no Brasil provém de Usinas Hidrelétricas. Grandes Usinas Hidrelétricas tendem a estar mais distantes de centros de consumo. Isso requer a construção de grandes linhas de transmissão em alta e extra-alta tensão (230 kv a 750 kv) que frequentemente cruzam o território de vários estados. O Brasil tem um robusto sistema de rede elétrica, com mais de km de linhas de transmissão com tensão igual ou maior que 230 kv e capacidade de processamento de mais de MVA do Estado do Rio Grande do Sul ao longo do Estado do Amazonas. De acordo com a EPE, o consumo de eletricidade no Brasil cresceu em 3,5% em 2013, alcançando 464 GWh. O MME e a EPE estimam que o consumo de eletricidade crescerá em 4,3% por ano até De acordo com o Plano de Expansão com duração de dez anos, publicado pelo MME e pela EPE, a Capacidade Instalada do Brasil deve atingir 183,1 GW até 2022, dos quais 119,0 GW (65,0%) corresponderão à geração hidrelétrica, 25,9 GW (14,2%) à geração termelétrica e nuclear e 38,1 GW (20,8%) aos recursos renováveis. Atualmente, cerca de 31% da Capacidade Instalada no Brasil é de propriedade da Eletrobras, uma sociedade de economia mista e companhia de capital aberto controlada pelo governo brasileiro. Somos o segundo maior concorrente privado no setor de geração de energia, com 2,4% de participação no mercado. O segmento de distribuição no Brasil permanece fragmentado, com seis empresas controlando aproximadamente 50% do mercado. Somos o maior competidor com 13% do mercado de distribuição de eletricidade. Principais Autoridades Regulatórias Ministério de Minas e Energia - MME O MME é a principal autoridade do governo brasileiro no setor elétrico. Após a aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico em 2004, o governo brasileiro, agindo principalmente por meio do MME, assumiu 45

50 determinadas obrigações que anteriormente constituíam responsabilidade da ANEEL, inclusive a redação das diretrizes que regem a outorga de concessões e a emissão de instruções para o processo de licitação em concessões relacionadas a serviços e a tivos públicos. Conselho Nacional de Política Energética - CNPE O CNPE, comitê criado em agosto de 1997, presta assessoria ao Presidente da República do Brasil no tocante ao desenvolvimento e criação da política nacional de energia. O CNPE é presidido pelo Ministro de Minas e Energia e é composto por oito ministros do Governo Federal, três membros escolhidos pelo Presidente da República do Brasil, um outro representante do MME e o presidente da EPE. O CNPE foi criado com a finalidade de otimizar a utilização dos recursos energéticos do Brasil e assegurar o fornecimento nacional de energia elétrica. Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL A ANEEL é uma autarquia federal autônoma cuja principal responsabilidade é regular e fiscalizar o setor elétrico segundo a política determinada pelo MME, junto com outras questões a ela delegadas pelo Governo Federal e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras: (i) fiscalização de concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, inclusive aprovação de tarifas de energia elétrica; (ii) promulgação de atos regulatórios para o setor elétrico; (iii) implementação e regulação da exploração das fontes de energia, inclusive da utilização de energia hidrelétrica; (iv) promoção do processo licitatório para novas concessões; (v) solução de litígios administrativos entre entidades geradoras e compradores de energia elétrica; e (vi) definição dos critérios e metodologia para determinação das tarifas de transmissão. Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS O ONS é uma organização sem fins lucrativos que coordena e controla a produção e a transmissão de energia por empresas que se dedicam à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. O principal papel do ONS é supervisionar as operações de geração e transmissão no Sistema Interligado Nacional; de acordo com a regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e as principais responsabilidades do ONS incluem: (i) planejamento da operação de geração; (ii) a organização e controle da utilização da rede nacional e interconexões internacionais; (iii) a garantia de acesso à rede de transmissão de maneira não discriminatória, a todos os agentes do setor; (iv) o fornecimento de subsídios para o planejamento da expansão do sistema elétrico; (v) apresentação ao MME de propostas de ampliações da Rede Básica; e (vi) proposição de normas para operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE A CCEE é uma organização sem fins lucrativos sujeita à autorização, fiscalização e regulação da ANEEL. A CCEE substituiu o Mercado Atacadista de Energia. A CCEE é responsável (i) pelo registro de todos os CCEARs e todos os contratos resultantes dos leilões de ajustes, bem como da quantidade de energia dos contratos celebrados no ambiente de contratação livre e (ii) pela contabilização e liquidação dos montantes de energia elétrica comercializados no mercado de curto prazo, dentre outras atribuições. A CCEE é integrada pelas entidades que possuem concessões, permissões ou autorizações de serviços de energia elétrica, e pelos Consumidores Livres e Especiais. O seu conselho de administração é composto por quatro membros indicados pelas referidas partes, e um membro indicado pelo MME. O membro indicado pelo MME atua como presidente do conselho de administração. Empresa de Pesquisa Energética - EPE Em 16 de agosto de 2004, o governo brasileiro criou a EPE, uma empresa pública federal responsável pela condução de estudos e pesquisas estratégicos no setor elétrico, incluindo as indústrias de energia elétrica, petróleo, gás natural, carvão mineral e fontes energéticas renováveis. Os estudos e pesquisas desenvolvidos pela EPE subsidiam a formulação da política energética pelo MME. Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico criou o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, ou CMSE, que atua sob a orientação do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições de abastecimento do sistema e pela indicação das medidas a serem tomadas para correção dos problemas. Concessões, Permissões e Autorizações A Constituição Federal prevê que o desenvolvimento, uso e venda de energia elétrica podem ser efetuados 46

51 diretamente, pelo Governo Federal, ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, o setor brasileiro de energia elétrica tem sido dominado por concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelos governos Federal ou Estaduais. As empresas ou consórcios que pretenderem construir ou operar instalações de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica no Brasil deverão solicitar a outorga de concessão, permissão ou autorização, conforme o caso, ao MME ou à ANEEL, na posição de representantes do Governo Federal. Concessões As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica na respectiva área de concessão durante um período determinado (ao contrário das permissões e autorizações, que podem ser revogadas a qualquer tempo a critério do MME, em consulta com a ANEEL). Tal período tem geralmente a duração de 35 anos para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Uma concessão existente pode ser renovada a critério do poder concedente. A Lei de Concessões estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá cumprir na prestação de serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores de energia elétrica, e as obrigações da concessionária e do poder concedente. Ademais, a concessionária deverá cumprir com as regulações vigentes do setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões estão descritas de forma resumida abaixo: Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros de regularidade, continuidade, eficiência, segurança e acesso ao serviço. Servidões. A concessionária poderá utilizar bens públicos ou solicitar ao poder concedente a desapropriação dos bens privados necessários em beneficio da concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da concessionária. Responsabilidade Objetiva. A concessionária é responsável direta por todos os danos que sejam resultantes da prestação de seus serviços. Mudanças no controle societário. O poder concedente deverá aprovar qualquer mudança direta ou indireta no controle acionário da concessionária. Intervenção do poder concedente. Conforme disposto na Lei nº de 27 de dezembro de 2012, conforme modificado pela Lei nº de julho de 2013, o poder concedente poderá intervir na concessão, por meio da ANEEL, com o fim de assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fiel cumprimento das normas contratuais e regulatórias pertinentes. No prazo de 30 dias após a data do decreto, a ANEEL deverá iniciar um procedimento administrativo no qual é assegurado à concessionária direito de contestar a intervenção. Durante o prazo do procedimento administrativo, um interventor ficará responsável pela prestação dos serviços objeto da concessão. O procedimento administrativo deverá ser concluído em um ano (que poderá ser prorrogado por mais dois anos). Para que a intervenção cesse e a concessão volte à concessionária, será necessário que o acionista da concessionária apresente um plano de recuperação detalhado à ANELL e corrija as irregularidades identificadas pela ANELL. Extinção da concessão. A extinção do contrato de concessão poderá ser antecipada por meio de encampação e/ou caducidade. Encampação é a rescisão antecipada da concessão, por razões relativas ao interesse público que deverão ser expressamente declaradas por lei autorizadora específica. A caducidade deverá ser declarada pelo poder concedente após a ANEEL ou o MME tiverem expedido um ato normativo indicando que a concessionária (i) falhou em prestar serviços de forma adequada ou cumprir a legislação ou regulação aplicável; (ii) não ter mais a capacidade técnica, financeira ou econômica de prestar o serviço de forma adequada; ou (iii) não cumpriu as penalidades eventualmente impostas pelo poder concedente, entre outras coisas. A concessionária tem o direito à ampla defesa no procedimento administrativo que declarar a caducidade da concessão e poderá recorrer judicialmente contra tal ato. A concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados nos bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados, descontando-se quaisquer multas contratuais e danos por ela causados. Vencimento. Quando do vencimento do prazo de concessão, todos os bens, direitos e privilégios transferidos à concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energia elétrica serão revertidos ao Governo Federal. Após o advento do termo contratual, a concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados em bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. Renovação. A Lei n º de 11 de janeiro de 2013 especificou as condições para a renovação das concessões de 47

52 geração, transmissão e distribuição obtidos nos termos dos artigos 17, 19 ou 22 da Lei n º 9.074, de 7 de julho de Nos termos da Lei n º , essas concessões poderão ser prorrogadas uma vez, a critério do governo brasileiro, por até 30 anos, a fim de garantir a continuidade e a eficiência dos serviços prestados e tarifas baixas. Além disso, a Lei n º estabeleceu que os detentores de concessões que expirariam em 2015, 2016 e 2017 poderiram solicitar a renovação no início de 2013, sujeitas a determinadas condições. Com respeito as empresas de distribuição, estas condições ainda não foram divulgadas pelo governo brasileiro. Já a renovação da concessão de geração depende da satisfação das seguintes condições: (i) tarifas calculadas pela ANEEL para cada usina hidrelétrica; (ii) atribuição de quotas de energia para as empresas de distribuição do Sistema Interligado Nacional, e (iii) a observação à padrões de qualidade de serviço estabelecidos pela ANEEL. Para a renovação, os ativos remanescentes não amortizado na data de renovação seriam indenizados e o pagamento de indenização não seria considerada na receita anual. A remuneração relativa a novos ativos ou ativos existentes que não foram indenizadas seria considerada na receita anual. A Resolução n º 521/12 publicada pela ANEEL em 14 de dezembro de 2012 também estabeleceu que as concessões de geração a serem renovadas pela Lei n º deve ser dividida em entidades operacionais separadas quando a Capacidade Instalada das entidades concessionárias originais excedesse 1 MW. A Lei n º também extinguiu dois encargos setoriais (CCC e do Fundo RGR (consulte " Encargos Tarifários - RGR e do Fundo UBP " e " Encargos Tarifários - CDE ")) Penalidades. As regulações da ANEEL regem a imposição de sanções aos participantes do setor elétrico e classificam as penalidades pertinentes com base na natureza e gravidade da violação (inclusive advertências, multas e caducidade). Para cada violação, as multas podem ser de até 2,0% da receita (líquida de imposto sobre valor agregado e imposto sobre serviços) das concessionárias verificada no período de 12 meses que anteceder qualquer auto de infração. As infrações que podem resultar em multas referem-se à omissão do concessionário em solicitar aprovação da ANEEL, entre outros, no caso de: (i) celebração de contratos com partes relacionadas nos casos previstos na regulamentação; (ii) venda ou cessão dos bens necessários à prestação do serviço público bem como imposição de quaisquer ônus sobre eles (inclusive qualquer garantia real, fidejussória, penhor e hipoteca) ou sobre outros ativos relacionados à concessão ou à receita dos serviços de energia elétrica; e (iii) alterações no controle do detentor da concessão. No caso de contratos celebrados entre partes relacionadas que sejam submetidos para aprovação da ANEEL, a ANEEL poderá buscar impor restrições aos termos e condições desses contratos e, em circunstâncias extremas, determinar a rescisão do contrato. Permissões No setor elétrico brasileiro, as permissões possuem um uso muito restrito. As permissões são concedidas a cooperativas rurais de geração de energia, que fornecem energia aos seus membros e ocasionalmente a consumidores que não fazem parte da cooperativa, em áreas normalmente não atendidas por grandes distribuidoras. As permissões não são uma parte importante da matriz de energia brasileira. Autorizações Autorizações são um ato unilateral e discricionário realizado pela autoridade concedente. Diferentemente das concessões, as autorizações normalmente não requerem uma licitação pública. Como exceção à regra geral, autorizações podem também ser outorgadas a produtores de energia potenciais após processos de leilão para a compra de energia conduzidos pela ANEEL. No setor de geração de energia, os Produtores de Energia Independentes e autogeradores detém uma autorização ao contrário de uma concessão. Produtores de Energia Independentes e autogeradores não recebem concessões de serviço público ou permissões para a prestação de serviços públicos. Pelo contrário, à eles são concedidas autorizações ou concessões específicas para explorar os recursos hídricos que meramente lhes permitem produzir, usar ou vender energia elétrica. Cada autorização concedida a um Produtor de Energia Independente ou autogerador de energia estabelece os direitos e deveres da empresa autorizada. As empresas autorizadas têm o direito de pedir à ANEEL que realize desapropriações em s e u no me e e m seu benefício, estando sujeitas à fiscalização das autoridades reguladoras da ANEEL à aprovação prévia da ANEEL em caso de alteração de controle. Além disso, a rescisão unilateral da autorização garante à empresa autorizada o direito à indenização por parte da autoridade concedente pelos danos incorridos. Um Produtor de Energia Independente pode vender parte ou a totalidade da sua produção para clientes por seu próprio risco. O autogerador pode vender ou negociar qualquer energia excedente, a qual é incapaz de consumir, mediante autorização específica da ANEEL. Aos Produtores de Energia Independentes e autogeradores não são concedidos os direitos de monopólio e não estão sujeitos a controles de preços, com exceção de casos específicos. Os Produtores de Energia Independentes competem com os serviços públicos e entre si por maiores clientes, grupos de clientes das empresas de distribuição ou qualquer cliente não atendido por uma concessionária. 48

53 Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico Desde 1995, o governo brasileiro adotou inúmeras medidas para reformar o Setor Elétrico Brasileiro. Estas culminaram, em 15 de março de 2004, na promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que reestruturou o setor de energia elétrica, com o objetivo final de oferecer aos consumidores um abastecimento seguro de energia elétrica a uma tarifa adequada. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes nas normas do setor elétrico com o objetivo (i) de proporcionar incentivos a empresas privadas e públicas para construção e manutenção da capacidade geradora, e (ii) assegurar o fornecimento de energia elétrica no Brasil, com tarifas adequadas, por meio de processos de leilão competitivos de eletricidade. Os principais elementos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem: Criação de dois ambientes para comercialização de energia elétrica, sendo (i) o mercado regulado, mercado mais estável em termos de fornecimento de energia elétrica, o ambiente de contratação regulada; e (ii) um mercado especificamente destinado a certos participantes (ou seja, Consumidores Livres e agentes comercializadores), que permita certo grau de competição, denominado ambiente de contratação livre. Restrições a determinadas atividades de distribuidoras, de forma a exigir que estas se concentrem em seu negócio essencial de distribuição, para promover serviços mais eficientes e confiáveis a Consumidores Cativos. Eliminação do direito à chamada autocontratação, de forma a incentivar as distribuidoras a comprar energia elétrica pelos menores preços disponíveis ao invés de adquirir energia elétrica de partes relacionadas. Manutenção de contratos firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, de forma a garantir a segurança jurídica às operações realizadas antes da sua promulgação. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico excluiu a Eletrobras e suas subsidiárias do Programa Nacional de Desestatização, programa originalmente criado pelo Governo Federal em 1990 com o objetivo de promover o processo de privatização de empresas estatais. Regulamentos nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem, entre outras disposições, normas relativas a procedimentos de leilão, a forma de PPAs e o método de repasse de custos aos Consumidores Finais. Nos termos da regulamentação, todas as partes que compram energia elétrica devem contratar a totalidade de sua demanda de energia elétrica segundo as diretrizes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As partes que venderem energia elétrica devem apresentar o correspondente lastro físico, por exemplo, a quantidade de energia vendida na CCEE deve ser previamente comprada no âmbito de PPAs e/ou gerada por usinas do próprio vendedor. Os agentes que descumprirem tais exigências ficarão sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL e CCEE. A partir de 2005, todo agente gerador, distribuidor e transmissor de energia, Produtores Independentes de Energia ou Consumidores Livres e Especiais deverá notificar ao MME, até 1º de agosto de cada ano, sua previsão de mercado ou carga, conforme o caso, para cada um dos cinco anos subsequentes. Cada agente de distribuição deverá notificar o MME em até sessenta dias antes de cada leilão de energia, sobre a quantidade de energia que pretende contratar nos leilões. Baseado nessa informação, o MME deve estabelecer a quantidade total de energia a ser contratada no ambiente de contratação regulado e a lista dos projetos de geração que poderão participar dos leilões. Ambientes para Comercialização de Energia Elétrica Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétrica são realizadas em dois diferentes segmentos de mercado: (i) o ambiente de contratação regulada, que prevê a compra pelas distribuidoras, por meio de leilões, de toda a energia elétrica que for necessária para fornecimento a seus consumidores e; (ii) o ambiente de contratação livre, que compreende a compra de energia elétrica por agentes não regulados (como Consumidores Livres e comercializadores de energia elétrica). Distribuidoras de energia elétrica cumprem suas obrigações de atender à totalidade de seu mercado principalmente por meio de leilões públicos. As distribuidoras podem também comprar energia elétrica sem a necessidade do processo de leilão público, proveniente: (i) de geradoras conectadas diretamente a tal distribuidora, com exceção de geradoras hidrelétricas com capacidade superior a 30 MW e certas geradoras termelétricas; (ii) de projetos de geração de energia elétrica participantes da primeira etapa do Programa PROINFA, programa destinado a diversificar as fontes de energia do Brasil; (iii) da usina de Itaipu; (iv) de leilões administrados pelas distribuidoras, se o mercado que 49

54 elas fornecem não for superior a 500 GWh/ano; e (v) de usinas hidrelétricas cujas concessões foram renovadas pelo governo nos termos da Lei nº de 2013 (nesse último caso, em cotas de energia distribuídas entre companhias distribuidoras pelo governo brasileiro, com preço determinado pelo MME/ANEEL). A energia elétrica gerada por Itaipu continua a ser vendida pela Eletrobras às concessionárias de distribuição que operam no Sistema Interligado Nacional Sul/Sudeste/Centro-Oeste, embora nenhum contrato específico tenha sido firmado por essas concessionárias. O preço pelo qual a energia elétrica gerada em Itaipu é comercializada é denominado em dólar norte- americano e estabelecido de acordo com tratado celebrado entre o Brasil e Paraguai. Em consequência, o preço da energia elétrica de Itaipu aumenta ou diminui de acordo com a variação da taxa de câmbio entre o Real e o dólar norte- americano. As alterações no preço de venda da energia elétrica gerada em Itaipu estão sujeitas, no entanto, ao mecanismo de recuperação dos custos da Parcela A, exposto abaixo em "- Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica". Ambiente de Contratação Regulada - ACR No ambiente de contratação regulada, as distribuidoras compram suas necessidades projetadas de energia elétrica para distribuição a seus Consumidores Cativos de geradoras por meio de leilões públicos. Os leilões são coordenados pela ANEEL, direta ou indiretamente, por intermédio da CCEE. As compras de energia elétrica são realizadas por meio de dois tipos de contratos bilaterais: ( i ) Contratos de Quantidade de Energia; e (ii) Contratos de Disponibilidade de Energia. Nos termos dos Contratos de Quantidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a fornecer certa quantidade de energia elétrica e assume o risco de o fornecimento de energia elétrica ser, porventura, prejudicado por condições hidrológicas e baixo nível dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam interromper o fornecimento de energia elétrica, caso em que a unidade geradora é obrigada a comprar a energia elétrica de outra fonte para atender seus compromissos de fornecimento. Nos termos dos Contratos de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a disponibilizar certa capacidade ao ambiente de contratação regulada. Neste caso, a receita da unidade geradora está garantida e as distribuidoras em conjunto enfrentam o risco hidrológico. Em conjunto, esses contratos constituem os CCEARs. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, observados certos limites (conforme abaixo explicado) as distribuidoras de energia elétrica têm o direito de repassar a seus respectivos consumidores o custo relacionados à energia elétrica por elas adquirida por meio de leilões públicos, bem como quaisquer impostos e encargos do setor. Com relação à outorga de novas concessões, os regulamentos exigem que as licitações para novas Usinas Hidrelétricas incluam, entre outras coisas, a porcentagem mínima de energia elétrica a ser fornecida ao ambiente de contratação regulada. Ambiente de Contratação Livre O ambiente de contratação livre engloba as operações entre concessionárias geradoras, produtores independentes de energia elétrica, autoprodutores, comercializadores de energia elétrica, importadores de energia elétrica, Consumidores Livres e Consumidores Especiais. Os Produtores de Energia Independentes são empresas de geração que vendem a totalidade ou parte de sua energia elétrica a Consumidores Livres, concessionárias de distribuição e agentes de comercialização, entre outros. O ambiente de contratação livre também incluirá contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras até a respectiva expiração. Quando de sua expiração, tais contratos deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. O Consumidor Livre Pontencial terá que cumprir com um contrato com a distribuidora local para tornar-se um Consumidor Livre. Caso um Consumidor Livre opte pelo ambiente de contratação livre, somente poderá voltar ao ambiente regulado uma vez que tenha entregado um aviso com cinco anos de antecedência à distribuidora regional, embora a distribuidora possa escolher reduzir esse prazo. O prazo de aviso tem por finalidade garantir que, caso necessário, a distribuidora poderá comprar a energia adicional no ambiente regulado sem imposição de custos extras ao seu mercado cativo. Além dos Consumidores Livres, determinados Consumidores E s p e c i a i s com capacidade igual ou superior a 500 kw podem, optar por adquirir energia em ambiente de contratação livre, sujeitos a determinados termos e condições. Consumidores Especiais somente podem adquirir energia de (i) pequenas centrais hidrelétricas com capacidade entre kw e kw; (ii) geradores com capacidade limitada a kw; (iii) geradores de energia alternativa (empreendimentos solares, eólicos ou de biomassa) cuja capacidade gerada não exceda kw inserida no sistema. 50

55 As geradoras estatais poderão vender energia elétrica aos Consumidores Livres, contudo, diferente das geradoras privadas, estas unidades só podem fazê-lo por meio de processos de leilão. Recentes Desenvolvimentos no Mercado Livre Em 2 de agosto de 2012, o MME promulgou a Lei nº 455, prevendo novas normas a respeito do registro de PPAs no Mercado Livre. Atualmente os PPAs devem estar registrados na CCEE com antecedência mensal, mas o volume de eletricidade contratada pode estar ajustado em uma base ex post após o consumo ter sido realizado. Sob a Lei nº 455, a partir de 1º de junho de 2014 os PPAs precisarão estar registrados na CCEE com antecedência semanal e o ajuste do volume ex post será proibido. Como resultado, as partes terão que declarar seu volume de consumo ex ante esperado, exceto quando eles indicaram especificamente à CCEE que o PPA em questão se refere ao consumo efetivo. Essas restrições na liberdade de negociação entre vendedores e compradores podem ter um impacto no custo de energia comprada no Mercado Livre, e podem reduzir o nosso benefício de comercializar no Mercado Livre. Leilões no Ambiente de Contratação Regulada Os leilões de compra de energia elétrica para novos projetos de geração em andamento são realizados (i) como leilões A-5; ou (ii) três anos antes da data de início da entrega (denominados leilões A-3 ). Leilões de compra de energia provenientes de empreendimentos de geração existentes ocorrem (i) no ano anterior ao de início da entrega da energia (denominados leilões A-1 ) ou (ii) aproximadamente quatro meses antes da data de entrega (denominados ajustes de mercado ). Os editais dos leilões são elaborados pela ANEEL com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME, tendo como requerimento a utilização do critério de menor tarifa no julgamento do vencedor do leilão. Cada empresa de geração participante de um leilão firma um contrato para compra e venda de energia elétrica com cada distribuidora, em proporção à respectiva estimativa de necessidade de cada distribuidora. A única exceção a esta regra se refere ao leilão de ajuste de mercado, onde os contratos são específicos entre agente vendedor e agente de distribuição. Os CCEARs provenientes tanto dos leilões A-5 como A-3 tem prazo de 15 a 30 anos, enquanto que os CCEARs provenientes dos leilões A-1 têm prazo de um a 15 anos. Os contratos provenientes do leilão de ajuste de mercado têm o prazo máximo de dois anos. A quantidade total de energia contratada em tais leilões de ajuste de mercado não pode exceder 1,0% da quantidade total de energia contratada por cada distribuidor. Em relação aos CCEARs decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos de geração existentes, existem três possibilidades de redução permanente das quantidades contratadas, quais sejam (i) compensação pela saída de Consumidores Livres Potenciais do ambiente de contratação regulada, (ii) redução, a critério da distribuidora, de até 4,0% ao ano no montante inicial contratado a partir da geração de energia existente, excluindo o primeiro ano de fornecimento, para adaptar-se aos desvios do mercado face às projeções de demanda, a partir do segundo ano subsequente ao da declaração que deu origem à respectiva compra e (iii) adaptação aos montantes de energia estipulados nos contratos de aquisição de energia firmados anteriormente a 17 de março de Desde 2005, a CCEE realizou 21 leilões para novos projetos de geração, 12 leilões relativos a usinas existentes de geração de energia, dois leilões para projetos de geração de energia alternativa, e cinco leilões de biomassa e para a geração de energia eólica, classificada como energia reserva. Até 1º de agosto de cada ano, as geradoras e distribuidoras devem apresentar suas demandas de geração ou demandas de energia elétrica estimadas para os cinco anos subsequentes. Com base nessas informações, o MME estabelece o montante total de energia elétrica a ser comercializado no leilão e define as empresas de geração que poderão participar do leilão. O leilão é realizado em duas fases, por meio de um sistema eletrônico. Como regra geral, os contratos celebrados no âmbito do leilão têm os seguintes prazos: (i) de 15 a 30 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de novos projetos de geração; (ii) de um a 15 anos contados a partir do ano subsequente ao do leilão em caso de usinas existentes de geração de energia; (iii) de 10 a 30 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de projetos de geração de energia alternativa; (iv) 15 anos a partir do início do fornecimento em caso de energia de reserva de biomassa; e (v) 20 anos a partir do início do fornecimento em caso de energia de reserva eólica. Após a conclusão do leilão, geradoras e distribuidoras firmam o CCEAR, no qual as partes estabelecem o preço e a quantidade de energia contratados no leilão. Grande parte de nossos CCEARs estabelece que o preço será corrigido anualmente pela variação do IPCA. Contudo, fazemos uso de outros indicadores para correção do preço dos nossos CCEARs, tais como o preço dos combustíveis. As distribuidoras oferecem garantias financeiras para as geradoras (principalmente valores a receber do serviço de distribuição) a fim de garantir suas obrigações de pagamento nos termos do CCEAR. 51

56 O Valor Anual de Referência A regulação também estabeleceu um mecanismo, o Valor Anual de Referência, que limita os montantes de custos que podem ser repassados aos Consumidores Finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada dos preços de energia elétrica nos leilões A-5 e A-3, calculada para o conjunto de todas as distribuidoras. O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as distribuidoras contratem suas necessidades de energia elétrica previstas pelo preço mais baixo nos leilões A-5 e A-3. A regulação estabelece os seguintes limites à capacidade das distribuidoras de repassar custos aos consumidores: (i) nenhum repasse de custos para as compras de energia elétrica que excedam 105,5% da demanda real; (ii) repasse limitado de custos para compras de energia elétrica em um leilão A-3, se a quantidade de energia elétrica adquirido exceder 2,0% da demanda de energia elétrica; (iii) repasse limitado dos custos de aquisição de energia elétrica dos novos projetos de geração de energia elétrica, se a quantidade contratada nos termos dos novos contratos relacionados às instalações de geração existentes for inferior a 96,0% da quantidade de energia elétrica previsto no contrato por vencer; (iv) total repasse dos custos relativos às compras de energia elétrica das instalações existentes no leilão A-1 se a compra for maior do que o limite máximo de 96%. O MME estabelece o preço máximo de aquisição para a energia elétrica gerada pelos projetos existentes que participam dos leilões para venda de energia elétrica a distribuidoras e, se as distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratar integralmente sua demanda, o repasse dos custos de energia adquirida no mercado de curtoprazo será o menor entre o spot price (Preço de Liquidação de Diferenças), ou PLD, e o Valor Anual de Referência. Convenção de Comercialização de Energia Elétrica As Resoluções da ANEEL nº 109 de 2004, e n 210 de 2006, conduziram à criação da Convenção de Comercialização de Energia Elétrica. Tal convenção regula a organização e administração da CCEE, assim como as condições para a comercialização de energia elétrica. Também define, entre outros: (i) os direitos e obrigações dos participantes da CCEE; (ii) as penalidades a serem impostas a participantes inadimplentes; (iii) a estrutura para a resolução de controvérsias; (iv) as regras de comercialização tanto no ambiente de contratação regulada como no ambiente de contratação livre e (v) a contabilização e processo de compensação para operações de curto-prazo. Restrição de Atividades das Distribuidoras As distribuidoras integrantes do Sistema Interligado Nacional não poderão (i) conduzir negócios relacionados à geração ou transmissão de energia elétrica; (ii) vender energia elétrica aos Consumidores Livres, com exceção dos situados em sua área de concessão e sob as mesmas condições e tarifas que se aplicam a Consumidores Cativos; (iii) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer outra empresa, sociedade anônima ou limitada ou; (iv) conduzir negócios que não tenham relação com suas respectivas concessões, com exceção das permitidas por lei ou no contrato de concessão pertinente. As geradoras não podem deter o controle ou participações societárias significativas nas distribuidoras. Eliminação do Direito à Autocontratação Tendo em vista que a compra de energia elétrica para distribuição a Consumidores Cativos é atualmente efetuada no ambiente de contratação regulada, a chamada autocontratação (autorização para as distribuidoras atenderem a até 30,0% de suas necessidades de energia elétrica contratando energia elétrica proveniente de auto- produção ou adquirida de partes relacionadas) não é mais permitida, exceto no contexto de contratos devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Questionamentos sobre a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico Partidos políticos estão atualmente contestando a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico perante o Supremo Tribunal Federal. Em outubro de 2007, o Supremo Tribunal Federal emitiu uma sentença relativa a agravos que foram solicitados no âmbito da ação, negando referidos agravos por maioria de votos. Até o momento, não existe ainda uma decisão final sobre este mérito e não sabemos quando será proferida. Neste ínterim, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico continua em vigor. Independentemente da decisão final do Supremo Tribunal Federal, esperamos que certas disposições da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico relacionadas à proibição às distribuidoras que se dediquem a atividades não relacionadas à distribuição de energia elétrica pelas distribuidoras, incluindo vendas de energia elétrica para Consumidores Livres, e a eliminação do direito à autocontratação, continuem em vigor. 52

57 Se o Supremo Tribunal Federal considerar toda ou parte relevante da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico como inconstitucional, o esquema regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não terá efeitos, o que gerará incerteza quanto à forma como e quando o governo brasileiro conseguirá reformar o setor de energia elétrica. Limitações à Concentração no Mercado de Energia Elétrica A ANEEL havia estabelecido limites à concentração de determinados serviços e atividades dentro do setor elétrico, os quais foram eliminados através da Resolução nº 378 de 10 de novembro de Nos termos da Resolução nº 378, a ANEEL agora apresenta potenciais violações na livre concorrência no setor de energia elétrica para análise do Ministério da Justiça (Secretaria de Direito Econômico), ou SDE. A ANEEL também tem o poder de monitorar a atividade sobre livre concorrência potencial, sejam a seu próprio critério ou mediante solicitação da SDE, identificando: (i) o mercado relevante; (ii) a influência de partes envolvidas na troca de energia nos submercados em que elas operam; (iii) o exercício real do poder de mercado em relação aos preços do mercado; (iv) a participação das partes no mercado de geração de energia; (v) a transmissão, distribuição e comercialização de energia em todos os submercados; e (vi) os ganhos de eficiência dos agentes de distribuição durante os processos de revisão de tarifária. Em termos práticos, o papel da ANEEL é limitada a fornecer à SDE as informações técnicas para dar suporte à opinião técnica da SDE. A SDE, por sua vez, considerará os comentários e decisões da ANEEL e somente poderá desconsiderar estes se demonstrar razões para tanto. Tarifas de Sistema A ANEEL fiscaliza e regulamenta o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão e estabelece as tarifas referentes ao uso desses sistemas e consumo de energia. Diferentes tarifas se aplicam a diferentes categorias de consumidores de acordo com como eles se conectam ao sistema e compram energia. As tarifas são: (i) a TUSD; (ii) tarifas cobradas pelo uso do sistema de transmissão, consistindo na Rede Básica e suas instalações auxiliares, ou TUST; e (iii) a TE. TUSD A TUSD é paga por geradoras e consumidores pelo uso do sistema de distribuição da concessionária na qual a geradora ou consumidor está conectado. A TUSD consiste em três tarifas com objetivos distintos: A TUSD Fio, que é definida em R$/kW, dividida em segmentos de tempo de acordo com a categoria tarifária, é aplicada para a demanda de eletricidade contratada pela parte ligada ao sistema e remunera a concessionária de distribuição e transmissão para os custos de operação, manutenção e renovação do sistema de distribuição. Ele também fornece à concessionária de distribuição uma margem legal. A TUSD Encargos, que é definida em R$/MWh, é aplicada ao consumo de electricidade (em MWh) e contempla certos encargos regulatórios aplicáveis ao uso da rede local, tais como PROINFA, a conta CDE, o Imposto sobre a Supervisão de Serviços Elétricos (ou TFSEE), ONS e outros. Esses encargos são definidos pelas autoridades regulatórias e vinculadas à quantidade de energia realizada pelo sistema. A TUSD Perdas compensa perdas técnicas de energia nos sistemas de transmissão e distribuição, bem como perdas não técnicas de energia no sistema de distribuição. TUST A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e Consumidores Livres que se conectam diretamente à Rede Básica. Ela se aplica a sua utilização da Rede Básica e é reajustada anualmente de acordo com (i) a inflação; e (ii) as receitas anuais das empresas concessionárias de transmissão determinadas pela ANEEL. Segundo os critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários das diferentes partes da rede de transmissão transferiram a coordenação de suas instalações ao ONS em troca do recebimento de pagamentos regulados dos usuários de sistemas de transmissão. Os usuários da rede, inclusive geradoras, distribuidoras e Consumidores Livres, diretamente se conectaram à rede de transmissão, assinaram contratos com o ONS e companhias de transmissão (representadas pelo ONS) que lhes conferem o direito de utilizar a rede de transmissão em troca do pagamento de certas tarifas. 53

58 TE A TE (Tarifa de Energia) é paga por Consumidores Cativos pelo consumo de energia, com base no montante de eletricidade realmente consumida, e remunera o custo de energia, determinados encargos regulatórios relacionados ao uso de energia, custos de transmissão relacionados à Itaipu e certas perdas de sistema de transmissão relacionados ao mercado de Consumidor Cativo. Base de Cálculo de Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica A ANEEL tem poderes para reajustar e revisar as tarifas acima em resposta a alterações de custos de compra de energia elétrica e condições de mercado. Ao calcular ou revisar as tarifas de fornecimento de energia elétrica, a ANEEL divide os custos das distribuidoras entre (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela A, e (ii) custos gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela B. O reajuste de tarifas baseia-se em uma fórmula que leva em consideração a divisão de custos entre as duas categorias. Os custos da Parcela A incluem, entre outros, os seguintes fatores: custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu; custos de aquisição de energia elétrica conforme contratos bilaterais negociados livremente entre as partes; custos de energia elétrica adquirida por meio de CCEARs; custos referentes aos encargos de uso e conexão aos sistemas de transmissão e distribuição; custos de encargos regulatórios; e custos associados à pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética. Os custos da Parcela B incluem, entre outros, os seguintes fatores: taxa de retorno do investimento em ativos de distribuição de energia; depreciação destes ativos; despesas operacionais relacionadas à operação destes ativos, e receitas incobráveis; cada um determinado e periodicamente revisado pela ANEEL. As tarifas são determinadas, levando-se em consideração os custos da Parcela A e da Parcela B e certos componentes de mercado usados pela ANEEL, como referência no reajuste de tarifas. As concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a revisões tarifárias periódicas de suas tarifas a cada quatro ou cinco anos. Essas revisões visam: assegurar que as receitas serão suficientes para cobrir os custos operacionais da Parcela B e a remuneração adequada com relação a investimentos considerados essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora e determinar o fator X, que consiste em três componentes: aumentos potenciais de produtividade, com base nos custos, conforme comparado ao crescimento de mercado; qualidade do serviço; e uma meta de despesas operacionais. Os aumentos de produtividade e a meta de despesa operacional são determinados a cada revisão periódica. O componente qualidade do serviço é determinado em cada reajuste anual após o terceiro ciclo de revisão periódica. O fator X é usado para ajustar a proporção da mudança no índice IGP-M usado nos reajustes anuais. Assim, após a conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X exige que as distribuidoras dividam os seus ganhos de produtividade com os Consumidores Finais. Cada contrato de concessão de cada distribuidora também prevê um reajuste anual de tarifa. Em geral, os custos da Parcela A são totalmente repassados aos consumidores. Contudo, os custos da Parcela B são em sua maior parte corrigidos monetariamente em conformidade com o IGP-M. 54

59 Ademais, as concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm direito a revisão tarifária extraordinária, caso a caso, de maneira a assegurar seu equilíbrio financeiro e a compensá-las por custos imprevistos, incluindo impostos, que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos. Com a introdução da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o MME reconheceu que os custos variáveis associados à compra de energia elétrica podem ser incluídos por meio da conta de compensação de variação de valores de itens da Parcela A ou CVA, criada para reconhecer alguns de nossos custos quando do reajuste das tarifas de nossas subsidiárias de distribuição pela ANEEL. Vide Item 5. Perspectivas de Análise Operacional e Financeira Visão Geral Variações de Custos Não Gerenciáveis Custos da Parcela A". Em novembro de 2011, a ANEEL estabeleceu a metodologia e procedimentos aplicáveis às revisões periódicas de 2011 a 2014 para as concessionárias de distribuição, baseada nas práticas desenvolvidas durante uma rodada anterior de revisão periódica de tarifas. Para informações sobre a nova metodologia aplicável para o terceiro ciclo de revisão periódica, consulte o Item 3. Fatores de Riscos - As tarifas que cobramos pelo fornecimento de energia elétrica a Consumidores Cativos são determinadas pela ANEEL em conformidade com contratos de concessão celebrados com o governo brasileiro, podendo nossa receita operacional ser adversamente afetada caso a ANEEL determine nossas tarifas de maneira que não nos seja favorável. Incentivos Governamentais ao Setor Elétrico Em 2000, um decreto federal criou o Programa Prioritário de Termeletricidade, ou PPT, com a finalidade de diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência das usinas hidrelétricas. Os incentivos conferidos às usinas termelétricas nos termos do PPT incluem (i) fornecimento garantido de gás durante 20 anos, de acordo com regulamentação do MME, (ii) garantia do repasse dos custos referentes à aquisição da energia elétrica produzida por usinas termelétricas até o limite do valor normativo de acordo com a regulamentação da ANEEL, e (iii) acesso garantido ao programa de financiamento especial do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, ou BNDES para o setor elétrico. Em 2002, o governo brasileiro estabeleceu o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica, ou Programa Proinfa. Nos termos do Programa Proinfa, a Eletrobras comprou a energia gerada por essas fontes de energia alternativa durante o período de até 20 anos, sendo a energia adquirida por empresas de distribuição para entrega aos Consumidores Finais. Em sua fase inicial, o Proinfa estava limitado a uma capacidade contratada total de MW. O objetivo dessa iniciativa era atingir uma capacidade contratada de até 10% do consumo anual total de energia elétrica do Brasil em 20 anos a partir de O encargo do Programa Proinfa é cobrado mensalmente dos Consumidores Finais. Apesar de previsto na Lei nº de 2002, ainda não há certeza se o governo brasileiro regulará e implementará a segunda fase do Programa Proinfa. Visando criar incentivos para geradores de energia alternativa, o governo brasileiro estabeleceu que uma redução não inferior a 50% se aplica aos valores da TUSD devida por (i) pequenas centrais hidrelétricas com capacidade entre kw e kw, (ii) geradores com capacidade de até kw e (iii) geradores de energia alternativa (empreendimentos solares, eólicos ou de biomassa) com capacidade de até kw. A redução é aplicável à TUSD devida pela entidade de geração e também por seu consumidor. O valor da redução da TUSD é incluído como "componentes financeiros" na tarifa de reajustes ou na revisões tarifárias. Encargos Tarifários EER O Encargo de Energia de Reserva, EER, é uma taxa regulatória cobrada mensalmente, criada para arrecadar fundos para energia de reserva contratadas pela CCEE. Essas reservas de energia serão utilizadas para aumentar a segurança do suprimento de energia no Sistema Interligado Nacional. O EER é arrecado mensalmente dos Consumidores Finais do Sistema Interligado Nacional registrado junto à CCEE. Fundo RGR e UBP Em certas circunstâncias, empresas de energia elétrica são indenizadas com relação a certos ativos usados em função de uma concessão, em caso de revogação ou encampação da concessão. Em 1957, o governo brasileiro criou um fundo de reserva destinado a prover fundos para tal indenização, conhecido como Fundo RGR. As empresas operam em regimes de serviço público são obrigadas a efetuar a título de contribuição mensal ao Fundo RGR, a uma alíquota anual igual a 2,5% dos ativos fixos da empresa em operação, sem exceder, contudo, 3,0% das receitas 55

60 operacionais totais em qualquer exercício. A Lei nº de 2011 estendeu a vigência desta taxa até Entretanto, a Lei n.º /13 estabeleceu que, a partir de 1º de janeiro de 2013, esse encargo não mais incide sobre as companhias de distribuição ou as novas concessionárias de geração e transmissão. Os Produtores Independentes de Energia Elétrica que utilizam fontes hidrelétricas similares devem também pagar uma taxa similar cobrada de empresas de serviço público com relação ao Fundo RGR. Os Produtores Independentes de Energia Elétrica são obrigados a efetuar pagamentos ao Fundo de Uso de Bem Público, ou UBP, de acordo com as regras estabelecidas no processo licitatório referente à concessão correspondente. A Eletrobras recebeu pagamentos referentes ao Fundo UBP até 31 de dezembro de Todos os encargos relativos ao Fundo UBP desde 31 de dezembro de 2002 foram pagos diretamente ao governo brasileiro. CDE Em 2002, o governo brasileiro instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético, ou CDE, que é suprida por meio de pagamentos anuais efetuados por concessionárias a título de uso do bem público, multas e sanções impostas pela ANEEL e as taxas anuais pagas por agentes que fornecem energia elétrica a Consumidores Finais, por meio de encargo a ser acrescido às tarifas relativas ao uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Essas taxas são ajustadas anualmente. A CDE foi originalmente criada para dar suporte: (i) ao desenvolvimento da produção de energia elétrica por todo o país; (ii) à produção de energia elétrica por meio de fontes alternativas de energia; e (iii) à universalização do serviço público de energia elétrica em todo o Brasil. Além disso, a CDE subsidia as operações de companhias de geração de energia termelétrica para a compra de combustível em áreas isoladas não conectadas ao Sistema Interligado Nacional, cujos custos são arcados pela (Conta de Consumo de Combustível), ou CCC, antes da promulgação da Lei n.º /13. Em 24 de janeiro de 2013 (Medida Provisória 605/13), a CDE subsidia o desconto de certas categorias de consumidores, tais como Consumidores Especiais, consumidores rurais, concessionárias de distribuição e permissionárias, entre outros. Pelo Decreto de 24 de março de 2013, o governo brasileiro decidiu usar a CDE para subsidiar: (i) a parte dos custos de energia de geração térmica adquiridas pelas distribuidoras em 2013; (ii) riscos hidrológicos das concessões de geração renovadas pela lei de 2013; (iii) sub contratação de energia involuntária em função de alguns geradores não renovarem seus contratos e a energia produzida destas concessões não ser realocada entre os distribuidores; (iv) parte do ESS e da CVA, de forma que o impacto destes reajustes tarifários em conexão com estes dois componentes está limitado a 3% de reajuste de 8 de março de 2013 a 7 de março de A CDE está em vigor por 25 anos a partir de É regulamentada pela ANEEL e administrada pela Eletrobras. ESS A Resolução n. 173 de 28 de novembro de 2005 estabeleceu o ESS, que, desde janeiro de 2006, tem sido incluído nas correções de preço e taxas para concessionárias de distribuição que fazem parte do Sistema Interligado Nacional. Este encargo é baseado nas estimativas anuais feitas pelo ONS em 31 de outubro de cada ano. Em 2013, devido às condições hidrológicas adversas, o ONS despachou um número de Usinas Termelétricas, levando a um aumento dos custos. Estes despachos causaram um aumento significativo no Encargo do Serviço do Sistema Relacionados à Segurança Energética, ou ESS-SE. Uma vez que o encargo ESS-SE se aplica apenas a distribuidoras (embora possa posteriormente ser transferido aos consumidores) e para Consumidores Livres, o CNPE decidiu, através da Resolução nº 03/2013, repartir os custos, ampliando o encargo ESS-SE a todos os participantes do setor de energia elétrica. Essa decisão aumentou a base de custo de nossas subsidiárias em negócios exceto as distribuidoras (já que elas não podem transferir o custo para os consumidores), principalmente nosso segmento de geração. No entanto, alguns participantes da indústria, incluindo nossas subsidiárias de geração, estão contestando a validade da Resolução nº 03/2013 e obtiveram uma liminar judicial, que foi confirmada pelo Supremo Tribunal Federal, o STF, isentando-os do ESS-SE. Taxa pelo Uso de Recursos Hídricos A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico exige que os detentores de uma concessão e autorização de uso de recursos hídricos paguem uma taxa de 6,75% do valor da energia que geram pela utilização de tais instalações. Esse encargo deve ser pago ao distrito federal, estados e municípios nos quais a usina ou seu reservatório esteja localizado. Taxa de Inspeção da ANEEL - TFSEE A Taxa de Inspeção ANEEL é uma taxa anual devida pelos detentores de concessões, permissões ou autorizações na proporção de seu porte e atividades. Inadimplemento no Pagamento de Encargos Regulatórios 56

61 A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabeleceu que a falta de pagamento das contribuições ao agente regulatório, ou a não realização de outros pagamentos, tais como os devidos em função da compra de energia elétrica no ambiente de contratação regulada ou de Itaipu, impedirá a parte inadimplente de proceder com reajustes ou revisões de sua tarifa (exceto por revisões extraordinárias) e que receba recursos oriundos do Fundo RGR e da CDE. Mecanismo de Realocação de Energia Proteção contra certos riscos hidrológicos para geradores hidrelétricos com despacho centralizado é proporcionada pelo MRE, que procura mitigar os riscos inerentes à geração de energia hidráulica determinando que geradores hidrelétricos compartilhem os riscos hidrológicos do Sistema Interligado Nacional. De acordo com a legislação brasileira, a cada usina hidrelétrica é atribuída uma Energia Assegurada, determinada em cada contrato de concessão pertinente, independentemente da quantidade de energia elétrica gerada pela usina. O MRE transfere a energia excedente daqueles que geraram além de sua Energia Assegurada para aqueles que geraram abaixo. O despacho efetivo de geração é determinado pelo ONS tendo em vista a demanda de energia em âmbito nacional e as condições hidrológicas. A quantidade de energia efetivamente gerada pelas usinas, seja ela acima ou abaixo da energia assegurada, é precificada por uma tarifa denominada tarifa de energia de otimização, que cobre os custos de operação e manutenção da usina. Esta receita ou despesa adicional deve ser contabilizada mensalmente para cada gerador. ITEM 4A. COMENTÁRIOS SEM DECISÃO DAS EQUIPES Nenhum. ITEM 5. ANÁLISE E PERSPECTIVAS OPERACIONAIS E FINANCEIRAS A discussão a seguir deve ser lida em conjunto com nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas e suas notas explicativas incluídas em outras partes deste relatório anual. Preparamos nossas demonstrações financeiras consolidadas incluídas neste relatório anual de acordo com o IFRS, como emitido pela IASB. Visão Geral Somos uma holding que, através de nossas subsidiárias, (i) distribui energia elétrica para consumidores em nossas áreas de concessão, (ii) gera energia elétrica a partir de fontes convencionais e renováveis e desenvolve projetos de geração e (iii) comercializa energia elétrica e (iv) oferece serviços relacionados ao setor elétrico. Nós temos quatro amplas iniciativas para aprimorar nossa performance financeira: ( i ) expansão de nossa Capacidade Instalada de geração através de investimentos em greenfield e brownfield, ( i i ) aquisição de outras distribuidoras, (iii) consolidação de nossas atividades de comercialização na qualidade de líder de mercado e (iv) desenvolvimento de nossas atividades de prestação de serviços. Dois direcionadores muito importantes de nossa performance financeira são a nossa margem de receita operacional e a geração de caixa de nosso negócio de distribuição regulado. Nos últimos anos estas atividades têm proporcionado margens relativamente estáveis e o fluxo de caixa, embora sujeito a flutuações no curto prazo, tem se mantido estável no médio prazo. Não obstante, há fatores além de nosso controle que podem ter um impacto significativo, positivo ou adverso, sobre nosso desempenho financeiro. Enfrentamos mudanças periódicas em nossa estrutura tarifária, resultantes das revisões periódicas de nossas tarifas. Em 2011, uma nova metodologia foi definida pela ANEEL aplicável ao terceiro ciclo de revisão periódica e todos os nossos distribuidores, que tiveram sua revisão periódica em 2011, 2012 e 2013, tiveram redução nas tarifas médias. Para informações sobre a nova metodologia aplicável ao terceiro ciclo de revisão periódica (2011 a 2014), ver o Item 3. Fatores de Risco - As tarifas que cobramos pelo fornecimento de energia elétrica a Consumidores Cativos são determinadas pela ANEEL em conformidade com contratos de concessão celebrados com o governo brasileiro, podendo nossa receita operacional ser adversamente afetada caso a ANEEL determine nossas tarifas de maneira que não nos seja favorável. Em 2011, celebramos um contrato com a ERSA para combinar ativos e projetos relacionados a fontes de energia renovável, e organizamos a CPFL Renováveis. Temos consolidado de forma integral a CPFL Renováveis em nossas demonstrações financeiras desde 1º de agosto de Em dezembro de 2011, através da CPFL Renováveis, nós adquirimos 100% das ações da Jantus S.L., ou Jantus, uma companhia voltada à geração de energia através de recursos renováveis, especialmente energia eólica. Através da aquisição da Jantus, adicionamos os seguintes projetos ao nosso portfólio: (i) quatro parques eólicos em operação no 57

62 Estado do Ceará com Capacidade Instalada de 210 MW, e (ii) projetos de parques eólicos com capacidade real instalada de 732 MW nos Estados do Ceará e Piauí, dos quais 412 MW já foram certificadas para participarem dos próximos leilões de energia. Em janeiro de 2012, através da nossa subsidiária CPFL Renováveis, celebramos um Contrato de Compra e Venda para a aquisição de 100% das ações da Atlântica I, Atlântica II, Atlântica IV e Atlântica V, empresas voltadas à geração de energia através de fontes eólicas, com capacidade instalada total de 120 MW. A ANEEL aprovou a transferência de controle do Complexo Atlântica à CPFL Renováveis, conforme publicado em 26 de março de Em março de 2012, através de nossa controlada CPFL Renováveis, celebramos um contrato para a compra de 100% dos ativos de geração de energia elétrica e sistema de cogeração hidrelétrica da SPE Lacenas Participações Ltda., inclusive sua subsidiária, a Usina Termelétrica Ester. A Usina Termelétrica Ester possui uma autorização da ANEEL para explorar energia elétrica através da biomassa (cana de açúcar), com Capacidade Instalada de 40 MW. Essas usinas de cogeração, localizadas na cidade de Cosmópolis, no Estado de São Paulo, estão em operação. A aquisição foi concluída em 18 de outubro de Em junho de 2012, celebramos através de nossa subsidiária CPFL Renováveis, um Contrato de Compra e Venda para a aquisição de 100% das ações da BVP, holding controladora da sociedade Bons Ventos, a qual detém autorização para explorar parques eólicos com Capacidade Instalada total de 157,5 MW. A aquisição foi concluída em 19 de junho de Em novembro de 2012, a Tanquinho iniciou suas operações. Tanquinho é a primeira usina de energia solar do estado de São Paulo está localizada na Cidade de Campinas, com capacidade instalada de 1,1 MWp. Ela está localizada em uma área de m 2 na subestação de Tanquinho, que pertence a uma de nossas distribuidoras. Estima-se que a usina de Tanquinho gere aproximadamente 1,6 GWh por ano. A nossa subsidiária CPFL Renováveis foi a responsável pela construção do empreendimento e é responsável pela gestão e operação da usina. Em junho de 2013, através de nossa subsidiária CPFL Renováveis, adquirimos os Parques Eólicos Rosa dos Ventos, com Capacidade Instalada de 13,7 MW. A conclusão da aquisição ocorreu em fevereiro de Em agosto de 2013, foram iniciadas as operações da Usina Termoelétrica à Biomassa Coopcana, com potência instalada de 50 MW. Em setembro de 2013, foram iniciadas as operações do parque eólico Campo dos Ventos II com Capacidade Instalada de 30MW, embora a construção das linhas de transmissão ainda não esteja concluída o parque eólico Campo dos Ventos II está pronto para iniciar a geração de energia, e temos recebido receitas desde setembro de 2013, conforme descrito anteriormente em Item 4. Informações sobre a Companhia Visão Geral. Em novembro de 2013, foram iniciadas as operações da Usina Termoelétrica à Biomassa Alvorada, com potência instalada de 50 MW. Em dezembro de 2013, nossa subsidiária CPFL Renováveis negociou no Segundo Leilão de Energia A-5/2013 a média de 26,1 MW a serem gerados pelo Complexo Pedra Cheirosa localizado no Estado do Ceará, correspondente a 51,3 MW da Capacidade Instalada. Os contratos oriundos desta negociação serão firmados com as distribuidoras de energia elétrica que declararam que serão os compradores da energia no leilão. A duração desses contratos será de 20 anos, e o fornecimento de energia terá início em 1º de janeiro de Os lotes foram vendidos pelo preço médio de R$125,04 por MWh, anualmente ajustado pelo índice do IPCA. Até o início de 2014, com a aquisição do parque eólico Rosa dos Ventos e a estimativa para a operação total dos Parques Eólicos Macacos I e Atlântica, nossa Capacidade Instalada aumentará para MW. Até 2016, esperamos que o complexo do Campo dos Ventos e o complexo de São Benedito entrem em operação e até 2018, esperamos que o complexo Pedra Cheirosa entre em operação, o que aumentaria nossa Capacidade Instalada para MW. Histórico Tarifas Reguladas de Distribuição Nosso resultado das operações é afetado significativamente por mudanças nas tarifas reguladas de energia elétrica. Mais especificamente, a maior parte de nossa receita é derivada da venda de energia elétrica para Consumidores Finais cativos com base em tarifas reguladas. Em 2013, as vendas para Consumidores Cativos representaram 68,6% da quantidade de energia elétrica vendida e 66,7% da nossa receita operacional, em comparação com 60,8% e 70,8%, respectivamente, em Essas proporções podem diminuir se os clientes migrarem da situação de consumidores cativos para Consumidores Livres. Nossas receitas operacionais e nossas margens dependem substancialmente do processo de revisão das 58

63 tarifas, e a nossa administração empenha-se em manter um relacionamento construtivo com a ANEEL, com o governo e com os demais participantes do mercado, para que o processo de revisão de tarifas reflita adequadamente nossos interesses e os interesses dos nossos consumidores e acionistas. Para uma descrição da regulamentação das tarifas, vide Item 4. Informações sobre a Companhia O Setor Elétrico Brasileiro Tarifas de Fornecimento de Energia Elétrica. As tarifas são estabelecidas separadamente para cada uma de nossas oito distribuidoras da seguinte maneira: Nossos contratos de concessão preveem um mecanismo de reajuste anual (revisão tarifária anual) para considerar as alterações nos custos, os quais, para este fim, são divididos entre custos que estão além de nosso controle (conhecidos como Parcela A) e custos que podemos controlar (conhecidos como Parcela B). Os custos da Parcela A incluem, entre outros, o aumento dos preços dos contratos de fornecimento de longo prazo, e os custos da Parcela B incluem, entre outros, o retorno nos investimentos em nossas concessões e sua expansão, bem como os custos de manutenção e custos operacionais. Nossa capacidade de repassar integralmente aos Consumidores Finais nossos custos de aquisição de energia elétrica é sujeita (a) à nossa capacidade de prever nossas necessidades de energia com precisão e (b) um teto vinculado a um valor de referência, o Valor Anual de Referência. O Valor Anual de Referência é a média ponderada dos custos de aquisição de energia resultantes dos preços de energia elétrica de todos os leilões públicos da ANEEL e da CCEE no mercado regulado para que a energia seja entregue em 5 (cinco) e 3 (três) anos a contar de qualquer leilão, aplicando- se somente nos primeiros três anos a contar do início da entrega da energia adquirida. Para uma descrição mais detalhada de todas as limitações ao repasse integral, pelas distribuidoras, do custo de aquisição de energia aos Consumidores Finais, veja Item 4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Com relação aos contratos que estavam em vigor anteriormente à promulgação dessas recentes reformas regulatórias, repassamos os custos da energia elétrica adquirida, observado o limite determinado pelo Governo Federal. O reajuste anual de tarifas ocorre todo mês de abril para a CPFL Paulista, todo o mês de junho para a RGE, todo mês de outubro para a CPFL Piratininga e todo mês de fevereiro para CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Mococa e CPFL Jaguari. Não há ajuste anual em anos com revisão periódica. Nossos contratos de concessão preveem uma revisão periódica a cada cinco anos para a CPFL Paulista e a RGE, e a cada quatro anos para a CPFL Piratininga, CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Mococa e CPFL Jaguari, para restabelecer o equilíbrio financeiro de nossas tarifas, conforme disposto nos contratos da concessão, e para determinar o fator de redução (conhecido como Fator X) de aumentos do custo da Parcela B repassados aos nossos consumidores. A Resolução da ANEEL No. 457/2011 estabeleceu a metodologia aplicável ao terceiro ciclo de revisão periódica (2011 a 2014). Para informações adicionais, veja "Item 3. Fatores de Risco - As tarifas que cobramos pelo fornecimento de energia elétrica a Consumidores Cativos são determinadas pela ANEEL em conformidade com contratos de concessão celebrados com o governo brasileiro, podendo nossa receita operacional ser adversamente afetada caso a ANEEL determine nossas tarifas de maneira que não nos seja favorável. e Item 4. Informações da Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro - Tarifas de Distribuição. A legislação brasileira prevê, ainda, a possibilidade de uma revisão tarifária extraordinária para compensar alterações imprevisíveis na nossa estrutura de custos. A última revisão extraordinária ocorreu em 24 de janeiro de 2013 para ajustar nossas tarifas em razão das alterações introduzidas pela Lei n.º /13. A Lei n.º /13 reduziu a cobrança da Conta de CDE e eliminou os encargos CCC e RGR, reduzindo assim os custos da Parcela A (tarifas de energia, cobranças pelo uso da Rede Básica e taxas regulatórias, que são repassadas aos nossos consumidores). Ajuste Anual RTA Os aumentos de tarifas se aplicam de maneira diferenciada para cada classe de consumidores, havendo, em geral, aumentos maiores para consumidores atendidos em tensões mais elevadas, de modo a reduzir os efeitos de subsídios, que foram historicamente concedidos a esses consumidores e que foram em sua maioria eliminados em A tabela a seguir apresenta o aumento médio em termos percentuais de cada reajuste anual a partir de 2010 até a data do presente relatório anual. O aumento percentual das tarifas deve ser avaliado à luz da taxa da inflação brasileira. Veja "- Histórico - Conjuntura Econômica Brasileira". 59

64 2010 (1) CPFL Paulista CPFL Piratininga RGE CPFL Santa Cruz CPFL Mococa CPFL Leste Paulista CPFL Sul Paulista CPFL Jaguari Reposic. econômico (2) 1,55% 8,59% 1,72% 1,90% 4,15% -6,32% 4,30% 5,81% Componentes financeiros (3) 1,15% 1,52% 10,65% 8,19% -0,17% -6,89% 1,36% -0,65% Reposic. total 2,70% 10,11% 12,37% 10,09% 3,98% -13,21% 5,66% 5,16% 2011 Reposic. econômico (2) 6,11% 4,45% 8,58 8,01% 6,84% 6,42% 6,57% 5,22% % Componentes financeiros (3) 1,27% 0,98% 8,63% 15,60% 2,66% 1,34% 1,45% 0,25% Reposic. total 7,38% 5,43% 17,21% 23,61% 9,50% 7,76% 8,02% 5,47% 2012 Reposic. econômico (2) 1,96% 7,71% 0,49% 4,36% 7,20% -2,20% -4,41% -7,15% Componentes financeiros (3) 1,75% 1,08% 11,02% 3,74% 1,80% 2,28% 0,69% 0,05% Reposic. total 3,71% 8,79% 11,51% 8,10% 9,00% 0,08% -3,72% -7,10% 2013 Reposic. econômico (2) 4,53% 9,69% -10,66% 12,15% -1,83% 7,96% 6,98% 10,76% Componentes financeiros (3) 0,95% -2,27% 0,34% -2,82% 8,83% 1,47% -4,71% -8,06% Reposic. total 5,48% 7,42% -10,32% 9,32% 7,00% 6,48% 2,27% 2,71% 2014 Reposic. econômico (2) (4) (4) (4) 9,89% 2,00% -4,74% -3,16% 1,17% Componentes financeiros (3) (4) (4) (4) 4,96% -4,07% -2,93% -2,35% -4,90% Reposic. total (4) (4) (4) 14,86% -2,07% -7,67% -5,51% -3,73% (1) O ajuste anual de 2010 é baseado no "Adendo dos Contratos de Concessão", descrito abaixo. (2) Essa parcela do ajuste reflete primariamente a taxa de inflação do período e é usada como base para os ajustes dos anos subsequentes. (3) Essa parcela do ajuste reflete na liquidação de ativos e passivos que nós registramos em regime de competência, principalmente a CVA, e não é considerado no cálculo do ajuste do ano seguinte. (4) Ajustes anuais para CPFL Paulista, RGE e CPFL Piratininga ocorrem em abril, junho e outubro, respectivamente. Em 2 de fevereiro de 2010, a ANEEL aprovou a proposta para o adendo aos contratos de concessão de distribuidores de energia elétrica ("o Adendo dos Contratos de Concessão"). O Adendo dos Contratos de Concessão modificou a metodologia de cálculo dos ajustes tarifários, excluindo os efeitos de variações do mercado resultantes das diferenças entre a energia vendida projetada e a real (principalmente relacionada aos encargos setoriais) da base de cálculo para o cálculo do ajuste de tarifas. Veja "Item 4. Informações da Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro - Tarifas de Distribuição" para obter mais informações sobre o cálculo das nossas tarifas. A nova metodologia foi aplicada no cálculo dos ajustes tarifários a partir de fevereiro de 2010 em nossas oito subsidiárias de distribuição. Revisões Periódicas - RTP A tabela a seguir estabelece a alteração percentual de nossas tarifas como resultado do primeiro, segundo e terceiro ciclos de revisões periódicas. Data do Ajuste Primeiro Ciclo Segundo Ciclo Terceiro Ciclo Ajuste Data do Ajuste Ajuste Data do Ajuste Ajuste Econômico Econômico Econômico (%) (%) (%) CPFL Paulista... Abril de ,66 Abril de ,00 Abril de ,48 CPFL Piratininga... Outubro de ,14 Outubro de ,77 Outubro de ,95 (2) RGE... Abril de ,96 Abril de ,34 Junho de ,32 CPFL Santa Cruz... Fevereiro de ,14 Fevereiro de ,41 Fevereiro de ,16 (1) CPFL Mococa... Fevereiro de ,73 Fevereiro de ,60 Fevereiro de ,18 (1) CPFL Leste Paulista... Fevereiro de ,10 Fevereiro de ,18 Fevereiro de ,00 (1) CPFL Sul Paulista... Fevereiro de ,29 Fevereiro de ,19 Fevereiro de ,78 (1) CPFL Jaguari... Fevereiro de ,17 Fevereiro de ,17 Fevereiro de ,09 (1) (1) Como resultado da demora da ANEEL em determinar a metodologia aplicável ao terceiro ciclo de revisões periódicas, o processo de revisões periódicas para CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Mococa, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista foi concluído em 3 de fevereiro de 2013, sem a análise da ANEEL ao recurso administrativo das subsidiárias de distribuição. Essa avaliação foi feita pela ANEEL em janeiro de 2014, com os seguintes resultados: (i) o Despacho 165 de 28 de janeiro de 2014 altera o índice de revisão tarifária de 7,20% para 7,18% para CPFL Mococa, principalmente devido à redução do Ativo Regulatório Base; (ii) o Despacho 212 de 30 de janeiro de 2014 altera o índice de revisão tarifária de 4,36% para 4,16% para a CPFL Santa Cruz, principalmente devido à redução do Ativo Regulatório Base; (iii) o Despacho 166 de 28 de janeiro de 2014 altera o índice de revisão tarifária de -2,20% para -2.00% for CPFL Leste Paulista, principalmente devido ao aumento do Ativo Regulatório Base e às perdas; (iv) o Despacho 211 de 30 de janeiro de 2014 altera o índice de revisão tarifária de -3,72% para -3,78 % 60

65 para a CPFL Sul Paulista, principalmente devido à redução do Ativo Regulatório Base; e (v) o Despacho 167 de 28 de janeiro de 2014 altera o índice de revisão tarifária de 7,10% para 7,09% para a CPFL Jaguari, principalmente devido ao aumento do Ativo Regulatório Base. (2) A CPFL Piratininga instaurou um recurso administrativo questionando as perdas regulatórias no processo de revisão periódica. O recurso foi avaliado pela ANEEL, e o Despacho 3.426, emitido em 8 de outubro de 2013 alterou o resultado do processo de revisão periódica de -4,45% para -3,95%. Recomposição Tarifária Extraordinária (RTE) Conforme estabelecido pela Lei nº /2013, todos os distribuidores tiveram uma RTE em 24 de janeiro de 2013, a fim de passar aos consumidores os efeitos promovidos pela renovação da geração e transmissão de concessões e da redução encargos regulamentares. A distribuição dos ajustes da recomposição tarifária extraordinária estão representados na tabela a seguir: CPFL Paulista CPFL Piratininga CPFL Santa Cruz CPFL Mococa CPFL Leste Paulista CPFL Sul Paulista CPFL Jaguari RGE 2013 Reposic. economico ,3% -11,3% -12,0% -6,8% -7,6% -17,2% -18,4% -25,4% Componentes financeiros... -0,5% 1,1% 0,7% 3,7% 1,8% 2,3% 0,0% 0,1% Reposic. Total ,8% -10,2% -11,4% -3,1% -5,8% -14,9% -18,4% -25,3% Vendas a Consumidores Potencialmente Livres Com o intuito de promover transações mais competitivas no mercado de energia elétrica, o governo modificou a regulamentação do setor permitindo que determinados consumidores possam deixar o ambiente de tarifas reguladas e se tornar Consumidores Livres, com direito a contratar livremente seu fornecimento de energia elétrica. Veja "Item 4. Informações sobre a Companhia - O Setor Elétrico Brasileiro - O Ambiente de Contratação Livre". Atualmente, em comparação ao número total de Consumidores Cativos de nossa Companhia, o número de Consumidores Potencialmente Livres é relativamente pequeno; no entanto, representam um percentual relevante da nossa receita e da quantidade de energia elétrica distribuída. Em 2013 e 2012, aproximadamente 17,0% da quantidade de energia elétrica distribuída pelas nossas companhias foi destinada a Consumidores Potencialmente Livres. A maioria dos nossos Consumidores Potencialmente Livres não optou por tornar-se um Consumidor Livre. Acreditamos que isto ocorreu (i) por estes consumidores terem considerado que as vantagens de um contrato de longo prazo com taxas de energia elétrica inferiores à tarifa regulada são superadas pelas desvantagens relacionadas a custos adicionais (em particular, a tarifa pelo uso do sistema de transmissão) e pelo risco de flutuação dos preços no longo prazo; e (ii) porque parcela significativa dos Consumidores Potencialmente Livres, que celebraram contratos antes de julho de 1995, só podem mudar para fornecedores que adquirem energia elétrica de fontes de energia renovável, tais como PCHs ou biomassa. Mesmo que um consumidor decida migrar do sistema de tarifas reguladas para se tornar um Consumidor Livre, ele precisa pagar à nossa Companhia a tarifa pelo uso do sistema de distribuição, ou TUSD, e tais pagamentos reduziriam parcialmente nossas perdas na receita operacional decorrentes de tal migração. Não esperamos que um número substancial de nossos consumidores se torne Consumidores Livres, mas as perspectivas a longo prazo desta migração entre diferentes mercados (cativo e livre) e seu impacto no nosso resultado são difíceis de serem previstas. Preços para a Energia Elétrica Adquirida Os preços da energia elétrica adquirida por nossas distribuidoras nos termos de contratos de longo prazo firmados no ambiente de contratação regulada são (i) aprovados pela ANEEL, no caso de contratos celebrados perante a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico; e (ii) determinados em leilões para contratos celebrados posteriormente, enquanto os preços da energia elétrica comprada no ambiente de contratação livre baseiam-se em índices de mercado prevalecentes, de acordo com o contrato bilateral. Em 2013, adquirimos GWh, em comparação com GWh em Os preços nos contratos de longo prazo são corrigidos anualmente para refletir os aumentos em determinados custos de geração e a inflação. A maioria de nossos contratos tem reajustes vinculados ao reajuste anual nas tarifas de distribuição, de forma que os aumentos de custos são repassados aos nossos consumidores por meio de aumentos de tarifas. Como uma crescente parcela de nossa energia elétrica é adquirida em leilões públicos, o êxito de nossas estratégias nesses leilões afeta nossas margens e nossa exposição ao risco de preço de mercado, uma vez que nossa capacidade de repassar os custos de aquisição de energia elétrica dependerá do êxito na projeção de nossa expectativa de demanda. Também adquirimos uma quantidade substancial de energia elétrica de Itaipu nos termos de obrigações "takeor-pay" a preços regidos pelos regulamentos adotados nos termos de um contrato internacional. As concessionárias com operações no Centro-Oeste, Sul e Sudeste são obrigadas por lei a adquirir uma parcela da participação brasileira 61

66 na capacidade disponível de Itaipu. Em 2013, adquirimos GWh de energia elétrica de Itaipu (18,6% da energia elétrica que compramos em termos de quantidade), em comparação com GWh (17,2% da energia elétrica que compramos em termos de quantidade) em Consulte "Item 4. Informações sobre a Companhia - Compras de Energia Elétrica". O preço da energia elétrica de Itaipu é estabelecido em dólares norte-americanos para refletir os custos de pagamento de sua dívida. De forma correspondente, o preço da energia elétrica adquirida de Itaipu aumenta em termos reais quando o Real se deprecia em relação ao dólar norte-americano (e diminui quando o Real se aprecia em relação ao dólar norte-americano). A mudança em nossos custos para a energia elétrica de Itaipu em qualquer ano está sujeita ao mecanismo de recuperação de custos da Parcela A descrito abaixo. A maior parte da energia elétrica que adquirimos em ambiente de contratação livre foi comprada por nossa subsidiária de comercialização CPFL Brasil, que revende a energia elétrica a Consumidores Livres e outras concessionárias e permissionárias (inclusive nossas subsidiárias). Veja "O Setor Elétrico Brasileiro - O Ambiente de Contratação Livre". Variações de Custos Não Gerenciáveis - Custos da Parcela A Utilizamos a CVA ou a conta da Parcela A para reconhecer nas tarifas de distribuição a variação de alguns de nossos custos, conhecidos como custos da Parcela A, que são não gerenciáveis. Em geral, quando esses custos são superiores às projeções utilizadas na fixação da tarifa de distribuição, nós temos o direito de reaver a diferença através de reajustes anuais de tarifa subsequentes. De acordo com o IFRS, ativos e passivos regulatórios não podem ser reconhecidos porque estes não estão em conformidade com as exigências de ativos e passivos estabelecidas pela Estrutura Conceitual para Elaboração e Apresentação das Demonstrações Contábeis emitida pelo IASB. Portanto, contabilizamos apenas os direitos ou pagamentos quando nossos clientes cativos são cobrados. Os custos de energia elétrica comprada de Itaipu são indexados ao dólar norte-americano, e estão sujeitos à variação cambial. No caso de apreciação do dólar norte-americano frente ao real, nossos custos vão aumentar e, consequentemente, nossa renda vai se reduzir no mesmo período. Essas perdas serão compensadas no futuro, quando o próximo reajuste tarifário anual ocorrer. Operações por Segmentos Como resultado de nossa associação com a ERSA e a aquisição das ações da Jantus em 2011, nós criamos um segmento operacional separado para segregar as nossas atividades relacionadas a fontes de geração de energia renováveis. Assim, a partir de 1º de agosto de 2011, nosso relatório financeiro foi separado em quatro segmentos de operações: (i) distribuição; (ii) fontes convencionais de geração; (iii) fontes de geração renováveis; e (iv) comercialização. As informações financeiras de nosso segmento de energias de fontes renováveis em 2011 consiste em informações históricas a partir do mês de agosto de 2011 (cujas atividades eram reportadas com nosso segmento de geração convencional para os 7 primeiros meses de 2011 e nos períodos anteriores 2 ) e, com efeito para 1º de agosto de 2011, os ativos de geração renovável adquiridos por meio da associação com a Ersa e Jantus. Alem disso, a partir de 1º de janeiro de 2012, começamos a analisar nossas atividades de serviços em uma base segregada. Conforme discutido na nota explicativa 30 de nossas demonstrações financeiras consolidadas apresentamos agora nossos resultados financeiros de acordo com nossos cinco segmentos de operações: (i) distribuição; (ii) fontes convencionais de geração; (iii) fontes de geração renováveis; (iv) comercialização; e (v) serviços. Nossos resultados de 2013, 2012 e 2011 discutidas abaixo foram reapresentadas para refletir nossos 5 segmentos de operação. No entanto, a discussão dos anos de 2012 e 2011 não inclui uma base completamente comparativa das variações entre os 2 periodos, uma vez que os ativos da Ersa somente impactou os últimos 5 meses de 2011 e os ativos da Jantus somente dezembro de A rentabilidade de cada um de nossos segmentos é diferenciada. Nosso segmento de Distribuição reflete primariamente as vendas a Consumidores Cativos e tarifas do TUSD pagas por Consumidores Livres, a preços determinados pela entidade reguladora e a quantidade de vendas varia de acordo com fatores externos como o clima, o nível de renda e crescimento econômico. Este segmento representa 79,1% da nossa receita operacional líquida, mas a sua contribuição para o lucro líquido é um pouco menor. Em 2013, 76,5% do nosso lucro líquido foi procedente de nossas atividades de distribuição (em 2012, nossas atividades de distribuição representaram 68,7% de nossa receita líquida, e 69,6% 2 Após uma série de reestruturações societárias, os ativos e projetos de energia renovável detidos anteriormente pelas controladas CPFL Geração e CPFL Brasil, passaram a partir de 1 de agosto de 2011 a ser analisados pela Administração como segmento de geração de energia por fontes renováveis. Em função da imaterialidade, os 7 primeiros meses de 2011 desses ativos permaneceram no segmento de geração convencional. 62

67 em 2011). Nossos segmentos de geração convencional, geração renovável, comercialização e serviços atualmente representam um percentual pequeno de nossa receita líquida: 6,3%, 7,4%, 12,6% e 1,4% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, e 5,6%, 5,5%, 12,7% e 1,2% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, respectivamente. A contribuição dos nossos segmentos de geração convencional, geração renovável, comercialização e de serviços no nosso lucro líquido difere (32,9%, -5,8%, 3,8% e 1,7% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, respectivamente, e 28,7%, 0,7%, 8,5% e 2,2% no exercício findo em 31 de dezembro de 2012, respectivamente). Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2011, a contribuição de nossa geração convencional, geração renovável, comercialização e segmento de serviços de nossa renda líquida foi de 24,2%, 5,9%, 12,2% e 1,0%, respectivamente. Nosso segmento de fontes de geração convencionais consiste, em grande parte, de projetos de hidrelétricas, e o nosso segmento de fontes de geração renováveis consiste de parques eólicos e Termoelétricas a Biomassa e Pequenas Hidrelétricas. Todas as nossas fontes de geração requerem um elevado nível de investimento em ativos imobilizados, e nos primeiros anos normalmente demandam um alto nível de financiamentos relevantes para construção. Quando esses projetos se tornarem operacionais, eles resultarão em uma margem mais elevada (o percentual da receita operacional na receita bruta) do que a margem do segmento de distribuição; no entanto, contribuirão também com despesas com juros e custos financeiros mais elevados. Por exemplo, no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, nosso segmento de geração a partir de fontes renováveis representou 9,1% de nosso lucro operacional, mas devido às despesas financeiras significativas incorridas no financiamento desses projetos, a contribuição do segmento para nosso lucro líquido foi negativa (- 5,8%). Em 31 de dezembro de 2013, 11,7% das propriedades, usinas e equipamentos de nosso segmento de fontes de geração renováveis estava em construção. Nosso segmento de comercialização vende energia elétrica a Consumidores Livres e outras concessionárias ou permissionárias. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, 3,8% do nosso lucro líquido foi procedente das nossas atividades de comercialização, em comparação a 8,5% com relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de Nosso segmento de serviços oferece aos nossos clientes uma ampla gama de serviços relacionados à eletricidade. Esses serviços são projetados para ajudar consumidores a melhorar a eficiência, os custos e a confiabilidade dos equipamentos elétricos que usam. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, 1,7% do nosso lucro líquido foi procedente do nosso segmento de serviços, em comparação a 2,2% liquidado nosso lucro líquido referente ao exercício encerrado em 31 de dezembro de Nossos segmentos também compram e vendem energia elétrica e serviços com valor agregado de e para outro. Em particular, nossos segmentos de geração (a partir de fontes convencionais e renováveis), comercialização e serviços vendem energia elétrica e prestam serviços para nosso segmento de distribuição. Nossas demonstrações financeiras consolidadas eliminaram receitas e despesas relacionadas a vendas de uma subsidiária a outra. Porém, a análise de resultados por segmento seria imprecisa se as mesmas compensações fossem realizadas com relação a vendas entre segmentos. Como resultado, vendas de um segmento a outro não foram eliminadas ou compensadas na discussão de resultados, por segmento, abaixo. Apresentamos abaixo informações financeiras selecionadas de nossos cinco segmentos reportáveis nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011: Distribuição Fontes de geração convencionais Fontes de geração renovável 63 Comercialização Serviços Outros (*) Eliminação Total 2013 Receita líquida (-) Venda entre sociedades parceiras ( ) - Resultado do serviço de energia elétrica Receita financeira Despesa financeira ( ) ( ) ( ) (22.601) (4.358) (84.513) - ( ) Lucros antes dos impostos 1,149, (44.410) Imposto de renda e contribuição social ( ) (69.937) ( ) (21.399) (6.881 ) ( ) - ( ) Lucro líquido (55.017) Total do ativo (**) Aquisição do imobilizado e outros ativos intangíveis Depreciação e Amortização ( ) ( ) ( (4.106 ) (4.632 ) (86 ) - ( )

68 Distribuição Fontes de geração convencionais Fontes de geração renovável Comercialização Serviços Outros (*) Eliminação Total reapresentado Receita líquida (-) Venda entre sociedades parceiras ( ) - Resultado do serviço de energia elétrica (28.210) Receita financeira Despesa financeira ( ) ( ) ( ) ( ) (37.143) - ( ) Lucros antes dos impostos (49.957) Imposto de renda e contribuição social ( ) (72.756) (9.256) (52.000) (12.856) (54.987) - ( ) Lucro líquido ( ) Total do ativo (**) Aquisição do imobilizado e outros ativos intangíveis Depreciação e Amortização ( ) ( ) ( ) (3.177) (3.693) (74) - ( ) Distribuição Fontes de geração convencionais Fontes de geração renovável Comercialização Serviços Outros (*) Eliminação Total 2011 reapresentado Receita líquida (-) Venda entre sociedades parceiras ( ) - Resultado do serviço de energia elétrica (29.953) Receita financeira Despesa financeira ( ) ( ) (34.676) (99.574) (4.784) (58.167) - ( ) Lucros antes dos impostos (32.747) Imposto de renda e contribuição social ( ) (70.766) (68.430) 7.258) (22.096) - ( ) Lucro líquido (54.843) Total do ativo (**) Aquisição do imobilizado e outros ativos intangíveis Depreciação e Amortização ( ) ( ) (36.446) (4.093) (1.649) (177) - ( ) (*) Outros: refere-se basicamente a ativos e transações registrados na CPFL Energia e que não são relacionados a nenhum dos segmentos identificados. (**) Os intangíveis, líquidos de amortização, registrados na CPFL Energia foram alocados nos respectivos segmentos. Também derivamos lucro não material no nível da empresa controladora que não está relacionado ou incluído nos resultados dos segmentos reportáveis. Despesas gerais e custo indireto são geralmente alocados à subsidiária pertinente e são refletidos nos resultados operacionais dos nossos segmentos sendo reportado. Outras despesas incorridas pela empresa controladora que podem ser diretamente alocados a um segmento específico, como ágio, ativo intangível relacionado a uma concessão, e a amortização destes, também são alocados para nossos segmentos reportados. Conjuntura Econômica Brasileira Todas as nossas operações estão no Brasil, e por essa razão somos afetados pela conjuntura econômica brasileira. Em especial, o desempenho geral da economia brasileira afeta a demanda de energia elétrica, e a inflação afeta nossos custos e nossas margens. Alguns fatores podem afetar significativamente a d e m a n d a p o r e n e r g i a, dependendo da categoria de consumidores: Consumidores Residenciais e Comerciais. Essas classes são muito afetadas por condições climáticas, o desempenho do mercado de trabalho, distribuição de renda, disponibilidade de crédito entre outros fatores. Temperaturas elevadas e aumento dos níveis de renda causam um aumento da procura por energia elétrica e, portanto, aumentam as nossas vendas. Consumidores Industriais. O consumo dos consumidores industriais está relacionado ao crescimento econômico e investimentos, relacionados principalmente à produção industrial. Nos períodos de crise financeira, esta categoria sofre o maior impacto. A inflação afeta nossos negócios principalmente pelo aumento dos custos operacionais e despesas financeiras devido aos encargos de dívidas serem corrigidos pela inflação. Podemos recuperar uma parte desse aumento de custos por meio do mecanismo de recuperação de custos da Parcela A, porém existe um atraso entre o momento em que o aumento de custos é incorrido e aquele no qual as tarifas reajustadas seguindo o reajuste tarifário anual são recebidas. Os valores que nos são devidos com base na Parcela A são atrelados à variação da taxa SELIC até que sejam repassados às nossas tarifas. 64

69 A depreciação do Real aumenta o custo do serviço da nossa dívida em moeda estrangeira e os custos de compra de energia elétrica da usina de Itaipu, uma hidrelétrica que é um de nossos principais fornecedores e que ajusta os preços baseado em parte de seus custos em dólares norte-americanos. A tabela abaixo mostra os principais indicadores de desempenho da economia brasileira referentes aos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2013, 2012 e Exercício encerrado em 31 de dezembro de Crescimento do PIB (em reais) 2,3% 1,0% 2,7% Taxa de desemprego - média de % 5,4% 5,5% 6,0% Crédito a pessoa física (recursos não destinados) - % PIB 15,5% 15,7% 15,2% Crescimento das Vendas no Varejo 4,3% 8,4% 6,6% Crescimento da Produção Industrial 1,1% -2,6% 0,4% Inflação (IGP-M) (1) 5,5% 7,8% 5,1% Inflação (IPCA) (2) 5,9% 5,8% 6,5% Taxa de câmbio média US$1,00 (3) R$2,174 R$1,958 R$1,671 Taxa de câmbio no fim do período US$1,00 R$2,343 R$2,044 R$1,876 Depreciação (apreciação) do real x dólar norte-americano 14,6% 9,0% 12,6% Fontes: Fundação Getúlio Vargas, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística e Banco Central do Brasil (1) A inflação (IGP-M) é o índice geral de preços de mercado medido pela Fundação Getúlio Vargas. (2) A inflação (IPCA) é um índice amplo de preços ao consumidor medido pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, sendo a referência para as metas de inflação estabelecidas pelo CMN. (3) Representa a média das taxas de venda comerciais no último dia de cada mês durante o período. A conjuntura econômica brasileira caracteriza-se por significativas variações nos índices de crescimento econômico, que foi muito lento de 2001 a 2003 (1,7% a.a.) e com uma recuperação econômica entre 2004 e 2008 (4,8% a.a.). Essa tendência foi interrompida pela crise financeira internacional em Desde então, a atividade econômica brasileira é afetada pelo cenário internacional e o performance industrial mostrou resultados moderados devido às menores exportações, expectativas desfavoráveis dos investidores e deficiências de infraestrutura. O PIB apresentou crescimento a taxas menores nesse período, atingindo uma taxa de crescimento médio de 2,6% entre 2009 e No entanto, lucro e empregabilidade mantiveram um desempenho significativo, apesar do aumento da inflação observado no 1º semestre de As vendas no varejo, principalmente eletrodomésticos, e a disponibilidade de crédito também apresentaram um bom desempenho. A força do mercado doméstico, refletindo melhor distribuição de renda, melhorias no mercado de trabalho e consumo das famílias, beneficia nossas operações. Resultados das Operacões 2013 em comparação a 2012 Estamos reapresentando nossos Balanços Patrimoniais em 1º de janeiro de 2012 e 31 de dezembro de 2012, e nossas Demonstrações dos Resultados, dos Resultados Abrangentes, as Mutações do Patrimônio Líquido e Fluxos de Caixa de 31 de dezembro de 2012 e de 2011 como resultado da adoção em 1º de janeiro de 2013, de dois novos pronunciamentos técnicos emitidos pelo IASB: IAS 19 (Benefícios a empregados conforme revisão de 2011) e IFRS 11 (Negócios em conjunto). Estes novos pronunciamentos foram aplicados retrospectivamente a 2012 e 2011 de acordo com o IAS 8 (políticas contábeis, mudanças de estimativas e erros) para fins comparativos. A adoção destes novos pronunciamentos impactou diversas linhas de nossas demonstrações financeiras. Um destes impactos é referente ao método de consolidação dos resultados das empresas controladas em conjunto, que agora são registradas utilizando o método de equivalência patrimonial, em vez da consolidação proporcional utilizada anteriormente ao IFRS 11. Veja a nota 2.8 de nossas demonstrações financeiras para uma descrição destes pronunciamentos e o impacto em nossas demonstrações financeiras. Receitas Operacionais Líquidas Em comparação ao exercício findo em 31 de dezembro de 2012, as receitas operacionais líquidas apresentaram redução de 1,7% (ou R$257 milhões) no exercício findo em 31 de dezembro de 2013, totalizando R$ milhões. A redução na receita operacional refletiu principalmente a queda nas receitas em nossas oito subsidiárias de distribuição, devido à redução nas tarifas médias cobradas como resultado da Lei /2013, na qual a ANEEL ratificou o resultado das revisões tarifárias extraordinárias, ou RTE, em 2013 para nossas empresas de distribuição, aplicadas para consumo de 24 janeiro de 2013 e ajustes tarifários, afetando a quantidade de energia elétrica distribuída para Consumidores Cativos e receita de TUSD de Consumidores Livres em nossas áreas de concessão. Também está incluída na receita operacional 65

70 líquida as receitas com relação à construção de infraestrutura de concessão no valor de R$1.004 milhões, que não afeta os resultados, devido a custos correspondentes no mesmo valor. A seguinte discussão descreve alterações nas nossas receitas operacionais por destino e por segmento, baseadas nos itens compreendidos na nossa receita bruta. Vendas por Destino Vendas a consumidores finais Comparado a 2012, nossa receita operacional bruta de vendas a Consumidores Finais diminuiram 9,0% 2013, para R$ milhões. Nossas receitas operacionais brutas refletem principalmente as vendas para Consumidores Cativos nas áreas de concessão de nossas oito subsidiárias de distribuição, e estão sujeitas a reajuste tarifário conforme mostrado abaixo: As tarifas das empresas de distribuição são ajustadas a cada ano, em percentuais específicos para cada categoria de consumidor. O mês em que o reajuste tarifário entra em vigor varia. O ajuste nas maiores subsidiárias ocorreu em abril (CPFL Paulista), junho (RGE) e outubro (CPFL Piratininga). Em 2013, os preços de energia elétrica reduziram em média 15,4%, principalmente devido ao resultado das revisões tarifárias extraordinárias ( RTE ) em 2013, aplicadas para consumo a partir de 24 de janeiro de 2013, parcialmente compensando pelo efeito líquido dos ajustes anuais ( RTA ) nas seguintes distribuidoras: CPFL Paulista (6,18%), RGE (-10,64%) e CPFL Piratininga (6,91%). Veja a nota explicativa 26 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas. Os preços médios para Consumidores Finais em 2013 foram menores em todas as categorias de consumidores: Consumidores residenciais e comerciais. Com relação aos Consumidores Cativos (que representam 99,2% da quantidade total vendida a essas categorias em nossas demonstrações consolidadas), os preços médios apresentaram redução de 18,7% e 14,3%, respectivamente, devido ao reajuste tarifário anual ( RTA ) e revisão tarifária extraordinária ( RTE ), como descrito acima. Com relação aos Consumidores Livres, o preço médio para os consumidores comerciais aumentou 7,6%. Consumidores industriais. Os preços médios caíram 10,8% principalmente devido aos reajustes taraifários ( RTE e RTA ), descritos acima. Com relação aos Consumidores Livres, o preço médio para os consumidores industriais diminuiu 7,7%. O efeito da diminuição no preço médio para os consumidores industriais deveu-se a reduções tarifárias pelas as revisões extraordinárias ( RTE ) dos contratos para a utilização do nosso sistema de distribuição (TUSD) por Consumidores Livres. O volume total de energia vendido a consumidores finais em 2013 aumentou 2,6% em comparação a O volume vendido às categorias residencial e comercial, que representa, 62,8% de nossas vendas a consumidores finais, aumentou 5,9% e 1,4%, respectivamente. O crescimento dessas categorias resulta de um bom desempenho da renda e do mercado de trabalho, confirmado por níveis de desemprego historicamente baixos e o aumento de crédito ao consumidor nos últimos anos. Esses fatores refletiram positivamente nas vendas no varejo e nos mercados de móveis e eletrodomésticos nesse ano. A quantidade vendida ao consumidor industrial em 2013 aumentou 1,1% ( o que representa 26,1% de nossas vendas para Consumidores Finais), comparado a 2012, refletindo um modesto desempenho na produção industrial deste período. Em 2013, a quantidade vendida desta categoria para Consumidores Finais cativos diminuiu 6,0%, o que foi parcialmente compensado por um aumento de 14,5% nas vendas em ambiente desta categoria de contratação livre, devido principalmente ao crescimento de 19,6% de nossa subsidiária CPFL Brasil, cujo resultado positivo deveu-se do mecanismo de venda bem-sucedido direcionado a clientes industriais em ambiente de contratação livre. Adicionalmente, os consumidores industriais em nossas áreas de concessão para distribuição que compram de outros fornecedores em ambiente de contratação livre também nos pagam uma taxa pelo uso de nossa rede, e essa receita é refletida em nossas demonstrações financeiras auditadas em Outras Receitas Operacionais. Suprimento de energia Comparado a 2012, nossas receitas operacionais brutas das vendas para atacadistas aumentaram 20,8% (ou R$434 milhões) para R$2.522 milhões em 2013 (13,0% das nossas receitas operacionais brutas), principalmente em razão de (i) um aumento de 7,3% (ou R$30 milhões) nas vendas para Furnas como resultado do aumento tarifário de 7,8% com relação ao efeito do IGP-M e (ii) um aumento de 26,8% (ou R$396 milhões) das vendas de energia a outras concessionárias e permissionárias, principalmente pelo crescimento nas vendas de energia por nossas subsidiárias de geração de energia convencional (R$ 72 milhões) e subsidiárias de geração de energia renovável (R$250 milhões). Consulte informações adicionais sobre as receitas operacionais líquidas de nossos segmentos de Vendas por Segmento. 66

71 Outras receitas operacionais Comparado a 2012, nossas outras receitas operacionais brutas apresentaram redução de 5,5% (ou R$170 milhões) em 2013 para R$2.939 milhões (15,2% das nossas receitas operacionais brutas), especialmente em razão (i) da redução de 31,6% (ou R$447 milhões) na receita de TUSD pela disponibilização da rede elétrica, decorrentes das revisões tarifárias extraordinárias ( RTE ) em 2013, aplicadas ao consumo a partir de 24 de janeiro de 2013, (ii) da redução de 25,7% (ou R$347 milhões) de receita com relação à construção de infraestrutura de concessão, como resultado de menores investimentos, (iii) parcialmente compensada pelo aumento de R$576 milhões em relação ao registro da subvenção de baixa renda e descontos tarifários com recursos do CDE. Deduções das receitas operacionais Deduzimos determinados tributos e encargos setoriais da nossa receita operacional bruta para o cálculo da receita líquida. O imposto estadual sobre valor agregado (ICMS), PIS e COFINS federais, e os programas de eficiência energética e de pesquisa e desenvolvimento tecnológico do setor de energia elétrica (encargos regulatórios) são calculados com base na receita operacional bruta, enquanto outros encargos setoriais podem variar dependendo do efeito regulatório refletido nas nossas tarifas. Estas deduções representaram 24,3% da nossa receita operacional bruta em 2013 e 29,9 % em Comparado a 2012, essas deduções reduziram 26,0% (ou R$1.652 milhões) atingindo R$4.706 milhões em 2013, principalmente devido: (i) a uma redução de 12,6% (ou R$401 milhões) em ICMS, como resultado da queda de 13,3% em nosso fornecimento faturado, (ii) a uma redução de 8,8% (ou R$147 milhões) do PIS e COFINS, basicamente devido à redução em nossa receita operacional bruta (a base de cálculo desses imposto) e (iii) ao efeito líquido da redução de 73,2% (ou R$ milhões) em encargos regulatórios, como resultado de alterações nos regulamentos ANEEL na Lei , de Ver nota explicativa 26 às nossas demonstrações financeiras auditadas. Vendas por segmento Distribuição Comparado a 2012, nossas receitas operacionais líquidas do nosso segmento de distribuição apresentaram redução de 6,7% (ou R$835 milhões) atingindo R$ milhões em Essa redução foi devido principalmente: (i) à queda nas tarifas médias cobradas como resultado da Lei /2013, na qual a ANEEL ratificou o resultado das revisões tarifárias extraordinárias ( RTE ) em 2013 para nossas empresas de distribuição, aplicadas para consumo a partir de 24 de janeiro de 2013 e ajustes tarifários, afetando a venda de energia para Consumidores Cativos (uma redução de R$ milhões) e receita de TUSD de Consumidores Livres (uma redução de R$454 milhões) em nossas áreas de concessão, (ii) à redução de R$354 milhões em receita de construção de infraestruturas de concessão, como resultado de menores investimentos em melhoria e expansão de nossas subsidiárias de distribuição e (iii) a uma redução de R$139 milhões de vendas no varejo, devido a uma redução nas vendas de energia de curto prazo na CCEE como resultado da queda no valor da energia elétrica vendida principalmente pelas subsidiárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, parcialmente compensado por (a) um aumento de R$576 milhões com referência representando a subsidiária de baixa renda e descontos em tarifas reembolsadas pelos recursos da Conta CDE, (b) por uma redução (que representa um aumento nas receitas operacionais) de R$1.723 milhões em deduções das receitas operacionais, devido principalmente a uma redução de R$610 milhões em impostos (ICMS, PIS e COFINS) e por uma redução líquida de R$1.102 milhões em encargos regulatórios. Geração (fontes convencionais) As receitas operacionais líquidas de nosso segmento de geração de fontes convencionais em 2013 totalizaram R$926 milhões, um aumento de 11,8% (ou R$97 milhões) comparado a R$828 milhões em Este aumento deveu-se principalmente a um aumento de 16,2% (ou R$72 milhões) em vendas para nossas subsidiárias de distribuição, decorrentes de um aumento de 10,6% na quantidade vendida neste período. Geração (fontes renováveis) As receitas operacionais líquidas de nosso segmento de geração de fontes renováveis em 2013 totalizaram R$1,084 milhões, um aumento de 32,4% (ou R$265 milhões) comparado a R$818 milhões em Esse aumento deveuse principalmente a um aumento na produção pelas novas Usinas Termoelétricas a Biomassa em operação desde o segundo semestre de 2012, bem como ao bom desempenho das Usinas Eólicas, além da contribuição das aquisições da Bons Ventos S.A. e Usina Termelétrica Ester, em Comercialização As receitas operacionais líquidas de nosso segmento de comercialização em 2013 totalizaram R$1.845 milhões, uma redução de 2,2% (ou R$42 milhões) comparado a R$1.886 milhões em A redução deveu-se principalmente a uma redução de 25,4% (ou R$186 milhões) na quantidade vendida para outras concessionárias e permissionárias, 67

72 parcialmente compensado por um aumento de 13,6% no preço médio e um aumento de R$128 milhões nas vendas para CCEE. Serviços As receitas operacionais líquidas de nosso segmento de serviços em 2013 totalizaram R$201 milhões, um aumento de 16,9% (ou R$29 milhões) comparado a R$172 milhões em O aumento foi devido, principalmente, ao crescimento nas vendas pela CPFL Serviços (ambos terceiros e outras de nossas subsidiárias), reflexo de um esforço para aumentar a gama de serviços relacionados a energia, e por um aumento no volume de operações da CPFL Total. Resultado do Serviço de Energia Elétrica por Destino Custo de Energia Elétrica Energia comprada para revenda. Comparado a 2012, nossos custos de compra de energia para revenda aumentaram 11,0% (ou R$739 milhões) em 2013, para R$7.469 milhões (60,9% de nossos custos operacionais totais e despesas operacionais), principalmente devido ao aumento de 20,4% no preço médio, refletindo a maior exposição e variação de preço de liquidação PLD, ajustes de tarifas e variações da taxa de câmbio na compra de Itaipu. Encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição. Comparado a 2012, nossos encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição apresentaram redução de 52.2% (ou R$795 milhões) para R$728 milhões em 2013, principalmente devido: (i) a uma redução de R$568 milhões nos encargos da Rede Básica, decorrentes da redução nas tarifas das empresas de transmissão, (ii) a uma redução de R$157 milhões nos Encargos de Serviço do Sistema, líquidos de reembolso de custos pela Conta CDE. Para obter informações adicionais sobre os encargos de uso da rede de energia, veja a nota explicativa 27 em nossas demonstrações financeiras auditadas. Outros custos e despesas operacionais Nossos outros custos e despesas operacionais abrangem nosso custo operacional, serviços prestados para terceiros, custos relativos a construção de infraestrutura de concessão, despesas de vendas, despesas gerais e administrativas e outras despesas operacionais. Comparado a 2012, nossos outros custos e despesas operacionais apresentaram redução de 5,5% (ou R$235 milhões) para R$4.067 milhões em 2013, devido principalmente aos seguintes eventos importantes: (i) redução de R$347 milhões em custos de construção de infraestrutura para investimentos em melhoria e expansão de distribuição; (ii) redução de R$94 milhões de perda na alienação e desativação e outras perdas em ativos não circulantes; (iii) redução de R$93 milhões na provisão para créditos de liquidação duvidosa decorrentes, basicamente, de contas a receber de consumidores, a nossas companhias de distribuição; (iv) redução de R$54 milhões em serviços de terceiros, resultante de uma queda nas despesas operacionais gerais (v) compensação parcial por um aumento de R$242 milhões em despesas legais, judiciais e indenizações; (vi) aumento de R$64 milhões na depreciação e amortização, basicamente como resultado do início operacional de novos investimentos de nossas subsidiárias CPFL Renováveis (R$59 milhões); e (vii) um aumento de R$28 milhões em planos de pensão a empregados, como consequência dos resultados dos cálculos atuariais para Resultado do Serviço de Energia Elétrica Comparado a 2012, nossa receita do serviço de energia elétrica aumentou 1,5% (ou R$35 milhões) para R$2.370 milhões em 2013, devido à redução em nossa receita operacional líquida pela redução em nosso custo de energia e pela queda dos custos e as despesas operacionais. Resultado do Serviço de Energia Elétrica por Segmento Distribuição Comparado a 2012, o resultado de serviço de energia elétrica de nosso segmento de distribuição aumentou 13,0% (ou R$179 milhões) para R$1.551 milhões em Apesar da redução de 6,7% (ou R$835 milhões) na receitas operacionais líquidas, os custos e despesas operacionais apresentaram redução de 9,2%, (ou R$1.014 milhões), o que resultou em um aumento do resultado do serviço de energia elétrica. As principais variações nos custos e despesas operacionais foram: Custos com energia elétrica: em comparação a 2012, os custos com energia elétrica apresentaram redução de 9,1% (ou R$687 milhões), para R$6.851 milhões em O custo da energia comprada para revenda aumentou 2,1% (ou R$128 milhões), refletindo um aumento dos preços médios, decorrente da maior exposição e variação no preço PLD estabelecido, reajustes tarifários e as variações da taxa de câmbio na compra de Itaipu. Contudo, esse aumento é repassado 68

73 junto com as tarifas, tanto no ajuste tarifário de 2013 quanto no de Encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição apresentaram redução de 54,5% (ou R$814 milhões), principalmente devido a uma redução de R$574 milhões nos Encargos de Rede Básica devido a uma redução nas tarifas das empresas de transmissão e uma redução de R$157 milhões nos Encargos de Serviço do Sistema, líquidos de reembolso de custos pela Conta CDE. Uma parte significativa do aumento nesses custos não foi incluída nas tarifas de distribuição e será repassada no próximo reajuste tarifário. Outros custos e despesas operacionais. Comparado a 2012, nossos outros custos e despesas operacionais no segmento de distribuição apresentaram redução de 9,3% (ou R$327 milhões) para R$3.177 milhões em 2013, devido principalmente: (i) a uma redução de R$354 milhões em custos de construção de infraestrutura para investimentos em melhoria e expansão de distribuição; (ii) a uma redução de R$77 milhões de perda na alienação e desativação e outras perdas em ativos não circulantes; (iii) a uma redução de R$94 milhões na provisão para créditos de liquidação duvidosa decorrentes, basicamente, de contas a receber de consumidores, a nossas companhias de distribuição; (iv) a uma redução de R$43 milhões em serviços de terceiros, resultante de uma queda nas despesas operacionais gerais (iv) parcialmente compensado por um aumento de R$236 milhões em despesas legais, judiciais e indenizações; e (vi) a um aumento de R$26 milhões na depreciação e amortização, como consequência dos cálculos atuariais para Geração (fontes convencionais) Comparado a 2012, o resultado de serviço de energia elétrica de nosso segmento de geração convencional aumentou 12,7% (ou R$63 milhões) para R$560 milhões em Esse aumento se deu principalmente em razão de um aumento de 11,8% (ou R$97 milhões) na receita líquida operacional, compensado por um aumento de 10,4% (ou R$35 milhões) nos custos e despesas operacionais, principalmente (i) por um aumento de R$39 milhões em energia comprada para revenda decorrente do aumento dos preços médios, (ii) por um aumento de R$4 milhões em planos de pensão a empregados, como resultado dos cálculos atuariais para 2013, e (iii) pela compensação parcial por uma redução de R$7 milhões em serviços de terceiros, resultado de uma queda nas despesas operacionais gerais, que resultaram em um aumento no resultado do serviço de energia elétrica. Geração (fontes renováveis) Comparado a 2012, o resultado de serviço de energia elétrica de nosso segmento de geração renovável apresentou redução de 0,2% (ou R$0,4 milhões) para R$215 milhões em Apesar do aumento de 32,4% (ou R$265 milhões) nas receitas renoperacionais líquidas, os custos e despesas operacionais aumentaram 44,1% (ou R$266 milhões), devido principalmente (i) a um aumento de R$199 milhões em energia comprada para revenda, como resultado da compra de energia extraordinária a fim de cumprir os contratos de venda de energia da Coopcana e Alvorada, bem como do Complexo Atlântica, devido a uma mudança no prazo de construção esperado, (ii) a um aumento de R$42 milhões na depreciação e amortização devido à entrada em operações de novas usinas da CPFL Renováveis, e (iii) a um aumento de R$18 milhões em pessoal, como resultado dos efeitos do acordo coletivo de 2013, dos gastos com rescisões e indenizações ocorridas em 2013, maiores gastos com previdência privada e benefícios à empregados. Comercialização Comparado a 2012, o resultado de serviço de energia elétrica de nosso segmento de comercialização apresentou uma redução de 79,6% (ou R$203 milhões) para R$52 milhões em Essa redução ocorreu em virtude de uma redução de 2,2% (ou R$42 milhões) nas receitas operacionais líquidas e por um aumento de 9,9% (ou R$162 milhões) nos custos e despesas devido principalmente a um aumento de R$159 milhões em energia comprada para revenda, decorrente de um aumento de 21,5% no preço médio, parcialmente compensado por uma redução de 9,5% no volume de energia comprada. Serviços Comparado a 2012, o resultado de serviço de energia elétrica de nosso segmento de serviço apresentou redução de 49,3% (ou R$13 milhões) para R$13 milhões em Apesar do aumento de 16,9% (ou R$29 milhões) nas receitas operacionais líquidas, os custos e despesas operacionais aumentaram 28,8% (ou R$42 milhões) devido principalmente a um aumento de R$17 milhões em pessoal, em função do aumento no número de empregados na CPFL Serviços, bem como efeitos do acordo coletivo de 2013, e a um aumento de R$16 milhões em materiais e serviços de terceiros, ambos decorrentes da expansão das atividades da CPFL Serviços. 69

74 Lucro líquido Despesa Financeira Líquida Em comparação a 2012, nossa despesa financeira líquida aumentou 68,1% (ou R$394 milhões), passando de R$578 milhões em 2012 para R$971 milhões em 2013, devido principalmente: (i) a uma redução de R$8 milhões em nossa receita financeira e um aumento de R$386 milhões em nossa despesa financeira. A redução na receita financeira deve-se aos seguintes principais motivos: (i) R$159 milhões no ajuste no fluxo de caixa estimado dos ativos financeiros de concessão em 2012, (ii) redução de R$24 milhões em juros e multas, parcialmente compensada (iii) um aumento de R$116 milhões na receita de investimentos financeiros e (iv) um aumento de R$68 milhões em atualização de depósitos judiciais. Os motivos do aumento nas despesas financeiras são: (i) um aumento nos encargos de dívida e nas variações monetária e cambial (R$281 milhões), como resultado do aumento no endividamento e (ii) o ajuste no fluxo de caixa estimado dos ativos financeiros de concessão (R$67 milhões). Em 31 de dezembro de 2013, nosso endividamento em reais somou R$ milhões, sobre o qual incidem juros e inflação, calculados com base em diversas taxas e índices do mercado financeiro brasileiro. Possuíamos ainda o equivalente a R$2.008 milhões de endividamento em dólares norte-americanos. A fim de reduzir o risco de perdas cambiais no que tange a este endividamento em dólares norte-americanos e variações nas taxas de juros, nós política de utilizar derivativos com o propósito de proteção (hedge) dos riscos de variação cambial e flutuação das taxas de juros. A variação da taxa média de CDI teve um aumento de 9,8% em 2013, comparado a 8,4% em 2012, e a TJLP reduziu em 5,0% em 2013, em comparação a 5,8% em Imposto de Renda e Contribuição Social Nosso encargo líquido do imposto de renda e contribuição social apresentou queda de R$671 milhões em 2012 para R$570 milhões em A alíquota efetiva de 37,5% sobre o lucro antes dos tributos foi, em 2013, maior do que a alíquota oficial de 34%, principalmente devido à impossibilidade de registro de alguns prejuízos fiscais, como descrito na nota 8.5 de nossas demonstrações financeiras. Lucro líquido Comparado a 2012 e devido aos fatores discutidos acima, o lucro líquido apresentou redução de 21,4% (ou R$258 milhões), para R$949 milhões em Lucro Líquido por Segmento Em 2013, 76,5% do nosso lucro líquido foi resultado de nosso segmento de distribuição, 32,9% do nosso segmento de geração de fontes convencionais e -5,8% do nosso segmento de geração de fontes renováveis, 3,8% de nosso segmento de comercialização e 1,7% de nosso segmento de serviços. Distribuição Comparado a 2012, o lucro líquido do segmento de distribuição diminuiu 12,2% (ou R$101 milhões), para R$726 milhões em 2013, principalmente devido ao aumento de 13,2% (R$181 milhões) no resultado do serviço, parcialmente compensado por um aumento de R$328 milhões das despesas financeiras líquidas, devidas principalmente por: (i) uma redução de R$54 milhões na receita financeira decorrente do ajuste na estimativa de fluxo de caixa dos ativos financeiros de concessão (R$159 milhões), (ii) uma redução de R$26 milhões dos juros e multas, (iii) um aumento de R$68 milhões na receita de investimentos financeiros, (iv) um aumento de R$40 milhões em atualização de créditos fiscais e (v) um aumento de R$28 milhões na atualização de depósitos judiciais; e parcialmente compensado por: (i) um aumento de R$274 milhões em nossa despesa financeira decorrente principalmente de encargos de dívida e variações monetárias e cambiais (R$173 milhões), como resultado do maior endividamento, (ii) por um aumento resultante do ajuste da estimativa de fluxo de caixa dos ativos financeiros de concessão (R$67 milhões); e (iii) por uma redução de R$45 milhões na despesa de imposto de renda e contribuição social. Geração (fontes convencionais) Comparado a 2012, o lucro líquido do nosso segmento de geração de fontes convencionais diminuiu 10,5% (ou R$37 milhões), para R$312 milhões em 2013, como resultado de: (i) aumento de 12,7% (ou R$63 milhões) no resultado do serviço, parcialmente compensada por um aumento de R$103 milhões nas despesas financeiras líquidas, refletindo principalmente um aumento de R$110 milhões nas despesas financeiras (devido principalmente a um aumento de R$120 70

75 milhões em encargos de dívida e variações monetárias e cambiais), (ii) parcialmente compensado por um aumento de R$7 milhões na despesa financeira decorrente da receita de investimentos financeiros e por (iii) um redução de R$3 milhões em despesa de imposto de renda e contribuição social. Geração (fontes renováveis) Comparado a 2012, o prejuízo líquido de nossa geração do segmento de fontes renováveis foi de R$55 milhões em 2013 (representando uma diferença de R$63 milhões em comparação ao lucro em 2012), como resultado da redução de 0,2% (ou R$0,4 milhões) no resultado do serviço, somado a um aumento de R$61 milhões em despesas financeiras liquidas, refletindo principalmente um aumento de R$110 milhões nas despesas financeiras e um aumento de R$1 milhão em despesa de imposto de renda e contribuição social. Comercialização Comparado a 2012, o lucro líquido de nosso segmento de comercialização reduziu 65,0% (ou R$66 milhões), para R$36 milhões em 2013, refletindo a redução de R$203 milhões no resultado do serviço, compensado por um aumento de R$106 milhões na receita financeira líquida e por uma redução na despesa de imposto de renda e contribuição social em R$31 milhões. Serviços Comparado a 2012, o lucro líquido de nosso segmento de serviços reduziu 40,1% (ou R$11 milhões), para R$16 milhões em 2013, refletindo a redução de R$13 milhões no resultado do serviço, somada a uma redução de R$3.7 milhões nas despesas financeiras líquidas, compensado por uma redução de R$6 milhões na despesa de imposto de renda e contribuição social. Resultados das Operações: 2012 em comparação a 2011 Em 1º de agosto de 2011, começamos a consolidar os resultados da CPFL Renováveis em nossas demonstrações financeiras. Desta forma, nossos resultados de 2011 apenas consolidam os resultados da CPFL Renováveis de 5 meses e não são completamente comparáveis com 2012, que consolidam o resultado de 12 meses. Após uma série de reestruturações societárias, os ativos e projetos de energia renovável detidos anteriormente pelas controladas CPFL Geração e CPFL Brasil, passaram a partir de 1 de agosto de 2011 a ser analisados pela Administração como segmento de geração de energia por fontes renováveis. Em função da imaterialidade, os 7 primeiros meses de 2011 desses ativos permaneceram no segmento de geração convencional. Receitas Operacionais Líquidas Nossa receita operacional líquida foi de R$ milhões, um aumento de 17,5% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de Isto inclui receitas em relação à construção da infraestrutura de concessão no valor de R$1.352 milhões, o que não afeta resultados, devido aos custos correspondentes no mesmo valor. O aumento da receita operacional refletiu principalmente maior receita das empresas de distribuição, devido ao aumento da quantidade vendida e às mudanças tarifárias para os Consumidores Cativos e receita de TUSD de Consumidores Livres. A seguinte discussão descreve alterações nas nossas receitas operacionais por destino e por segmento, baseadas nos itens compreendidos na nossa receita bruta. Vendas por Destino Vendas a Consumidores Finais Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, nossa receita operacional bruta de vendas a Consumidores Finais aumentou 6,8% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, para R$ milhões. Nossas receitas operacionais brutas refletem principalmente as vendas para Consumidores Cativos nas áreas de concessão de nossas oito subsidiárias de distribuição, e estão sujeitas a reajustes adicionais. As tarifas de nossas empresas de distribuição são ajustadas a cada ano, em percentuais específicos para cada categoria de consumidor. O mês em que o reajuste tarifário entra em vigor também varia. O ajuste nas maiores subsidiárias ocorreu em abril (CPFL Paulista), junho (RGE) e outubro (CPFL Piratininga). Durante o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, os preços de energia elétrica aumentaram em média 3%, principalmente devido a um 71

76 aumento nas tarifas nas seguintes distribuidoras: CPFL Paulista (2,89%), RGE (3,38%) e CPFL Piratininga (5,50%). Veja a nota explicativa 25 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas. Os preços médios para Consumidores Finais no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 foram maiores em todas as categorias de consumidores em comparação aos preços médios para Consumidores Finais no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011: Consumidores Industriais e Comerciais. Com relação aos Consumidores Cativos (que representam 78,8% da quantidade total vendida a essa categoria em nossas demonstrações consolidadas), os preços médios aumentaram em 4,1% e 3,2%, respectivamente nas classes industriais e comerciais, no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, conforme comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, devido ao reajuste tarifário anual. Com relação aos Consumidores Livres, o preço médio para consumidores industriais aumentou em 2% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, conforme comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, enquanto o preço médio para os consumidores comerciais diminuiu 2,8% no mesmo período. O efeito da diminuição no preço médio para os consumidores comerciais deveu-se a descontos sobre as tarifas da TUSD cobradas de Consumidores Livres e outros descontos para determinados contratos Consumidores Residenciais. Os preços médios aumentaram em 3,7% do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, principalmente devido a ajustes de tarifa. O dinamismo econômico em 2012 levou a aumentos de volume de vendas de 6,9% e 7% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 em comparação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, respectivamente, e os consequentes aumentos de vendas de 10,9% e 9,8% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 em comparação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, respectivamente, para os consumidores residenciais e comerciais, que representam 63% de nossas vendas para consumidores finais, impulsionados pela continuidade do alto nível de ganhos salariais e um mercado de trabalho aquecido (aumento da renda, empregabilidade, acesso a crédito, vendas de eletrônicos e eletrodomésticos e vendas no varejo). O volume vendido ao consumidor industrial no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 diminuiu 1,2% a partir do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, refletindo uma queda de 9,7% nas vendas para Consumidores Finais cativos, o que foi parcialmente compensado por um aumento de 20,1% nas vendas em ambiente de contratação livre. As vendas para os consumidores industriais, que representam 25,6% de nossas vendas a consumidores finais, também apresentaram queda devido à migração de consumidores para ambiente de contratação livre e ao desempenho geral mais fraco do setor industrial nacional (PIB industrial caiu 2,6% durante o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012), por sua vez, devido ao impacto direto da crise econômica global. Os consumidores industriais em nossas áreas de concessão para distribuição que compram de outros fornecedores em ambiente de contratação livre também nos pagam uma taxa pelo uso de nossa rede, e essa receita é refletida em nossas demonstrações financeiras em Outras Receitas Operacionais. Suprimento de energia Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, nossa receita operacional bruta de vendas a atacadistas aumentou 73,2% (ou R$833 milhões) para R$2.088 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 (9,8% da receita operacional bruta), principalmente devido a: (i) crescimento nas vendas e energia elétrica da CPFL Renováveis (R$562 milhões), sobre a qual nós adquirimos participação em Agosto de 2011, (ii) o aumento das vendas de energia elétrica para as demais concessionárias e permissionárias por nossas subsidiárias de geração e comercialização (R$273 milhões), e (iii) o aumento das vendas na CCEE (R$122 milhões), devido ao aumento dos preços médios. Outras receitas operacionais Comparado a 2011, nossas outras receitas operacionais brutas aumentaram 15,0% (ou R$406 milhões) em 2012 para R$3.109 milhões (20,9% das nossas receitas operacionais líquidas), especialmente em razão de (i) aumento de 19,6% (ou R$222 milhões) em receita de construção de infraestrutura de concessão, resultado de investimentos em melhoria e expansão da distribuição, (ii) aumento de 5,6% (R$75 milhões) de receita de TUSD pela disponibilização de rede de energia elétrica, pela migração dos consumidores para ambiente de contratação livre, (iii) e aumento de R$52 milhões em relação ao registro do subsídio de baixa renda, com financiamento fornecido CDE. Deduções da receita operacional Deduzimos determinados tributos e encargos setoriais da nossa receita operacional bruta para o cálculo da receita líquida. O imposto estadual sobre valor agregado (ICMS), PIS e COFINS federais, e os Programas de Eficiência Energética e de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica (encargos regulatórios) são calculados com base na receita operacional bruta, enquanto outros encargos setoriais podem variar dependendo do efeito regulatório refletido nas nossas tarifas. Estas deduções representaram 29,9% da nossa receita operacional bruta em 2012 e 32,5% em Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, estas deduções aumentaram 4,2% (ou R$257 milhões) para R$6.358 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, principalmente devido ao aumento de: (i) 7,1% (ou R$211 milhões) em ICMS, devido principalmente ao aumento de nosso fornecimento faturado; (ii) 4,6% (ou R$74 milhões) do PIS/COFINS, principalmente devido ao aumento de 72

77 nossa receita operacional bruta, compensado pelo efeito contábil de créditos para amortização no valor de R$113 milhões (no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, os créditos de PIS e COFINS de amortização foram contabilizados sob a rubrica Despesas de Amortização e Depreciação, e foram contabilizados como Deduções de Receita Operacional n o e x e r c í c i o e n c e r r ad o e m 3 1 d e d e z e mb r o d e para uma melhor classificação contábil); (iii) parcialmente compensado pelo efeito líquido da redução de 1,8% (ou R$28 milhões) em encargos regulatórios no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 conforme comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de Ver nota explicativa 25 às nossas demonstrações financeiras. Vendas por segmento Distribuição Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, nossas receitas operacionais líquidas do nosso segmento de distribuição aumentaram 12,2% (ou R$1.348 milhões) para R$ milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de Este aumento foi devido principalmente a: (i) um aumento de R$829 milhões devido a um aumento médio de 4,2% das tarifas médias cobradas e um aumento de 1,6% no volume vendido; (ii) um aumento de 6,6% (ou R$89 milhões) em cobrança de TUSD de Consumidores Livres; (iii) um aumento de 19,6% (ou R$222 milhões) na receita de construção da infraestrutura de concessão devido a investimentos em melhoria e expansão de distribuição; (iv) aumento de R$103 milhões, decorrente de vendas na CCEE, devido ao aumento dos preços médios; e (v) uma redução de 6,3% (ou R$80 milhões) nos encargos da Conta de CCC e CDE (que foram parcialmente compensados por um aumento de 5,6%, ou R$260 milhões, em impostos sobre receitas operacionais brutas). Geração (fontes convencionais) Receitas operacionais líquidas da nossa geração do segmento de fontes convencionais no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 somaram R$828 milhões uma redução de 2,0% (ou R$17 milhões) comparado a R$845 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de Esta redução foi principalmente devido a uma redução de R$14 milhões nas vendas a atacadistas, decorrentes principalmente de uma redução de 6,9% no volume vendido. Geração (fontes renováveis) As receitas operacionais líquidas da nossa geração do segmento de fontes renováveis com relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 totalizaram R$818 milhões. No período de cinco meses de 1º de agosto de 2011 a 31 de dezembro de 2011, as receitas operacionais líquidas desse segmento totalizaram R$172 milhões. Como descrito acima, a receita líquida de nossas demonstrações financeiras não é comparável, porque os resultados de 2011 apenas consolida 5 meses das operações da CPFL Renováveis, enquanto que em 2012 os resultados da CPFL Renováveis contempla 12 meses. Comercialização As receitas operacionais líquidas do nosso segmento de comercialização no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 somaram R$1.886 milhões, um aumento de 20,1% (ou R$316 milhões) comparada a R$1.570 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de O aumento foi principalmente devido a um aumento de 7,8% no volume vendido e aumento de 11,9% nos preços médios durante esse período. Serviços As receitas operacionais líquidas do nosso segmento de serviços no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 somaram R$172 milhões, um aumento de 26,5% (ou R$36 milhões) comparada a R$136 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de O aumento foi principalmente devido: (i) a um aumento das vendas pela CPFL Serviços (tanto para terceiros quanto para companhias do grupo CPFL), refletindo um esforço de aumento em nossa gama de serviços relacionados a energia elétrica, e (ii) início das operações da CPFL Nect 3 em março de Resultado do serviço de energia elétrica por Destino Custo de Energia Elétrica Energia comprada para revenda. Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, nossos custos de compra de energia para revenda aumentaram 24,4% (ou R$1,320 milhões) no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, para R$6.730 milhões (53,6% de nossos custos operacionais totais e despesas operacionais), principalmente devido ao aumento de uma maior exposição e variação de preço de liquidação PLD, ajustes de tarifas e 3 CPFL Nect anteriormente denominada Chumpitaz Serviços S.A. 73

78 variações da taxa de câmbio na compra de energia de Itaipu. Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição. Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, nossos encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição aumentaram 21,0% (ou R$ 265 milhões) para R$1.523 milhões n o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, principalmente devido a um aumento de: (i) R$148 milhões nos encargos básicos de rede, decorrentes de alterações de preços entre as empresas de transmissão; (ii) R$66 milhões na ESS; e (iii) R$51 milhões no EER. O ESS e o EER são ambos encargos regulatórios. Outros custos e despesas operacionais Nossos outros custos e despesas operacionais abrangem nosso custo operacional, serviços prestados para terceiros, custos relativos a construção de infraestrutura de concessão, despesas de vendas, despesas gerais e administrativas e outras despesas operacionais. Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de2011, nossos outros custos e despesas operacionais aumentaram 27,2% (ou R$920 milhões) para R$4.304 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, devido principalmente aos seguintes eventos importantes: (i) aumento de R$ 222 milhões em custos de construção de infraestrutura para investimentos em melhoria e expansão de distribuição; (ii) um aumento de R$197 milhões em despesas de depreciação e amortização, basicamente devido ao efeito da CPFL Renováveis (R$142 milhões), à mudança na contabilização do crédito de PIS/COFINS (R$55 milhões) (veja mais detalhes em nossa discussão de deduções da receita operacional), e ao aumento da amortização e depreciação de novos investimentos, compensado em parte pela alteração das taxas de depreciação estipulada pela ANEEL em 2012 (R$21 milhões) vide notas explicativas 12 e 13 às nossas demonstrações financeiras; (iii) aumento de R$93 milhões na provisão para créditos de liquidação duvidosa decorrentes, basicamente, de contas a receber de consumidores, a nossas companhias de distribuição; (iv) aumento de R$138 milhões em despesas legais, judiciais e indenizações; (v) aumento de R$52 milhões de baixa em ativos não circulantes decorrentes de inventário físico dos ativos de infraestrutura de concessão como resultado da implementação da Resolução ANEEL n º 367 de 02 de junho de 2009 (Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico ou MCPSE) pelas nossas subsidiárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguari, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Mococa e RGE, a um custo de R$45 milhões; (vi) R$37 milhões de diferença entre a receita líquida de 2011 e as despesas de 2012 reconhecidas a partir de uma entidade de previdência privada, como consequência dos resultados dos cálculos atuariais para Resultado do serviço de energia elétrica Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, nosso resultado do serviço de energia elétrica diminuiu 11,0% (ou R$289 milhões) para R$2.335 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, devido ao aumento de 24,9% (ou R$2.505 milhões) em despesas operacionais e custos de serviços de energia elétrica, compensados pelo aumento de 17,5% (ou R$2.216 milhões) em nossas receitas líquidas. Resultado do Serviço de Energia Elétrica por Segmento Distribuição Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, o resultado de serviço de energia elétrica de nosso segmento de distribuição diminuiu 25,7% (ou R$473 milhões) para R$1.372 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de Apesar do aumento de 12,2% (ou R$1.348 milhões) em nossa receita operacional líquida, os custos e despesas operacionais de nosso segmento de distribuição aumentaram 19,8%, (ou R$1.824 milhões), o que resultou em uma diminuição de nosso resultado do serviço de energia elétrica. As principais variações nos custos e despesas operacionais foram: Custos com energia elétrica. em comparação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, os custos com energia elétrica aumentaram 19,8% (ou R$1.248), para R$7.538 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de O custo da energia comprada para revenda no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 aumentou 20,0% (ou R$1.009 milhões) durante o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, refletindo um aumento dos preços médios, decorrente da maior exposição e variação no preço PLD estabelecido, reajustes de tarifas e as variações da taxa de câmbio na compra de energia elétrica Itaipu. Contudo, esse aumento é repassado aos consumidores junto com as tarifas, tanto por meio do ajuste tarifário de 2012 quanto no de Encargos do uso do sistema de transmissão e distribuição aumentaram 19,1% (ou R$239 milhões) no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 a partir do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, principalmente devido: (i) a um aumento de R$126 milhões na Rede Básica, (ii) a um aumento de R$66 milhões no ESS, e (iii) a um aumento de R$51 milhões no EER. Parte relevante destes custos não foi incluída 74

79 nas tarifas de distribuição e será repassada no próximo reajuste tarifário. Outros custos e despesas operacionais. Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, nossos outros custos e despesas operacionais para o segmento de distribuição aumentaram 19,6% (ou R$574 milhões), para R$3.504 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, principalmente devido a: (i) um aumento de R$100 milhões na provisão para créditos de liquidação duvidosa decorrentes de contas a receber de consumidores; (ii) aumento de R$138 milhões em despesas legais, judiciais e indenizações; (iii) R$45 milhões de perdas após a desativação de ativos, venda de ativos e outros ativos não circulantes, em especial pela implementação do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico de acordo com a Resolução ANEEL nº 367/2009, (iv) um aumento de R$41 milhões nas despesas líquidas de entidade de previdência privada como consequência de cálculos atuariais para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, (v) aumento de R$222 milhões nos custos de infraestrutura de construção para investimentos em melhoria e expansão de distribuição (sem impacto sobre o resultado líquido, como discutido acima), compensado pela redução de 5,7% (R$32 milhões) nas despesas com pessoal devido ao programa de aposentadoria ocorrido no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 (R$45 milhões). Geração (fontes convencionais) O resultado do serviço do nosso segmento de geração totalizou R$497 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, o mesmo valor que no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, basicamente devido à redução de R$17 milhões em nossa receita líquida operacional, compensado por (i) uma redução de R$28 milhões em nossos outros custos e despesas operacionais decorrentes da redução no quadro de funcionários (R$6 milhões), nos planos de pensão de empregados (R$4 milhões) e em serviços de terceiros (R$12 milhões) e (ii) um aumento de R$11 milhões na compra de energia, principalmente devido a um aumento de 20% nos preços médios durante esse período. Geração (fontes renováveis) O resultado do serviço de nosso segmento de geração de fontes renováveis para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 totalizou R$215 milhões. Com relação ao período de cinco meses de 1º de agosto de 2011 a 31 de dezembro de 2011, nosso lucro de serviços de energia elétrica totalizou R$47 milhões. Comercialização Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, o resultado do serviço do segmento de comercialização aumentou 3,7% (ou R$9 milhões), para R$255 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de Apesar de um aumento de 20,1% (ou R$316 milhões) na receita operacional líquida, os custos e despesas também aumentaram 23,2% (ou R$307 milhões), principalmente devido a um aumento de 24,4% (ou R$312 milhões) no custo de energia elétrica, em razão de um aumento de 7,7% no volume de energia comprada e um aumento de 15,5% do preço médio no mesmo período. Serviços Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, o resultado do serviço do segmento de serviços aumentou 46,5% (ou R$8 milhões), para R$26 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, esse aumento foi devido principalmente ao aumento de 26,5% (ou R$36 milhões) em nossas receitas operacionais líquidas, compensado pelo aumento de 23,4% (ou R$28 milhões) em outros custos e despesas operacionais, principalmente atribuídos a gastos com pessoal decorrentes de um aumento de 45% no número de empregados contratados para expandir nossas atividades. Lucro Líquido Despesa Financeira Líquida Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, nossa despesa financeira líquida aumentou 43,3% (ou R$174 milhões), de R$403 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 para R$578 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, principalmente devido a: (i) uma redução de 6,1% (ou R$46 milhões) em renda financeira, em resultado de (a) uma redução de R$141 milhões em receitas de nossas aplicações financeiras, parcialmente compensada por (b) um aumento de R$ 96 milhões na atualização de ativos financeiros; e (ii) um aumento de 11,1% (R$129 milhões) em nossa despesa financeira, principalmente devido a (a) um aumento de R$113 milhões dos encargos da dívida e correções monetárias e variações cambiais, compostas por um aumento de R$239 milhões da CPFL Renováveis, decorrente de novos investimentos e aquisições, e por uma redução de R$141 milhões devido a redução do CDI e da TJLP, e (b) um aumento de despesa de juros e multas de R$28 milhões decorrente do pagamento de incorporação de rede da controlada CPFL Paulista. Em 31 de dezembro de 2012, tínhamos R$ milhões em dívida expressa em reais, na qual incidiam 75

80 juros e correções monetários com base em uma variedade de índices brasileiros e taxas do mercado monetário. Também tínhamos o equivalente a R$2.435 milhões de dívida expressa em dólares norte-americanos. A fim de reduzir o risco de perdas cambiais com relação a essa dívida expressa em dólares norte-americanos e as variações nas taxas de juros, temos uma política de uso de derivativos para trocar o risco pela variação da taxa CDI. Algumas das nossas subsidiárias optaram por medir as dívidas para as quais temos instrumentos de derivativos com cobertura total. Em comparação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, os saldos de nossos instrumentos de derivativos resultou em uma diminuição de 37,7% (ou R$97 milhões), para R$159 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de ver nota explicativa 34 às nossas demonstrações financeiras. A variação da taxa média de CDI apresentou um aumento de 8,4% em 2012, comparado a 11,6% em 2011, e a TJLP permaneceu estável em 5,8% em 2012, comparado a 6,0% em Imposto de Renda e Contribuição Social Nosso encargo líquido com imposto de renda e contribuição social diminuiu de R$759 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 para R$671 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de A alíquota efetiva de 35,7% sobre o lucro antes dos impostos no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 foi ligeiramente maior do que alíquota oficial de 34%. Lucro Líquido do Exercício Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, e devido aos fatores discutidos acima, nosso lucro líquido diminuiu 21,8% (ou R$337 milhões), para R$1.207 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de Lucro Líquido por Segmento No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, 68,5% do nosso lucro líquido foi resultado de nosso segmento de distribuição, 28,9% do nosso segmento de geração convencional, 0,7% do nosso segmento de geração e energia renovável, 8,5% do nosso segmento de comercialização e 2,2% do nosso segmento de serviços. Distribuição Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, o lucro líquido do segmento de distribuição diminuiu 23,2% (ou R$249 milhões), para R$827 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, principalmente devido à diminuição de 25,8% (R$476 milhões) nas receitas de serviço de energia elétrica, parcialmente compensado por uma redução de R$103 milhões das despesas financeiras líquidas devidas principalmente por uma redução nas taxas de remuneração aplicáveis aos ativos financeiros de concessões (resultando em um aumento de R$91 milhões) e diminuição de R$123 milhões do imposto sobre a renda e a contribuição social. Geração (fontes convencionais) Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, o lucro líquido do nosso segmento de geração de fontes convencionais aumentou 19,1% (ou R$56 milhões), para R$349 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, como resultado das razões acima descritas a respeito da estabilização da receita de serviço de energia elétrica e: (i) uma redução de R$21 milhões em nossas despesas financeiras líquidas (decorrente do efeito líquido de uma redução de R$39 milhões na receita financeira e uma redução de R$60 milhões nas despesas financeiras); (ii) um aumento de R$38 milhões na participação em subsidiárias; e (iii) um aumento de R$3 milhões nas despesas de imposto de renda e contribuição social. Geração (fontes renováveis) O lucro líquido de nossa geração de nosso segmento de fontes renováveis no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 totalizou R$8 milhões. Com relação ao período de cinco meses de 1º de agosto de 2011 a 31 de dezembro de 2011, o lucro líquido do segmento totalizou R$71 milhões. Esta queda deve-se, principalmente, ao aumento do endividamento da CPFL Renováveis (utilizado para a aquisição de subsidiárias). Comercialização Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, o lucro líquido do nosso segmento de comercialização diminuiu 30,9% (ou R$46 milhões), para R$102 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, refletindo o aumento de R$9 milhões na receita de serviços de energia elétrica e da diminuição das despesas com imposto de renda e da contribuição social de R$16 milhões, compensado por um aumento de R$71 76

81 milhões nas despesas financeiras líquidas. Serviços Comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, o lucro líquido do nosso segmento de serviços aumentou 121,7%, ou R$15 milhões, para R$27 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012, refletindo um aumento de R$8 milhões na receita de serviço de energia elétrica, um aumento de R$12 milhões na receita financeira líquida, compensado por um aumento de R$6 milhões de imposto de renda e contribuição social. Liquidez e Recursos de Capital Em 31 de dezembro de 2013, nosso capital de giro refletia um superávit (excedente de ativo circulante em relação ao passivo circulante) de R$2.359 milhões. As causas principais deste superávit foram decorrentes de nossa geração de caixa operacional e de uma redução de nossa dívida em aberto com vencimento nos próximos 12 meses (incluindo juros), bem como por uma redução nos encargos, taxas regulamentares e impostos, taxas e contribuições a pagar. Fontes dos Recursos Nossas principais fontes de recursos provêm da geração de caixa operacional e financiamento. Fluxo de caixa Com o intuito de facilitar a leitura, os montantes de variação (aumento ou redução) descritos abaixo estão apresentados na mesma ordem que as linhas aparecem na demonstração financeira. Nosso fluxo de caixa gerado por atividades operacionais foi de R$2.518 milhões em 2013, em comparação a R$1.989 milhões em O aumento de R$528 milhões refletiu principalmente (i) um aumento de R$282 milhões no lucro líquido ajustado para a reconciliação do caixa líquido (ii) uma redução de R$577 milhões em ativos operacionais (que representa um aumento no caixa das atividades operacionais) basicamente pela redução de R$691 milhões em contas a receber de consumidores, concessionárias e permissionárias (refletindo a queda de nossa receita operacional bruta, comparando 2013 a 2012), uma redução em depósitos judiciais e uma redução em dividendos e juros sobre capital próprio recebidos, parcialmente compensado pelo aumento relacionado aos recursos disponibilizados pela CDE no valor de R$121 milhões, (iii) queda de R$312 milhões no caixa como resultado da redução dos passivos operacionais devido, principalmente, a redução de R$369 milhões em fornecedores, em encargos regulatórios e em provisões para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas e parcialmente compensado pelo aumento de R$63 milhões relacionados a outras taxas e contribuições sociais, adiantamentos da Eletrobrás (recursos fornecidos pela CDE) e em outros passivos oepracionais, e (iv) aumento de R$19 milhões, o que representa um efeito líquido no pagamento de juros, imposto de renda e contribuição social. Nosso fluxo de caixa gerado por atividades operacionais foi de R$1.989 milhões em 2012, em comparação a R$2.263 milhões em A redução de R$274 milhões refletiu principalmente: (i) um aumento de R$120 milhões do lucro líquido ajustado para a reconciliação do caixa líquido, que é primeiramente relacionado a depreciação e amortização, provisão para créditos de liquidação duvidosa, ganho nos custos dos planos de pensão e perdas nas baixas contábeis do ativo não circulante, (ii) uma redução de R$162 milhões no caixa como resultado da redução dos passivos operacionais, principalmente devido a impostos e contribuições, e (iii) um aumento de R$188 milhões em ativos operacionais (que representa uma redução no caixa gerado pelas atividades operacionais), principalmente em contas a receber de consumidores, concessionárias e permissionárias no valor de R$430 milhões, basicamente devido ao aumento em vendas (faturamento mensal de dezembro de 2012 comparado a dezembro de 2011) e compensado substancialmente por uma redução de R$152 milhões de depósitos judiciais e R$75 milhões em tributos a compensar (que representa uma redução no caixa gerado pelas atividades operacionais). Nosso caixa líquido fornecido pelas atividades de financiamento foi de R$948 milhões em 2013 em comparação a R$1.143 milhões em Essa redução de R$194 milhões ocorreu em virtude de (i) um aumento de R$2.762 milhões relacionado a pagamentos de empréstimos, financiamento e debêntures (líquidos de derivativos), principalmente em virtude de nossas subsidiárias de distribuição e geração (o que representa uma redução no caixa), parcialmente compensada pelas seguintes captações de recursos: (i) a oferta pública inicial de nossa subsidiária indireta CPFL Renováveis, que ocorreu em 2013 (R$329 milhões), (ii) um aumento de empréstimos, financiamentos e debêntures obtidos (R$1.672 milhões) e (iii) uma redução de R$568 milhões em pagamentos de dividendos (que representa um aumento no caixa gerado). 77

82 Nosso fluxo de caixa oriundo pelas atividades de financiamntos foi de R$1.143 milhões em 2012 comparado a R$1.252 milhões de caixa gerado em Essa redução de R$109 milhões deveu-se principalmente a eventos em 2011 como (i) refinanciamento da dívida, (ii) emissão de debêntures, especialmente as realizadas pela subsidiária CPFL Brasil para financiar a aquisição da Jantus (por meio de nossa subsidiária CPFL Renováveis), e (iii) vários empréstimos por nossas subsidiárias com destaque para nossas subsidiárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Geração, CPFL Sul Paulista, CPFL Leste Paulista, CPFL Mococa e CPFL Jaguari, que receberam aprovação para captação de recursos para capital de giro em moeda estrangeira, (iv) parcialmente compensado por um aumento de R$170 milhões em pagamentos de dividendos (que representa uma diminuição no caixa). Endividamento A seguinte tabela estabelece o passivo circulante e não circulante (em milhões) para os anos terminados em 31 de dezembro de 2013: 2013 Circulante Não Circulante Garantias reais Garantias quirografárias Total Nosso total de endividamento aumentou em R$1.548 milhões, ou 10,0%, de 31 de dezembro de 2012 para 31 de dezembro de 2013, principalmente em decorrência de: A emissão de debêntures no total de R$3.290 milhões pela (i) CPFL Energia (R$1,290 milhões), (ii) CPFL Paulista (R$505 milhões), CPFL Piratininga (R$235 milhões) e RGE (R$170 milhões) para refinanciar dívidas com vencimento e reforçar o capital de giro e (iii) CPFL Geração (R$460 milhões) para pagar antecipadamente notas promissórias; Empréstimos do BNDES por meio do FINAME (Fundo Financiamento e Aquisições de Máquinas e Equipamentos ) e FINEM (Financiamento e Empreendimentos), no valor total de R$1.165 milhões basicamente para cumprir o plano de investimento semestral para nossas maiores subsidiárias de distribuição (R$303 milhões), assim como para cumprir o investimento para nossas subsidiárias de geração renováveis (R$850 milhões); e Captação de recursos no valor de R$1.261 milhões (dos quais R$718 milhões em dívida expressa em dólares norte-americanos) na maioria de nossas subsidiárias distribuidoras e em nossa subsidiária indireta CPFL Renováveis, para reforçar o capital de giro, pagamentos de dívidas, refinanciar dívida e para cumprir o investimento em nossas subsidiárias de geração renováveis. Os principais objetivos destes financiamentos serão: (i) financiar os investimentos das nossas companhias distribuidoras e (ii) investir em nosso segmento de geração de energia renovável. Em 2014 e 2015, esperamos continuar a nos beneficiar das oportunidades de financiamento oferecidas pelo mercado através da emissão de debêntures e dívida para capital de giro, tanto interna como externa, e as oferecidas pelo governo por meio de linhas de financiamento fornecidas pelo BNDES, para expandir e modernizar o sistema de energia, para realizar novos investimentos no segmento de geração e de estar preparado para a possível consolidação no setor. Além disso, a captação de recursos visa manter a liquidez do grupo e um bom perfil de endividamento através da extensão do prazo médio de vencimento da dívida e a redução do seu custo. Condições do Endividamento a Vencer Em 31 de dezembro de 2013, nosso endividamento total (incluindo juros incidentes) era de R$ milhões. Deste total, aproximadamente R$2.008 milhões ou 11,8% eram expressos em dólares norte-americanos. Celebramos contratos de swap de modo a reduzir nossa exposição às taxas de câmbio que decorrem de parte dessas obrigações. O valor de R$1.837 milhões da nossa dívida tem vencimento em 12 meses. Principais Contratos de Financiamentos: BNDES. Em 31 de dezembro de 2013, tínhamos R$4.973 milhões de saldo devedor em diversas linhas de financiamentos liberados pelo BNDES. Esses empréstimos são denominados em reais. A parte mais significativa destes empréstimos diz respeito a (a) empréstimos para nossas subsidiárias de geração 78

83 indiretas CPFL Renováveis e CERAN (R$3.431 milhões), e (b) financiamento de programas de investimento de nossas distribuidoras, principalmente CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, (R$1.512 milhões). Debêntures. Em 31 de dezembro de 2013, o saldo devedor em debêntures era de R$7.791 milhões, dividido em diversas séries de debêntures emitidas pela CPFL Energia, CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Santa Cruz, CPFL Brasil, CPFL Geração e CPFL Renováveis. Os termos e condições das debêntures encontram-se resumidos na nota explicativa 17 das nossas demonstrações financeiras auditadas. Capital de giro. Em 31 de dezembro de 2013, existia um saldo de R$1.669 milhões empréstimos de capital de giro indexados em CDI relacionados capital de giro para nossas subsidiárias de distribuição, geração e serviços. Outras Dívidas denominadas em Reais. Em 31 de dezembro de 2013, tínhamos um saldo devedor de R$580 milhões, nos termos de diversas outras linhas de crédito denominadas em real. A parte mais significativa desses empréstimos refere-se à CPFL Renováveis (R$515 milhões) e a nossas subsidiárias de distribuição (R$28 milhões). A maioria destes empréstimos é corrigida com base no CDI ou no IGP-M e têm juros a diversas taxas. Outras Dívidas denominadas em dólares norte-americanos. Em 31 de dezembro de 2013, possuíamos outros financiamentos denominados em dólares norte-americanos cujo saldo devedor era de R$2.009 milhões. Contratamos swap visando reduzir nossa exposição a taxas de câmbio decorrentes dessas obrigações. Para mais detalhes sobre nossos empréstimos, debêntures e derivativos, favor ver Notas 16, 17 e 34 das nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas. Condições Restritivas Estamos sujeitos a cláusulas restritivas com relação a obrigações financeiras e operacionais nos termos de nossos instrumentos financeiros, bem como os de nossas subsidiárias. Tais restrições incluem: Temos limitações quanto a nossa capacidade de vender ou dar em garantia nossos ativos ou de realizar investimentos em terceiros. Financiamento do BNDES: Os financiamentos concedidos pelo BNDES exigem que nossas subsidiárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Santa Cruz, CPFL Leste Paulista e CPFL Sul Paulista (i) apenas distribuam dividendos e juros sobre capital próprio cuja soma exceda o dividendo obrigatório previsto em lei após cumprimento de todas as obrigações contratuais; (ii) cumpram integralmente as obrigações financeiras restritivas estabelecidas contratualmente; e (iii) mantenham determinados índices financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos, conforme abaixo: CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE Endividamento líquido dividido pelo EBITDA - máximo de 3,5 (excluindo ganho sobre alienação de ativos); e Endividamento líquido dividido pela soma do endividamento líquido e patrimônio líquido máximo de 0,90. CPFL Serviços CPFL Geração Endividamento líquido dividido pela EBITDA máximo de 4,00; Os empréstimos do BNDES levantados pela subsidiária CERAN, estabelecem restrições ao pagamento de dividendos à nossa subsidiária CPFL Geração superior ao dividendo mínimo obrigatório de 25% sem o consentimento prévio do BNDES. CPFL Renováveis 79

84 FINEM I e FINEM VI Índice de cobertura da dívida de 1,2; e Índice de capitalização própria de 25% ou mais. FINEM II e FINAME II Restrições ao pagamento de dividendos caso não sejam mantidos um índice de cobertura do serviço da dívida de 1.0 ou mais e o índice de endividamento geral de 0.8 ou menos. FINEM III Manutenção do Patrimônio Líquido (Patrimônio Líquido + Dívidas Bancárias Líquidas) de mais de 0,28, determinado nas demonstrações financeiras consolidadas anuais da Companhia; e Manutenção de um índice de Dívida Bancária Líquida/EBITDA de 4,0 ou menos, determinado nas demonstrações financeiras consolidadas anuais da Companhia. FINEM V Manutenção do índice de cobertura da dívida a 1,2; e Manutenção do próprio índice de capitalização a 30% ou mais. FINEM VII e X Manutenção do índice de cobertura da dívida anual em 1,2; e Distribuição de dividendos restritos ao índice do Total dos Passivos divididos pelo Patrimônio Líquido ex-dividendos de menos de 2,33. FINEM VIII e FINAME III Manutenção de um Índice de Cobertura do Serviço da Dívida de 1,2 ou mais; Manutenção de um índice de Dívida Líquida/EBITDA de 7,5 ou menos em 2013, 6,0 em em em e em em diante, determinado nas demonstrações financeiras consolidadas da CPFL Renováveis; e Manutenção de um índice de Patrimônio Líquido/(Patrimônio Líquido + Dívida Líquida) de 0,41 ou mais em 2013 até 2016 e 0,45 em 2017 em diante, determinado nas demonstrações financeiras consolidadas da CPFL Renováveis. FINEM IX Manutenção do Índice de Cobertura do Serviço da Dívida a 1,3 ou mais; FINEM XI e FINAME I Manutenção de um índice de Dívida Bancária Líquida/EBITDA de 4,0 ou menos, determinado nas demonstrações financeiras consolidadas anuais da Companhia. FINEM XII Manutenção do Índice de Cobertura do Serviço da Dívida das SPEs a 1,3 ou mais após o início da amortização; e 80

85 Manutenção do Índice de Cobertura do Serviço da Dívida Consolidada a 1,3 ou mais, determinado nas demonstrações financeiras consolidadas da Eólica Holding, após o início da amortização. PONTE I e II Manutenção do Patrimônio Líquido (Patrimônio Líquido + Dívidas Bancárias Líquidas) de mais de 0,41, determinado nas demonstrações financeiras consolidadas anuais da CPFL Renováveis; e Manutenção de um índice de Dívida Bancária Líquida/EBITDA de 7,5 ou menos em 2013 e 6,0 em 2014, determinado nas demonstrações financeiras consolidadas da CPFL Renováveis. HSBC A partir de 2013, existe a obrigação de manter o índice de Dívida Líquida e EBITDA/Caixa Acumulado a menos de 5,00 em 2013 e 3,50 após esse período até quitação. NIB Manutenção do índice de cobertura da dívida semestral a 1,2; Manutenção razão entre de Dívida Total e Patrimônio Líquido igual ou superior a 30%; e Manutenção do Índice de Cobertura da Duração do Financiamento maior ou igual a 1,7. Financiamentos de capital de giro do Banco do Brasil: CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Santa Cruz, CPFL Sul Paulista, CPFL Jaguari, CPFL Mococa e CPFL Leste Paulista: Endividamento líquido dividido pelo EBITDA - máximo de 3,75; e EBITDA dividido pelo Resultado Financeiro mínimo de 2,25. Empréstimos em moeda estrangeira: Bank of América, J.P Morgan, Citibank, Morgan Stanley, Scotiabank, Bank of Tokyo e Santander (Lei 4.131). As captações em moeda estrangeira realizadas através da Lei estão sujeitas a certas condições restritivas, contemplando cláusulas que requerem da Companhia a manutenção de determinados índices financeiros em parâmetros pré-estabelecidos. Os índices exigidos são os seguintes: Endividamento líquido dividido pela EBITDA máximo de 3,75, e EBITDA dividido pelo Resultado Financeiro mínimo de 2,25. Debêntures: As debentures estão sujeitas a determinadas cláusulas restritivas e incluem cláusulas que exigem que a Companhia e suas subsidiárias mantenham determinados índices financeiros em parâmetros pré-estabelecidos. Os principais índices são: CPFL Energia, CPFL Paulista (6 ª e 7 ª emissões), CPFL Piratininga (3 ª, 6 ª e 7 ª emissões), RGE (5 ª, 6 ª e 7 ª emissões), CPFL Geração (3 ª, 4 ª, 5 ª e 6 ª emissões), CPFL Brasil e CPFL Santa Cruz Manutenção, pela Companhia, dos seguintes índices: Dívida líquida dividida pelo EBITDA máximo de 3,75; e EBITDA dividido pelo Resultado Financeiro mínimo de 2,25. CPFL Renováveis - 1ª emissão da CPFL Renováveis: Índice de cobertura da dívida operacional mínimo de 1,00; 81

86 Índice de cobertura do serviço da dívida mínimo de 1,05; Dívida líquida dividida pelo EBITDA máximo de 7,5 em 2013, 6,0 em 2014, 5,6 em 2015, 4,6 em 2016 e 3,75 a partir de 2017; EBITDA dividido pelas despesas financeiras Líquidas mínimo de 1, ª emissão de nossa subsidiária indireta PCH Holding2 S.A.: Manutenção do índice de Cobertura do Serviço da Dívida da subsidiária Santa Luzia a 1,2 ou mais a partir de setembro de 2014; Manutenção do índice de Dívida Líquida/EBITDA de 7,5 ou menos em 2013, 6,0 em 2014, 5,6 em 2015, 4,6 em 2016 e 3,75 a partir de Para a determinação de obrigações específicas, a definição de EBITDA para as subsidiárias de distribuição levam em conta a inclusão dos principais ativos e passivos regulatórios. No caso da Companhia, leva também em conta a consolidação com base na participação nas respectivas subsidiárias (tanto para EBITDA como para ativos e passivos). Outros contratos de empréstimo e financiamento das subsidiárias diretas e indiretas estão sujeitos a liquidação antecipada na hipótese de mudanças na estrutura da Companhia ou na estrutura societária das subsidiárias que resultem na perda de controle acionário ou do controle sobre a administração da Companhia pelos atuais acionistas da Companhia, a não ser que pelo menos um dos acionistas (Camargo Corrêa e Previ) permaneça, direta ou indiretamente, no bloco de controle pela Companhia. Determinadas debêntures de subsidiárias e entidades controladas em conjunto estão sujeitas a liquidação antecipada na hipótese de mudanças na estrutura da Companhia ou na estrutura societária das subsidiárias que resultem na perda de controle acionário ou do controle sobre a administração da Companhia pelos atuais acionistas da Companhia. Além do mais, o não cumprimento das obrigações ou restrições mencionadas poderiam resultar em inadimplemento em relação a outras obrigações contratuais (inadimplemento cruzado), dependendo de cada contrato de empréstimo ou financiamento. A Administração da Companhia e de suas subsidiárias monitoram esses índices de modo sistemático e constante para garantir que as condições contratuais sejam cumpridas. Na opinião da Administração da Companhia e de suas subsidiárias e entidades controladas em conjunto, essas obrigações e cláusulas são adequadamente cumpridas em 31 de dezembro de Para mais informações sobre nossas obrigações financeiras, vide as notas explicativas 16 e 17 em nossas demonstrações financeiras auditadas. Aplicação de recursos Nosso fluxo de caixa para atividades de investimento foi de R$1.695 milhões em 2013, em comparação a R$3.361 milhões em Essa redução de R$1.666 milhões reflete principalmente (i) uma redução de R$145 milhões nas compras de ativo imobilizado principalmente pelos menores investimentos em geração de energia de fontes renováveis e em uma redução de R$ 581 milhões em ativo intangível principalmente pelos menores investimentos em melhorias e expansão da distribuição e (ii) uma redução de R$879 milhões relacionada às aquisições do Complexo Atlântica, do Parque Eólico Bons Ventos e da Usina Termoelétrica Ester (SPE Lacenas), em Nosso fluxo de caixa para atividades de investimento foi de R$3.361 milhões em 2012 comparado a R$2.351 milhões em Esse aumento de R$1.010 milhões reflete principalmente: (i) um aumento de R$269 milhões relativo às aquisições de Santa Luzia e Jantus ocorridas em 2011, e a aquisição do Complexo Atlântica, Parque Eólico Bons Ventos e Usina Termelétrica Ester (SPE Lacenas) em 2012, líquido de caixa adquirido e (ii) aumento de R$694 milhões em compras de bens e equipamentos, principalmente por investimento em geração de energia de fontes renováveis, e em ativo intangível, principalmente por investimento em infraestrutura de distribuição. Necessidade de Recursos e Obrigações Contratuais Nossas necessidades de recursos destinam-se principalmente aos seguintes objetivos: Investimentos para continuar a melhorar e expandir os nossos sistemas de distribuição e concluir nossos projetos de geração de energia renováveis. Veja abaixo "Investimentos" para uma discussão dos nossos investimentos planejados e já realizados; 82

87 Amortizar ou refinanciar dívidas a vencer. Em 31 de dezembro de 2013, possuíamos um saldo de dívida não amortizado com vencimento programado para os próximos 12 meses de R$1.837 milhões; Pagamento semestral de dividendos. Pagamos R$816 milhões em 2013 e R$1.394 milhões em Veja "Item 10. Informações Adicionais - Juros sobre o Capital Próprio". Durante o segundo semestre de 2011, a CPFL Energia colocou em prática sua estratégia de pre-funding, antecipandose nas captações de dívidas vincendas ao longo de Essa estratégia continuou a ser empregada durante o ano de 2013 em relação às dívidas vincendas no ano de Com isso, a companhia foi capaz de reduzir o seu custo nominal de dívida em aproximadamente 0,5 ponto percentual para 8,4% a.a., com um perfil de endividamento de 4,14 anos.. Investimentos Nossos principais investimentos nos últimos anos têm sido destinados à manutenção e ao aprimoramento da nossa Rede de Distribuição e aos nossos projetos de geração. A tabela a seguir apresenta os investimentos da nossa Companhia nos anos encerrados em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011: Exercício encerrado em 31 de dezembro (em milhões de Reais) Distribuição Geração Convencional Geração Renovável Comercialização e outros investimentos Total R$1.735 R$2.460 R$1.766 Planejamos investir aproximadamente R$1.622 milhões em 2014 e aproximadamente R$2.089 milhões em Dos investimentos totais orçados para este período, R$2.191 milhões são esperados de serem investidos no nosso segmento de distribuição, R$1.147 milhões em nosso segmento de energia renovável e R$94 milhões no nosso segmento de geração convencional. Parte destes investimentos, em particular os investimentos em projetos de geração, já estão contratados. Veja "Liquidez e Recursos de Capital - Necessidade de Recursos e Obrigações Contratuais". Os investimentos planejados para desenvolvimento da nossa capacidade de geração e os respectivos contratos de financiamento encontram-se discutidos mais detalhadamente na seção "Item 4. Informações sobre a Companhia - Geração de Energia Elétrica". Dividendos Em agosto de 2013, nosso Conselho de Administração, com base nos resultados do primeiro semestre, aprovou a declaração de dividendos intermediários no valor de R$363 milhões equivalente a R$ 0, por ação. Em 26 de março de 2014 nosso Conselho de Administração aprovou o dividendo proposto adicional no valor de R$568 milhões com base no lucro acumulado do exercício de 2013, equivalente a R$0, por ação, totalizando R$931 milhões. Durante 2013 fizemos um pagamento de R$816 milhões (R$453 milhões relacionados aos dividendos declarados em 2012). Esperamos pagar no primeiro semestre de 2014 os R$568 milhões restantes com base no lucro acumulado do segundo semestre de Obrigações Contratuais A tabela abaixo resume nossas obrigações contratuais e compromissos em 31 de dezembro de 2013 (inclui obrigações contratuais não correntes). 83

88 Pagamentos devidos por período Total Menos de 1 ano 1-3 anos 4-5 anos Após 5 anos (em milhões de reais) Obrigações contratuais em 31 de dezembro de 2013: Fornecedores Endividamentos (1) Uso do Bem Público (1) Planos de Pensão (2) Outros Total dos itens do Balanço Patrimonial (1) Contratos de aquisição de eletricidade (3) Planos de geração (4) Fornecedores Total de outros compromissos Total das obrigações contratuais (1) Inclui pagamentos de juros, incluindo juros futuros sobre fluxo de caixa projetado com base em não descontados, através de projeções de índices. Estes juros futuros não são registrados em nosso balanço. (2) Futuras contribuições estimadas para os planos de pensão. (3) Valores a pagar nos termos de contratos de compra de energia elétrica de longo prazo, que estão sujeitas a variações de preços e estabelecem a renegociação em determinadas circunstâncias. A tabela representa os valores a serem pagos pelos volumes contratados aplicando-se os preços ao final do ano Veja Histórico Preços para a Energia Elétrica Adquirida e a nota explicativa 34 à nossas demonstrações financeiras consolidadas. (4) Os projetos de construção de usinas de energia incluem compromissos assumidos basicamente para disponibilizar fundos para a construção e aquisição de concessão relacionada a controladas do segmento de energia renovável. Pesquisa e Desenvolvimento e Programas de Eficiência Energética De acordo com as leis brasileiras aplicáveis, desde junho de 2000, as empresas que detêm concessões, permissões e autorizações para distribuição, geração e transmissão de energia elétrica ficaram obrigadas a dedicar no mínimo 1,0% da sua receita operacional líquida todos os anos em pesquisa e desenvolvimento e programas de eficiência energética. As pequenas centrais hidrelétricas, os projetos de energia eólica, solar e de biomassa não estão sujeitos a esta exigência. A partir de abril de 2007, nossas concessionárias de distribuição dedicaram 0,5% de sua receita operacional líquida a atividades de pesquisa e desenvolvimento e 0,5% a programas de eficiência energética, ao passo que nossas companhias geradoras dedicaram 1,0% de sua receia operacional líquida a atividades de pesquisa e desenvolvimento. Nosso programa de eficiência energética é elaborado para promover o uso eficiente da energia elétrica pelos nossos consumidores, reduzir as perdas técnicas e comerciais e oferecer produtos e serviços para melhorar a satisfação, a fidelidade e para aperfeiçoar a imagem da nossa empresa. Nossos programas de pesquisa e desenvolvimento utilizam a pesquisa tecnológica para desenvolver produtos, os quais poderão ser usados internamente, bem como vendidos ao público. Conduzimos alguns desses programas por meio de parcerias estratégicas com universidades e centros de pesquisa nacionais, e grande parte de nossos recursos é dedicada à inovação e ao desenvolvimento de novas tecnologias aplicáveis ao nosso negócio. Nossos efetivos desembolsos em projetos de pesquisa e desenvolvimento em 2011, 2012 e 2013 totalizaram R$158 milhões, R$159 milhões e R$132 milhões, respectivamente. Nossos desembolsos para pesquisa e desenvolvimento seriam R$162 milhões e R$ 165 milhões para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2011 e 2012, respectivamente. Estes valores foram reajustados devido a mudança de práticas contábeis. Para mais informações, consulte por favor a nota explicativa 2.8 das nossas demosntrações financeiras auditadas. Operações Não Registradas no Balanço Em 31 de dezembro de 2013, não tínhamos operações não registradas no balanço que tenham ou que possivelmente venham a ter um impacto relevante sobre nossa situação financeira, receitas ou despesas, resultados de operações, liquidez, investimentos ou recursos de capital. Apresentamos os seguintes valores usados de nossas operações correntes de captação de recursos: 84

89 Em 2013 (em milhares de reais) Modalidade Aprovação Companhia Dívida Liberado Saldo BNDES / Investimento FINEM VI Em 2012 CPFL Paulista BNDES / Investimento FINEM V Em 2012 CPFL Piratininga BNDES / Investimento FINEM VI Em 2012 RGE BNDES / Investimento FINEM VI Em 2012 CPFL Renováveis BNDES / Investimento FINAME III Em 2012 CPFL Renováveis BNDES / Investimento FINEM XII Em 2013 CPFL Renováveis Tendências Nós investimos em inovação e tecnologia para melhorar a qualidade de nossos serviços e nossa eficiência operacional, que são nossas eternas metas. O Programa Tauron com foco na medição inteligente de consumidores de alta e média voltagem e na excelência da gestão da mão de obra pelo uso de tablets e de um software novo aumentará nossa eficiência operacional no futuro próximo. Já implantamos medidores inteligentes na área e duas de nossas subsidiárias de distribuição já operam segundo o novo sistema de envio de dados. Esperamos terminar a implementação do projeto até o final de Além disso, procuramos promover o crescimento em cada um dos nossos segmentos de negócio: distribuição, fontes de geração convencionais, fontes de geração renováveis e comercialização e serviços. Pretendemos continuar a expandir o nosso segmento de distribuição, seja através do crescimento do mercado ou através da aquisição de empresas de distribuição de energia (se existirem empresas no mercado com características e preço que sejam vantajosos para nós). O crescimento do mercado é fortemente influenciado pelo crescimento econômico, em especial no aumento do emprego, renda, vendas do setor de varejo e produção industrial. Além disso, o mercado também é influenciado pela entrada de novos clientes e mudanças no clima e volume de chuva. Segundo projeções do relatório FOCUS, publicado em 13 de janeiro de 2014 pelo Banco Central do Brasil, o PIB deve crescer 1,99% em 2014 e 2,48% em Embora essas taxas de crescimento sejam moderadas, há sinais positivos com relação ao consumo de energia nos próximos anos. Esse crescimento será sustentadopor segmentos residenciais e comerciais, favorecido pela baixa taxa de desemprego, pela qualidade cada vez melhor da mão de obra, pela manutenção de programas sociais (por exemplo Minha Casa, Minha Vida e Minha Casa Melhor ) e por grandes eventos, como a Copa do Mundo (em 2014) e os Jogos Olímpicos (em 2016). O desempenho industrial, por outro lado, continuará em um ritmo mais lento de crescimento: mesmo com a recuperação da economia global, a depreciação cambial e seus efeitos positivos nas exportações, a inflação é uma ameaça que poderá levar a taxas de juros mais elevadas e investimentos menores. Além disso, uma possível redução na disponibilização dos empréstimos do BNDES (o Banco de Desenvolvimento do Brasil) e a infraestrutura inadequada poderão restringir o crescimento econômico. Nosso segmento de geração tem mostrado altos níveis de crescimento nos últimos anos, com a aquisição e construção de novas usinas. Em 2011, a criação da CPFL Renováveis marcou um importante momento para nós. Nós planejamos continuar a expandir as nossas atividades nos setores de geração, tanto de energia convencional como de energia renovável (eólica, pequenas hidrelétricas e usinas termoelétricas a biomassa). Atualmente buscamos esta estratégia através da CPFL Renováveis, com uma capacidade instalada de MW (da qual nossa participação é de 834 MW) e 383 MW em construção (da qual nossa participação é de 225 MW), assim como buscamos novos projetos. Em 31 de dezembro de 2013, nossa capacidade instalada de e r a MW, que deverá alcançar MW até o final de 2014, após o início das operações do parque eólico Macacos I, considerando o parque eólico Rosa dos Ventos, cuja aquisição foi concluída em fevereiro de 2014 e a entrada em operação comercial do parque Atlântica. Em 2018, esperamos alcançar uma capacidade instalada de MW, quando os parques eólicos Campos dos Ventos, São Benedito e o complexo de Pedra Cheirosa entrarem em operação. Nós também temos um portfólio de MW (dos quais nossa participação é de MW) a ser desenvolvido ao longo dos próximos anos através da CPFL Renováveis. Além disso, nós continuaremos a buscar novos projetos no setor de energia convencional. No segmento de comercialização e de serviços, o nosso principal objetivo é manter nossa posição de liderança, em termos de participação de mercado para garantir a nossa lucratividade acima da média. Além disso, esperamos expandir nosso portfólio de serviços, manter a fidelidade de nossos clientes e expandir nossos serviços a novos mercados. Desde nossa criação, temos constantemente empregado uma estratégia de crescimento baseada na excelência operacional através da inovação e tecnologia, sinergia, disciplina financeira e o acúmulo de valor. Nós planejamos continuar no futuro, a fim de consolidar nossa forte posição no setor energético. 85

90 Uso de Estimativas em Determinadas Políticas Contábeis Ao elaborar nossas demonstrações financeiras, fazemos estimativas relativas a diversos assuntos. Alguns desses assuntos são altamente imprevisíveis, fazendo com que nossas estimativas dependam de opiniões formuladas com base nas informações disponíveis. Na discussão a seguir, identificamos diversos outros assuntos com relação aos quais nossas apresentações financeiras seriam materialmente afetadas caso (i) viéssemos a usar estimativas diversas, que poderiam ter sido usadas razoavelmente ou (ii) no futuro, viéssemos a alterar nossas estimativas em razão de alterações com razoável probabilidade de ocorrerem. A discussão trata apenas das estimativas que julgamos mais importantes com base no grau de imprevisibilidade e na probabilidade de impacto relevante, caso usássemos outras estimativas em seu lugar. Há muitas outras áreas nas quais usamos estimativas para situações imprevisíveis, mas o efeito provável da alteração ou substituição das estimativas não é relevante para nossas demonstrações financeiras. Veja as notas explicativas de nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas aqui incluídas, para discussão mais detalhada da aplicação destas e de outras políticas contábeis. Recuperação de Ativos de Longo Prazo (Impairment) Os ativos de longo prazo, que incluem o imobilizado, ativos intangíveis comprados e investimentos, compreendem parcela significativa da totalidade de nossos ativos e são revistos, quanto à recuperação, sempre que eventos ou mudanças nas circunstâncias indicarem que o valor contábil de um ativo pode não ser recuperável. Demonstramos saldos em nosso balanço patrimonial que são avaliados pelos custos históricos líquidos de depreciação e amortização acumuladas. Em razão do IFRS, ficamos obrigados a periodicamente avaliar se esses ativos sofreram desvalorização, ou seja, se sua capacidade futura de gerar caixa não justifica sua manutenção por seus valores contábeis. Os métodos usados para a recuperação de ativos incluem testes baseados no valor dos ativos em uso. Nesses casos, os ativos (ágio e ativos intangíveis da concessão) são segregados e agrupados pelo menor nível que gere fluxos de caixas identificáveis ( cash generating unit, ou CGU). Caso não sejam realizáveis, somos obrigados a reconhecer a perda realizando pela baixa em parte de seu valor em despesas no período corrente. A análise que realizamos exige que estimemos os fluxos de caixa futuros decorrentes desses ativos, e essas estimativas nos obrigam a adotar uma série de premissas acerca de nossas operações futuras, incluindo julgamentos relativos ao crescimento do mercado e a outros fatores macroeconômicos, assim como a demanda por energia elétrica. As alterações dessas premissas poderiam nos obrigar a reconhecer perdas por desvalorização em períodos futuros. Nossas avaliações em 2013, 2012 e 2011 não resultaram em qualquer desvalorização significativa de nosso imobilizado ou ativos intangíveis e investimentos consolidados. Recuperação de Ativo Financeiro (Impairment) Um ativo financeiro não avaliado ao valor justo na demonstração do resultado é reavaliado a cada data de relatório das demonstrações financeiras para determinar se há comprovação objetiva de perda de valor. A perda de valor pode ocorrer após o reconhecimento inicial do ativo e ter um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros estimados. A Companhia e suas subsidiárias consideram comprovação de perda de valor de recebíveis e valores mobiliários de investimento mantidos até o vencimento tanto para ativos específicos como em nível coletivo para todos os valores mobiliários significativos. Recebíveis e títulos e valores mobiliários de investimento mantidos até o vencimento que não sejam individualmente significativos são coletivamente avaliados quanto a perda de valor agrupando os títulos e valores mobiliários com características de risco semelhantes. Ao avaliar perda de valor coletivo, a Companhia utiliza tendências históricas da probabilidade de inadimplemento, momento oportuno de recuperações e o valor da perda incorrida, ajustados para que a administração possa julgar se as premissas e as condições econômicas e creditícias correntes são tais que as perdas efetivas provavelmente sejam mais altas ou mais baixas que as sugeridas pelas tendências históricas. A redução do valor recuperável de um ativo financeiro é reconhecido como segue: Custo amortizado: pela diferença entre o valor contábil e o valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados descontados à taxa efetiva de juros original do ativo. As perdas são reconhecidas no resultado e refletidas em uma conta de provisão contra recebíveis. Quando um evento subsequente indica reversão da perda de valor, a diminuição na perda de valor é revertida e registrada a crédito no resultado. Disponíveis para venda: pela diferença entre o custo de aquisição, líquido de qualquer reembolso e amortização do principal, e o valor justo atual, decrescido de qualquer redução por perda ao valor recuperável previamente reconhecida no resultado. As perdas são reconhecidas no resultado. Para os ativos financeiros registrados pelo custo amortizado e/ou títulos de dívida classificados como disponível para venda, caso exista aumento (ganho) em períodos subsequentes ao reconhecimento da perda, a perda de valor é 86

91 revertida contra o resultado. Todavia, qualquer recuperação subsequente no valor justo de um título patrimonial classificado disponível para venda para o qual tenha sido registrada perda ao valor recuperável, qualquer aumento no valor justo é reconhecido em outros resultados abrangentes. Plano de pensão Patrocinamos planos de benefício de pensão e planos de benefícios em caso de invalidez e falecimento, cobrindo substancialmente todos os nossos empregados. A determinação do valor de nossas obrigações com pensão depende de determinadas premissas atuariais, incluindo índices de desconto, inflação, etc. Para mais informações sobre as premissas atuariais veja nota 18 de nossas demonstrações financeiras consolidadas. Ademais, o IAS 19 foi revisto e tem sido aplicado desde 1º de janeiro de 2013 (e para fins de comparação, os balanços patrimoniais em 31 de dezembro e 1º de janeiro de 2012 e a demonstrações dos resultados de 2012 e 2011 foram reapresentados). Impostos diferidos Contabilizamos os impostos sobre a renda de acordo com IFRS, que exige uma abordagem do ativo e passivo para registrar impostos correntes e diferidos. Dessa forma, os efeitos das diferenças entre o valor contábil para fins fiscais do ativo e passivo e os montantes reconhecidos em nossas demonstrações financeiras consolidadas são tratadas como diferenças temporárias para os fins de registro do imposto de renda diferido. Analisamos regularmente nosso crédito fiscal diferido para recuperação. Se as evidências não forem suficientes para provar que nós geraremos receita futura tributável ou dedutível suficiente, ou se houver alteração relevante nas alíquotas de imposto efetivas ou período no qual as diferenças temporárias subjacentes se tornem tributáveis ou dedutíveis, poderíamos estar obrigados a estabelecer uma provisão de desvalorização total ou parcial de nosso crédito fiscal diferido decorrente de um aumento substancial em nossa alíquota de imposto e um impacto adverso relevante sobre nossos resultados operacionais. Provisões para Riscos Fiscais, Cíveis e Trabalhistas Tanto nós como nossas subsidiárias são partes de processos judiciais no Brasil, decorrentes do curso normal dos negócios, relativos a questões fiscais, trabalhistas, cíveis entre outras. Provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas são estimadas com base em experiência histórica, na natureza das reclamações, bem como com base na atual posição das reclamações. As avaliações relativas a esses riscos são realizadas por vários especialistas internos e externos da companhia. O registro da provisão para riscos tributários, cíveis e trabalhistas requer julgamento significativo por parte da administração no tocante às probabilidades estimadas e limites de exposição a obrigação em potencial. A avaliação da administração de nossa exposição a riscos tributários, cíveis e trabalhistas pode se alterar à medida que se deem novos acontecimentos ou que novas informações se tornem disponíveis. O desfecho dos riscos pode variar de maneira significativa, acarretando impacto relevante sobre nossos resultados operacionais consolidados, fluxos de caixa e situação financeira. Instrumentos financeiros Instrumentos financeiros podem ser avaliados a valor de mercado ou por custos reconhecidos, de acordo com determinados aspectos. Os avaliados a valor de mercado foram reconhecidos com base nos preços cotados em um mercado ativo, ou avaliados utilizando modelos de precificação, aplicados individualmente para cada transação, levando em consideração o fluxo de pagamentos futuros, com base nas condições contratadas, descontados a valor presente das taxas de juros, baseado em informações obtidas nos websites da BM&FBOVESPA e da Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiros e de Capitais ANBIMA, quando disponíveis. Desta forma, o valor de mercado de um instrumento corresponde ao seu valor de vencimento (valor de resgate) registrado a valor presente pelo fator de desconto (relativo a data de vencimento do instrumento) obtida do gráfico de juros de mercado em Reais. Ativos financeiros classificados como disponíveis para venda referem-se ao direito de compensação a ser paga pelo Governo Federal na reversão dos ativos de distribuição das concessionárias (ativos financeiros das concessões). A metodologia adotada para registro destes ativos a valor de mercado é baseada no processo de revisão tarifária das distribuidoras. Nesta revisão, realizada a cada quatro ou cinco anos de acordo com cada concessionária, consiste na reavaliação a valor de Mercado da infraestrutura de distribuição. Esta base de avaliação é utilizada para a determinação da tarifa, a qual é acrescida anualmente em cada revisão tarifária, com base nos parâmetros dos principais índices de inflação. A Lei n.º /13 definiu a metodologia e o critério para a avaliação da compensação na reversão destes ativos amparado na Base de Remuneração Regulatória BRR. Desta forma, a avaliação da compensação na reversão é prevista por meio de processo de avaliação conduzido pela ANEEL. 87

92 Depreciação e Amortização de Ativos Intangíveis Registramos a depreciação utilizando o método linear, em tarifas anuais baseadas na vida útil estimada dos ativos, conforme estabelecido pela ANEEL e de acordo com as práticas adotadas no Brasil. A amortização dos ativos intangíveis varia de acordo com a maneira pela qual foram adquiridos: Ativos intangíveis adquiridos através de combinação de negócios: A parcela oriunda de combinações de negócios que corresponde ao direito de exploração da concessão é amortizada com base na curva do lucro líquido projetado das concessionárias para o prazo remanescente da concessão, conforme aplicável. Investimentos em infraestrutura (aplicação do IFRIC 12 Contratos de Concessão): Uma vez que o prazo para exploração é definido contratualmente, este ativo intangível de vida útil definida é amortizado pelo prazo de concessão de acordo com uma curva que reflita o padrão de consumo em relação aos benefícios econômicos esperados. Uso do Bem Público: O ativo intangível referente a esta natureza está sendo amortizado linearmente pelo período remanescente da concessão. ITEM 6. CONSELHEIROS, DIRETORES E EMPREGADOS Conselheiros e Diretores Conselho de Administração Nosso Conselho de Administração é responsável por determinar nossas diretrizes estratégicas globais e, entre outras coisas, pelo estabelecimento de nossas políticas gerais de negócios, pela eleição da Diretoria e supervisão do exercício de suas funções. De acordo com nosso Estatuto Social, nosso Conselho de Administração poderá ser composto pelo mínimo de sete membros e o máximo de nove membros. Atualmente, nosso Conselho de Administração é composto por sete membros, sendo um deles independente (de acordo com o Regulamento de Listagem do Novo Mercado da BMF&BOVESPA e com nosso Estatuto). No caso de empate, o presidente do Conselho terá o voto de decisão. O Conselho de Administração se reúne pelo menos uma vez por mês ou sempre que solicitado pelo presidente do conselho de acordo com as normas do Estatuto Social. Nos termos de nosso Estatuto Social, os conselheiros são eleitos em Assembleia Geral com mandato de um ano, permitida a reeleição, podendo ser destituídos a qualquer momento por nossos acionistas reunidos em Assembleia Geral Extraordinária. Os atuais membros do Conselho de Administração foram eleitos em Assembleia Geral realizada em 19 de abril de Seus mandatos expirarão em nossa próxima Assembleia Geral Ordinária, que está programada para acontecer em 29 de abril de Nosso Estatuto Social não prevê idade para aposentadoria compulsória de nossos conselheiros. De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, se um conselheiro ou diretor executivo possui um conflito de interesses com a companhia com relação a qualquer operação proposta, esse conselheiro ou diretor executivo não pode votar na reunião do Conselho de Administração ou reunião de Diretoria que tratar de tal operação e deve descrever a natureza e extensão do interesse conflitante para transcrição na ata da reunião. Um conselheiro ou diretor executivo não pode realizar qualquer negócio com a companhia, não podendo aceitar empréstimos, exceto se em termos justos e razoáveis e condições idênticas aos termos e condições prevalecentes no mercado ou ofertados por terceiros. Em 31 de dezembro de 2013, qualquer transação entre nossos acionistas ou partes relacionadas e nossa Companhia, que exceda R$ ,00 milhões, corrigido anualmente pela variação do índice IGP-M, deve ser previamente aprovado pelo Conselho de Administração. Até a presente data, não existem contratos ou outras obrigações relevantes de que sejam parte nossos administradores e a Companhia. De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, combinada com uma decisão da CVM, os acionistas não-controladores têm o direito de eleger pelo menos um membro do Conselho de Administração, desde que detenham no mínimo 10,0% das ações com direito de voto. Os acionistas não-controladores que detiverem mais de 5,0% das ações com direito de voto poderão requerer a adoção do processo de voto múltiplo. A tabela a seguir contém o nome, a idade e as posições dos membros do Conselho de Administração. Uma breve biografia de cada um de nossos Conselheiros segue após o quadro abaixo. 88

93 Nome Idade Posição Murilo Cesar Lemos dos Santos Passos 66 Presidente Claudio Borin Guedes Palaia 39 Conselheiro Marcelo Pires Oliveira Dias 38 Conselheiro Renê Sanda 50 Vice-presidente Deli Soares Pereira 64 Conselheiro Martin Roberto Glogowsky 60 Conselheiro Maria Helena dos Santos Fernandes de Santana 54 Conselheira Independente Murilo Cesar Lemos dos Santos Passos - Graduado em Engenharia Química pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) em Entre 1970 e 1977, atuou no Ministério da Indústria e Comércio - Conselho de Desenvolvimento Industrial (CDI). Entre 1977 e 1992, atuou como empregado e posteriormente Diretor da Área de Produtos Florestais, Meio Ambiente e Metalurgia da Companhia Vale do Rio Doce e como Diretor Presidente da Celulose Nipo-Brasileira S.A (Cenibra) e Florestas Rio Doce S.A.. Entre 1993 e 2006, foi CEO da Bahia Sul Celulose S.A. e depois da Suzano Papel e Celulose S.A. Entre 2007 e 2010, foi membro do Conselho de Administração da Brasil Agro Cia. Brasileira de Propriedades Agrícolas. Atualmente, é membro do Comitê de Gestão do Conselho de Administração da Suzano Papel e Celulose S.A., Vice-Presidente do Conselho da Fundação para o Prêmio Nacional da Qualidade (FNPQ). É membro do Conselho Consultivo da Associação dos Produtores de Papel e Celulose - Bracelpa. É membro do Conselho de Administração das empresas São Martinho S.A., Odontoprev S.A. e Tegma Gestão Logística S.A. Desde 2010, é o presidente do Conselho de Administração da Companhia. Claudio Borin Guedes Palaia Graduado em Administração de Empresas pela Escola de Administração de Empresas da Fundação Getúlio Vargas de São Paulo, em 1997, com MBA pela The Wharton School of the University of Pennsylvania, em Atuou como Analista de M&A do Banco JP Morgan, em São Paulo e Nova Iorque de 1997 a De 2002 a 2005, foi líder de projetos em: Camargo Corrêa Energia S.A., Camargo Corrêa S.A. (CCSA) e São Paulo Alpargatas. De 2005 a 2007, foi conselheiro da Hormigón da Loma Negra C.I.A.S.A em Buenos Aires, Argentina. Desde 2008, ele é um Diretor Estatutário da Camargo Correa Cimentos. Ele também é Conselheiro de Administração titular da São Paulo Alpargatas. Em 2009, foi membro suplente do Conselho de Administração da CPFL Energia. Desde 2010, é membro titular do Conselho de Administração da CPFL Energia. Marcelo Pires Oliveira Dias - O Sr. Dias é graduado em Comércio Exterior pela American International em Londres em O Sr. Dias também participou dos seguintes cursos: SAP, na Sap Brasil, e Contabilidade na Arthur Andersen (2000), um Curso para o Conselho de Administração no Instituto Brasileiro de Governança Corporativa IBGC (2003) e do Programa sobre Negociação para Executivos Seniores na Escola de Negócios de Harvard (2005). Trabalha como Diretor na Camargo Corrêa Investimentos em Infraestrutura (CCII) desde Também atuou como Superintendente de Novos Negócios (2000 a 2002) e Diretor de Novos Negócios (2002 a 2008) na Construções e Comércio Camargo Corrêa (CCCC). De 1998 a 2000, trabalhou como Gerente de Negócios na Concessionária Nova Dutra. Atualmente, é Vice-Presidente do Conselho de Administração da ESC Energia S.A., Construções e Comércio Camargo Corrêa S.A. (CCCC), Camargo Corrêa Investimentos em Infraestrutura S.A. (CCII) e Camargo Corrêa Energia S.A. (CCE). Trabalhou, desde 2010, como membro do Conselho de Administração da Companhia de Concessões Rodoviárias (CCR). É membro do nosso Conselho de Administração desde Renê Sanda Graduado em Estatística na USP Universidade de São Paulo, em Cursou Mestrado em Estatística na USP em Em 1992, cursou MBA Executivo em Finanças no IBMEC de Brasília e participou do Commercial and Investment Banking Program Professional Development Center junto ao Citibank, em Fort Lauderdale (EUA). Entre 2002 e 2006, foi gerente geral substituto do BB Nova Iorque (EUA), sendo Diretor Adjunto do Banco do Brasil Securities (EUA) entre 2005 e De 2006 a 2010, foi Diretor de Gestão de Riscos do Banco do Brasil. Foi Conselheiro Fiscal da Tele Amazônia Celular participações, da Telemig Celular Participações, da CPFL e da CPFL Geração. Foi Conselheiro de Administração da Petroflex S.A., do Banco do Brasil Securities New York, do BB Securities London e Fundição Tupy. Atualmente ele é o Diretor Chefe de Investimentos da Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil PREVI. Compõe o Conselho de Administração da CPFL Energia desde Deli Soares Pereira O Sr. Pereira é graduado em Ciências Sociais pela Universidade de São Paulo USP em 1979, com graduação em Economia e Administração de Relações Trabalhistas pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo PUC-SP em Desde 2009, trabalhou como membro substituto dos Conselhos de Administração da VALE S.A. e VALEPAR S.A. Atuou como membro efetivo nos Conselhos de Administração da Tigre S.A. Tubos e Conexões (2001 a 2003), SOLPART Participações S.A. (2006 a 2008), CPFL Piratininga, CPFL Paulista, CPFL Geração e CPFL Energia (2004 a 2006). O Sr. Pereira se tornou membro de nosso Conselho de Administração em

94 Martin Roberto Glogowsky O Sr. Glogowsky é graduado em Administração de Empresas pela Fundação Getúlio Vargas FGV em 1976 e em Direito pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo PUC-SP. Desde 2005, atuou como CEO da Fundação CESP, tendo trabalho anteriormente como Diretor de Investimento (1999 a 2005). Foi vicepresidente do Citibank (1977 a 1994) e ocupou vários cargos na empresa, bem como no banco de investimento. Trabalhou na Área de Mercado De Capitais do Banco Schahin Cury S.A. (1994 a 1997) e Banco BBA Creditanstaltd (1997 a 1998). Atua como Presidente do Conselho Fiscal da Net Serviços de Comunicação S.A. desde Além disso, o Sr. Glogowsky é um membro adjunto e certificado do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa IBGC e é também membro do Conselho da Abrapp Associação Brasileira de Fundos de Pensão; foi membro da Comissão Nacional de Investimentos Técnicos (2005). Desde 2002, atuou alternadamente como membro do Conselho Fiscal e membro do Conselho em empresas do grupo CPFL e faz parte do nosso conselho de administração desde Maria Helena dos Santos Fernandes de Santana Graduada em Economia na Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade da Universidade de São Paulo FEA/USP em 1990; foi Presidente da Comissão de Valores Mobiliários CVM (2007 a 2012), onde atuou como Comissária desde Também foi Presidente do Comitê Executivo da International Organization of Securities Commissions IOSCO (2011 a 2012), membro do Conselho de Administração do Instituto Brasileiro de Governança Corporativa IBGC (2001 a 2005), Superintendente Executivo de Relações Corporativas da Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros de São Paulo BM&FBOVESPA S.A. e, desde 2000, membro da Mesa Redonda de Governança Corporativa na América Latina (Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico - OECD / Grupo do Banco Mundial). Atualmente, é Presidente do Comitê de Governança Corporativa e membro do Conselho da Companhia Brasileira de Distribuição CBD e Presidente do Conselho Fiscal e membro do Conselho de Administração da TOTVS S.A. Maria Helena assumiu recentemente o cargo de Agente Fiduciário da International Financial Reporting Standards Foundation. A Srª Santana é membro de nosso Conselho de Administração desde Diretoria Executiva Nossa Diretoria Executiva é responsável pela administração cotidiana das nossas operações. Nos termos do nosso Estatuto Social, nossa Diretoria é composta por seis membros eleitos pelo Conselho de Administração, com mandato de dois anos, permitida a reeleição. Nossa atual Diretoria foi eleita em Reunião do Conselho de Administração realizada em 24 de abril de A tabela a seguir contém o nome, a idade e a posição de cada um de nossos Diretores. Abaixo da tabela, apresentamos breve descrição biográfica de cada um dos nossos Diretores. Nome Idade Posição Wilson Ferreira Junior 54 Diretor Presidente (CEO) Gustavo Estrella 39 Diretor Vice-Presidente Financeiro e Diretor de Relação com Investidores Hélio Viana Pereira 60 Diretor Vice-Presidente de Operações José Marcos Chaves de Melo 50 Diretor Vice-Presidente Administrativo Carlos da Costa Parcias Junior 53 Diretor Vice-Presidente de Desenvolvimento de Negócios Vago Diretor Vice-Presidente de Relações Institucionais Wilson Ferreira Junior - Formado em Engenharia Elétrica pela Escola de Engenharia da Universidade Mackenzie em 1981 e em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências Econômicas, Contábeis e Administrativas pela Universidade Mackenzie em Cursou mestrado em Energia pela Universidade de São Paulo (USP) (não defendeu tese), e várias especializações, dentre as quais Engenharia de Segurança do Trabalho (Universidade Mackenzie, 1982), Marketing (Fundação Getúlio Vargas - FGV, 1988), e Administração de Distribuição de Energia Elétrica (Swedish Power Co. 1992). Na Companhia Energética de São Paulo (CESP) exerceu diversos cargos, incluindo Diretor de Distribuição (1995 a 1998). Foi Presidente da RGE de 1998 a 2000, Presidente do Conselho de Administração da Bandeirante Energia S.A. de 2000 a 2001 e Presidente da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE (2009 a 2010). O Sr. Ferreira Junior atualmente é Vice- Presidente da Associação Brasileira de Infraestrutura e Indústria de Base (ABDIB), membro do Conselho de Administração do ONS e, desde 2010, membro do Conselho de Administração da WEG S.A. De 2002 a 2011, foi membro do Conselho de Administração da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, CPFL Geração e RGE. De 2000 a 2011 foi Presidente da CPFL Paulista e de 2001 a 2011 foi Presidente da CPFL Piratininga, CPFL Geração e CPFL Brasil. 90

95 Ele também foi o Presidente da CPFL Jaguariúna, Nect, e outras controladas da CPFL Energia. Desde 2002 é o Presidente da CPFL Energia. O Sr. Ferreira Junior atualmente é o presidente do Conselho de Administração da CPFL Renováveis. Gustavo Estrella Graduado em Administração de Empresas pela Universidade do Rio de Janeiro UNERJ, com MBA em Finanças pela IBMEC-RJ. Atuou no Grupo Lafarge e nas empresas Light e Brasil Telecom. Desde 2001, atua na CPFL Energia, onde ocupou a posição de Gerente de Planejamento Econômico e Finanças, Diretor de Relações com Investidores e Diretor de Planejamento e Controle. Desde fevereiro de 2013 é o Diretor Vice-Presidente Financeiro e Diretor de Relações com Investidores da CPFL Energia e Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Geração, RGE e de outras subsidiárias do grupo CPFL Energia. O Sr. Gustavo Estrella é atualmente vice-presidente do Conselho de Administração da CPFL Renováveis e membro do Conselho de Administração da RGE, CPFL Paulista, CPFL Piratininga e CPFL Geração. Hélio Viana Pereira O Sr. Pereira é graduado em Engenharia Elétrica pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI) em 1976 e concluiu um programa de especialização em Engenharia de Qualidade Industrial na Universidade Estadual de Campinas (Unicamp). Concluiu os estudos de pós-graduação em Gestão de Negócios em Energia Elétrica na Fundação Getúlio Vargas (FGV) e Universidade de São Paulo (USP). O Sr. Pereira atuou como engenheiro no Departamento de Eletrificação Rural da Eletrobras de 1976 a 1978, como engenheiro no Departamento de Estudos de Rede Subterrânea e como gerente na Divisão de Iluminação Pública da Companhia de Eletricidade de Brasília (CEB) de 1978 a Ocupou vários cargos seniores e atuou como Supervisor de Controle Operacionais e Gerente de Operações da Companhia Energética de São Paulo (CESP) de 1984 a Na CPFL Paulista, atuou como Gerente do Departamento de Planejamento e Modernização de maio a agosto de Atuou também como Diretor de Distribuição da CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Santa Cruz, CPFL Jaguariúna e outras subsidiárias da CPFL Energia até 2011, e Diretor-Presidente da CPFL Paulista e CPFL Piratininga até O Sr. Pereira atualmente ocupa o cargo de Vice-Presidente de Operações da CPFL Energia S.A. José Marcos Chaves de Melo - Formado como técnico eletrônico pelo Centro Federal de Educação Tecnológica, no Rio de Janeiro (CEFET-RJ) em Formado em Engenharia Mecânica pela The University of Kansas em Possui as seguintes distinções acadêmicas e profissionais: Bolsa de Estudos da Fulbright Commission, U.S. National Engineering Honor Society (Tau Beta Pi), SAP s Diamond Circle Award for Outstanding Business Contributions 2005 e Prêmio Mundial de Inovação da Accenture em Atuou na Accenture do Brasil (1987 a 2008) e foi Diretor no período de 1998 a Foi responsável pela execução dos projetos junto a empresas, tendo atuado por 12 anos no setor elétrico, 5 anos em óleo e gás, 2 anos em siderurgia e 1 ano em manufatura. Acumula experiência em diversas áreas funcionais, como Tecnologia da Informação, Cadeia de Suprimentos e Serviços de Campo e Gestão de Ativos. Ao longo de sua carreira na Accenture, atendeu as empresas Neoenergia, Light, CEMIG, Duke Energy, Petrobrás, Repsol-YPF e CSN e também ao CCEE, e ao ONS. Atualmente é Diretor Administrativo da CPFL Paulista, da CPFL Piratininga, da RGE, da CPFL Geração, e das demais subsidiárias da CPFL Energia. O Sr. Chaves é Vice- Presidente Administrativo da CPFL Energia desde Carlos da Costa Parcias Júnior - Graduado em Economia pela Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC - Rio) (1988), tendo cursado Mestrado em Economia pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ- 1984). Desde março de 2012, o Sr. Parcias é o Diretor Vice-presidente de Desenvolvimento de Negócios da CPFL Energia. Em 2011, foi Diretor de Investimentos em Energia na companhia holding Grupo Camargo Correa. De 2004 a 2010, o Sr. Parcias tinha sua própria empresa de Consultoria Financeira Independemte, com foco em fusões e aquisições e estruturação de operações de private equity. Anteriormente ocupou posições de liderança no setor financeiro: Diretor- Presidente da Icatu Gestão de Participações, entre 2001 e 2003, cuja atividade principal é a de gestão de investimentos; Diretor do Banco de Investimentos Fleming Graphus, entre 1998 a 2000; Presidente do BBA-Capital Asset Management, entre 1996 a 1998; Diretor de Mercado de Capitais do Banco BBA-Creditanstalt de 1993 a 1995; Diretor Executivo do JP Morgan, entre 1992 a 1993; e atuou também como Assessor da Presidência do BNDES, entre 1990 a Conselho Fiscal De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, o Conselho Fiscal é um órgão independente da administração e da auditoria externa da empresa. O nosso Conselho Fiscal é permanente (embora a Lei das Sociedades por Ações permita que o Conselho Fiscal não seja permanente) podendo ser constituído por, no mínimo, três e, no máximo, cinco membros. As principais atribuições do Conselho Fiscal são fiscalizar os atos dos administradores, examinar e opinar sobre as demonstrações financeiras do exercício social e reportar suas conclusões para os acionistas da Companhia. A Lei das Sociedades por Ações exige que os membros do Conselho Fiscal recebam remuneração não inferior a 10,0% do que, em média, for atribuído aos diretores da companhia, não computados benefícios e participação nos lucros. De 91

96 acordo com a referida Lei, os acionistas não-controladores que representem, em conjunto, no mínimo 10,0% ou mais das ações com direito a voto, têm direito de eleger um membro do Conselho Fiscal. De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, não podem ser eleitos para nosso Conselho Fiscal membros do nosso Conselho de Administração ou da nossa Diretoria Executiva, e nossos empregados ou de nossas sociedades controladas ou do mesmo grupo e o cônjuge ou parente dos nossos administradores. O nosso Conselho Fiscal eleito pela Assembleia Geral de 19 de abril de 2013, com um mandato de um ano, é composto por cinco membros: William Bezerra Cavalcanti Filho (presidente), Daniela Corci Cardoso (Especialista Financeira), Adalgiso Fragoso de Faria, Helena Kerr do Amaral e Celene Carvalho de Jesus. De acordo com as regras aplicáveis ao Comitê de Auditoria das Companhias listadas na NYSE (New York Stock Exchange - Bolsa de Valores de Nova lorque) e da SEC, em 8 de junho de 2005, nosso Conselho de Administração nomeou e empossou o Conselho Fiscal para desempenhar as funções do Comitê de Auditoria, com base na isenção estabelecida na Regra 10A-3(c)(3) do Exchange Act. Comitês de Assessoramento O coordenador de cada um dos comitês a seguir reporta suas atividades nas reuniões mensais do Conselho de Administração, no entanto, os comitês não têm autoridade para tomar decisões e suas sugestões não se vinculam ao Conselho de Administração. Comitê de Processos de Gestão. Nosso Comitê de Processos de Gestão é responsável por assessorar o Conselho de Administração nos seguintes temas: (i) avaliação da eficácia das informações prestadas ao Conselho de Administração; (ii) elaboração de propostas de melhoria dos processos de gestão de negócios, e (iii) orientação dos trabalhos de Auditoria Interna e elaboração de propostas de aprimoramento. Os membros deste comitê são Francisco Caprino Neto, João Ernesto de Lima Mesquita e Martin Roberto Glogowsky. Comitê de Gestão de Pessoas. Nosso Comitê de Gestão de Pessoas é responsável por assessorar o Conselho de Administração nos seguintes temas: (i) coordenação do processo de seleção do Diretor Presidente; (ii) definição dos critérios de remuneração da Diretoria Executiva, incluindo planos de incentivo de curto e longo prazo; (iii) definição das metas para avaliação de desempenho da Diretoria Executiva; (iv) coordenação do processo de avaliação da Diretoria Executiva; (v) preparação do plano de sucessão da Diretoria Executiva; e (vi) monitoramento da execução de políticas e práticas de Recursos Humanos e, quando necessário, elaboração de propostas de aprimoramento. Os membros deste comitê são Renê Sanda, Francisco Caprino Neto e Carlos Alberto Cardoso Moreira. Comitê de Partes Relacionadas. Nosso Comitê de Partes Relacionadas é responsável por assessorar o Conselho de Administração nos seguintes temas: (i) avaliação do processo de seleção de fornecedores e prestadores de serviços, garantindo que sejam observadas condições de mercado; e (ii) avaliação do processo de fechamento de contrato(s) de compra e/ou venda de energia em Parte(s) Relacionada(s), garantindo que sejam observadas condições de mercado. Os membros deste comitê são Francisco Caprino Neto, Fernando Santos do Nascimento e Paola Rocha Ferreira. Adicionalmente aos comitês de assessoramento, nosso Conselho de Administração criou comissões de trabalho ad hoc desde 2006 como a Comissão de Governança Corporativa, Comissão de Estratégia, Comissão de Orçamento, Comissão de Gestão de Riscos, Comissão de Sustentabilidade, Comissão de Serviços Financeiros, Comissão de Compra de Energia, Comissão de Avaliação de Projetos e Comissão das IFRS, podendo criar outras comissões, se necessário. Remuneração Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, a Assembleia Geral fixará o valor total da remuneração dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria. Após nossos acionistas fixarem o valor total da remuneração do Conselho de Administração e da Diretoria, o Comitê de Gestão de Pessoas apoia o nosso Conselho de Administração que é responsável pela fixação dos níveis de remuneração individuais. Em 25 de julho de 2012, o Conselho de Administração aprovou um plano de incentivo de longo prazo baseado em phantom stocks. Nos termos desse plano, caso o preço de nossas ações atinja um preço alvo após um determinado período de carência, os beneficiários poderão receber bônus em dinheiro. Os membros do Conselho da Administração, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal da CPFL Energia recebem uma parte de sua remuneração diretamente da CPFL Energia e uma parte das subsidiárias em uma base de alocação como 92

97 retorno pelos serviços prestados para estas subsidiárias. A tabela a seguir contém a remuneração paga diretamente pela CPFL Energia aos membros do Conselho da Administração, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal da CPFL Energia em 2013: Órgão Remuneração pelo exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013 Conselho de Diretoria Administração Conselho Fiscal Estatutária Total Número de membros 7,17 membros (1) 6,25 membros (1) 6,0 membros (1) Remuneração fixa anual: (em milhares de Reais) Salário ou pró-labore Benefícios directos e indiretos Remuneração por participação emcomitês Outros Remuneração Variável: Bônus Participação nos resultados Remuneração por participação em comitês Comissões Outros (2) (2) Benefícios pós-emprego Remuneração baseada em ações Valor da remuneração por cada órgão (2) Total da remuneração dos órgãos , (1) Representa a média ponderada dos membros. (2) Este valor reflete a reversão de provisões feitas em anos anteriores para remuneração variável que nós esperávamos pagar aos nossos Administradores. (3) Valores de compensação incluem cobranças e aumentos. A tabela abaixo estabelece a remuneração da administração da CPFL Energia paga por nossas controladas para o exercício encerrado em 31 de dezembro de Exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013 Conselho de Administração Conselho Fiscal Diretoria Estatutária Fixo Fixo Total (fixo e variável) (em milhares de reais) Controladas (1) 227-4,227 (1) No valor da remuneração, estão incluídos todos os encargos e provisões. A tabela a seguir contém a remuneração aprovada a ser paga diretamente pela CPFL Energia aos membros da Diretoria Executiva, Conselho de Administração e Conselho Fiscal para 2014 (excluindo o que recebem diretamente pelas subsidiárias, em base de alocação): 93

98 Órgão Remuneração aprovada para o exercício a encerrar em 31 de dezembro de 2014 Conselho de Diretoria Administração Conselho fiscal Estatutária Total Número de membros 8 membros 6 membros 6 membros Remuneração fixa anual: (em milhares de Reais) Salário ou pró-labore Benefícios diretos e indiretos Remuneração por participação em comitês Outros Remuneração variável: Bônus Participação nos resultados Remuneração por participação em comitês Comissõess Outros Benefícios pós emprego Remuneração baseada em ações Valor da remuneração por cada órgão (1) Total da remuneração dos õrgãos (1) No valor da remuneração, estão incluídos todos os encargos e provisões. Adicionalmente, a CVM nos obriga a divulgar o total da remuneração paga para todos os diretores executivos e conselheiros (de administração e fiscal) de todas as companhias do grupo. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013, a remuneração total dos membros do Conselho de Administração, dos diretores executivos e membros do conselho fiscal, inclusive benefícios, foi de aproximadamente R$34 milhões, incluindo a remuneração variável de R$2,0 milhões. Para o mesmo período, o valor total reservado ou alocado pela companhia para atender a benefícios de pensão, aposentadoria ou similares foi de aproximadamente R$1,0 milhão. Titularidade de Ações O número total de ações ordinárias detidas por nossos conselheiros e pelos diretores executivos em 31 de março de 2014 era de Nenhum de nossos conselheiros ou diretores executivos beneficiários detém um por cento ou maior percentual de nossas ações ordinárias. Indenização de Conselheiros e Diretores Nem a legislação brasileira nem nosso Estatuto Social estipulam indenização específica de diretores ou conselheiros. Mantemos seguro de responsabilidade civil para diretores e conselheiros desde fevereiro de Empregados Em 31 de dezembro de 2013, tínhamos empregados em regime de tempo integral. A tabela a seguir apresenta o número de nossos empregados, bem como a classificação dos empregados segundo a categoria de atividade nas datas indicadas em cada uma das áreas das nossas operações. Em 31 de dezembro de Distribuição Geração convencional Geração renovável Comercialização Serviços Administração Total Parte dos nossos empregados são membros de sindicatos, com os quais realizamos convenções coletivas. Renegociamos anualmente essas convenções com os 16 principais sindicatos representantes de nossas diversas categorias profissionais. Em geral, aumentos de salário são concedidos anualmente. Acreditamos manter boas relações com nossos sindicatos, evidenciado pelo fato de não termos nenhuma greve nos últimos 25 anos que tenham afetado 94

99 materialmente nossas operações. Proporcionamos vários benefícios a nossos empregados. O mais significativo deles é o patrocínio da Fundação CESP, em parceria com outras dez empresas elétricas, que complementa os benefícios de aposentadoria e saúde do Governo Federal cabíveis aos empregados de CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Geração e CPFL Brasil. Em conformidade com a legislação brasileira e a nossa política de remuneração, nossos empregados são elegíveis para o nosso programa de participação nos lucros. Este montante é estabelecido nas convenções coletivas de cada companhia, ajustados anualmente. Em 2013, provisionamos R$41 milhões (R$37 milhões dos quais são lançados como passivo circulante) o nosso Programa de Participação nos Lucros. Adicionalmente, parte da remuneração de cada empregado está atrelada a metas de desempenho. Os empregados são avaliados com base em critérios tais como qualidade do produto de trabalho, atendimento de protocolos de segurança e produtividade. Nosso sistema de avaliação de desempenho foi concebido também para avaliar habilidades exigidas, e nos permite avaliar o desenvolvimento dos nossos empregados. ITEM 7. PRINCIPAIS ACIONISTAS E OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS Principais Acionistas A tabela a seguir contém informações relativas à titularidade de ações ordinárias de nossos maiores acionistas (proprietários de 5,0% ou mais de nossas ações) em 31 de dezembro de O percentual que consta na tabela a seguir é baseado na quantidade de ações ordinárias: Ações Ordinárias (%) BB Carteira Livre I FIA (1) ,99 ESC Energia S.A. (2) Energia São Paulo FIA (3) Bonaire Participações S.A. (4) ,66 Bradespar S.A. (5) ,25 BNDES Participações S.A. (6) Diretores e conselheiros em conjunto Total (1) O BB Carteira Livre I Fundo de Investimentos em Ações é um fundo de investimentos pertencente à PREVI, um fundo de pensão patrocinado pelo Banco do Brasil S.A. O Governo possui a maioria das ações com direito a voto do Banco do Brasil. Durante 2009, o acionista 521 Participações S.A., atendendo decisão final de sua controladora (Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil PREVI ), reestruturou sua participação no capital de modo a reduzir custos administrativos e financeiros sobre seus investimentos indiretos e transferiu todas as suas ações na Companhia para Fundo BB Carteira Livre I Fundo de Investimento em Ações; (2) ESC Energia S.A. é controlada pelo grupo brasileiro Camargo Corrêa. (3) Energia São Paulo Fundo de Investimento em Ações, é um fundo de investimento controlado por quatro fundos de pensão: (i) Fundação CESP, um fundo de pensão dos empregados da CPFL Energia, Companhia Energética de São Paulo (CESP), Eletropaulo Metropolitana Eletricidade São Paulo S.A., Bandeirante Energia S.A. e Elektro Eletricidade e Serviços S.A., entre outras companhias de energia brasileiras; (ii) Fundação SISTEL de Seguridade Social, um fundo de pensão que atende primordialmente os empregados do CPqD (Centro de Pesquisa e Desenvolvimento), Telecomunicações Brasileiras S.A. Telebrás, Telemig Celular S.A., Tele Norte Celular Participações S.A., Amazônia Celular S.A., entre outras empresas de telecomunicações; (iii) A Fundação Petrobras de Seguridade Social PETROS, que é custeada principalmente por empregados da Petróleo Brasileiro S.A. Petrobras; e (iv) Fundação SABESP de Seguridade Social SABESPREV, que é patrocinada principalmente por empregados da Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo SABESP. (4) Bonaire Participações S.A. é uma holding controlada pelo Energia São Paulo Fundo de Investimento em Ações. (5) Bradespar S.A. é detentora de nossas ações ordinárias, que detém indiretamente por meio da Antares Holdings Ltda. e da Brumado Holdings Ltda. (6) BNDES Participações S.A., que é subsidiária do BNDES, um banco público federal, subordinado ao Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior. Acordo de Acionistas Direitos de Votos. O Acordo de Acionistas da Companhia, entre ESC, PREVI (através da BB Carteira Livre I FIA), Energia São Paulo FIA, Bonaire e nossa companhia, na qualidade de interveniente anuente, rege o controle da Companhia e de suas subsidiárias. Nos termos do Acordo de Acionistas, determinados atos exigem a aprovação em conjunto da ESC e PREVI (pelo menos 80,0% das ações objeto do Acordo de Acionistas), incluindo: 95

100 eleição do Diretor Presidente e destituição de qualquer diretor (inclusive do Diretor Presidente); definição da nossa política de dividendos; constituição e extinção de controladas; aquisição e venda de investimentos em outras sociedades; aprovação do nosso orçamento; aprovação do nosso plano de negócios; aumento de capital dentro do limite do capital autorizado e fixação do preço de emissão de ações; assunção de dívida - inclusive garantias reais e fidejussórias em favor de controladas e coligadas - além dos limites estabelecidos no nosso orçamento ou no nosso plano de negócios; celebração de qualquer contrato em valor global superior a R$39 milhões, se não previsto no nosso orçamento anual; constituição de qualquer espécie de garantia real ou fidejussória em favor de terceiros; celebração de contratos com partes relacionadas em valor superior a R$9,7 milhões; seleção dos nossos auditores independentes em determinados casos específicos; autorização para aquisição das ações de nossa emissão para cancelamento ou manutenção em tesouraria; alteração em contratos de concessão de qualquer controlada; aprovação de planos de outorga de opção de compra de ações; e aquisição, venda ou oneração de qualquer ativo fixo de valor igual ou superior a R$39 milhões. Os termos de nosso Acordo de Acionistas referentes a direitos de voto serão aplicáveis às nossas controladas e, no que couber, às nossas coligadas. Governança Corporativa. Nosso Conselho de Administração é composto por sete membros, os quais são indicados da seguinte maneira: três indicados pela ESC; dois indicados pelo PREVI; um indicado pela Energia São Paulo FIA/Bonaire; e um independente, de acordo com as Regras de Listagem do Novo Mercado. Nosso Conselho Fiscal é composto por cinco membros, os quais são indicados da seguinte maneira: dois indicados pela ESC; dois indicados pelo PREVI; um indicado pela Energia São Paulo FIA/Bonaire. O número de membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal nomeado por cada parte do nosso Acordo de Acionistas é relacionado à participação atual das partes no atual bloco de controle da companhia. Caso ocorra uma modificação na participação dos acionistas signatários do Acordo de Acionistas, o número de membros que a parte tem o direito de nomear deve ser adaptado para refletir a modificação e para manter inalterado o número de 96

101 membros nomeados pelas partes cujas participações, com relação ao total de ações reguladas pelo Acordo de Acionistas, não foram modificadas. Se os acionistas não-controladores, exercendo seus direitos conforme a Lei das Sociedades por Ações, elegerem o conselheiro independente exigido pelas Regras de Listagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, ESC, PREVI, e Energia São Paulo FIA/Bonaire devem se abster de indicar um candidato à posição. Se os acionistas não-controladores não elegerem o conselheiro independente, ESC, PREVI, e Energia São Paulo FIA/Bonaire devem, em comum acordo, indicar o referido conselheiro independente. O Acordo de Acionistas também estabelece a estrutura da Diretoria Executiva e do Conselho de Administração de nossas controladas. Conforme o acordo, os Diretores da companhia devem ser membros dos Conselhos de Administração das nossas controladas. Transferência de Ações. Nosso Acordo de Acionistas prevê certos direitos e obrigações na hipótese de transferência das ações objeto do Acordo de Acionistas, ou ações oferecidas, incluindo: 1. Direito de Preferência na Aquisição de Ações. As partes do Acordo de Acionistas têm o direito de preferência na aquisição de ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas na hipótese de quaisquer delas decidir vender suas ações a terceiros. 2. Direito de Venda Conjunta (Tag-Along). A parte que não exercer seu direito de preferência tem a opção de vender (pro rata), em conjunto com a parte vendedora, suas ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas a um terceiro proporcionalmente a sua participação. As disposições de tag-along não se aplicam à alienação de ações vinculadas pela Energia São Paulo FIA/Bonaire enquanto sua participação no bloco de controle for inferior a 20,0%. 3. Direitos de Preferência na Subscrição de Ações. As partes possuem direito de preferência proporcional à sua participação na subscrição de nossas ações, na hipótese de aumento de capital. 4. Direitos de Venda Conjunta (Tag-Along) da Energia São Paulo FIA/Bonaire. Na hipótese de venda, cessão ou transferência de ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas pela PREVI e pela ESC, que resulte em participação acionária inferior a 20,0% e 30,0%, respectivamente, da totalidade das ações objeto do acordo e, desde que a Energia São Paulo FIA/Bonaire não tenha exercido seu direito de preferência, a mesma terá o direito de vender a totalidade de tais ações afetadas em conjunto com a PREVI ou com a ESC, em igualdade de termos e condições. Mudança de Controle. Na hipótese de mudança, direta ou indireta, do controle acionário de quaisquer das partes do Acordo de Acionistas, as demais partes terão o direito de adquirir todas as ações vinculadas pelo Acordo de Acionistas pertencentes, direta ou indiretamente, à parte que está sofrendo alteração no seu controle, por valor a ser determinado por uma instituição financeira de primeira linha. Contrato de Opções Nossos acionistas controladores também são parte em um acordo nos termos do qual concederam uns aos outras opções para comprar suas respectivas ações em nossa Companhia. Além disso, esse contrato estabelece (i) determinadas exigências de notificação para ofertas secundárias de ações por tais acionistas e (ii) a prioridade a determinados acionistas na venda de ações em uma oferta secundária, se mais de um acionista participar da oferta e a demanda for inferior ao volume da proposta. Transações com Partes Relacionadas Adquirimos nossa participação na Semesa da VBC Energia S.A. em dezembro de 2001, pelo valor de R$496 milhões. O preço de aquisição da Semesa está sujeito a ajustes tendo em vista a reavaliação de sua energia assegurada em Um de nossos principais acionistas é a ESC. O atual controlador da ESC é o Grupo Camargo Corrêa. O Grupo Camargo Corrêa é um dos maiores conglomerados industriais privados do Brasil, com controle acionário em companhias líderes nos segmentos de engenharia e construção, cimento, calçados e têxtil. O Grupo Camargo Corrêa também detém o controle acionário de importantes empresas concessionárias de rodovias e aço e possui participação em um conglomerado financeiro e empresa mundial de alumínio. 97

102 Também possuímos operações com a ESC e suas partes relacionadas, incluindo as seguintes: Nossas subsidiárias de distribuição celebraram contratos de fornecimento de energia elétrica com diversas sociedades afiliadas a certos acionistas. Todos os contratos de fornecimento de energia elétrica são regulados pela ANEEL. Nossas subsidiárias de comercialização celebraram contratos de fornecimento de energia elétrica com diversas entidades afiliadas a nossos acionistas. A CPFL Geração, através de suas entidades controladas em conjunto BAESA, ENERCAN e Foz do Chapecó, e por sua subsidiária CERAN, celebrou operações com a Construção e Comércio Camargo Corrêa S.A., uma empresa do Grupo Camargo Corrêa, para a prestação de serviços de construção às nossas subsidiárias de geração. Nossas subsidiárias CPFL Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Geração e CPFL Brasil são patrocinadoras de planos de benefícios de natureza previdenciária, administrados pela Fundação CESP, entidade de previdência complementar que possui participação indireta em um de nossos acionistas, o Energia São Paulo FIA. Vide Nota explicativa 31 de nossas demonstrações financeiras, com relação a "Transações com Partes Relacionadas". ITEM 8. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS Demonstrações Consolidadas e Outras Informações Financeiras Consulte o Item 18 - Demonstrações Financeiras". Processos Judiciais A CPFL Paulista e a CPFL Piratininga são parte em diversos processos movidos por consumidores industriais alegando que determinados aumentos nas tarifas de energia elétrica realizados no passado foram ilegais em razão dos regulamentos em vigor à época, que haviam determinado congelamento de preços que incluía as tarifas de energia elétrica. O total da obrigação possível era de aproximadamente R$67.5 milhões em 31 de dezembro de Os Tribunais Superiores já decidiram muitas de tais ações de forma parcialmente contrária a nós e, consequentemente, foi provisionado um valor relativo ao risco (aproximadamente R$45 milhões), com respeito a essas ações. A CPFL Paulista é ré em uma ação civil pública promovida pela Promotoria de Defesa do Consumidor de Campinas. O objeto desta ação civil pública é suspender os efeitos do reajuste tarifário autorizado pela ANEEL para o ano encerrado em 31 de dezembro de A ação civil pública ainda aguarda uma decisão final e, até que esta seja proferida, os efeitos do reajuste tarifário autorizado pela ANEEL permanecem em vigor. Acreditamos que o risco de perda é possível e portanto nenhuma provisão foi registrada. A CPFL Piratininga recebeu uma autuação fiscal relacionada a deduções fiscais indevidos de pagamentos feitos para o fundo de pensão da Fundação CESP. Estes pagamentos originaram de um acordo celebrado para o pagamento do débito do fundo de pensão da CESP. Uma apelação ainda aguarda uma decisão. Acreditamos que a chance de perda é possível e o montante total envolvido no processo era de aproximadamente R$142 milhões em 31 de dezembro de A CPFL Piratininga ajuizou duas ações de anulação de débitos fiscais de ICMS referente a um auto de infração e honorários recolhidos pelo Estado de São Paulo, questionando sua metodologia de cálculo do tributo para o fornecimento de energia a duas cidades do Estado de São Paulo. Está pendente decisão do juízo de primeira instância para uma das ações e a apelação da outra ação aguarda decisão. Em maio de 2013, decicimos aderir a um plano de pagamento porque tínhamos uma decisão negativa da apelação. Em 31 de dezembro de 2013, pagamos R$85 milhões de um total de R$159 milhões. O montante envolvido na outra ação era de aproximadamente R$50 milhões em 31 de dezembro de Acreditamos que a chance de perda neste processo seja possível. Também estamos sujeitos a processos judiciais relacionados ao pedido de autorização para o funcionamento de algumas de nossas usinas hidrelétricas, incluindo uma ação civil pública proposta pelo Ministério Público no município de Caxias do Sul, contestando a validade do licenciamento ambiental do complexo hidrelétrico Rio das Antas e requerendo uma liminar para impedir a construção do complexo hidrelétrico. O pedido liminar do Ministério Público foi negado em primeira instância. O Ministério Público interpôs então agravo de instrumento com pedido de antecipação de tutela, o qual foi negado pelo tribunal de segunda instância. O pedido foi considerado infundado pela primeira instância. Uma apelação do promotor público federal ainda aguarda a decisão final de tribunais de segunda 98

103 instância. Acreditamos que nossa chance de perda é remota. Semesa e Furnas figuram no pólo passivo de processo judicial que requer medidas compensatórias e o estabelecimento de uma reserva natural por motivo de suposto dano causado pela construção e operação da usina de Serra da Mesa. A quantia requerida da Semesa totaliza R$109,7 milhões. A CPFL Geração assumiu todas as obrigações em aberto e potenciais contingências da Semesa em março de Acreditamos que o risco de um julgamento adverso com relação a essa ação é possível, estando pendente decisão do juízo de primeira instância. Portanto, não realizamos provisão contábil com relação a presente ação. Se um julgamento adverso ocorrer, exigindo que compremos terras adicionais para estabelecer uma reserva na área ao redor de nossas operações de geração, os custos seriam refletidos em nosso ativo imobilizado. A CPFL Paulista está envolvida em um processo judicial que contesta a dedutibilidade de despesas reconhecidas em 1997, relacionadas a um déficit do fundo de pensão da Fundação CESP. Com base em uma opinião favorável da Receita Federal, a CPFL Paulista deduziu tais despesas para os fins da apuração de valores devidos a título de imposto de renda. Realizamos depósitos judiciais no valor de R$414 milhões, (ajustado monetariamente para R$649 milhões em 31 de dezembro de 2013), que permitiu à CPFL Paulista prosseguir com a ação sem correr o risco de ter qualquer confisco de bens pelas autoridades fiscais. Esta disputa sobre dedução de despesas também resultou em outros processos judiciais. Acreditamos que a chance de perda é possível. A CPFL Paulista ajuizou uma ação contra a ANEEL com o objetivo de anular a metodologia aplicada nos ajustes de revisão tarifária desde o primeiro ciclo em Nesta ação, houve decisão desfavorável em primeira instância, e a CPFL Paulista recorreu. Aguarda-se decisão deste recurso. Ainda, a CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE, bem como outras empresas brasileiras de distribuição, por meio da ABRADEE, são autoras de um processo contra a ANEEL questionando a base para a remuneração dos ativos da concessão utilizados desde o primeiro ciclo de revisão tarifária. Neste caso, aguarda-se a decisão definitiva sobre esse processo. Caso tenhamos êxito nestes processos, as tarifas destas distribuidoras serão aumentadas e, como consequência, o resultado de nossas operações pode ser positivamente afetado. A CPFL Geração recebeu notificação de auto de infração referente aos débitos fiscais de PIS e COFINS. Há algumas divergências no entendimento da legislação, o que resultou em uma diferença entre o valor pago pela CPFL Geração e o valor que as autoridades fiscais alegam que devemos. Encontra-se pendente a decisão do recurso. Acreditamos existir possibilidade de perda e o montante agregado do processo era de aproximadamente R$184 milhões em 31 de dezembro de A RGE figura como ré em uma ação judicial contestando o Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e a Contribuição Social (CSLL) lançados em relação aos eventos ocorridos no período de 1999 a 2003, em razão de: (i) amortização excessiva de ágio no período de amortização de dez anos estabelecido na Lei nº 9.532/97; (ii) depreciação excessiva de ativos; e (iii) atualização monetária incidente sobre determinados itens da Parcela A, conhecida como "CVA", que foram excluídos da base de cálculo do imposto de renda pessoa jurídica e da contribuição social. Encontrase pendente decisão do tribunal. Acreditamos que o risco de uma decisão desfavorável a respeito dessa ação é possível, e o valor total de nosso passivo foi de aproximadamente R$424 milhões em 31 de dezembro de A CPFL Santa Cruz, a CPFL Geração e a RGE também receberam notificação de autos de infração referente a excesso de amortização de ágio no IRPJ e CSLL, nos valores de R$40 milhões, R$175 milhões e R$184 milhões, respectivamente em 31 de dezembro de Encontra-se pendente a decisão do recurso. Acreditamos existir possibilidade de perda. Registramos provisões em nosso balanço patrimonial com base na probabilidade de perda relativa às contingências. Para este propósito, classificamos tais perdas como remotas, possíveis ou prováveis. As práticas do IFRS nos obrigam a registrar provisões relacionadas apenas a perdas prováveis e é, por conseguinte, nossa política registrar provisões apenas em relação a tais processos. Em 31 de dezembro de 2013, nossas provisões para contingências era de aproximadamente R$468 milhões, refletindo nosso monitoramento de contingências e controle de riscos contínuos. Acreditamos que esses processos não afetarão de forma relevante a nossa situação financeira tanto no individual quanto no consolidado. Veja a nota explicativa 21 das nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas para dados adicionais sobre a situação de nossas provisões para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas. Política de Dividendos Para nossa política sobre distribuições de dividendos, consulte o "Item 10. Informações Adicionais - Destinação do Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos". 99

104 Mudanças significativas Mudanças na consolidação e nos planos de previdência devido a revisão do IFRS Foi revista a norma de consolidação segundo o IFRS. As novas normas (IFRS 10 e IFRS 11) foram editadas e entraram em vigor a partir de De acordo com as novas normas, não consolidaremos mais proporcionalmente as entidades sob controle conjunto. Em vez disso, registraremos essa sociedade pelo método de equivalência patrimonial, sem impacto sobre nossa demonstração de resultados. Para obter mais informações sobre essas mudanças, consulte a nota explicativa 2.8 de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas. Outra alteração importante está relacionada ao IAS 19, conforme revisado em As revisões alteram a metodologia contábil dos planos com benefícios definidos e benefícios rescisórios. A nova metodologia exige o reconhecimento de quaisquer alterações nas obrigações de benefícios definidos e no valor justo de ativos do plano e, assim, elimina a abordagem de corredor permitida nos termos da versão anterior do IAS 19. A eliminação da abordagem de corredor acelera o reconhecimento dos custos do serviço anterior. Todos os ganhos e perdas atuariais são reconhecidos imediatamente em Outros Resultados Abrangentes de forma que o ativo ou passivo líquido do plano de pensão reflita o valor integral do déficit ou superávit do plano. Além disso, em vez das despesas com juros e os retornos esperados sobre os ativos do plano utilizados na versão anterior do IAS 19, registramos atualmente um valor de juros líquidos de acordo com o IAS 19, conforme revisado em De acordo com as revisões, os juros líquidos são calculados por meio da aplicação da taxa de desconto ao valor líquido do ativo ou passivo do benefício definido. As revisões do IAS 19 também introduzem determinadas alterações na apresentação do custo do benefício definido, incluindo divulgações mais amplas, como a sensibilidade à premissas atuariais significativas. Para obter informações adicionais sobre o impacto dessas alterações, favor consultar a nota explicativa 2.8 às nossas demonstrações financeiras consolidadas. Essas duas novas normas passaram a ser efetivas a partir de 1 de janeiro de Uma vez que a adoção destes pronunciamentos é uma mudança de prática, a qual deve ser aplicada retrospectivamente conforme IAS 8 - Políticas Contábeis, Mudanças nas Estimativas Contábeis e Erros, a Companhia esta ajustando os Balanços Patrimoniais em 1 de janeiro de 2012 e 31 de dezembro de 2012, e as Demonstrações dos Resultados, Demonstrações dos Resultados Abrangentes, Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido e Demonstrações dos Fluxos de Caixa para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012 e 2011, para fins de comparação. ITEM 9. OFERTA E LISTAGEM Mercados de Negociação Nossas ações ordinárias são listadas para cotação na BM&FBOVESPA, e nossas ADSs são listadas para cotação na Bolsa de Valores de Nova Iorque. Cada ADS representa duas ações. A negociação das ADSs se iniciou na NYSE em 29 de setembro de Em 31 de dezembro de 2013, as ADSs representaram 6,4% de nossas ações e 21,1% do nosso float global corrente. Em 23 de fevereiro de 2011, nosso Conselho de Administração: (i) aprovou uma alteração na relação de troca de nossas ADS, de forma que cada ADS representará 2 ações ordinárias da CPFL Energia e (ii) submeteu a um grupamento seguido de um desdobramento, sujeito à aprovação dos acionistas, que aconteceu na assembleia de 28 de abril de Por meio do grupamento, 10 ações ordinárias tornaram-se 1 ação ordinária; através do desdobramento, cada ação ordinária resultante do grupamento tornou-se 20 ações ordinárias. O objetivo destas alterações foi de (a) ajustar a base acionária, com a consequente redução do volume de serviços e custos operacionais para a CPFL Energia; (b) proporcionar maior eficiência na gestão da base acionária e divulgação de informações aos acionistas; (c) ajustar o preço da ação e dos ADSs, permitindo acesso de novos investidores aos nossos papéis; e (d) fomentar maior liquidez das ações e dos ADSs com a redução do valor individual das ações e dos ADSs. O grupamento e desdobramento foram creditados em 4 de julho de 2011, com base em nossa posição acionária em 28 de junho de Os novos ADSs resultantes do processo de alteração da relação de troca foram creditados em 5 de julho de 2011, com base na posição de 1 de julho de 2011, resultando na emissão de 2 novos ADSs para cada ADSs existente em 1 de julho de Informações sobre Preços A tabela a seguir apresenta os preços de venda de fechamento máximo e mínimo reportados em Reais por ação ordinária para os períodos indicados. A tabela apresenta também os preços em dólares norte-americanos por ADS baseadas 100

105 em informações disponíveis pela Bolsa de Valores de Nova Iorque. Vide Item 3. Principais Informações - Taxas de Câmbio para informações sobre taxas de câmbio aplicáveis durante os períodos indicados abaixo. Dólares norte-americanos por Reais por ação ordinária ADS Máximo Mínimo Máximo Mínimo 2009 (*) 18,75 14,25 22,10 11, (*) 22,00 17,42 25,64 19, (*) 26,50 19,43 30,56 22, ,30 21,28 32,94 20, ,57 18,39 22,78 15, : Primeiro Trimestre 29,30 25,11 32,94 28,01 Segundo Trimestre 28,38 23,83 31,03 23,60 Terceiro Trimestre 25,65 21,36 25,72 20,84 Quarto Trimestre 23,90 21,28 23,55 20, : Segundo Trimestre 23,57 18,76 22,78 16,90 Terceiro Trimestre 21,75 19,20 19,21 16,17 Quarto Trimestre 20,09 18,39 18,40 15,49 Primeiro Trimestre 22,16 19,00 21,70 19,36 Outubro 20,09 19,10 18,40 16,88 Novembro 19,46 18,46 17,12 15,91 Dezembro 19,40 18,39 16,39 15, : Janeiro 18,87 17,70 15,95 14,74 Fevereiro 17,85 15,42 15,08 12,85 Março 18,67 15,79 16,57 13,46 Abril (até 2 de abril) 18,85 18,44 16,59 16,10 (*) Os preços foram ajustados para refletir a alteração na relação de troca de nossos ADSs e o grupamento e desdobramento simultâneo de nossas ações ordinárias. Informações de Governança Corporativa Em 2000, a BM&FBOVESPA introduziu três segmentos especiais para listagem, conhecidos como Nível 1, Nível 2 e Novo Mercado com o objetivo de promover um mercado secundário para valores mobiliários emitidos por companhias abertas brasileiras na BM&FBOVESPA, incentivando tais companhias a seguirem as melhores práticas de governança corporativa. Os segmentos de listagem são destinados à negociação de ações emitidas por companhias que se comprometam voluntariamente a cumprir práticas de boa governança corporativa e maiores exigências de divulgação de informações em relação àquelas já impostas pela legislação brasileira. Em geral, tais regras ampliam os direitos dos acionistas e melhoram a qualidade da informação fornecida aos acionistas e outros usuários das informações. De modo a manter um elevado padrão de governança corporativa, celebramos um contrato com a BM&FBOVESPA para a listagem de nossas ações no Novo Mercado. Nossas diretrizes de governança coorporativa se aplicam a nós e a todas as nossas controladas e empresas afiliadas. Elas visam promover interação entre nossos acionistas, Conselho de Administração, Conselho Fiscal e Diretoria Executiva. Nossos gestores são comprometidos em focar-se em: 1. Divulgação (comunicação imediata e voluntária com nossos acionistas e participantes do mercado no que diz respeito aos fatos e circunstâncias que guiam nossos negócios e levam à criação de valor); 2. Equidade (tratamento justo para nossos acionistas, clientes, fornecedores, empregados, credores, órgãos governamentais, agências reguladoras, etc.); 3. Prestação de contas (prestação de contas de nossa Administração aos nossos acionistas e responsabilidade pelos seus atos profissionais); e 101

106 4. Compromisso (compromisso com sustentabilidade e continuidade de nossos negócios a longo prazo, cumprimento da legislação vigente e observância às questões sociais e ambientais). Implementamos este modelo em 2003 e o redesenhamos em 2006 com o objetivo de adaptar nossa estrutura de governança coorporativa ao cenário atual de como fazer negócio e ao processo de tomada de decisões. Em 2012, o Conselho de Administração aprovou a atualização das Diretrizes de Governança Coorporativa, com relação à aplicação dessas diretrizes às suas Controladas e Empresas Afiliadas. Além disso, registrou-se que os membros dos Comitês de Assessoramento do Conselho de Administração não receberão mais remuneração. Nosso Conselho de Administração é o órgão de deliberação colegiada, responsável por determinar nossas diretrizes gerais. Este Conselho pode solicitar dos três comitês pareceres em assuntos estratégicos, como a remuneração da diretoria executiva, transações com partes relacionadas, acompanhamento dos trabalhos da auditoria interna e processos de gestão de negócios. Sempre que necessário, comissões ad hoc são instauradas para assessorar o Conselho de Administração em questões específicas, como governança coorporativa, estratégias, orçamento, gestão de riscos coorporativos, sustentabilidade, compra de energia, novas operações e políticas financeiras, etc. Uma revisão destas regras estava sob discussão entre as empresas listadas em cada segmento e a BM&FBOVESPA, e esta revisão foi aprovada durante o segundo semestre de 2010 para oferecer um maior aperfeiçoamento das regras especiais de governança corporativa e de divulgação. As regras revisadas entraram em vigor em 10 de maio de 2011, incluindo aquelas relativas ao segmento Novo Mercado. As principais alterações das regras no segmento no qual estamos listados incluem, entre outras: (i) proibição de incluir disposições que restringem ou criam obrigações para os acionistas que votaram favoráveis a supressão ou alteração das disposições dos estatutos; (ii) proibição do mesmo indivíduo exercer os cargos de presidente do conselho de administração e diretor presidente (ou cargo equivalente ao do principal executivo da companhia); e (iii) obrigação do conselho de administração de emitir uma opinião justificada sobre qualquer oferta pública para a aquisição de ações representativas do capital social da Companhia. Em 19 de dezembro de 2011, nós alteramos o nosso estatuto para incorporar essas regras, entre outras alterações. Em 2013, alteramos o nosso estatuto para incluir a criação de uma Reserva para Reajuste dos Ativos Financeiros da Concessão, com alterações subsequentes nos itens a e c e adição dos itens d e e no parágrafo 2 do Artigo 27. Em conformidade com a Seção 303A.11 do Manual das Companhias Listadas na NYSE, apresentamos um resumo das principais diferenças entre as práticas de governança corporativa da NYSE e as nossas práticas de governança corporativa, em nosso site na web, no ITEM 10. INFORMAÇÕES ADICIONAIS Atos Constitutivos e Estatuto Social Objeto Social Conforme nosso Estatuto Social, nosso objeto social compreende: a promoção de empreendimentos no setor de geração, distribuição, transmissão e comercialização de energia elétrica e atividades correlatas; a prestação de serviços em negócios de energia elétrica, telecomunicações e transmissão de dados, bem como a prestação de serviços de apoio técnico, operacional, administrativo e financeiro, especialmente a sociedades controladas e coligadas; e a participação no capital de outras sociedades que tenham atividades semelhantes às exercidas pela Companhia, notadamente sociedades cujo objeto social seja o desenvolvimento, a promoção, venda, construção, instalação e exploração de projetos de geração, distribuição, transmissão e serviços correlatos. Eleição de Conselheiros Os membros da nossa Diretoria Executiva devem ser residentes no Brasil, mas tal obrigação não se aplica a membros do nosso Conselho de Administração. Nossos Conselheiros e Diretores Executivos estão impedidos de votar em qualquer operação que envolva empresas das quais eles detenham mais de 10,0% do total do capital social ou na qual tenham ocupado cargo na administração no período imediatamente anterior a assumir o respectivo cargo. 102

107 Destinação do Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos A análise abaixo resume as disposições da Lei brasileira sobre a constituição de reservas por companhias e a distribuição de dividendos, incluindo juros sobre capital próprio. Distribuição Obrigatória A Lei das Sociedades por Ações normalmente exige que os estatutos de cada sociedade anônima brasileira especifiquem um percentual mínimo dos valores disponíveis para distribuição por tal sociedade para cada exercício social que devam ser distribuídos aos acionistas como dividendos, também conhecidos como distribuição obrigatória. Nos termos do nosso Estatuto Social, pelo menos 25,0% do nosso lucro líquido ajustado, conforme calculado nos termos dos Princípios Contábeis Brasileiros e ajustado em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações, do exercício social anterior deverá ser distribuído como dividendo anual obrigatório. Lucro líquido ajustado significa o valor passível de distribuição após quaisquer deduções para reservas estatutárias e reservas para projetos de investimento. A Lei das Sociedades por Ações permite a suspensão da distribuição obrigatória de dividendos em qualquer exercício social em que os órgãos da administração reportem à assembleia geral que a distribuição não seria aconselhável tendo em vista a situação financeira da companhia. A suspensão está sujeita a aprovação em assembleia geral e revisão pelos membros do Conselho Fiscal, se constituído. A lei não estabelece as circunstâncias em que a distribuição do dividendo obrigatório seria desaconselhável com base na situação financeira da companhia. No caso de sociedades abertas, o Conselho de Administração deverá apresentar justificativa para a suspensão à CVM no prazo de cinco dias a contar da assembleia geral pertinente. Se o dividendo obrigatório não for pago, os valores correspondentes devem ser atribuídos a uma conta de reserva especial. Se não forem absorvidos por prejuízos subsequentes, tais valores devem ser pagos com utilização de dividendos assim que a situação financeira da empresa permitir. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os acionistas de uma sociedade aberta também poderão decidir distribuir dividendos em valor inferior aos dividendos obrigatórios. Distribuição de Dividendos Nós devemos, nos termos da Lei das Sociedades por Ações, realizar assembleia geral ordinária até o dia 30 de abril de cada ano, ocasião em que os acionistas terão que decidir sobre a distribuição de dividendo anual. Além disso, dividendos intermediários poderão ser declarados pelo nosso Conselho de Administração. De acordo com nosso estatuto social, estamos obrigados a pagar um dividendo anual obrigatório de pelo menos 25,0% de nossos lucros líquidos ajustados. Qualquer acionista constante do registro de acionistas por ocasião de declaração de dividendo fará jus a receber dividendos. Os dividendos de ações detidas por intermédio de um depositário são pagos ao depositário para posterior distribuição aos acionistas. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os dividendos são, de modo geral, distribuídos ao detentor registrado na data de declaração de dividendo no prazo de 60 dias a contar da data em que o dividendo foi declarado a menos que a deliberação dos acionistas estabeleça outra data de distribuição que, em qualquer caso, deverá ocorrer antes do encerramento do exercício social em que o dividendo foi declarado. Nos termos do nosso Estatuto Social, dividendos declarados não reclamados não rendem juros, não são corrigidos monetariamente e revertem à nossa empresa caso não sejam reclamados no prazo de três anos após a data em que começamos a distribuir os dividendos declarados. Em geral, os acionistas que não sejam residentes no Brasil deverão registrar-se junto ao Banco Central do Brasil para que dividendos, produto da venda ou demais valores referentes a suas ações possam ser remetidos para o exterior. As ações ordinárias subjacentes às ADSs são detidas no Brasil pelo Banco Bradesco S.A. como Custodiante para o banco depositário, o qual é o titular registrado das ações de nossa empresa. O atual agente de escrituração (desde 1º de janeiro de 2011) é o Banco do Brasil. O banco depositário registra as ações ordinárias subjacentes às ADSs no Banco Central do Brasil e, portanto, pode proceder à remessa ao exterior de dividendos, produto de venda ou demais valores referentes a suas ações. Os eventuais pagamentos de dividendos e distribuições em dinheiro serão efetuados em Reais ao Custodiante em favor do banco depositário, o qual posteriormente converterá esses recursos em dólares norte-americanos para distribuição aos detentores das ADSs. Na hipótese de o Custodiante ser incapaz de converter imediatamente a moeda brasileira recebida a título de dividendos em dólares norte-americanos, o montante em dólares norte-americanos a ser pago a detentores de ADSs poderá ser prejudicado pelas depreciações da moeda brasileira que ocorreram antes da conversão dos dividendos. Os dividendos pagos a detentores que não sejam residentes no Brasil, inclusive, detentores de ADSs, não estão sujeitos ao imposto de retenção na fonte brasileiro, exceto dividendos declarados com base em lucros gerados antes de 31 de dezembro de 1995, que estão sujeitos a imposto de renda retido na fonte a alíquotas 103

108 variáveis. Veja Tributação - Considerações Fiscais Brasileiras. Os detentores de ADSs contam com o benefício do registro eletrônico junto ao Banco Central do Brasil, que autoriza o banco depositário e o Custodiante a converter dividendos e demais distribuições ou, o produto de venda com relação às ações ordinárias representadas por ADSs, em moeda estrangeira e remetê-los ao exterior. Na hipótese de que o detentor decida permutar suas ADSs por ações ordinárias, o detentor terá direito de continuar a se fiar, pelo prazo de cinco dias úteis a contar da data da permuta, no certificado de registro eletrônico do banco depositário. Subsequentemente, a fim de proceder à conversão de moeda e à remessa ao exterior do produto de venda ou distribuições relativas às ações ordinárias, o detentor deverá obter novo certificado de registro em seu próprio nome, que lhe permita a conversão e remessa dos pagamentos em questão à taxa de câmbio do exterior. Caso o detentor não seja investidor qualificado e não obtenha certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro, será necessário autorização especial do Banco Central do Brasil para fins de remessa de quaisquer pagamentos efetuados a partir do Brasil com relação às ações ordinárias por meio do mercado de câmbio estrangeiro. Sem essa autorização especial, o detentor pode atualmente efetuar remessas de pagamento com relação às ações ordinárias à taxa vigente no mercado de câmbio flutuante, embora não se possa garantir que a taxa de câmbio do mercado flutuante será acessível para esse fim. Adicionalmente, o detentor que não seja investidor devidamente qualificado e que não tenha obtido certificado eletrônico de registro de capital estrangeiro ou autorização especial do Banco Central do Brasil poderá remeter esses pagamentos por meio de transferência internacional de moeda brasileira nos termos da Resolução CMN n , datada de 29 de maio de 2008, e da Circular do Banco Central do Brasil n , datada de 9 de março de 2005, coforme revisão. A fim de efetuar a transferência internacional de moeda corrente brasileira, o titular deve ter uma conta bancária especial de não residente no Brasil, por meio da qual a conversão subsequente de tal moeda corrente brasileira em dólares norte-americanos seja efetuada. Em conformidade com a legislação brasileira atual, o governo brasileiro pode impor restrições temporárias de capital estrangeiro no exterior na hipótese de um desequilíbrio sério ou de uma expectativa de desequilíbrio sério na balança de pagamentos do Brasil (veja o Item 3. Principais Informações - Fatores de Risco - Riscos Relacionados às ADSs e às Nossas Ações Ordinárias ). Juros sobre Capital Próprio Nos termos da legislação tributária brasileira, as companhias brasileiras poderão pagar juros sobre o capital próprio a detentores de ações e tratar tais pagamentos como despesa para fins do imposto de renda e de contribuição social. O pagamento de juros poderá ser efetuado a critério do nosso Conselho de Administração, observada a aprovação dos acionistas em assembleia geral. Para calcular os juros sobre capital próprio, a TJLP é aplicada sobre o patrimônio líquido do período correspondente. O valor de qualquer pagamento de juros a detentores de ações fica de modo geral limitado no que diz respeito a qualquer exercício em particular ao maior entre os seguintes valores: 50,0% de lucro líquido (após a dedução das provisões de contribuição social incidentes sobre o lucro líquido mas antes de se levar em conta a provisão de imposto de renda sobre pessoa jurídica e de juros sobre o capital próprio) no período com relação ao qual o pagamento seja efetuado; ou 50,0% da soma dos lucros acumulados e das reservas de lucros no início do exercício com relação ao qual o pagamento seja efetuado. Para fins contábeis, embora o encargo de juros deva estar refletido na demonstração do resultado para ser dedutível de imposto, o encargo é revertido antes do cálculo do lucro líquido nas demonstrações financeiras estatutárias e deduzido do patrimônio líquido de maneira similar a dividendo. Qualquer pagamento de juros no que diz respeito a ações ordinárias (inclusive detentores de ADSs) está sujeito a imposto de renda retido na fonte à alíquota de 15,0% ou 25,0% no caso de acionista domiciliado em paraíso fiscal. Veja Tributação Considerações Fiscais Brasileiras. Caso esses pagamentos sejam contabilizados, a seu valor líquido, como parte de qualquer dividendo obrigatório, o imposto será pago pela companhia em favor de seus acionistas quando da distribuição dos juros. No caso de a nossa Companhia distribuir juros sobre o capital próprio em qualquer exercício, e a distribuição não ser contabilizada como parte de distribuição obrigatória, o imposto de renda brasileiro será assumido pelos acionistas. Para os fins contábeis do IFRS, juros sobre capital próprio é refletido como um pagamento de dividendos. Nos termos do nosso Estatuto Social, os juros sobre o capital próprio poderão ser tratados como dividendo para os fins de dividendo obrigatório. 104

109 Distribuiremos aos nossos acionistas R$931 milhões do nosso lucro líquido de Dessa quantia, R$363 milhões, ou R$0, por ação ordinária, foram pagos em 1º de outubro de 2013 como dividendos intermediários e R$568 milhões, ou R$0, por ação ordinária, espera-se que sejam pagos como dividendos suplementares no primeiro semestre de Política de Dividendos Pretendemos declarar e pagar dividendos e/ou juros sobre capital próprio em valores de ao menos 50,0% de nossos lucros líquidos ajustados, em parcelas semestrais. O valor de qualquer de nossas distribuições de dividendos e/ou de juros sobre capital próprio dependerá de uma série de fatores, tais como nossas condições financeiras, prospectos, condições macroeconômicas, reajustes tarifários, mudanças regulatórias, estratégias de crescimento e outras matérias que nosso Conselho de Administração e nossos acionistas possam considerar relevantes. Além disso, as condições restritivas constantes de nossos instrumentos de dívida podem limitar o valor dos dividendos e/ou dos juros sobre capital próprio nas distribuições que venhamos a fazer. No contexto de nosso planejamento tributário, podemos no futuro determinar ser benéfico distribuir juros sobre capital próprio em vez de dividendos. Nosso Conselho de Administração poderá aprovar a distribuição de dividendos e/ou de juros sobre capital próprio, calculados com base em nossas demonstrações financeiras anuais ou semestrais ou em demonstrações financeiras referentes a períodos mais curtos, ou ainda com base em lucros registrados ou em lucros alocados para contas de reservas que não sejam de lucros nas demonstrações financeiras anuais ou semestrais. A declaração de dividendos anuais, inclusive dos dividendos que excedam a distribuição obrigatória, exige a aprovação por voto da maioria dos detentores de nossas ações ordinárias. Assembleias Gerais Deliberações a serem tomadas em nossas Assembleias Gerais Nas Assembleias Gerais, nossos acionistas têm poderes para decidir todos os negócios relativos ao nosso objeto social e a tomar todas as deliberações que julgarem necessárias. A aprovação das demonstrações financeiras e a deliberação sobre a destinação do lucro líquido relativo a cada exercício social acontece em Assembleia Geral Ordinária Anual, no exercício social subsequente. A eleição de nossos diretores e membros de nosso Conselho Fiscal, se os acionistas assim requererem, tipicamente acontece na Assembleia Geral Ordinária, ainda que, de acordo com a Lei Brasileira, isso possa ocorrer em Assembleia Geral Extraordinária. Uma Assembleia Geral Extraordinária pode ser realizada concomitantemente com a Assembleia Geral Ordinária. Compete exclusivamente aos nossos acionistas decidir, em assembleias gerais extraordinárias, as seguintes matérias: a reforma do nosso Estatuto Social; o cancelamento do registro de companhia aberta junto à CVM; a autorização para emissão de debêntures não conversíveis; a suspensão do exercício dos direitos de um acionista que deixou de cumprir obrigação prevista em Lei das Sociedades por Ações ou em nosso Estatuto Social; a aceitação ou rejeição da avaliação de bens através dos quais um acionista pretende subscrever ações do nosso capital social; aprovação da nossa transformação em uma sociedade limitada ou qualquer outra forma prevista na legislação societária; a nossa saída do Novo Mercado; a escolha de instituição financeira para a determinação do valor econômico da Companhia em caso de oferta pública de aquisição das nossas ações levada a efeito no âmbito de uma reorganização societária ou saída do Novo Mercado; a de qualquer fusão ou incorporação em outra sociedade ou cisão; 105

110 aprovação da nossa dissolução ou liquidação, e a eleição e destituição dos liquidantes bem como a aprovação das contas por estes apresentadas; a autorização de pedido de nossa falência ou recuperação judicial ou extrajudicial; e a aprovação de plano de opções de ações para gestores ou empregados da companhia e suas controladas. De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, nem o nosso Estatuto Social nem tampouco deliberações adotadas por nossos acionistas em Assembleia Geral podem privar os acionistas de determinados direitos, tais como: Quorum o direito de participar na distribuição dos lucros; o direito de participar, na distribuição de quaisquer ativos remanescentes na hipótese de liquidação da nossa Companhia; o direito de preferência na subscrição de ações, debêntures conversíveis em ações ou bônus de subscrição, exceto em determinadas circunstâncias previstas na Lei das Sociedades por Ações descritas em Atos Constitutivos e Estatuto Social - Direitos de Preferência ; e o direito de retirar-se da nossa Companhia nos casos previstos na Lei das Sociedades por Ações, conforme descrito em " Atos Constitutivos e Estatuto Social - Direito de Retirada". Como regra geral, a Lei das Sociedades por Ações prevê que a Assembleia Geral será instalada, em primeira convocação, com a presença de acionistas que detenham, pelo menos, 25,0% do capital social com direito a voto e, em segunda convocação, com qualquer número de acionistas titulares de ações com direito a voto. Caso os acionistas tenham sido convocados para deliberar sobre a reforma do nosso Estatuto Social, o quorum de instalação em primeira convocação será de, pelo menos, dois terços das ações com direito a voto e, em segunda convocação, de qualquer número de acionistas. De modo geral, a aprovação de acionistas que compareceram pessoalmente ou por meio de procurador a uma assembleia geral, e que representem, no mínimo, a maioria das Ações Ordinárias, é necessária para a aprovação de qualquer matéria, sendo que as abstenções não são levadas em conta para efeito deste cálculo. Todavia, a aprovação de acionistas que representem metade, no mínimo, das ações com direito a voto é necessária, para a adoção das seguintes matérias: a redução do dividendo obrigatório; a mudança de nosso objeto social; a fusão ou a incorporação da nossa Companhia em outra sociedade; a cisão da nossa Companhia; aprovar a nossa participação em grupo de sociedades (conforme a definição na Lei de Sociedades por Ações); a cessação do estado de liquidação; e aprovar a nossa dissolução. De acordo com nosso Estatuto Social, e enquanto nossa Companhia se mantiver no Novo Mercado, não poderemos emitir ações preferenciais ou partes beneficiárias e, para sair do Novo Mercado, deveremos realizar oferta pública de ações. Convocação de Assembleia Geral Nossas assembleias gerais devem ser convocadas mediante ao menos três publicações no Diário Oficial do Estado de São Paulo, veículo oficial do Governo do Estado de São Paulo, no jornal Valor Econômico, sendo a 106

111 primeira publicação no mínimo, 15 dias antes da assembleia, em primeira convocação, e com 8 dias de antecedência, em segunda convocação. A Comissão de Valores Mobiliários CVM poderá, todavia, em determinadas circunstâncias, requerer que a primeira convocação para nossas assembleias gerais de acionistas seja feita em até 30 dias antes da realização da respectiva assembleia geral. Documentos e Informações Os documentos e informações específicas solicitadas para o exercício dos direitos de voto dos acionistas devem ser disponibilizados por meios eletrônicos pela CVM e pelo site da US Securities and Exchange Commission, bem como pelo nosso site de relacionamento com o investidor. Os seguintes assuntos exigem documentos específicos e informações: Matéria de Interesse das Partes Relacionadas; Assembleia Geral Ordinária; Eleição dos membros do Conselho de Administração; Remuneração da Administração da Companhia; Alteração do Estatuto Social da Companhia; Aumento ou Redução do Capital Social; Emissão de Debêntures ou Bônus de Subscrição; Emissão de Ações Preferenciais; Mudança da distribuição de dividendo obrigatório; Aquisição de controle em outra sociedade; Nomeação de Avaliadores; e/ou Qualquer questão que dê direito aos acionistas do exercício do seu direito de retirada. Local da Realização de Assembleia Geral Nossas assembleias gerais são realizadas em nossa sede, na Cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo. A Lei das Sociedades por Ações permite que nossas assembleias gerais sejam realizadas fora de nossa sede, por motivo de força maior, desde que sejam realizadas na cidade de São Paulo e a respectiva convocação contenha uma indicação expressa e inequívoca do local em que a assembleia geral deverá ocorrer. Competência para Convocar Assembleias Gerais Além do nosso Conselho de Administração, as Assembleias Gerais podem ser convocadas por: qualquer acionista, quando nossos administradores retardarem, por mais de 60 dias, a convocação contida em previsão legal ou estatutária; acionistas que representem 5%, no mínimo, do nosso capital social, caso nossos administradores não atendam, no prazo de oito dias, a pedido de convocação que apresentarem, devidamente fundamentado, com indicação das matérias a serem tratadas; e nosso Conselho Fiscal, se estiver implementado, caso nosso Conselho de Administração deixe de convocar a Assembleia Geral Ordinária por mais de um mês, sendo que o Conselho Fiscal poderá também convocar uma Assembleia Geral Extraordinária sempre que ocorrerem motivos importantes ou urgentes. 107

112 Legitimação e Representação As pessoas presentes à assembleia geral deverão provar a sua qualidade de acionista e titularidade das ações com relação as quais pretendem exercer o direito de voto. Um acionista pode ser representado na assembleia geral por procurador constituído há menos de um ano, que seja acionista, administrador da Companhia ou advogado, ou ainda por uma instituição financeira. Fundos de investimento devem ser representados pelo seu administrador. A Companhia e/ou seus acionistas podem também realizar pedido de procuração pública direcionado a todos os acionistas com direito de voto. Desde 2008, a Companhia adotou o Manual para Participação na Assembleia Geral Ordinária para prover, de forma clara e resumida, informações relativas à Assembleia, além de encorajar e facilitar a participação de todos os acionistas. Esse manual inclui uma procuração padrão, que pode ser utilizada pelos acionistas que não podem comparecer à assembleia para constituição de procurador, visando exercer seus direitos de voto relativos à pauta do dia. Direitos de Voto dos Detentores de ADS Os detentores de ADS poderão transmitir instruções ao banco depositário para votação do número de ações ordinárias representativas de suas ADS. O banco depositário notificará os referidos detentores sobre a realização das Assembleias Gerais e providenciará a entrega a eles de nossos materiais de voto, mediante solicitação. Os materiais descreverão as matérias a serem votadas e explicarão como os detentores de ADS podem instruir o banco depositário a exercer o seu direito de voto. Para que as instruções tenham validade, elas deverão ser recebidas pelo banco depositário até a data a ser estipulada pelo banco depositário. Não se pode garantir que os detentores de ADS receberão os materiais de voto ou tomarão conhecimento de Assembleia Geral a ser realizada em tempo hábil para que possam transmitir instruções ao banco depositário para votar. Ademais, o banco depositário e seus agentes não responderão pelo não cumprimento de instruções de voto ou pelo modo de cumprimento dessas instruções. Isso significa que os detentores de ADS podem não ser capazes de exercer seu direito de voto, e que pode não haver nada que eles possam fazer se suas ações não forem votadas conforme sua solicitação. Direitos de Preferência É assegurado aos acionistas de nossa Companhia direito de preferência genérico para subscrição de ações, na hipótese de aumento de capital proporcionalmente ao número de ações por eles detidas. Nossos acionistas também têm direito de preferência para subscrição de quaisquer debêntures conversíveis, direitos de aquisição de nossas ações e bônus de subscrição que nossa Companhia venha a emitir. Em conformidade com nosso Estatuto Social, um prazo de no mínimo 30 dias, no caso de subscrição particular, após a publicação de aviso do aumento será autorizado o exercício do direito de preferência na subscrição de ações. No caso de ofertas públicas, a emissão poderá ocorrer sem direito de preferência ou com prazo reduzido para seu exercício. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os detentores poderão transferir ou alienar seu direito de subscrição a título oneroso. Ademais, a Lei das Sociedades por Ações permite que o Estatuto Social das companhias confira ao Conselho de Administração poderes de eliminar os direitos de preferência ou reduzir o prazo de exercício desses direitos com respeito à emissão de novas ações, debêntures conversíveis em ações e bônus de subscrição, até o limite do capital social autorizado, se a distribuição das ações em questão for realizada em bolsa de valores, por meio de oferta pública ou de permuta de ações em oferta pública cujo objetivo seja adquirir o controle de outra companhia. Direito de Retirada A Lei das Sociedades por Ações garante aos nossos acionistas o direito de se retirarem da companhia caso eles não concordarem com decisões tomadas em nossas assembleias gerais com relação aos seguintes assuntos: (i) redução dos dividendos mínimos obrigatórios; (ii) fusão da companhia ou incorporação a outra companhia; (iii) modificação do objeto social da companhia; (iv) cisão da companhia (caso tal cisão implique na mudança do objeto social da companhia, redução dos dividendos obrigatórios ou cause a inclusão da companhia em grupo de empresas); ou (v) aquisição de nossa parte do controle de outra companhia por um preço superior aos limites estabelecidos no segundo parágrafo do artigo 256 da Lei das Sociedades por Ações; ou (vi) alteração em nossa forma societária. Até mesmo os acionistas que não votaram ou não estiveram presentes na assembleia geral que tratou do assunto podem exercer seu direito de retirada. 108

113 Caso nosso acionista deseje se retirar da companhia em razão de fusão, o referido direito somente poderá ser exercido caso as ações da companhia não tenham liquidez no mercado. O direito de retirada proporciona ao acionista o direito de receber o reembolso do valor de suas ações, após solicitação realizada em até 30 dias contados a partir da publicação relativa à assembleia geral. Após esse prazo, a administração da companhia pode optar por convocar assembleia geral para ratificar ou reconsiderar a decisão que motivou a solicitação de retirada, caso o reembolso aos acionistas ameace a estabilidade financeira da companhia. Contratos Relevantes Para informações referentes aos nossos contratos relevantes, consulte o "Item 4. Informações sobre a Companhia" e "Item 5. Análises e Perspectivas Operacionais e Financeiras. Controles de Câmbio e Outras Limitações Incidentes aos Detentores de Valores Mobiliários Não existe nenhuma restrição quanto à detenção de nosso capital social por pessoas físicas ou pessoas jurídicas domiciliadas fora do Brasil. No entanto, o direito de converter os pagamentos de dividendos e os resultados da venda das ações ordinárias em moeda corrente estrangeira e de remeter tais valores para fora do Brasil está sujeito às restrições da legislação aplicável a investimentos estrangeiros que normalmente exige, entre outras coisas, que os respectivos investimentos sejam registrados no Banco Central do Brasil. Essas restrições à remessa de capital estrangeiro para o exterior poderiam dificultar ou impedir o custodiante das ações ordinárias representadas pelas ADS ou os detentores que tenham permutado as ADS por ações ordinárias, de converter dividendos, distribuições ou os produtos de qualquer venda das ações ordinárias em dólares norte-americanos e remetê-los para o exterior. Os atrasos na concessão ou a recusa em conceder qualquer aprovação governamental exigida para conversões de pagamentos de moeda corrente brasileira e remessas para o exterior de valores devidos aos detentores de ADS poderiam afetar adversamente os detentores de recibos depositários americanos - ADR. A Resolução n /1992 do Conselho Monetário Nacional, que é o Anexo V alterado e consolidado da Resolução n /1987, que chamamos de Regulamentos do Anexo V, estipula a emissão de recibos de depósito em mercados estrangeiros com respeito às ações de emissores brasileiros. Ali se estipula que os resultados da venda das ADS por detentores de Recibos de Depósito Americanos fora do Brasil estarão livres de controles brasileiros de investimento estrangeiro e que os detentores de ADS que não sejam residentes em paraíso fiscal (isto é, um país ou jurisdição que não cobre impostos sobre a renda ou onde a alíquota de imposto de renda máxima seja inferior a 20,0%, ou ainda a legislação imponha restrições à divulgação da composição acionária ou da detenção do investimento) receberão tratamento fiscal favorável. O custodiante emitiu um registro eletrônico em nome de Deutsche Bank, o depositário, com respeito às ADS. Segundo tal registro eletrônico, o custodiante e o depositário podem converter dividendos e outras distribuições com respeito às ações ordinárias representadas pelas ADS em moeda corrente estrangeira e remeter os produtos para fora do Brasil. Se um portador permutar as ADS por ações ordinárias, o detentor pode continuar a contar com o registro eletrônico do custodiante somente por cinco dias úteis após a permuta. Depois disso, o detentor deve tentar obter o próprio registro eletrônico no Banco Central do Brasil nos termos da Lei n /1962 ou da Resolução n /2000. Posteriormente, a menos que tenha registrado seu investimento no Banco Central do Brasil, tal detentor não poderá converter os produtos da alienação das ações ordinárias ou das distribuições em moeda corrente estrangeira e remetê-los para fora do Brasil. Um detentor que obtenha um registro eletrônico normalmente estará sujeito a tratamento fiscal no Brasil menos favorável que um detentor de ADS. Consulte "Tributação - Considerações Fiscais do Brasil". De acordo com a legislação brasileira, sempre que houver um desequilíbrio sério na balança de pagamentos do Brasil ou motivos para prever um desequilíbrio sério, o governo brasileiro poderá impor restrições temporárias à remessa para investidores estrangeiros dos produtos de seus investimentos no Brasil e à conversão de moeda corrente brasileira em moedas correntes estrangeiras. Tais restrições podem dificultar ou impedir o custodiante ou os detentores que tenham permutado ADS por ações ordinárias de converter distribuições ou os produtos de qualquer venda de tais ações, conforme o caso, em dólares norte-americanos e de remeter tais dólares norte-americanos ao exterior. Tributação O resumo abaixo contém descrição das principais consequências de imposto de renda dos Estados Unidos e do Brasil no que se refere à compra, propriedade e alienação de ações ordinárias ou ADSs não pretendendo, porém, constituir descrição abrangente de todas as considerações fiscais que possam ser relevantes à decisão de adquirir, deter ou alienar ações ordinárias ou ADSs. O resumo baseia-se na legislação tributária do Brasil e dos Estados Unidos vigente na presente data, a qual está sujeita a alterações (possivelmente de forma retroativa) e diferentes 109

114 interpretações. Os detentores de ADSs ou ações ordinárias deverão consultar seus próprios tributaristas no que respeita às consequências fiscais decorrentes da compra, detenção e alienação de ações ordinárias ou ADSs. Embora não haja atualmente nenhum tratado em matéria de imposto de renda entre o Brasil e os Estados Unidos, as autoridades fiscais dos dois países tem mantido discussões que poderão culminar em tal tratado. Não se pode garantir, entretanto, se ou quando um tratado passará a vigorar, nem de que maneira afetará os detentores norteamericanos (conforme definido abaixo) de ações ordinárias ou ADSs. Detentores em potencial de ações ordinárias ou ADSs deverão consultar seus próprios tributaristas no que respeita às consequências fiscais decorrentes da compra, detenção e alienação de ações ordinárias ou ADSs, em seus casos específicos. Considerações Fiscais Brasileiras A explanação a seguir resume as principais consequências fiscais brasileiras da aquisição, detenção e alienação de ações ordinárias ou ADSs por detentor que não seja domiciliado no Brasil, para efeito de tributação no Brasil, ou Detentor Não Brasileiro. Nos termos da lei brasileira, os investidores estrangeiros poderão investir em ações ordinárias nos termos da Resolução n do Conselho Monetário Nacional ou, simplesmente, Resolução n Nos termos da Resolução n , os investidores estrangeiros podem investir em quase todos os ativos financeiros e participar de quase todas as operações disponíveis no mercado financeiro e no mercado de capitais brasileiro, contanto que certas exigências sejam atendidas. De acordo com a Resolução n , a definição de investidor estrangeiro inclui pessoas físicas, pessoas jurídicas, fundos mútuos e demais entidades de investimento coletivo que sejam domiciliados ou tenham sede no exterior. Nos termos da Resolução n , os investidores estrangeiros deverão: (i) nomear no mínimo um representante no Brasil, com poderes para praticar atos relativos ao investimento estrangeiro; (ii) completar o devido formulário de registro de investidor estrangeiro; (iii) registrar-se como investidor estrangeiro junto à CVM; e (iv) registrar-se como investidor estrangeiro junto ao Banco Central do Brasil. Os valores mobiliários e demais ativos financeiros detidos pelos investidores estrangeiros enquadrados na Resolução n deverão ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob custódia de entidade devidamente credenciada pelo Banco Central do Brasil ou pela CVM. Ademais, qualquer transferência de valores mobiliários deverá ser efetuada por intermédio das bolsas de valores ou mercados de balcão organizados autorizados a operar pela CVM, ressalvadas as transferências resultantes de reorganização societária, ocorridas quando do falecimento de investidor por força de lei ou testamento, ou em decorrência da saída das ações em questão de bolsa de valores e o cancelamento do registro junto à CVM. Tributação de Dividendos Os dividendos em ações pagos por uma empresa brasileira a investidores estrangeiros com relação aos investimentos diretos estrangeiros e aos investimentos estrangeiros realizados de acordo com as normas da Resolução nº 2.689/00 normalmente não estão sujeitos ao imposto de renda retido na fonte no Brasil, na medida em que esses valores estiverem relacionados aos lucros gerados a partir de 1º de janeiro de 1996, conforme estabelecido nos termos do artigo 10 da Lei nº 9.249, de 26 de dezembro de 1995 ( Lei nº 9.249/95 ). Nesse contexto, deve-se notar que a Lei nº , datada de 28 de dezembro de 2007 ( Lei nº /2007 ) alterou significativamente a lei das sociedades por ações a fim de alinhar os padrões contábeis geralmente aceitos no Brasil de forma mais direta com os padrões IFRS. Entretanto, a Lei nº , datada de 27 de maio de 2009, introduziu o Regime Tributário de Transição ( RTT ) para tornar neutras, de uma perspectiva tributária, todas as alterações estabelecidas pela Lei nº /07. De acordo com o RTT, para fins de tributação, as pessoas jurídicas devem observar os métodos e critérios contábeis em vigor em 31 de dezembro de Os lucros determinados de acordo com a Lei nº /07 ( Lucros de Acordo com os Padrões IFRS ) podem ser diferentes dos lucros calculados de acordo com os métodos e critérios contábeis em vigor em 31 de dezembro de 2007 ( Lucros de 2007 ). Embora fosse uma prática geral de mercado distribuir dividendos isentos com referência aos Lucros de Acordo com os Padrões IFRS, a Instrução Normativa nº 1.397, emitida pelas autoridades fiscais brasileiras em 16 de setembro de 2013 ( Instrução Normativa nº 1.397/13 ) estabeleceu que as pessoas jurídicas devem observar os métodos e critérios 110

115 contábeis em vigor em 31 de dezembro de 2007 (por exemplo, os Lucros de 2007) para determinar a quantidade de lucros que possa ser distribuída como renda isenta a seus beneficiários. Quaisquer lucros pagos acima dos referidos Lucros de 2007 (Dividendos Excedentes) devem, na opinião das autoridades fiscais e no caso específico de beneficiários não residentes, estar sujeitos às seguintes normas de tributação: (i) imposto de renda retido na fonte de 15% ( IRRF ), no caso de beneficiários domiciliados no exterior, porém não em paraísos fiscais e (ii) IRRF de 25%, no caso de beneficiários domiciliados em paraísos fiscais. Como as autoridades fiscais poderiam tentar cobrar o imposto de renda devido sobre os Dividendos Excedentes pagos nos últimos cinco anos com base nas disposições da Instrução Normativa nº 1.397/13 e a fim de mitigar as possíveis ações judiciais de contribuintes que poderiam argumentar que a Instrução Normativa nº 1.397/13 é ilegal, o governo brasileiro introduziu recentemente um conjunto de normas tributárias completamente novo nos termos da Medida Provisória nº 627, datada de 11 de novembro de 2013, que será obrigatório para todas as pessoas jurídicas a partir de 2015 (o Novo Regime Tributário), disposição que declara que, caso a empresa brasileira que paga os dividendos opte voluntariamente pelo Novo Regime Tributário para 2014, as autoridades fiscais não tentarão cobrar o imposto de renda possivelmente devido sobre os Dividendos Excedentes pagos até a data em que o Novo Regime Tributário foi publicado. Quanto aos lucros acumulados entre 2008 e 2013 distribuídos após 11 de novembro de 2013, a Instrução Normativa nº 1.397/13 continua aplicável no que diz respeito a possíveis contestações da validade de suas disposições. Por outro lado, caso a empresa brasileira que paga os dividendos não opte pelo Novo Regime Tributário para 2014, essa empresa pode estar sujeita a uma autuação tributária sobre quaisquer Dividendos Excedentes possivelmente pagos durante o período com início em 2008 e encerramento no final de Note que a redação do Novo Regime Tributário ainda é provisória e pode ser alterada durante o processo de conversão em lei. Nesse caso, a empresa brasileira não pode garantir que o regime descrito acima será confirmado após a conversão do Novo Regime Tributário em lei. Tributação de Ganhos de Capital Nos termos da Lei nº /03, de 29 de dezembro de 2003, os ganhos apurados na alienação ou venda de ativos localizados no Brasil por um Detentor Não Brasileiro, podem estar sujeitos ao pagamento de imposto de renda no Brasil, independentemente de a alienação ou venda ser feita por um Detentor Não Residente para uma pessoa residente ou domiciliada no Brasil ou não. Em relação à alienação de nossas ações ordinárias, uma vez que são ativos localizados no Brasil, o detentor não residente no Brasil poderá estar sujeito a imposto de renda sobre os ganhos apurados conforme as normas abaixo descritas independentemente de as operações serem realizada no Brasil ou com um residente no Brasil. Em relação às nossas ADSs, pode-se argumentar que os ganhos realizados por um Detentor Não Residente apurados na alienação de ADSs a outro não residente no Brasil possivelmente não devem ser tributados no Brasil, tomando- se como base que ADSs não são ativos localizados no Brasil para os propósitos da Lei nº No entanto, não podemos lhes assegurar que as autoridades fiscais ou os tribunais brasileiros irão concordar com essa interpretação. Ademais, o ganho com a alienação de ADSs por um não residente no Brasil para um residente no Brasil ou até mesmo para um detentor não brasileiro, caso os tribunais decidam que ADSs são ativos localizados no Brasil, pode ser sujeita ao imposto de renda no Brasil conforme as regras acima descritas, com relação a ações ordinárias. Como regra geral, os ganhos realizados resultantes de uma operação de alienação de nossas ações ordinárias ou ADSs são considerados como sendo a diferença positiva entre a quantia auferida na operação e o custo de aquisição de nossas ações ordinárias ou ADSs. Nos termos da legislação brasileira, no entanto, os regulamentos do imposto de renda sobre tais ganhos variam dependendo do domicílio do Detentor Não Residente, o tipo de registro do investimento pelo detentor junto ao Banco Central e como a alienação foi efetuada, conforme descrito abaixo: Os ganhos realizados sobre a venda ou alienação de ações ordinárias em bolsa de valores brasileira (incluindo operações realizadas no mercado de balcão organizado): estarão isentos de imposto de renda quando apurados por Detentor Não Residente que (1) tenha registrado o investimento no Brasil no Banco Central do Brasil nos termos da Resolução n (Detentor 2.689), e (2) não seja residente em país ou local definido como Jurisdição de Tributação 111

116 Favorecida para esses fins, conforme abaixo descrito); ou estarão sujeitos ao imposto de renda à alíquota de 15% no caso de ganhos realizados por (A) um Detentor Não Residente que (1) não seja um Detentor ou (2) Residentes em Jurisdição de Tributação Favorecida; ou (B) um Detentor Não Residente que (1) seja um Detentor e (2) seja residente em Jurisdição de Tributação Favorecida. Nesses casos, a retenção de imposto de renda à alíquota de 0,005% será aplicável e retida na instituição intermediária (i.e. corretora) que recebe a ordem diretamente do Detentor Não Residente e poderá mais tarde ser compensado com eventual imposto de renda devido sobre ganho de capital obtido pelo Detentor Não Residente. estarão sujeitos ao imposto de renda à alíquota de até 25% no caso de ganhos apurados por um Detentor Não Residente que não seja um Detentor 2.689, e seja um residente em Jurisdição de Tributação Favorecida para esse fim (conforme abaixo descrito). Nesses casos, a retenção de imposto de renda de 0,005% do valor da venda será aplicável e poderá mais tarde ser compensado com eventual imposto de renda devido sobre ganho de capital. No caso de resgate de ações ou de redução de capital por uma sociedade anônima brasileira, como a Companhia, o saldo positivo entre o valor efetivamente recebido por um Detentor Não Residente e o correspondente custo de aquisição de tais ações resgatadas são tratados, para fins fiscais, como ganhos de capital derivados de venda ou troca de ações não efetuada em bolsas de valores brasileiras e estão, portanto, sujeitos a imposto de renda a uma alíquota de 15% ou 25% conforme o caso. O depósito de nossas ações ordinárias em troca das ADSs estará sujeito a imposto de renda no Brasil se o custo de aquisição das ações for inferior (1) ao preço médio por ação na bolsa de valores brasileira em que foi vendido o maior número dessas ações no dia do depósito, ou (2) se não foi vendida nenhuma ação nesse dia, o preço médio na bolsa de valores brasileira em que foi vendido o maior número de ações nos últimos 15 pregões mediatamente anteriores ao referido depósito. Nesse caso, a diferença entre o custo de aquisição e o preço médio das ações, calculada conforme acima exposto, será considerada ganho de capital, sujeita a imposto de renda à alíquota de 15% ou 25%, conforme o caso. Em algumas circunstâncias, poderá haver argumentos alegando que essa tributação não é aplicável, incluindo o caso de um Detentor Não Residente que seja um Detentor e não seja residente em Jurisdição de Tributação Favorecida para esse fim. A viabilidade desses argumentos para qualquer detentor específico de nossas ações ordinárias dependerá das circunstâncias particulares do detentor. Detentores em potencial de nossas ações ordinárias deverão consultar seus tributaristas quanto a consequências fiscais do depósito de nossas ações ordinárias em troca das ADSs. Nenhum exercício de direitos de preferência relativos às ações ordinárias ou ADSs estará sujeito a tributação brasileira. Qualquer ganho na venda ou cessão de direitos de preferência relativos às nossas ações ordinárias, inclusive venda ou cessão realizada pelo depositário em nome de Detentor Não Residente de ADSs estará sujeito à incidência de imposto de renda brasileiro, em conformidade com as mesmas regras aplicáveis à venda ou alienação de nossas ações ordinárias. Interpretação da Discussão da Definição de Jurisdição de Tributação Favorecida Em 4 de junho de 2010, as autoridades fiscais brasileiras editaram a Instrução Normativa nº relacionando (i) os países e jurisdições considerados Jurisdição de Tributação Favorecida ou onde a legislação local não permite acesso a informações da composição acionária de pessoas jurídicas em relação à titularidade ou identificação dos reais beneficiários dos ganhos atribuídos a não residentes (Paraísos Fiscais) e (ii) as jurisdições de regimes fiscais privilegiados, cuja definição encontra-se na Lei nº , de 23 de junho de Embora acreditemos que a melhor interpretação da legislação fiscal em vigor poderia levar à conclusão que o conceito de regime fiscal privilegiado acima mencionado se aplicaria exclusivamente para fins de normas de preço de transferências em operações de importação e exportação, não é possível afirmar se futura legislação ou interpretação das autoridades fiscais brasileiras no que se refere a regime fiscal privilegiado nos termos da Lei nº se aplicará também a Detentor Não Residente sobre pagamentos potencialmente feitos por fonte brasileira. Recomendamos a potenciais investidores que consultem periodicamente seus assessores para verificar possíveis consequências resultantes da Instrução Normativa nº e da Lei nº Caso as autoridades brasileiras determinem que o conceito de regime fiscal privilegiado previsto na lei nº se aplicará também a Detentor Não Residente sobre pagamentos potencialmente feitos por fonte brasileira, o imposto de renda retido aplicável a tais pagamentos poderá ser tributado à alíquota de até 25%. Juros sobre Capital Próprio. 112

117 A Lei no , de 26 de dezembro de 1995, conforme alterada, permite que uma sociedade por ações, tal qual a Companhia, realize distribuições de juros sobre o capital e trate esses pagamentos como despesas dedutíveis para fins de cálculo de imposto de renda de pessoa jurídica, e, desde 1998, também como contribuição social sobre o lucro líquido, desde que os limites abaixo descritos sejam observados. Tais distribuições podem ser pagas em dinheiro. Para fins tributários, o valor dedutível dos juros estará limitado à variação diária pro rata da TJLP, conforme determinado pelo Banco Central, de tempos em tempos, sendo que o valor da dedução não poderá exceder o valor mais alto entre: 50% do lucro líquido (após dedução da contribuição social sobre o lucro líquido mas antes de considerar a provisão para imposto de renda pessoa jurídica e os valores atribuíveis aos acionistas como juros sobre o capital próprio) para o período em relação ao qual é feito o pagamento; e 50% da soma dos lucros retidos e das reservas de lucros na data do início do período em relação ao qual é feito o pagamento. O pagamento de juros sobre o capital próprio a um Detentor Não Residente estará sujeito a retenção de imposto de renda na fonte à alíquota de 15% ou 25% se o Detentor Não Residente for domiciliado em uma Jurisdição de Tributação Favorecida. Esses pagamentos de juros sobre o capital próprio a um Detentor Não Residente poderão ser incluídos, pelo seu valor líquido, como parte dos dividendos obrigatórios. Na medida em que forem assim incluídos, deveremos distribuir aos acionistas um valor adicional para garantir que o valor líquido por eles recebido, após o pagamento do respectivo imposto de renda retido na fonte, seja, ao menos, igual aos dividendos obrigatórios. Pagamentos de juros sobre o capital próprio são decididos por nossos acionistas, em assembleia geral ordinária, com base na recomendação dos membros do Conselho de Administração. Não se pode garantir que nosso Conselho de Administração não irá recomendar que as futuras distribuições de lucros sejam feitas por meio de distribuição de juros sobre capital próprio e não por meio de dividendos. Impostos sobre operações no exterior A conversão de moeda estrangeira em Reais e a conversão de Reais em moeda estrangeira estão sujeitas ao pagamento de imposto sobre operações financeiras (IOF/Câmbio). A alíquota de tal imposto varia de acordo com a natureza da operação. Contratos de câmbio celebrados relativos a entradas de recursos associados a investimentos realizados por Detentores Não Residentes nos mercados financeiro e de capitais n ã o estão atualmente sujeitos a IOF/Câmbio. Essa alíquota de zero por cento também é aplicável à saída de recursos decorrentes de pagamentos de dividendos e juros sobre capital próprio a Detentores Não Residentes associados a investimentos feitos nos mercados financeiro e de capitais no Brasil. Além dessas operações, a alíquota aplicável para a maioria das operações de câmbio é de 0,38%. Outras alíquotas podem ser aplicadas a operações específicas e o Governo Brasileiro poderá aumentar a alíquota a qualquer tempo para até 25,0% sobre o valor da operação de câmbio. No entanto, qualquer aumento nas alíquotas será aplicável apenas a operações futuras. Imposto sobre operações envolvendo títulos e valores mobiliários A legislação brasileira prevê a incidência de imposto sobre operações envolvendo títulos e valores mobiliários (IOF/Títulos), incluindo operações nos mercados brasileiros de ações, futuros e commodities. O IOF/Títulos possui atualmente a alíquota zero em quase todas as operações incluindo as realizadas em bolsa de valores brasileira. A atual alíquota do Imposto IOF/Títulos aplicável sobre operações envolvendo nossas ações ordinárias é zero por cento incluindo, em 24 de dezembro de 2013, a alíquota do Imposto IOF/Títulos aplicável à transferência de nossas ações ordinárias com a finalidade específica de possibilitar a emissão de ADSs. O Governo Brasileiro poderá, a qualquer tempo, aumentar a alíquota do Imposto IOF/Títulos para até 1,5% ao dia do valor da operação, mas apenas em relação a operações realizadas após a entrada em vigor desse aumento de alíquota. Outros Impostos Brasileiros Relevantes Não há nenhum imposto sobre sucessão, herança e doação aplicável à titularidade, transferência ou alienação de ações ordinárias ou ADSs por Detentor Não Residente, ressalvados os impostos sobre doação e herança exigidos por alguns estados brasileiros sobre doações ou legados de pessoas físicas ou jurídicas não residentes ou domiciliadas no Brasil ou não domiciliadas naquele Estado, as pessoas físicas ou jurídicas residentes ou domiciliadas naquele Estado brasileiro. Não há nenhum imposto ou tarifas sobre selos, emissão, registro ou impostos ou tarifas similares brasileiros a serem pagos por detentores de ações ordinárias ou ADSs. 113

118 Determinados Reflexos de Imposto de Renda dos Estados Unidos da América Esta discussão é um resumo das consequências relevantes do imposto de renda federal americano da aquisição, titularidade e alienações de ações ordinárias ou ADSs. Essa discussão é baseada no US. Internal Revenue Code de 1986, conforme alterado (ou Código), seu histórico legislativo, regulações finais, existentes e temporárias e propostas pelo Tesouro, pronunciamentos administrativos pelo US. Internal Revenue Service (ou "IRS") e decisões judiciais, em cada caso a partir da presente data, todas as quais sujeitas a mudanças (possivelmente em uma base retroativa) e de interpretações diferentes. A discussão não pretende constituir descrição abrangente de todas as consequências do imposto de renda federal americano que possam ser relevantes para determinado detentor (inclusive considerações fiscais que surjam a partir de normas de aplicação geral a todos os contribuintes ou a determinadas classes de investidores, ou que em geral se pressuponha sejam de conhecimento dos investidores) e detentores devem consultar seus próprios consultores fiscais sobre sua situação fiscal específica. Esta discussão se aplicará somente a detentores de ações ordinárias ou ADSs que detenham as ações ordinárias ou ADSs como bens de capital (geralmente detidos para investimento), mediante o Código e não abordam as consequências tributárias que possam ser relevantes para os detentores em situações fiscais especiais, incluindo, por exemplo: intermediários e corretoras de câmbio ou valores mobiliários; detentores dos Estados Unidos cuja moeda funcional não for o dólar norte-americano; detentores que possuem ou possuíram ações constituindo 10,0% ou mais do total de poder de voto da Companhia (levando-se em consideração ações detidas diretamente, indiretamente ou construtivamente); organizações isentas de impostos; companhias de investimento reguladas; trusts de investimento em imóveis; trusts garantidores; fundos de trust comuns; banco e outras instituições financeiras; detentores responsáveis pelo imposto mínimo alternativo; negociantes de valores mobiliários que optarem por usar bases de marcação a mercado na contabilidade para seus valores mobiliários detidos; seguradoras; pessoas que adquiram ações ordinárias ou ADSs como forma de remuneração pelos seus serviços; norte americanos expatriados; e pessoas que detenham ações ordinárias ou ADSs como parte de operação de straddle, hedge ou conversão ou como parte de operações de valores mobiliários sintéticos, venda de construção ou outras operações integradas. Exceto onde especificamente descrito a seguir, esta discussão assume que nós não somos uma companhia de investimento estrangeiro passivo ( PFIC ) para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos. Além disso, esta discussão não aborda aspectos fiscais aplicáveis às pessoas que possuam participação em uma sociedade (ou através de outras entidades classificadas como uma sociedade para fins de imposto de renda federal Americano) que detenham ações ordinárias ou ADSs, ou qualquer propriedade federal dos Estados Unidos e doações, estaduais, locais ou que não impliquem em consequências fiscais nos Estados Unidos pela aquisição, posse e alienação de ações ordinárias ou ADSs. A discussão não diz respeito ao tributo Medicare sobre o resultado líquido de investimentos. Cada detentor deverá consultar seus próprios consultores fiscais no que diz respeito às consequências fiscais que poderá sofrer, inclusive 114

119 as consequências previstas nas leis que não as leis sobre imposto de renda federal dos Estados Unidos, de investimento em ações ordinárias ou ADSs. Conforme aqui utilizado, as referências ao investidor norte-americano designarão o detentor beneficiário de ações ordinárias ou de ADSs que, para os propósitos do imposto de renda dos Estados Unidos (i) seja um indivíduo que é cidadão ou residente dos Estados Unidos, (ii) seja corporação (ou outra entidade tratada como corporação para propósitos do imposto de renda federal dos Estados Unidos) criada ou constituída segundo as leis dos Estados Unidos ou de qualquer de seus Estados, ou no Distrito de Columbia, (iii) um espólio (estate), cuja receita esteja sujeito a tributação sobre imposto federal dos EUA, independentemente de suas fontes, ou (iv) um trust que (A) esteja sujeito a supervisão primária de uma corte nos Estados Unidos e uma ou mais pessoas norte americanas tenham autoridade de controlar todas as principais decisões deste trust, ou (B) tenha eleição válida e em vigor para ser tratado como uma pessoa norte americana, nos termos da regulamentação aplicável do Tesouro. Conforme aqui utilizado, o termo detentor não norte americano significa o legítimo proprietário de ações ordinárias ou ADSs que não são detidas por detentor norte americano ou sociedade (ou uma entidade tratada como sociedade para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos). Se a sociedade (ou outra entidade classificada como sociedade para fins de imposto de renda federal dos Estados Unidos) possuir ações ordinárias ou ADSs, o tratamento fiscal de um sócio desta sociedade dependerá geralmente do status do sócio e das atividades da sociedade detentoras de ações ordinárias ou ADSs. Sociedades que são beneficiárias das ações ordinárias ou ADSs, e os sócios de tais sociedades deveriam consultar seus próprios consultores fiscais sobre a tributação federal, estadual e local dos Estados Unidos e estrangeira que lhes é aplicável no que diz respeito à aquisição, propriedade e alienação de ações ordinárias ou ADSs. Para fins do imposto de renda federal dos Estados Unidos, o detentor de uma ADS será geralmente tratado como o proprietário beneficiário das ações ordinárias representadas por ADS. No entanto, veja a discussão abaixo, em "Tributação de Distribuições" sobre algumas das declarações feitas pelo Departamento do Tesouro dos Estados Unidos Treasury Department) relativas às modalidades de depositário. Tributação das Distribuições O valor bruto de qualquer distribuição de dinheiro ou de bens feita com relação às ações ordinárias ou ADSs (incluindo distribuições caracterizadas como juros sobre capital próprio para fins da legislação brasileira e quaisquer valores retidos na fonte para refletir os impostos brasileiros retidos na fonte) será em geral tributada na forma de dividendos para fins de imposto de renda federal dos EUA na medida dos nossos lucros correntes ou acumulados, de acordo com os princípios do imposto de renda federal dos EUA. O detentor norte-americano geralmente incluirá esses dividendos na renda bruta como receita ordinária no dia em que esses dividendos forem efetivamente ou presumidamente recebidos. As distribuições em excesso dos nossos lucros e resultados correntes ou acumulados serão tratadas em primeiro lugar como retornos não tributáveis de capital, reduzindo a base de cálculo ajustada do imposto do detentor norte americano (mas não abaixo de zero) das ações ordinárias ou ADSs, conforme o caso, e, posteriormente, sendo o ganho de capital de longo ou curto prazo (dependendo se o detentor norte-americano detinha ações ordinárias ou ADSs, conforme o caso, por mais de um ano a partir da data que tal distribuição foi efetiva ou presumidamente recebida). Caso quaisquer dividendos forem pagos em Reais, o montante da distribuição pago em Reais será o valor em dólares norte-americanos dos Reais recebidos, calculado à taxa de câmbio vigente na data em que for recebida efetivamente ou presumidamente, independentemente do pagamento em reais ser ou não convertido em dólares norteamericanos na data. Caso os Reais recebidos como dividendos sejam convertidos em dólares norte-americanos da data do efetivo ou presumido recebimento, o detentor norte-americano não deve reconhecer um ganho ou perda cambial em relação a tal dividendo. Caso os Reais recebidos não sejam convertidos em dólares norte-americanos na data de efetivo ou presumido recebimento, o detentor norte-americano terá uma base de cálculo em Reais igual ao seu valor em dólares norte-americanos na data de recebimento. Caso quaisquer Reais efetivamente ou presumidamente recebido pelo detentor norte-americano sejam posteriormente convertidos em dólares norte-americanos, o referido detentor norte-americano deverá reconhecer o ganho ou perda cambial, que seria tratado como perda ou ganho ordinário. O referido ganho ou perda será em geral tratado como ganho ou perda de fontes nos Estados Unidos para fins de crédito tributário estrangeiro nos EUA. Os detentores norte americanos devem consultar seus próprios consultores fiscais em relação ao caso em que o câmbio referente ao ganho ou perda em reais não for convertido em dólares norte-americanos na data do recebimento efetivo ou presumido. Os dividendos pagos por nós não se qualificará para a dedução de dividendos recebidos cabível a sociedades anônimas nos termos do Código. Observadas as preocupações do Departamento do Tesouro Americano, abaixo 115

120 mencionadas, sobre determinadas ações tomadas de forma inconsistente pelos intermediários e determinadas exceções referentes a posições de curto prazo e posições hedgeadas, o valor em dólares norte-americanos dos dividendos recebidos por determinados detentores norte-americanos (incluindo pessoas físicas), com respeito à ADSs ficara sujeito à tributação pela alíquota máxima de 20,0%, caso os dividendos representem receita de dividendos qualificados. Os dividendos pagos à ADSs serão tratados como receita de dividendos qualificados se (i) as ADSs forem prontamente negociáveis em mercado de valores mobiliários estabelecido dos Estados Unidos da América e (ii) Companhia não era, no exercício anterior ao exercício no qual o dividendo foi pago, assim como não seremos no exercício em que o dividendo for pago, uma PFIC. As ADSs estão listadas na Bolsa de Valores de Nova Iorque e, desse modo, qualificadas como prontamente negociáveis em mercado de valores mobiliários estabelecido dos Estados Unidos. No entanto, nenhuma garantia pode ser dada de que as ADSs serão ou continuarão a ser prontamente negociáveis. Veja abaixo a discussão referente à nossa determinação da PFIC. Com base na orientação vigente, não está totalmente claro se os dividendos recebidos com respeito às ações ordinárias serão tratados como receita de dividendos qualificados, porque as ações ordinárias não estão por si listadas em bolsa de valores norte-americana. Ademais, o Departamento do Tesouro Americano anunciou sua intenção de promulgar normas segundo as quais detentores de ações ordinárias ou ADSs e intermediários por meio dos quais os referidos valores mobiliários forem detidos poderão se fiar em certificados de emitentes para estabelecer que dividendos sejam tratados como dividendos qualificados. Como esses procedimentos não foram ainda expedidos, não está claro se poderemos lhes dar atendimento. Os detentores norte-americanos de ações ordinárias e de ADSs devem consultar seus próprios consultores fiscais no que diz respeito à disponibilidade da alíquota reduzida de imposto sobre dividendos, à luz de suas próprias circunstâncias específicas. Observadas certas limitações (inclusive a exigência de período mínimo de detenção), o detentor norteamericano terá o direito de pedir um crédito tributário estrangeiro nos EUA em relação a qualquer imposto brasileiro retido na fonte sobre dividendos recebidos pelas ações ordinárias ou ADSs. O detentor norte-americano que não optar pelos créditos de nenhum imposto de renda estrangeiro pago ou acumulado durante o exercício fiscal poderá, ao invés, pedir uma dedução em relação ao imposto de renda brasileiro, uma vez que o detentor norte-americano opte por deduzir (em vez do crédito) todos os impostos de renda estrangeiros pagos ou acumulados no ano fiscal. Os dividendos recebidos em relação às ações ordinárias ou ADSs serão em geral tratados como receita de dividendos de fontes externas aos Estados Unidos e em geral constituirão uma categoria de receita passiva para os fins de limitação dos créditos tributários estrangeiros nos EUA. As regras que regem créditos tributários estrangeiros são complexas e os detentores norte-americanos deveriam consultar seus próprios consultores fiscais sobre a disponibilidade dos créditos tributários estrangeiros em circunstâncias específicas. O Departamento do Tesouro Americano manifestou preocupação que os intermediários relacionados as modalidades de depositários possam tomar ações incompatíveis com a pretensão de créditos tributários estrangeiros por pessoas norte americanas, detentoras de ações lastreadas. Assim, os detentores norte-americanos devem estar cientes que a discussão acima sobre a capacidade de crédito de impostos brasileiros retidos na fonte sobre os dividendos e a disponibilidade das alíquotas reduzidas para dividendos recebidos pelos detentores não empresários acima determinados poderiam ser afetados por ações tomadas pelas partes no que diz respeito a quem as ADSs são liberadas e do IRS. As distribuições de ações adicionais a detentores no tocante as suas ADSs que sejam realizadas como parte de distribuição proporcional a todos os nossos acionistas, de modo geral, não ficarão sujeitas ao imposto de renda federal dos Estados Unidos. Os detentores não norte-americanos, de modo geral, não ficarão sujeitos ao imposto de renda federal dos Estados Unidos ou ao imposto a ser retido na fonte sobre as distribuições relacionadas às ADSs que sejam tratadas como rendimento de dividendos para fins do imposto de renda federal dos Estados Unidos, a menos que tais dividendos estejam efetivamente ligados à condução, pelo detentor, de atividade comercial ou negócio nos Estados Unidos (e, caso exigido por tratado sobre imposto de renda aplicável, serão atribuídas a uma base permanentemente estabelecida ou fixa). Tributação de Vendas, Trocas e outras Alienações Tributáveis. Os depósitos e retiradas de ações ordinárias pelos detentores norte-americanos em troca das ADSs não resultarão na realização de ganho ou perda para fins de imposto de renda federal dos EUA. Por ocasião da venda, troca ou outra disposição tributável de ações ordinárias ou ADSs, o detentor norteamericano irá em geral reconhecer os ganhos ou perdas para fins de imposto de renda federal dos EUA no valor igual à diferença entre o valor realizado em decorrência da alienação das ações ordinárias e ADSs (incluindo o valor bruto antes da incidência de qualquer imposto brasileiro) e o valor contábil ajustado para fins fiscais do detentor norte americano das ações ordinárias ou ADSs. O valor contábil inicial das ações ordinárias ou ADSs detidas pelo detentor 116

121 norte-americano serão o valor em dólares norte-americanos do preço de compra denominado em Reais, determinado na data da compra. Os referidos ganhos ou perdas em geral serão tratados como ganhos ou perdas de capital assim como constituirão ganhos ou perdas de capital de longo prazo, caso as ações ordinárias ou ADSs tenham sido detidas por período superior a um ano, a partir do momento da venda, troca ou outra disposição tributável. Pela lei atual, determinados detentores norte-americanos não empresários (inclusive pessoas físicas) podem ser elegíveis para alíquotas preferenciais do imposto de renda federal dos EUA no que diz respeito a ganhos de capital de longo prazo. A dedutibilidade de perdas de capital está sujeita a limitações pelo Código. Caso o imposto de renda brasileiro seja retido na fonte sobre a venda, troca ou outra disposição tributável das ações ordinárias ou ADSs, o valor realizado por detentor norte-americano incluirá o valor bruto dos resultados da venda, troca ou outra disposição tributável antes da incidência do imposto de renda brasileiro na fonte. Os ganhos e perdas de capital, caso aplicáveis, realizados por detentor norte-americano sobre a venda, troca ou outras disposições tributáveis das ações ordinárias ou ADSs serão, em geral, tratados como ganho ou perda de fonte norte-americana para fins de crédito fiscal estrangeiro dos EUA. Consequentemente, caso incida imposto de renda brasileiro (veja Considerações Fiscais Brasileiras - Tributação de Ganhos de Capital ) sobre ganho pela disposição de ações ordinárias ou ADSs, o detentor norte-americano não poderá se beneficiar do crédito fiscal estrangeiro correspondente (ou seja, porque o ganho pela disposição seria fonte norte-americana), a menos que o detentor possa usar o crédito com relação a imposto de renda federal pago por outra fonte de renda estrangeira. Alternativamente, o detentor norte americano poderá deduzir do imposto de renda brasileiro, se o detentor norte americano optar por deduzir todo imposto de renda estrangeiro pago ou acumulado durante o ano fiscal. O detentor que não seja detentor norte-americano não ficará sujeito à imposto de renda federal dos Estados Unidos ou imposto de retenção na fonte sobre ganho realizado na venda ou outra alienação tributável de ações ordinárias ou ADS, a menos que (i) tal detentor não norte-americano seja pessoa física que tenha permanecido nos Estados Unidos da América por 183 dias ou mais no ano-base da venda e certas outras condições tenham sido atendidas, ou (ii) tal ganho esteja efetivamente ligado à condução de negócio nos Estados Unidos por parte do detentor norte americano (e, se requerido por qualquer tratado sobre imposto de renda aplicável, é imputável a um estabelecimento permanente ou base fixa dos EUA). Se a primeira exceção (i) se aplicar, o detentor não norte americano estrangeiro estará, em geral, sujeito à tributação à alíquota de 30% sobre o montante, do qual provém os ganhos obtidos com as vendas que são de fontes norte-americanas, excedam as perdas de capital alocáveis às fontes norte americanas. Se a segunda exceção (ii) se aplicar, o detentor não norte americano estará, em geral, sujeito ao imposto de renda federal dos EUA com relação ao ganho da mesma forma que os detentores norte americanos, como descrito acima. Além disso, no caso (ii), se tal detentor não norte americano for uma corporação estrangeira, ele poderá estar sujeito a um imposto sobre os lucros da filial igual a 30% (ou uma alíquota inferior prevista por um tratado, se for o caso) após a repatriação do real ou atribuível a seus resultados e lucros efetivamente relacionados para o ano fiscal, observados determinados ajustes. Regras para Investimento Estrangeiro Leis especiais sobre imposto de renda federal dos EUA se aplicam a pessoas que detenham ações de uma PFIC. Em geral, uma sociedade não norte-americana será classificada como uma PFIC para qualquer exercício fiscal, durante o qual, após observação das leis pertinentes sobre a renda e ativos das controladas, (i) 75,0% ou mais da renda bruta das corporações não norte americanas seja renda passiva, ou (ii) em média 50,0% ou mais do valor bruto dos bens das corporações não norte americanas produzam renda passiva ou sejam detidos para a produção de renda passiva. Para estes fins, a renda passiva inclui, em geral, entre outras coisas, dividendos, juros, aluguéis, royalties, ganhos provenientes da alienação de bens passivos, e ganhos de commodities e de operações com valores mobiliários, diferentes de ganhos de determinados negócios ativos da venda de commodities (sujeito a várias exceções). Para determinar se uma corporação não norte americana é uma PFIC, é levada em consideração uma parcela proporcional da renda e dos bens de cada uma destas corporações, nas quais se detém, direta ou indiretamente, pelo menos 25,0% de participação (em valor). A determinação se uma sociedade não norte americana é uma PFIC é baseada na composição da renda, das despesas e bens da corporação não norte americana de tempos em tempos, e a aplicação das leis complexas de imposto de renda federal dos EUA, sujeitas a diferentes interpretações e envolve incertezas. Baseando-se nas demonstrações financeiras auditadas da Companhia, a natureza dos nossos negócios, e as principais informações de mercado e dos acionistas, acreditamos que não seríamos classificados como uma PFIC no seu último ou atual ano fiscal (embora a determinação não possa ser feita até o término deste ano fiscal), e não esperamos ser classificados como uma PFIC no futuro próximo, baseando-se em seus planos de negócios atuais e sua interpretação corrente do Código e dos regulamentos do Tesouro, atualmente em vigor. No entanto, uma vez que a aplicação do Código e dos regulamentos do Tesouro não estão totalmente claros e tendo em vista que o status da Companhia como PFIC depende da composição da renda, das despesas e bens da corporação não norte americana e o valor de mercado de seus ativos de tempos em 117

122 tempos, não há garantia que não seremos tratados como PFIC em qualquer ano fiscal. Se, ao contrário da discussão acima, formos tratados como um PFIC, um detentor norte americano estaria sujeito às regras especiais (e poderia estar sujeito a um aumento da responsabilidade de imposto de renda federal dos EUA e exigências de declaração) com relação à (a) qualquer ganho realizado na venda, troca ou outra alienação tributável das ações ordinárias ou ADSs, e (b) qualquer distribuição excedente feita por nós ao detentor norte americano (em geral, qualquer distribuição durante um ano fiscal, no qual as distribuições ao detentor norte americano de ações ordinárias ou ADSs exceda 125% da distribuição anual média recebida pelo detentor norte americano de ações ordinárias ou ADSs, durante os últimos três anos fiscais ou, se em período menor, o período de detenção do detentor norte americano para as ações ordinárias ou ADSs). Sob essas regras, (a) o ganho ou distribuição excedente seria alocado proporcionalmente ao período de detenção do detentor norte americano para as ações ordinárias ou ADSs, (b) o montante atribuído no ano fiscal, em que o ganho ou distribuição excedente seja realizado e nos anos fiscais anteriores ao primeiro dia em que nós nos tornamos um PFIC seria tributável como renda ordinária, (c) o montante atribuído a cada ano anterior ao qual éramos uma PFIC estaria sujeito ao imposto de renda federal dos EUA, à maior alíquota em vigor para aquele ano, e (d) os juros cobrados, em geral, aplicáveis, ao pagamento a menor do imposto de renda federal dos EUA seriam estabelecidos em relação ao imposto atribuível a cada ano anterior em que éramos uma PFIC. Se formos tratados como uma PFIC e, a qualquer momento, investirmos em sociedades não americanas que são classificadas como PFICs (cada, uma PFIC de grau inferior ), os detentores norte americanos geralmente serão considerados como detentores de, e também estão sujeitos às regras de PFIC com relação a, sua participação acionária indireta nessa PFIC de grau inferior. Se formos tratados como uma PFIC, um detentor norte americano pode assumir responsabilidade pelos impostos diferidos e a cobrança de juros acima descrito se (i) recebermos uma distribuição da, ou se o detentor alienar a totalidade ou parte de nossa participação na PFIC de grau inferior ou se (ii) o detentor norte americano alienar a totalidade ou parte de suas ações ordinárias ou ADSs. Em geral, se formos tratados como uma PFIC, as regras descritas acima podem ser evitadas pelo detentor norte americano que optar por se sujeitar a um regime de marcação a mercado de ações em uma PFIC. O detentor norte americano pode optar pelo tratamento de marcação a mercado para suas ações ordinárias ou ADSs, uma vez que para fins de regras, as ações ordinárias ou ADSs constituam ações negociáveis, conforme definido nos regulamentos do Tesouro. Para estes efeitos, as ADSs serão ações negociáveis se forem regularmente negociadas na Bolsa de Valores Nova Iorque, além dos limites individuais mínimos, por, pelo menos, 15 dias durante cada trimestre do ano civil. O detentor norte americano que opte pelo regime de marcação a mercado geralmente irá calcular o ganho ou perda no final de cada ano fiscal, conforme a venda a preço justo das ações ordinárias ou ADSs. Qualquer ganho reconhecido pelo detentor norte americano no tratamento de marcação a mercado, ou em uma venda real, seria tratado como renda ordinária, e ao detentor norte americano seria permitida uma dedução ordinária para qualquer diminuição no valor das ações ordinárias ou ADSs, no fim de qualquer ano fiscal, e para qualquer perda reconhecida em uma venda real, porém apenas, em cada caso, na medida da receita por marcação de mercado anteriormente incluída, não compensada por diminuições anteriormente deduzidas do valor. Qualquer perda de uma venda real de ações ordinárias ou ADSs seria uma perda de capital em relação ao excesso de receita por marcação de mercado anteriormente incluída, não compensada por diminuições anteriormente deduzidas do valor. A base de cálculo ajustada para o detentor norte americano de ações ordinárias ou ADSs seria aumentada ou diminuída pelo ganho ou perda, levando-se em consideração os termos do regime de marcação de mercado. A opção de marcação a mercado é em geral irreversível. Além disso, a opção de marcação a mercado em relação às ações ordinárias ou ADSs não se aplicaria a uma PFIC inferior, e um detentor norte americano não seria capaz de optar por essa marcação a mercado em relação a sua participação indireta na PFIC inferior. Consequentemente, as regras para a PFIC poderiam se aplicar em relação à renda de uma PFIC inferior, cujo valor já teria sido levado em consideração indiretamente, através de ajustes de marcação a mercado em relação às ações ordinárias ou ADSs. O detentor norte americano que possui ações ordinárias ou ADSs durante qualquer ano fiscal em que formos tratados, em geral, como uma PFIC, estaria obrigado a apresentar o Formulário 8621 do IRS incluindo para cumprir com uma exigência adicional. Os detentores norte- americanos devem também estar cientes que uma legislação editada recentemente pode estender os requisitos atuais para a apresentação do Formulário 8621 do IRS ou impor obrigações adicionais de prestação de informações para norte americanos detentores de ações de uma PFIC. Os detentores norte americanos deveriam consultar seus auditores independentes com relação a aplicação das regras da PFIC às ações ordinárias ou ADSs, a disponibilidade e a oportunidade de fazer uma eleição para evitar as consequências fiscais adversas das regras da PFIC, no caso que formos considerados uma PFIC para qualquer ano fiscal, e a os requerimentos de reporte que foram aplicáveis para sua situação específica. 118

123 Retenção na Fonte para Reserva e Apresentação de Informações Os dividendos pagos às ADSs e os valores referentes a venda, troca ou outra disposição tributável das ações ordinárias ou ADSs a detentor norte-americano poderá em geral ficar sujeito às exigências de prestação de informações do Código assim como poderão ficar sujeitos a imposto de renda federal dos EUA (atualmente à alíquota de 28,0%) de retenção de caráter subsidiário, a menos que o detentor norte-americano (i) apresente número exato de identificação do contribuinte e certifique que é cidadão norte americano e que nenhuma perda de isenção de retenção de caráter subsidiário tenha ocorrido, ou (ii) caracterize ser um beneficiário isento. O valor de qualquer imposto de retenção de caráter subsidiário recolhido pelo pagamento a detentor norte-americano será considerado crédito contra a obrigação de imposto de renda federal dos Estados Unidos do detentor norte-americano, podendo habilitar o detentor norteamericano a restituição, desde que determinadas informações exigidas sejam prontamente fornecidas ao IRS. Além disso, os detentores norte americanos devem estar cientes que os requisitos de informação adicional com relação a propriedade de determinados ativos financeiros estrangeiros, incluindo ações de emissores estrangeiros que não são mantidas numa conta mantida por determinadas instituições financeiras, se o valor total de todos estes ativos exceder US$ Os detentores norte-americanos devem consultar seus consultores tributários em relação à aplicação das regras de relatórios de informações de ações ordinárias ou ADSs e de aplicação das regras de ativos financeiros estrangeiros para suas situações particulares. Os detentores não norte-americanos não estarão em geral sujeitos às referidas exigências de prestação de informações e de imposto de retenção de caráter subsidiário, mas poderão ficar obrigados a observar os procedimentos de certificação e identificação aplicáveis a fim de se habilitarem à isenção. Documentos Disponibilizados As afirmações contidas neste relatório anual no tocante ao teor de qualquer contrato ou outro documento não são necessariamente completas e, nos casos em que o contrato ou outro documento constitua anexo do relatório anual, todas as afirmações serão qualificadas em todos os aspectos pelas disposições do efetivo contrato ou demais documentos. Nossa Companhia está sujeita às exigências de prestação de informações do Securities Exchange Act de 1934 e alterações posteriores, aplicáveis a emissor privado estrangeiro e de acordo com essas exigências, arquivamos ou fornecemos relatórios, demonstrativos e outras informações perante a SEC. Os relatórios e outras informações por nós registradas na SEC podem ser inspecionados e, mediante o pagamento de quaisquer taxas exigidas, poderão ser copiados na Consulta Pública da SEC, 100 F Street, N.E., Washington, D.C Nossos registros na SEC também estão disponíveis através do website da SEC Os relatórios e demais informações também poderão ser examinados e copiados nos escritórios da NYSE, 20 Broad Street, New York, New York Na qualidade de emissora privada estrangeira, entretanto, nossa Companhia fica isenta de quaisquer exigências de procuração nos termos do art. 14 do Exchange Act bem como das normas sobre recuperação de lucros por transações de ida e volta (short-swing profit recovery) do Artigo 16 do Exchange Act. Nosso website localiza-se em e nosso website de relações com investidores localiza-se em (Essas URLs somente devem ser consideradas como referência textual. Elas não têm o propósito de ser um hyperlink ativo em nosso website. As informações de nosso website, que podem ser acessadas por meio de hyperlink resultante dessa URL, não são e não devem ser consideradas como parte integrante do presente relatório). ITEM 11. DIVULGAÇÕES QUANTITATIVAS E QUALITATIVAS SOBRE RISCO DE MERCADO Estamos expostos ao risco de mercado em função de mudanças nas taxas de câmbio, taxas de juros e correção monetária. O risco cambial existe na medida em que temos dívida denominada em dólares norte-americanos. Da mesma forma, a Companhia está sujeita a risco de mercado decorrente de mudanças das taxas de juros que podem afetar o custo de nossos financiamentos. Risco Cambial Em 31 de dezembro de 2013, aproximadamente 11,8% do nosso endividamento era denominado em dólares norte-americanos. Também em 31 de dezembro de 2013, tínhamos contratos de swap que compensaram o risco cambial no montante de R$2.067 milhões deste valor. Como nossa exposição líquida é um ativo (desde que o swap 119

124 tenha saldos mais elevados do que o passivo), nosso risco cambial está associado com o risco de uma queda do valor do dólar norte-amerciano. O prejuízo em potencial à nossa Companhia que resultaria de uma alteração hipotética favorável de 50,0% das taxas de câmbio (cenário esperado fornecido pela BM&FBOVESPA), após os swaps, seria de aproximadamente R$0,8 milhões, principalmente devido ao aumento, em Reais, do montante principal do nosso endividamento em moeda estrangeira. O aumento total em nosso endividamento em moeda estrangeira estaria refletido como despesa em nossa demonstração do resultado. Para mais informações de outros cenários, leia a nota 34.c.1 de nossa demonstração financeira consolidada. Risco de Variação de Juros Temos um endividamento e ativos financeiros denominados em Reais com taxas de juros variáveis, ou, em alguns casos, taxas fixas. As taxas de juros ou taxas de indexação incluem diferentes taxas utilizadas no mercado financeiro brasileiro e taxas de inflação. Em 31 de dezembro de 2013, o passivo total, líquido dos ativos e após a realização dos swaps, era de R$ milhões. Mais informações para outra situação, consultar a nota 34.c.2 de nossas demonstrações financeiras consolidadas. Uma alteração hipotética, instantânea e desfavorável, de 25% nas taxas aplicáveis aos ativos e passivos financeiros indexados a taxas flutuantes em 31 de dezembro de 2013 resultaria em um desembolso adicional de aproximadamente R$400 milhões. Esta análise de sensibilidade toma por base a movimentação desfavorável de 25% das taxas de juros aplicáveis a cada categoria homogênea de ativos e passivos financeiros (um cenário esperado disponíveis no mercado). A categoria é definida de acordo com a moeda na qual os ativos e passivos financeiros estão denominados e pressupõe a mesma movimentação de taxa de juros dentro de cada categoria (por exemplo, dólares norteamericanos). Em decorrência deste fato, o modelo de sensibilidade de risco de taxa de juros da nossa Companhia poderá exagerar o impacto das flutuações das taxas de juros com relação aos instrumentos financeiros, uma vez que movimentações desfavoráveis de todas as taxas de juros são improváveis. ITEM 12. DESCRIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS QUE NÃO AÇÕES American Depositary Shares Taxas e despesas A seguinte tabela resume as taxas e despesas a serem pagas pelos detentores de ADSs. Depositárias de ações ordinárias e detentores de ADS devem pagar: US$5,00 (ou menos) por 100 ADSs (ou lote 100 ADSs) US$2,00 (ou menos) por 100 ADS (no montante não proibido pelas regras de qualquer bolsa de valores em que as ADSs estejam listadas para negociação) US$2,00 (ou menos) por 100 ADS (na medida em que o depositário não tenha recolhido taxa de distribuição em moeda no valor de US$2,00 por 100 ADS durante o ano) Taxas de registro de transferência Despesas do depositário Taxas e demais encargos governamentais que o depositário ou custodiante devem pagar por qualquer ADS ou ações ordinárias subjacentes a uma ADS, como por exemplo, taxa de transferência de participação acionária, imposto de selo (stamp duty) ou impostos retidos na fonte Quaisquer encargos incorridos pelo depositário ou seus agentes pelos serviços relacionados aos valores mobiliários depositados Por: Emissão de ADSs, inclusive emissões resultantes da distribuição de ações ordinárias ou direitos ou outra propriedade. Cancelamento das ADSs para fins de retirada, inclusive caso o contrato de depósito vença. Qualquer distribuição para V.Sa. Serviços de depositário Transferência e registro de ações ordinárias em nosso registro de ações ordinárias de ou para o nome do depositário ou seu agente quando V.Sa. deposite ou retire suas ações ordinárias. Telegrama, telex ou transmissões por fax (quando expressamente previstas no contrato de depósito) Conversão de moeda estrangeira em dólares norte-americanos. Conforme necessidade Não existem, atualmente no mercado brasileiro, encargos deste tipo 120

125 Reembolso de Taxas e Pagamentos Diretos ou Indiretos pelo Depositário O depositário recolhe suas taxas de entrega e devolução de ADSs diretamente de investidores que depositam ações ou entreguem ADSs para fins de retirada ou de intermediários atuando para eles. O depositário recolhe taxas para realizar distribuições aos investidores através da dedução das taxas sobre os montantes distribuídos ou através da venda de uma parcela das propriedades a serem distribuídas para pagar impostos. O depositário pode recolher sua contribuição anual para os serviços de depositário, por dedução da distribuição em dinheiro ou por faturamento direto dos investidores ou pela cobrança pelo livro de contas de entrada do sistema de participantes que atuem por eles. O depositário pode, em geral, se recusar a fornecer taxas atrativas de serviços até que suas taxas para estes serviços sejam pagas. Em 2013, recebemos os seguintes pagamentos do depositário: (i) US$24.011, (ii) US$9.641, (iii) US$ e (iv) US$ , (ou US$ líquido de imposto de renda retido na fonte) por despesas incorridas por nós em relação ao programa de ADS, incluindo (i) informações financeiras, (ii) estudo de percepção, (iii) identificação global de acionistas e (iv) despesas relacionadas ao quinto ano do contrato entre nós e o depositário, respectivamente. ITEM 13. INADIMPLEMENTOS, DIVIDENDOS EM ATRASO E MORA Não há. ITEM 14. MODIFICAÇÕES RELEVANTES DOS DIREITOS DE DETENTORES DE VALORES MOBILIÁRIOS E DESTINAÇÃO DE RECURSOS Não há. ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS Sob a supervisão e com a participação de nossa administração, inclusive nosso Diretor Presidente e nosso Diretor Financeiro, realizamos avaliação da eficácia de nossos controles e procedimentos de divulgação em 31 de dezembro de Existem limitações inerentes à eficácia de qualquer sistema de controles e procedimentos de divulgação, inclusive a possibilidade de falha humana e a fraude ou a inobservância dos controles e procedimentos. Consequentemente, até mesmo controles e procedimentos de divulgação eficazes constituem garantia somente razoável de que atingirão seus objetivos de controle. Com base em nossa avaliação, nosso diretor presidente e nosso diretor financeiro concluíram que nossos controles e procedimentos de divulgação eram eficazes] para oferecer garantia razoável de que as informações de divulgação exigida nos relatórios que registramos ou apresentamos com base no Exchange Act foram registradas, processadas, resumidas e informadas nos prazos especificados nas normas e formulários aplicáveis, assim como foram acumuladas e informadas à nossa diretoria, inclusive a nosso diretor presidente e a nosso diretor financeiro, de forma adequada para permitir decisões tempestivas com respeito à divulgação exigida. Relatório da Administração sobre os Controles Internos de Informações Financeiras Nossa administração é responsável por estabelecer e manter controles internos adequados sobre a divulgação de informações financeiras. Nossos controles internos sobre a divulgação de informações financeiras é um procedimento projetado para prover garantias razoáveis com relação à confiabilidade de nossas informações financeiras e a preparação de nossas demonstrações financeiras para fins externos de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Nossos controles internos sobre a divulgação de informações financeiras incluem políticas e procedimentos que: (i) dizem respeito à manutenção de registros que razoavelmente detalhados, refletem de maneira acurada e justa nossas transações e a disposição de nossos ativos; (ii) proveem razoável segurança de que são registradas conforme o necessário para permitir a preparação de nossas demonstrações financeiras de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos, e que nossos gastos e despesas estão sendo realizados em conformidade com as autorizações de nossa administração e diretoria; e (iii) proveem razoável segurança com relação à prevenção ou identificação tempestiva de aquisição, uso ou disposição não autorizados de nossos ativos que poderiam ter efeito material em nossas demonstrações financeiras. Por motivo de limitações inerentes, o controle interno sobre a divulgação de informações financeiras pode não prevenir ou detectar erros nas divulgações. Ademais, a eficácia de projeções e avaliações com relação à períodos 121

126 futuros são sujeitas ao risco de que os controles podem ser inadequados por motivo de mudanças de condições e que o grau de conformidade com esses procedimentos e políticas pode se deteriorar. Nossa administração tem avaliado a eficácia de nossos controles internos sobre a divulgação de informações financeiras com relação às demonstrações de 31 de dezembro de 2013, baseada nos critérios estabelecidos em Controles Internos - Estrutura Integrada emitido em 1992 pela COSO (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission). Baseada nesses critérios e avaliação, nossa administração concluiu que nossos controles internos sobre a divulgação de informações financeiras são eficazes com relação a 31 de dezembro de Não há nenhuma alteração no processo do negócio que poderia ter um impacto relevante sobre as demonstrações financeiras de 31 de dezembro de (Tradução livre do original emitido em inglês) RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES Ao Conselho de Administração e Acionistas da CPFL Energia S.A. São Paulo - SP Examinamos os controles internos sobre o processo de elaboração de relatórios financeiros da CPFL Energia S.A. e controladas ( Companhia ) em 31 de dezembro de 2013, de acordo com os critérios estabelecidos no Internal Control - Integrated Framework (1992) emitido pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission ( COSO ). A Administração da Companhia é responsável por manter controles internos efetivos sobre a elaboração de relatórios financeiros e por avaliar sua eficácia, incluídos no Relatório da Administração sobre Controles Internos Referentes à Elaboração de Relatórios Financeiros. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre os controles internos da Companhia sobre a elaboração de relatórios financeiros com base em nossa auditoria. Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board - PCAOB (Estados Unidos). Essas normas requerem que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que o controle interno sobre a elaboração de relatórios financeiros se manteve efetivo, em todos os aspectos relevantes. Nossa auditoria compreendeu a obtenção de um entendimento dos controles internos sobre a elaboração de relatórios financeiros, avaliação dos riscos de deficiências relevantes, testes e análises do desenvolvimento e da eficácia operacional dos controles internos com base na avaliação de risco, bem como a realização de outros procedimentos que consideramos necessários nas circunstâncias. Acreditamos que nossa auditoria é apropriada para fundamentar nossa opinião. Controles internos da companhia sobre a elaboração de relatórios financeiros são processos desenvolvidos pelo, ou sob a supervisão do principal executivo e principais diretores financeiros da Companhia ou por pessoas que exerçam funções similares, sendo concretizados pelo conselho de administração, pela administração e por outros funcionários para obter segurança razoável em relação à confiabilidade dos relatórios financeiros e à elaboração de demonstrações financeiras para uso externo, de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Os controles internos da Companhia sobre a elaboração de relatórios financeiros compreendem políticas e procedimentos que (1) se referem à manutenção dos registros que, em detalhes razoáveis, refletem precisa e adequadamente as transações e destinações dos ativos da Companhia; 2) fornecem segurança razoável de que as transações sejam registradas conforme necessário para permitir a elaboração das demonstrações financeiras em consonância com os princípios contábeis geralmente aceitos e que os recebimentos e gastos da companhia somente sejam feitos mediante autorização da administração e dos diretores da companhia; e (3) fornecem segurança razoável relativa à prevenção ou detecção tempestiva de aquisição, uso ou destinação não autorizados dos ativos da companhia que poderiam afetar significativamente as demonstrações financeiras. 122

127 Devido às limitações próprias, incluindo a possibilidade de conluio ou inadequada evasão de controles pela administração, os controles internos sobre o processo de elaboração de relatórios financeiros podem não evitar ou detectar tempestivamente distorções relevantes causadas por fraude ou erro. Ainda, as futuras avaliações da eficácia dos controles internos estão sujeitas ao risco de que os controles possam se tornar inadequados devido às mudanças nas condições ou de que o grau de cumprimento das políticas ou procedimentos possa se deteriorar. Em nossa opinião, a Companhia manteve, em todos os aspectos relevantes, efetivo o controle interno sobre o processo de elaboração de relatórios financeiros em 31 de dezembro de 2013, de acordo com os critérios estabelecidos no documento Internal Control - Integrated Framework (1992) emitido pelo Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission ( COSO ). Examinamos, também, as demonstrações financeiras consolidadas da Companhia para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2013 e de 2012, de acordo com as normas do Public Company Accounting Oversight Board - PCAOB (Estados Unidos), e nosso relatório, datado de 24 de março de 2014, continha opinião sem ressalvas sobre essas demonstrações financeiras, e incluiu parágrafos de ênfases relacionados ao (a) fato de que as demonstrações financeiras da Companhia foram retrospectivamente ajustadas, como resultado das mudanças nas políticas contábeis relacionadas a benefícios a empregados e contabilização dos negócios controlados em conjunto e (b) registro de repasses de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético ( CDE ) como redução do custo de energia elétrica. Este relatório foi traduzido para o português do originalmente emitido em inglês, para conveniência dos leitores no Brasil. DELOITTE TOUCHE TOHMATSU Auditores Independentes Campinas, São Paulo, Brasil 24 de março de 2014 ITEM 16 ITEM 16A. ESPECIALISTA FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA Conforme descrito no Item 16D abaixo, outorgamos a nosso conselho fiscal os poderes necessários para se qualificar conforme a isenção das exigências de comitê de auditoria estabelecidas na Norma do Exchange Act 10A- 3(c) (3). Nosso Conselho de Administração reconheceu que um membro de nosso conselho fiscal, Daniela Corci Cardoso, qualifica-se como especialista financeiro e atende às exigências aplicáveis de autonomia para a composição do conselho fiscal, nos termos da lei brasileira. Ela também atende às exigências de autonomia da Bolsa de Valores de Nova Iorque (New York Stock Exchange) que se aplicariam a membros do comitê de auditoria na ausência de nossa possibilidade de contar com a isenção estabelecida na Norma da Exchange Act 10A-3(c) (3). Alguns dos membros de nosso conselho fiscal são atualmente empregados de alguns de nossos principais acionistas ou de suas subsidiárias. ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA Adotamos um Código de Ética aplicável a nossos empregados, conselheiros e diretores executivos, que avalia questões como conflitos de interesse, oportunidades corporativas, confidencialidade, negociação justa, proteção e uso adequado de ativos da companhia, conformidade com leis, regras e regulamentos (inclusive leis sobre insider trading) e encorajamento à denúncia de qualquer comportamento ilegal ou não ético. Nosso Código de Ética se encontra disponível em nosso website em: (Esse URL somente deve ser considerado como referência textual. Ele não tem o propósito de ser um hyperlink ativo em nosso website. As informações de nosso website, que podem ser acessadas por meio de hyperlink resultante dessa URL, não são e não devem ser consideradas como parte integrante do presente relatório). 123

128 Estamos atualmente revisando nosso Código de Ética a fim de incorporar sugestões de nossos empregados e de partes interessadas externas. Pretendemos submeter a nova versão de nosso Código de Ética à aprovação dos membros do nosso Conselho de Administração e diretores no primeiro semestre de Se aditarmos disposições em nosso Código de Ética que se aplicam ao nosso diretor presidente, nosso diretor vice-presidente financeiro, nossos principais contadores e pessoas que possuam função similar, ou se abrirmos exceções para essas pessoas, informaremos tais aditamentos ou exceções em nosso website no mesmo endereço. ITEM 16.C. HONORÁRIOS E SERVIÇOS DOS PRINCIPAIS AUDITORES INDEPENDENTES Honorários de Auditoria e Outros Honorários A tabela a seguir resume os honorários totais faturados aos nossos auditores independentes nos exercícios sociais encerrados de 31 de dezembro de 2013 e Nossos auditores independentes foi a Deloitte Touche Tomatsu Auditores Independentes para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2012 e Exercício encerrado em 31 de dezembro de (em milhares de reais) Honorários de Auditoria R$4.101 R$3.802 Honorários por serviços referentes à Auditoria R$1.880 R$2.371 Honorários por Assessoria Fiscal Outros Honorários R$115 R$112 Total R$6.096 R$6.285 "Honorários de Auditoria" são os honorários agregados cobrados pela Deloitte Touche Tomatsu Auditores Independentes pela auditoria de nossas demonstrações financeiras auditadas e consolidadas, revisão de demonstrações financeiras trimestrais e serviços de atestação que são prestados com relação a arquivamentos regulatórios ou declaração fiscal relativos, respectivamente, aos anos de 2013 e "Honorários por serviços referentes à Auditoria" são os honorários cobrados pela Deloitte Touche Tomatsu Auditores Independentes pela garantia de conformidade das demonstrações financeiras e serviços relacionados que são razoavelmente relacionados à realização da auditoria e à revisão de nossas demonstrações financeiras relativos aos anos encerrados em 31 de dezembro de 2013 e 2012, respectivamente. "Honorários por Assessoria Fiscal" se referem, na tabela acima, a serviços de assessoria fiscal cobrados por Deloitte Touche Tomatsu Auditores Independentes relativos aos anos de 2013 e 2012, respectivamente. Políticas e Procedimentos de Pré-Aprovação do Comitê de Auditoria Nosso Conselho Fiscal exerce atualmente as funções de Comitê de Auditoria para fins da Lei Sarbanes- Oxley Act de Nosso Conselho Fiscal não estabeleceu políticas ou procedimentos de pré-aprovação para recomendar ao Conselho de Administração a contratação de nossos auditores independentes. De acordo com a lei brasileira, nosso Conselho de Administração é responsável pela contratação de nossos auditores independentes. A lei brasileira veda a nossos auditores independentes a prestação de quaisquer serviços de consultoria a nossas controladas ou a nossa Companhia que possam prejudicar sua independência de ação. ITEM 16D. ISENÇÕES DOS PADRÕES DE LISTAGEM PARA COMITÊS DE AUDITORIA. Segundo as normas da NYSE e da SEC para Comitês de Auditoria de companhias listadas, nossa Companhia deverá dar atendimento à Regra 10A-3 do Exchange Act, que exige que nossa Companhia institua um comitê de auditoria composto por membros do Conselho de Administração que dê atendimento a exigências específicas. Nomeamos o Conselho Fiscal e lhe conferimos poderes para exercer as funções do Comitê de Auditoria com base na isenção estabelecida na Regra 10A-3(c)(3) do Exchange Act. Em nossa avaliação, nosso Conselho Fiscal age de 124

129 modo independente no desempenho das responsabilidades de um Comitê de Auditoria nos termos da Lei Sarbanes- Oxley e satisfaz as demais exigências da Regra 10A-3 do Exchange Act. ITEM 16E. COMPRAS DE TÍTULOS PELO EMISSOR E PESSOAS LIGADAS. Não há. ITEM 16F. MUDANÇA NO AUDITOR INDEPENDENTE DO AUTOR DO REGISTRO. A KPMG Auditores Independentes foi nomeada para atuar como nossa empresa de auditoria independente por um período de cinco anos para auditar nossas demonstrações financeiras consolidadas para os exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2008, 2009, 2010 e Nos termos da regulamentação da CVM, as companhias abertas brasileiras são obrigadas a estabelecer rodízio de suas empresas de auditoria independente a cada cinco anos. Devido às limitações estabelecidas nessa regulamentação, não procuramos renovar o contrato com a KPMG quando expirou e a KPMG não poderia tentar ser reeleita. Em 7 de novembro de 2011, nosso Conselho de Administração aprovou a nomeação da Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes para atuar como nossa empresa de auditoria independente começando com a revisão de nossas informações trimestrais do primeiro trimestre de Os pareceres da KPMG Auditores Independentes sobre as demonstrações financeiras de cada um dos cinco exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2008, 2009, 2010 e 2011 não continha opinião adversa ou ressalvas, nem foi qualificada ou modificada em relação a incertezas, âmbito da auditoria ou princípios contábeis. Durante esses cinco exercícios sociais, não houve desentendimentos com a KPMG Auditores Independentes, resolvidos ou não, sobre qualquer assunto envolvendo princípios ou práticas contábeis, divulgação de demonstrações financeiras, ou escopo dos procedimentos de auditoria, desacordo este que, não sendo resolvido de forma satisfatória à KPMG Auditores Independentes, teria feito com que a KPMG Auditores Independentes fizesse referência ao objeto da discordância em seus pareceres de auditoria para tais exercícios. Solicitamos à KPMG Auditores Independentes uma carta dirigida à SEC informando se concorda ou não com as afirmações acima. Uma cópia desta carta está arquivada como Anexo 15.1 a este Formulário 20-F. Não consultamos a Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes durante os nossos dois últimos exercícios sociais ou qualquer período intermediário subsequente quanto à aplicação dos princípios de contabilidade para uma transação específica, concluída ou proposta, o tipo de parecer de auditoria que pode ser elaborado em relação a nossas demonstrações financeiras ou qualquer assunto que tenha sido objeto de uma discordância (tal como definido no item 16F (a) (1) (iv) do Formulário 20-F), ou um evento a ser divulgado (tal como descrito no item 16F (a) (1) (v) do Formulário 20-F). ITEM 16G. GOVERNANÇA CORPORATIVA O quadro a seguir aponta as diferenças entre nossas práticas de governança corporativa e aquelas seguidas pelas companhias nacionais dos EUA conforme os padrões de listagem da Bolsa de Valores de Nova Iorque: Artigo do Manual de Companhias Listadas na Bolsa de Nova Iorque Padrão de Listagem da Bolsa de Nova Iorque Formas pelas quais as práticas de governança Corporativa da CPFL diferem daquelas seguidas por companhias americanas listadas na Bolsa de Nova Iorque 303A.01 Uma Companhia Listada na Bolsa de Nova Iorque (uma Companhia Listada ) deve ter maioria de conselheiros independentes em seu conselho de Administração. Companhias Controladas não têm que cumprir essa regra. A CPFL é uma Companhia Controlada, uma vez que a maioria de suas ações com poder de voto é de propriedade da ESC Energia S.A.. da P R E V I p o r m e i o d e BB Carteira Livre e Energia São Paulo FIA (inclusive por meio de Bonaire Participações S.A.. Como Companhia Controlada, a CPFL não necessita cumprir com a regra de maioria de conselheiros independentes em seu Conselho de Administração como se fosse uma 125

130 Artigo do Manual de Companhias Listadas na Bolsa de Nova Iorque Padrão de Listagem da Bolsa de Nova Iorque Formas pelas quais as práticas de governança Corporativa da CPFL diferem daquelas seguidas por companhias americanas listadas na Bolsa de Nova Iorque 303A.03 Os conselheiros não administradores de uma Companhia Listada regularmente agendam reuniões sem a presença da administração. 303A.04 Uma Companhia Listada deve possuir um Comitê de Governança Corporativa composto exclusivamente de conselheiros independentes, contendo regulamento por escrito que cubra todas as tarefas. Companhias Controladas não têm que cumprir essa regra. 303A.05 Uma Companhia Listada deve possuir um Comitê de Remuneração composto exclusivamente de conselheiros independentes, contendo regulamento por escrito que cubra todas as tarefas. Companhias Controladas não têm que cumprir essa regra. 303A.06 e 303A.07 Uma Companhia Listada deve possuir um Comitê de Auditoria com um mínimo de três conselheiros independentes enquadrados na Regra 10A-3 do Exchange Act, com um regulamento por escrito que abranja um mínimo de deveres específicos. 303A.08 Deve ser provida aos acionistas a oportunidade de votar a respeito de plano de opções de ações e revisões ao mesmo, com exceções mínimas listadas nas Regras da Bolsa de Valores de Nova Iorque. 303A.09 Uma Companhia Listada deve adotar e disponibilizar as diretrizes de governança corporativa que cubram certas obrigações mínimas. 303A.10 Uma Companhia Listada deve adotar e disponibilizar um código de conduta de administração e ética para conselheiros, diretores e empregados, e prontamente 126 emissora norte americana. A CPFL possui um conselheiro independente, conforme definido pelas regras do Regulamento da BM&FBovespa. Os conselheiros não administradores da CPFL não agendam reuniões sem a presença dos Diretores regularmente. Como Companhia Controlada, a CPFL não é obrigada a cumprir com as regras para o Comitê de Governança Corporativa como se fosse uma emissora norte-americana. No entanto, visando melhorar suas práticas de governança corporativa, a CPFL constituiu uma Comissão de Governança Corporativa ad hoc. Ela é composta de quatro membros: o Diretor Presidente e três membros do Conselho da Administração. Essa Comissão é responsável por avaliar a efetividade das práticas de governança corporativa da CPFL sempre que necessário, propor melhorias e monitorar a implementação das práticas de governança da CPFL. Como Companhia Controlada, a CPFL não é obrigada a cumprir com as regras para o Comitê de Remuneração. O Comitê de Gestão de Pessoas da CPFL é um comitê de assessoramento do Conselho de Administração. Ele possui três membros, todos conselheiros não independentes. Conforme seu regulamento, esse comitê é responsável por assessorar o Conselho de Administração a: (i) coordenar o processo de seleção do Diretor Presidente; (ii) definir os critérios de remuneração da Diretoria Executiva, incluindo Planos de Incentivo de Curto e Longo Prazo; (iii) definir as metas para avaliação de desempenho da Diretoria Executiva; (iv) coordenar o processo de avaliação da Diretoria Executiva; (v) preparar e conduzir o Plano de Sucessão da Diretoria Executiva; e (vi) monitorar a execução de políticas e práticas de Recursos Humanos e, quando necessário, elaboração de propostas de aprimoramento. A CPFL possui um Conselho Fiscal permanente, conforme as provisões aplicáveis da Lei das Sociedades por Ações. Ao invés de eleger um Comitê de Auditoria composto de conselheiros independentes do Conselho de Administração, a CPFL delegou ao Conselho Fiscal poderes que atendem aos requerimentos da Regra 10A-3(c)(3) do Exchange Act. Conforme a Lei das Sociedades por Ações, que enumera padrões para a independência do conselho fiscal com relação à CPFL e sua administração, nenhum dos membros do Conselho Fiscal pode ser: (i) membro do Conselho de Administração; (ii) membro da Diretoria Executiva; (iii) empregado da CPFL ou suas subsidiárias ou companhias controladas pela CPFL (iv) cônjuge ou parente de nenhum administrador da companhia ou do Conselho de Administração. Os membros do Conselho Fiscal são eleitos na assembleia geral da companhia para um mandato de um ano. O Conselho Fiscal da CPFL possui atualmente cinco membros, todos cumprindo com os padrões (i) a (iv) acima. As responsabilidades do conselho fiscal, estabelecidas nesse quadro, incluem a revisão das atividades da administração e das demonstrações financeiras da companhia, além de reportar eventuais problemas à assembleia geral. Conforme a Lei das Sociedades por Ações, a aprovação dos acionistas é necessária previamente à adoção de plano de opções de ações. A CPFL possui diretrizes de governança corporativa formais que incluem os assuntos tratados nas Regras da Bolsa de Valores de Nova Iorque. As diretrizes de governança corporativa da CPFL encontramse em A CPFL possui um Código de Ética formal, aplicável a conselheiros, diretores executivos, empregados e acionistas controladores. O Código de Ética da CPFL tem escopo similar, porém não idêntico, ao requerido de companhias dos EUA de acordo com as Regras da Bolsa de Valores

131 Artigo do Manual de Companhias Listadas na Bolsa de Nova Iorque Padrão de Listagem da Bolsa de Nova Iorque Formas pelas quais as práticas de governança Corporativa da CPFL diferem daquelas seguidas por companhias americanas listadas na Bolsa de Nova Iorque divulgar quaisquer exceções abertas a conselheiros e diretores executivos. 303A.12 O Diretor Presidente de cada Companhia Listada precisa certificar à Bolsa de Nova Iorque a cada ano que ele ou ela não possui conhecimento de qualquer violação, pela companhia, dos padrões de governança corporativa da Bolsa de Nova Iorque. de Nova Iorque. A CPFL, a cada ano, reporta no Item 16B de nosso relatório anual Formulário 20-F quaisquer exceções ao Código de Ética concedidas ao Diretor-Presidente, Diretor Vice-Presidente Financeiro, nossos principais diretores contábeis e pessoas de funções similares. Iremos disponibilizar atualizações ou exceções em nosso website. O Diretor Presidente da CPFL entrega à Bolsa de Nova Iorque um relatório denominado Foreign Private Issuer Annual Written Affirmation, e irá prontamente notificar a Bolsa de Nova Iorque por escrito caso qualquer diretor executivo da CPFL tome conhecimento de qualquer não cumprimento material dos padrões de governança corporativa da Bolsa de Nova Iorque. 127

132 ITEM 16H. DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES DE SEGURANÇA RELATIVAS A ATIVIDADES DE MINERAÇÃO Não aplicável. ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS Não aplicável. ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS Verificar páginas F-1 até F-96, incorporadas por referência ao presente instrumento. ITEM 19. APÊNDICES Nº. Descrição 1.1 Alteração e Consolidação do Estatuto Social da CPFL Energia S.A. (juntamente com versão em inglês). 3.1 O Acordo de Acionistas datado de 22 de março de 2002, alterado em 27 de agosto de 2002, em 5 de novembro de 2003 e em 6 de dezembro de 2007, entre a VBC Energia S.A., 521 Participações S.A., Bonaire Participações S.A. e CPFL Energia S.A. 8.1 Lista de subsidiárias, seu território de constituição e denominações com as quais operam Certificado de acordo com o Artigo 302 da Lei Sarbanes-Ox1ey de Certificado de acordo com o Artigo 302 da Lei Sarbanes-Ox1ey de Certificado de acordo com o Artigo 906 da Lei Sarbanes-Ox1ey de Certificado de acordo com o Artigo 906 da Lei Sarbanes-Ox1ey de Carta da KPMG Auditores Independentes para a SEC, datada de 9 de abril de 2013 a respeito da mudança do auditor independente. A quantidade de títulos de dívida de longo prazo, da CPFL Energia ou suas subsidiárias, autorizada em quaisquer contratos em aberto não excede a 10,0% do total de ativos da CPFL Energia em termos consolidados. A CPFL Energia neste ato concorda em fornecer à SEC, se solicitada, cópia de quaisquer instrumentos definindo os direitos dos detentores de dívidas de longo prazo e de suas subsidiárias para as quais as demonstrações financeiras consolidadas ou não, são requeridas de serem arquivadas. 128

133 GLOSSÁRIO DE TERMOS ABRADEE: Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica. Alta tensão: Classe de tensões de sistema nominal equivalente a ou superior a 2,3 kv e equivalente ou inferior a 230 kv. Ambiente de mercado regulado: Segmento de mercado no qual as distribuidoras adquirem toda a energia elétrica necessária ao suprimento de consumidores por meio de leilões. O processo de leilão é administrado pela ANEEL, diretamente ou por meio da CCEE, sob determinadas orientações providas pelo MME. O ambiente de mercado regulado é geralmente considerado como sendo mais estável em termos de suprimento de energia elétrica. ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica. Baixa tensão: Classe de tensões de sistema nominal equivalente a ou inferior a volts (1 kv). Capacidade instalada: O nível de energia elétrica que pode ser entregue por uma geradora em especial em base de carga plena contínua sob condições especiais designadas pelo fabricante. CCEAR: Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado. CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. O mercado de energia elétrica de curto prazo, instituído em 1998 por meio da Lei do Setor Elétrico, que substituiu o sistema anterior de preços de geração e de contratos de fornecimento regulados, anteriormente denominado Mercado Atacadista de Energia. CNPE: Conselho Nacional de Política Energética. Consumidor Cativo: Consumidor que adquire energia de uma distribuidora de energia ou detem a permissão para estar conectado à rede desta distribuidora. Estes consumidores estão sujeitos a tarifas reguladas, as quais incluem os custos de transmissão e distribuição, bem como os custos de compra de energia. Custos da Parcela A: Custos que incluem, dentre outros: (i) custos de aquisição de energia elétrica para revenda de acordo com Contratos Iniciais; (ii) custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu; (iii) custos de aquisição de energia elétrica conforme contratos bilaterais negociados livremente entre as partes; e (iv) outros custos referentes aos encargos e de sistemas de transmissão e distri buição. Custos da Par cela B: Custos que estão sob o controle das Distribuidoras. Tais custos são determinados pela subtração de todos os Custos da Parcela A do faturamento da distribuidora, excluindo ICMS e PIS/COFINS, tributos estadual e federal incidentes sobre as vendas. Os Custos da Parcela B incluem, entre outros, o retorno do investimento relacionado às concessões e sua expansão, assim como a manutenção e custos de operação. Consumidor Final: Consumidor que utiliza a energia elétrica para atender às suas próprias necessidades. Consumidores Livres:Consumidores com demanda mínima de 3 MW que optem por adquirir energia, total ou parcialmente, de outro agente de vendas autorizado segundo os termos da legislação vigente aplicável. Consumidor Especial: C onsu mido r o u grupo de consumidores que utiliza ao menos 500 kv. Os Consumidores Especiais somente podem adquirir energia de (i) pequenas centrais hidrelétricas com capacidade entre kw e kw; (ii) geradores com capacidade limitada a kw; e (iii) geradores de energia alternativa (empreendimentos solares, eólicos ou de biomassa) com capacidade injetada no sistema inferior a kw. Contrato de Capacidade: Contrato pelo qual uma geradora se compromete a determinada parte de sua capacidade disponível ao ambiente de mercado regulado. Nesse caso, a receita da geradora é garantida e as 129

134 distribuidoras deverão suportar o risco de uma falta de fornecimento. Contrato de Energia: Contrato pelo qual uma geradora se compromete a fornecer determinada quantidade de energia elétrica e assume o risco de que seu fornecimento de energia elétrica poderá ser adversamente afetado por condições hidrológicas e baixos níveis de reservatórios, que poderão interromper o fornecimento de energia elétrica. Nesse caso, a geradora seria obrigada a comprar energia elétrica de outra fonte para cumprir com seus compromissos de fornecimento. Distribuidora: Qualquer pessoa jurídica que forneça energia elétrica a grupo de consumidores por meio de rede de distribuição. Energia assegurada: Quantidade de energia elétrica de uma geradora disponibilizada para venda, por meio da celebração de contratos de longo prazo. Gigawatt (GW): Unidade equivalente a um bilhão de watts. Gigawatt-hora (GWh): Unidade equivalente a um gigawatt de energia elétrica fornecida ou solicitada por uma hora ou um bilhão de watts hora. IPCA: Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, calculado e publicado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística IBGE. Kilovolt (kv): Unidade equivalente a mil volts. Kilowatt (kw): Unidade equivalente a mil watts. Kilowatt-hora (kwh): Unidade equivalente a um kilowatt de energia elétrica fornecida ou solicitada por hora ou mil watts hora. MCPSE: Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico. Média tensão: Classe de tensões de sistema nominal superior Uma classe de sistema nominal de voltagens superior a 2,3 kv e inferior ou equivalente a 138 kv. Megawatt: Unidade equivalente a um milhão de watts. Megawatt-hora (MWh): Unidade equivalente a um megawatt de energia elétrica fornecida ou solicitada por hora ou um milhão de watts hora. Megawatt-pico (MWp): A medida de potência nominal de um dispositivo solar fotovoltaico sob condições de iluminação de laboratório. Mercado Livre/Ambiente de Contratação Livre: Segmento do mercado que permite certo grau de competição. O mercado livre contempla especificamente a compra de energia elétrica por entidade não reguladas tais como Consumidores Livres e comercializadores de energia. Micro Centrais Hidrelétricas: Projetos de geração de energia hidrelétrica com capacidade inferior a 1 MW. MME: Ministério de Minas e Energia. MRE: Mecanismo de Realocação de Energia. MVA: Mega Volt Ampere. ONS: Operador Nacional do Sistema, pessoa jurídica responsável pelo planejamento operacional, administração de geração e transmissão e planejamento de investimentos de transmissão no setor elétrico. 130

135 Pequenas centrais hidrelétricas: Usinas hidrelétricas com capacidade instalada de 1 MW a 30 MW. Produtor Independente de Energia: Pessoa jurídica ou consórcio detentor de concessão ou autorização de geração de energia para venda por sua própria conta as concessionárias de serviços de utilidade. Programa de Racionamento: Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica, que esteve em vigor de 1º de junho de 2001 a 28 de fevereiro de 2002, em razão dos precários níveis dos reservatórios das hidrelétricas. Receita Anual Permitida. Receita recebida anualmente por companhias de transmissão de energia elétrica. Essa receita é calculada com base no investimento previsto para construir, manter e operar um sistema de transmissão. Rede Básica: O sistema de linhas de transmissão interligado, barragens, transformadores e equipamentos de tensão igual ou superior a 230 kv, ou instalações com tensão inferior conforme determinado pela ANEEL. Rede de Distribuição: O sistema de rede de energia elétrica que distribui energia elétrica para consumidores finais dentro de uma área de concessão. RTA: Reajuste Tarifário Anual RTE: reajuste tarifário extraordinário. RTP: revisão tarifária periódica Sistema de Energia Interligado: Sistemas ou redes de transmissão de energia, ligados por meio de uma ou mais conexões (linhas e/ou transformadores). Subestação: Conjunto de equipamentos que ligam e/ou alteram ou regulam a tensão em sistema de transmissão e distribuição. Tarifa de Distribuição no Varejo: Cobrada pela Distribuidora de seus consumidores. Cada consumidor se encaixa em um nível de tarifa definido por lei e baseado nas classificações do consumidor, ainda que certa flexibilidade seja possível, de acordo com a natureza da demanda de cada consumidor. As tarifas de varejo são sujeitas a reajustes anuais pela ANEEL. Tarifa de Transmissão: Cobrado por uma concessionária de transmissão com base na rede de transmissão que ela detém e opera. Tarifas de Transmissão são sujeitas a revisões periódicas pela ANEEL. Transmissão: Transferência da energia elétrica de unidades geradoras para o sistema de distribuição em estação central de carga por meio da rede de transmissão (em linhas com capacidade entre 69kV e 525kV). Usina hidrelétrica: Geradora que usa energia hídrica para movimentar o gerador de energia elétrica. Usina Termelétrica: Uma geradora que utiliza combustíveis tais como carvão, óleo, gás natural, diesel ou outro hidrocarboneto como fonte de energia para impulsionar o gerador elétrico. energia. Usina Termelétrica a Biomassa: Uma geradora que utiliza a combustão de material orgânico para produzir Valor Anual de Referência: Mecanismo que limita a quantidade de custos que podem ser repassados aos Consumidores Finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada de custos de aquisição de energia elétrica resultante dos preços da energia elétrica de todos os leilões realizados pela ANEEL e pela CCEE no ambiente de mercado regulado com relação à energia elétrica a ser entregue em cinco ou três anos contados a partir da data do referido leilão e somente se aplica durante os primeiros três anos após o início da entrega da energia elétrica adquirida. 131

136 Volt: A unidade básica de tensão análoga à pressão d'água em libras por polegadas quadradas. Watt: A unidade básica de potência de energia elétrica. 132

137 ASSINATURAS De acordo com as exigências da Seção 12 do Securities Exchange Act de 1934, o requerente, a CPFL Energia SA, certifica que atende a todas as exigências para arquivamento do Formulário 20-F e que devidamente fez com que este relatório anual a seja assinado em seu nome pelos abaixo assinados, devidamente autorizados, na cidade de Campinas, Estado de São Paulo, Brasil, em 4 de abril de CPFL ENERGIA S.A. Por: /s/ Wilson Ferreira Junior Nome: Wilson Ferreira Junior Cargo: Diretor Presidente (principal diretor executivo) Por: /s/ Gustavo Estrella Nome: Gustavo Estrella Cargo: Diretor Vice-PresidenteFinanceiro e de Relações com Investidores (principal diretor financeiro) 133

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141 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras 1

142 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras 2

143 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras 3

144 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras 4

145 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras 5

146 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras 6

147 CPFL ENERGIA S.A. NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2013, 2012 E DE 2011 (Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma) ( 1 ) CONTEXTO OPERACIONAL A CPFL Energia S.A. ( CPFL Energia ou Companhia ), é uma sociedade por ações de capital aberto, constituída com o objetivo principal de atuar como holding, participando no capital de outras sociedades, dedicadas primariamente às atividades de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica no Brasil. A sede administrativa da Companhia está localizada na rua Gomes de Carvalho, º andar Sala Vila Olímpia - São Paulo - SP - Brasil. A Companhia possui participações diretas e indiretas nas seguintes controladas operacionais (informações sobre área de concessão, número de clientes, capacidade de produção de energia e dados correlatos não são auditados pelos auditores independentes): 7

148 (a) PCH - Pequena Central Hidrelétrica (b) A Paulista Lajeado possui 7% de participação na potência instalada da Investco S.A (5,93% de participação no capital social total). (c) A CPFL Renováveis possui operação nos estados de São Paulo, Minas Gerais, Mato Grosso, Santa Catarina, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraná e Rio Grande do Sul, e tem como principais atividades (i) o investimento em sociedades no segmento de energias renováveis, (ii) a identificação, desenvolvimento e exploração de potenciais de geração e (iii) comercialização de energia elétrica. Em 31 de dezembro de 2013, a CPFL Renováveis era composta por um portfólio de projetos de 2.359,0 MW de capacidade instalada (1.280,7 MW em operação), sendo: Geração de energia hidrelétrica: 40 PCH s (420,0 MW) com 35 PCH s em operação (326,6 MW) e 5 PCH s em desenvolvimento (93,4 MW); Geração de energia eólica: 52 projetos (1.567,9 MW) com 16 projetos em operação (583,0 MW) e 36 projetos em construção/desenvolvimento (984,9 MW); Geração de energia a partir de biomassa: 8 usinas em operação (370,0 MW); Geração de energia solar: 1 usina solar em operação (1,0 MW) (d) Em função de alterações nas normas contábeis, IFRS 11, conforme divulgado na nota 2.8, as empresas Chapecoense, Enercan, Baesa e Epasa são contabilizadas como negócios em conjunto e a partir de 1º de janeiro de 2013 (e comparativamente nos saldos de 1º de janeiro de 2012 e 31 de dezembro de 2012 e o lucro ou prejuízo de 2012 e 2011) não são mais consolidadas proporcionalmente nas demonstrações financeiras da Companhia, sendo seus ativos, passivos e respectivos resultados registrados através de equivalência patrimonial. (e) CPFL Centrais Geradoras Em 29 de agosto de 2013, foi aprovada na Reunião de Sócios da CPFL Centrais Geradoras a incorporação do acervo líquido cindido composto por: Pequenas centrais hidroelétricas (PCH) Rio do Peixe I e Rio do Peixe II e Central geradora hidroelétrica (CGH) Santa Alice: anteriormente detidas pela distribuidora CPFL Leste Paulista; PCH Macaco Branco, anteriormente detida pela distribuidora CPFL Jaguari; CGHs Lavrinha, São José e Turvinho, anteriormente detidas pela CPFL Sul Paulista; 8

149 CGHs Pinheirinho e São Sebastião anteriormente detidas pela CPFL Mococa. Esta reestruturação societária visou atender o Decreto 7.805/2012 e a Lei /2013 sobre a desverticalização de geradoras contidas em distribuidoras de energia elétrica. Esta transação também foi aprovada em AGE das respectivas distribuidoras em 29 de agosto de 2013 (nota 14.4). (f) CPFL Participações Controlada direta integral, a CPFL Participações é uma sociedade por ações de capital aberto, constituída em 2013 e tem como objetivo a participação em outras sociedades ou entidades. (g) Chapecoense A controlada Chapecoense possui como controlada direta a Foz do Chapecó, e consolida suas demonstrações financeiras de forma integral. Com relação às concessões que se encerram em 2015, em 26 de junho de 2012, as respectivas controladas solicitaram a prorrogação dos respectivos contratos de concessão, nas mesmas condições atuais, resguardando seu direito de rever este pedido caso haja alteração nas condições contratuais vigentes. Em 10 de outubro de 2012 as controladas ratificaram o pedido de prorrogação e até a data da aprovação destas demonstrações financeiras os termos da renovação não são conhecidos pela Administração. ( 2 ) APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 2.1 Base de preparação As demonstrações financeiras estão em conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil e normas internacionais de contabilidade ( IFRS ), emitidas pelo International Accounting Standards Board IASB. A autorização para a conclusão destas demonstrações financeiras foi dada pela Administração em 24 de março de Base de mensuração As demonstrações financeiras foram preparadas tendo como base o custo histórico, exceto para os seguintes itens materiais registrados nos balanços patrimoniais: i) instrumentos financeiros derivativos mensurados ao valor justo, ii) instrumentos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado e iii) ativos financeiros disponíveis para venda mensurados ao valor justo. 2.3 Uso de estimativas e julgamentos A preparação das demonstrações financeiras exige que a Administração da Companhia faça julgamentos e adote estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. Por definição, as estimativas contábeis raramente serão iguais aos respectivos resultados reais. Desta forma, a Administração da Companhia revisa as estimativas e premissas adotadas de maneira contínua, baseadas na experiência histórica e em outros fatores considerados relevantes. Os ajustes oriundos destas revisões são reconhecidos no período em que as estimativas são revisadas e aplicadas de maneira prospectiva. As principais contas contábeis que requerem a adoção de premissas e estimativas, que estão sujeitas a um maior grau de incertezas e que possuam um risco de resultar em um ajuste material caso essas premissas e estimativas sofram mudanças significativas em períodos subsequentes são: Nota 6 Consumidores, concessionárias e permissionárias Nota 8 Créditos e débitos fiscais diferidos; Nota 9 Arrendamento. Nota 10 Ativo financeiro da concessão; Nota 11 Outros créditos (Provisão para créditos de liquidação duvidosa); Nota 13 Ativo imobilizado e redução ao valor recuperável; Nota 14 Intangível e redução ao valor recuperável; Nota 18 Entidade de previdência privada; Nota 21 Provisões para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas e depósitos judiciais; Nota 26 Receita operacional líquida; 9

150 Nota 27 Custo com energia elétrica; e Nota 34 Instrumentos financeiros. 2.4 Moeda funcional e moeda de apresentação A moeda funcional da Companhia é o Real, e as demonstrações financeiras estão sendo apresentadas em milhares de reais. O arredondamento é realizado somente após a totalização dos valores. Desta forma, os valores em milhares apresentados quando somados podem não coincidir com os respectivos totais já arredondados. 2.5 Base de consolidação (i) Combinações de negócios A Companhia mensura o ágio como o valor justo da contraprestação transferida incluindo o valor reconhecido de qualquer participação não-controladora na companhia adquirida, deduzindo o valor justo reconhecido dos ativos e passivos assumidos identificáveis, todos mensurados na data da aquisição. (ii) Controladas e controladas em conjunto: As demonstrações financeiras de controladas são incluídas nas demonstrações financeiras a partir da data em que o controle se inicia até a data em que deixa de existir. Para as controladas em conjunto (joint venture), este registro se dá por meio do método de equivalência patrimonial a partir do momento em que o controle compartilhado se inicia. Operações controladas em conjunto com outros investidores são aquelas em que as atividades do empreendimento, direta ou indiretamente, são geridas por meio de acordo contratual com outras partes que exigem consentimento unânime para as decisões financeiras e operacionais. As políticas contábeis das controladas e das controladas e conjunto consideradas na consolidação e ou equivalência patrimonial, conforme o caso, estão alinhadas com as políticas adotadas pela Companhia. As demonstrações financeiras abrangem os saldos e transações da Companhia e de suas controladas. Os saldos e transações de ativos, passivos, receitas e despesas foram consolidados integralmente para as controladas. Anteriormente à consolidação com as demonstrações financeiras da Companhia, as demonstrações financeiras das controladas CPFL Geração, CPFL Brasil, CPFL Jaguari Geração e CPFL Renováveis são consolidadas integralmente com as de suas respectivas controladas. Saldos e transações entre empresas do grupo, e quaisquer receitas ou despesas derivadas destas transações, são eliminados na preparação das demonstrações financeiras. Ganhos não realizados oriundos de transações com companhias investidas são eliminados na proporção da participação da CPFL Energia na Companhia investida. Prejuízos não realizados são eliminados da mesma maneira como são eliminados os ganhos não realizados, mas somente até o ponto em que não haja evidência de perda por redução ao valor recuperável. Para controladas, a parcela relativa aos acionistas não controladores está destacada no patrimônio líquido e destacada após a demonstração do resultado e resultado abrangente em cada período apresentado. Os saldos das controladas em conjunto, bem como o percentual de participação da Companhia em cada uma delas está descrito na nota (iii) Aquisição de participação de acionistas não-controladores É registrada como transações entre acionistas. Consequentemente, nenhum ágio é reconhecido como resultado de tais transações. 2.6 Informações por segmento Um segmento operacional é um componente da Companhia (i) que possui atividades operacionais através das quais gera receitas e incorre em despesas, (ii) cujos resultados operacionais são regularmente revisados pela Administração na tomada de decisões sobre alocação de recursos e avaliação da performance do segmento, e (iii) para o qual haja informações financeiras individualizadas. A Administração da Companhia utiliza-se de relatórios para a tomada de decisões estratégicas segmentando os negócios em atividades de distribuição de energia elétrica ( Distribuição ); (ii) atividades de geração de energia elétrica por fontes convencionais ( Geração ); (iii) atividades de geração de energia elétrica por fontes renováveis ( Renováveis ); (iv) atividades de comercialização de energia 10

151 ( Comercialização ); (v) atividades de prestação de serviços; e (vi) outras atividades não relacionadas nos itens anteriores. Estão incluídos na apresentação dos segmentos operacionais, itens diretamente a eles atribuíveis, bem como eventuais alocações necessárias, incluindo ativos intangíveis. 2.7 Informações sobre participações societárias As participações societárias detidas pela Companhia nas controladas e controladas em conjunto, direta ou indiretamente, estão descritas na nota 1. Exceto (i) pelas empresas ENERCAN, BAESA, Chapecoense e EPASA que a partir de 1º de janeiro de 2013 (ajustados todos os períodos apresentados para fins de comparação) deixaram de ser consolidadas proporcionalmente e passaram a ser registradas por equivalência patrimonial (nota 3), e (ii) o investimento registrado ao custo pela controlada Paulista Lajeado na Investco S.A., as demais entidades são consolidadas de forma integral. Em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 1º de janeiro de 2012 e para os três exercícios anteriores a 31 de dezembro de 2013, a participação de acionistas não controladores refere-se à participação de terceiros detida nas controladas CERAN, Paulista Lajeado e CPFL Renováveis. 2.8 Reapresentação das demonstrações financeiras de 2012 e 2011 Conforme mencionado nas notas 3.8 e 3.9, o IAS 19 (2011) Benefícios a Empregados e a IFRS 11 Negócios em Conjunto, passaram a ser efetivos a partir de 1º de janeiro de Uma vez que a adoção destes pronunciamentos é uma mudança de prática, a qual deve ser aplicada retrospectivamente conforme IAS 8 - Políticas Contábeis, Mudanças nas Estimativas Contábeis e Erros, a Companhia esta ajustando os Balanços Patrimoniais em 1 de janeiro de 2012 e 31 de dezembro de 2012, e as Demonstrações dos Resultados, Demonstrações dos Resultados Abrangentes, Demonstrações das Mutações do Patrimônio Líquido e Demonstrações dos Fluxos de Caixa para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012 e 2011, para fins de comparação. Apresentamos a seguir os efeitos em nossas demonstrações financeiras anteriormente apresentadas: Ativo 11

152 Passivo Demonstração do resultado 12

153 Demonstração do Resultado Abrangente Demonstração do Fluxo de Caixa ( 3 ) SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTÁBEIS As principais políticas contábeis utilizadas na preparação dessas demonstrações financeiras estão descritas a seguir. Essas políticas foram aplicadas de maneira consistente em todos os períodos apresentados. 3.1 Contratos de Concessão A IFRIC 12 Contratos de Concessão estabelecem diretrizes gerais para o reconhecimento e mensuração das obrigações e direitos relacionados em contratos de concessão e são aplicáveis para situações em que o poder concedente controle ou regulamente quais serviços o concessionário deve prestar com a infraestrutura, a quem os serviços devem ser prestados e por qual preço, e controle qualquer participação residual significativa na infraestrutura ao final do prazo da concessão. Atendidas estas definições, a infraestrutura das concessionárias de distribuição é segregada e movimentada 13

154 desde a data de sua construção, cumprindo as determinações existentes nos IFRSs, de modo que seja registrado nas demonstrações financeiras (i) um ativo intangível, correspondendo ao direito de explorar a concessão mediante cobrança aos usuários dos serviços públicos, e (ii) um ativo financeiro, correspondendo ao direito contratual incondicional de recebimento de caixa (indenização) mediante reversão dos ativos ao término da concessão. O valor do ativo financeiro da concessão é determinado pelo seu valor justo, apurado através da base de remuneração dos ativos da concessão, conforme estabelecido pelo órgão regulador. O ativo financeiro enquadra-se na categoria de disponível para venda e após o seu reconhecimento inicial é remensurado pelas alterações nos fluxos de caixa estimados, tendo como contrapartida as contas de receita ou despesa financeira no resultado do exercício. O montante remanescente é registrado no ativo intangível e corresponde ao direito de cobrar os consumidores pelos serviços de distribuição de energia elétrica, sendo sua amortização realizada de acordo com o padrão de consumo que reflita o benefício econômico esperado até o término da concessão. A prestação de serviços de construção da infraestrutura é registrada de acordo com o IAS 11 Contratos de Construção, tendo como contrapartida um ativo financeiro correspondendo aos valores passíveis de indenização, e os montantes residuais classificados como ativo intangível que serão amortizados pelo prazo da concessão de acordo com o padrão econômico que contraponha a receita cobrada pelo consumo de energia elétrica. Em função (i) do modelo tarifário que não prevê margem de lucro para a atividade de construção da infraestrutura, (ii) da forma como as controladas gerenciam as construções através do alto grau de terceirização, e (iii) de não existir qualquer previsão de ganhos em construções nos planos de negócio da Companhia, a Administração julga que as margens existentes nesta operação são irrelevantes, e portanto, nenhum valor adicional ao custo é considerado na composição da receita. Desta forma, as receitas e os respectivos custos de construção estão sendo apresentados na demonstração do resultado do exercício nos mesmos montantes. 3.2 Instrumentos financeiros - Ativos financeiros Ativos financeiros são reconhecidos inicialmente na data em que foram originados ou na data da negociação em que a Companhia ou suas controladas se tornam uma das partes das disposições contratuais do instrumento. O desreconhecimento de um ativo financeiro ocorre quando os direitos contratuais aos respectivos fluxos de caixa do ativo expiram ou quando os riscos e benefícios da titularidade do ativo financeiro são transferidos. A Companhia e suas controladas possuem os seguintes principais ativos financeiros: i. Registrados pelo valor justo por meio de resultado: são ativos mantidos para negociação ou designados como tal no momento do reconhecimento inicial. A Companhia e suas controladas gerenciam estes ativos e tomam decisões de compra e venda com base em seus valores justos de acordo com a gestão de riscos documentada e sua estratégia de investimentos. Estes ativos financeiros são registrados pelo respectivo valor justo, cujas mudanças são reconhecidas no resultado do exercício. ii. iii. iv. Mantidos até o vencimento: são ativos para os quais a Companhia e suas controladas possuem intenção e capacidade de manter até o vencimento. São reconhecidos inicialmente pelo valor justo e, após seu reconhecimento inicial, mensurados pelo custo amortizado através do método da taxa efetiva de juros, deduzidos de perdas por redução ao valor recuperável. Empréstimos e recebíveis: são ativos com pagamentos fixos ou determináveis que não são cotados no mercado ativo. São reconhecidos inicialmente pelo valor justo, e, após o reconhecimento inicial, reconhecidos pelo custo amortizado através do método da taxa efetiva de juros, deduzidos de perdas por redução ao valor recuperável. Disponíveis para venda: são ativos não derivativos designados como disponíveis para venda ou que não se classifiquem em nenhuma das categorias anteriores. Após o reconhecimento inicial, os juros calculados pelo método da taxa efetiva de juros são reconhecidos na demonstração de resultado como parte do resultado financeiro, enquanto que as variações para registro ao valor justo são reconhecidas em outros resultados abrangentes. O resultado acumulado em outros resultados abrangentes é transferido para o resultado do exercício no momento da realização do ativo. A Companhia e suas controladas têm como principal ativo financeiro classificado nesta categoria o direito à indenização ao término da concessão. A opção pela designação deste instrumento como 14

155 disponível para venda deve-se a sua não classificação nas demais categorias descritas. Uma vez que a Administração acredita que a indenização se dará, no mínimo, conforme modelo de precificação de tarifas atual, o registro deste instrumento como empréstimos e recebíveis não é possível uma vez que a indenização não será fixa ou determinável e pelo fato de existirem incertezas em relação ao valor de sua recuperação dadas outras razões que não a deterioração do crédito. As principais incertezas devem-se ao risco de não reconhecimento de parte destes ativos pelo órgão regulador e de seus respectivos preços de reposição no término da concessão. - Passivos financeiros Passivos financeiros são reconhecidos inicialmente na data em que são originados ou na data de negociação em que a Companhia ou suas controladas se tornam parte das disposições contratuais do instrumento. A Companhia e suas controladas possuem os seguintes principais passivos financeiros: i. Mensurados pelo valor justo por meio do resultado: são os passivos financeiros que sejam: (i) mantidos para negociação no curto prazo, (ii) designados ao valor justo com o objetivo de confrontar os efeitos do reconhecimento de receitas e despesas a fim de se obter informação contábil mais relevante e consistente ou, (iii) derivativos. Estes passivos são registrados pelos respectivos valores justos e, para qualquer alteração na mensuração subsequente dos valores justos, a contrapartida é o resultado. ii. Outros passivos financeiros (não mensurados pelo valor justo por meio do resultado): são os demais passivos financeiros que não se enquadram na classificação acima. São reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis e, posteriormente, registrados pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos. A Companhia realiza o registro contábil de garantias financeiras quando estas são concedidas para entidades não controladas ou quando a garantia financeira é concedida em um percentual maior que o de sua participação para cobertura de compromissos de controladas em conjunto. Tais garantias são inicialmente registradas ao valor justo, através de (i) um passivo que corresponde ao risco assumido do não pagamento da dívida e que é amortizado contra receita financeira no mesmo tempo e proporção da amortização da divida, e (ii) um ativo que corresponde ao direito de ressarcimento pela parte garantida ou uma despesa antecipada em função das garantias, que é amortizado pelo recebimento de caixa de outros acionistas ou pela taxa de juros efetiva durante o prazo da garantia. Subsequentemente ao reconhecimento inicial, as garantias são mensuradas periodicamente pelo maior valor entre o montante determinado de acordo com o IAS 37 e o montante inicialmente reconhecido, menos sua amortização acumulada. Os ativos e passivos financeiros somente são compensados e apresentados pelo valor líquido quando existe o direito legal de compensação dos valores e haja a intenção de liquidação em uma base líquida ou de realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente. - Capital social Ações ordinárias são classificadas como patrimônio líquido. Custos adicionais diretamente atribuíveis à emissão de ações e opções de ações são reconhecidos como dedução do patrimônio líquido, líquidos de quaisquer efeitos tributários. 3.3 Arrendamentos: No começo de um contrato deve-se determinar se um contrato é ou contém um arrendamento. Um ativo específico é o objeto de um arrendamento caso o cumprimento do contrato seja dependente do uso daquele ativo especificado. O contrato transfere o direito de usar o ativo caso o contrato transfira o direito ao arrendatário de controlar o uso do ativo subjacente. Os arrendamentos nos quais os riscos e benefícios permanecem substancialmente com o arrendador são classificados como arrendamentos operacionais. Os pagamentos/recebimentos relacionados aos arrendamentos operacionais são reconhecidos como despesas/receitas na demonstração do resultado linearmente, durante o período do arrendamento. Os arrendamentos que contemplem não só o direito de uso de ativos, mas também a transferência substancial dos riscos e benefícios para o arrendatário, são classificados como arrendamentos financeiros. Para os arrendamentos financeiros em que a Companhia ou suas controladas atuam como arrendatárias, os bens são capitalizados no ativo imobilizado no início do arrendamento em contrapartida a um passivo mensurado pelo menor valor entre o valor justo do bem arrendado e o valor presente dos pagamentos 15

156 mínimos futuros do arrendamento. O imobilizado é depreciado com base na vida útil estimada do ativo ou prazo de arrendamento mercantil. Para os arrendamentos financeiros em que a Companhia ou suas controladas atuam como arrendadora, o investimento é inicialmente reconhecido pelos custos incorridos na construção/aquisição do bem. Em ambos os casos, as receitas/despesas financeiras são reconhecidas na demonstração do resultado do exercício durante o período do arrendamento de modo que seja obtida uma taxa constante sobre o saldo do investimento/passivo existente. 3.4 Imobilizado: Os ativos imobilizados são registrados ao custo de aquisição, construção ou formação e estão deduzidos da depreciação acumulada e, quando aplicável, pelas perdas acumuladas por redução ao valor recuperável. Incluem ainda quaisquer outros custos para colocar o ativo no local e em condição necessária para que estes estejam em condição de operar da forma pretendida pela Administração, os custos de desmontagem e de restauração do local onde estes ativos estão localizados e custos de empréstimos sobre ativos qualificáveis. O custo de reposição de um componente do imobilizado é reconhecido caso seja provável que traga benefícios econômicos para as controladas e se o custo puder ser mensurado de forma confiável, sendo baixado o valor do componente reposto. Os custos de manutenção são reconhecidos no resultado conforme incorridos. A depreciação é calculada linearmente, a taxas anuais variáveis de 2% a 20%, levando em consideração a vida útil estimada dos bens e também a orientação do órgão regulador. Os ganhos e perdas na alienação/baixa de um ativo imobilizado são apurados pela comparação dos recursos advindos da alienação com o valor contábil do bem, e são reconhecidos líquidos dentro de outras receitas/despesas operacionais. Os bens e instalações utilizados nas atividades reguladas são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização da ANEEL. A ANEEL regulamenta a desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão entretanto determina que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão. 3.5 Intangível: Inclui os direitos que tenham por objeto bens incorpóreos como ágios e direito de exploração de concessões, software e servidão de passagem. O ágio ( goodwill ) resultante na aquisição de controladas é representado pela diferença entre o valor pago e/ou a pagar pela aquisição de um negócio e o montante líquido do valor justo dos ativos e passivos da controlada adquirida. O ágio é medido pelo custo, deduzido das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas. Os ágios, bem como os demais ativos intangíveis de vida útil indefinida, se existirem, não estão sujeitos à amortização, sendo anualmente testados para verificar se os respectivos valores contábeis não superam os seus valores de recuperação. Os deságios são registrados como ganhos no resultado do exercício quando da aquisição do negócio que os originou. O ativo intangível que corresponde ao direito de exploração de concessões pode ter três origens distintas, fundamentadas pelos argumentos a seguir: i. Adquiridos através de combinações de negócios: A parcela oriunda de combinações de negócios que corresponde ao direito de exploração da concessão está sendo apresentado como ativo intangível e amortizado pelo período remanescente das respectivas autorizações de exploração, linearmente ou com base na curva do lucro líquido projetado das concessionárias, conforme o caso. ii. Investimentos na infraestrutura (aplicação da IFRIC 12 Contratos de Concessão): Em função dos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica firmados pelas controladas, o ativo intangível registrado corresponde ao direito que os concessionários possuem de cobrar os usuários pelo uso da infraestrutura da concessão. Uma vez que o prazo para exploração é definido 16

157 iii. contratualmente, este ativo intangível de vida útil definida é amortizado pelo prazo de concessão de acordo com uma curva que reflita o padrão de consumo em relação aos benefícios econômicos esperados. Para mais informações vide nota 3.1. Os itens que compõem a infraestrutura são vinculados diretamente à operação da Companhia, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização da ANEEL. A ANEEL, através da Resolução n 20 de 3 de fevereiro de 1999, autoriza as concessionárias do serviço público de energia elétrica a desvincular do seu acervo patrimonial bens móveis e imóveis considerados inservíveis à concessão, nos termos dos artigos 63 e 64 do Decreto n.º , de 26 de fevereiro de 1957, alterado pelo Decreto n.º , de 30 de abril de Uso do Bem Público: Algumas concessões de geração foram concedidas mediante a contraprestação de pagamentos para a União a título de Uso do Bem Público. O registro desta obrigação na data da assinatura dos respectivos contratos, a valor presente, teve como contrapartida a conta de ativo intangível. Estes valores, capitalizados pelos juros incorridos da obrigação até a data de entrada em operação, estão sendo amortizados linearmente pelo período de cada concessão. 3.6 Redução ao valor recuperável ( impairment ) - Ativos financeiros Um ativo financeiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável que possa ocorrer após o reconhecimento inicial desse ativo, e que tenha um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros projetados. A Companhia e suas controladas avaliam a evidência de perda de valor para recebíveis e investimentos mantidos até o vencimento tanto no nível individualizado como no nível coletivo para todos os títulos significativos. Recebíveis e investimentos mantidos até o vencimento que não são individualmente importantes são avaliados coletivamente quanto à perda de valor por agrupamento conjunto desses títulos com características de risco similares. Ao avaliar a perda de valor recuperável de forma coletiva, a Companhia utiliza tendências históricas da probabilidade de inadimplência, do prazo de recuperação e dos valores de perda incorridos, ajustados para refletir o julgamento da administração se as condições econômicas e de crédito atuais são tais que as perdas reais provavelmente serão maiores ou menores que as sugeridas pelas tendências históricas. A redução do valor recuperável de um ativo financeiro é reconhecida como segue: Custo amortizado: pela diferença entre o valor contábil e o valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados descontados à taxa efetiva de juros original do ativo. As perdas são reconhecidas no resultado e refletidas em uma conta de provisão contra recebíveis. Quando um evento subsequente indica reversão da perda de valor, a diminuição na perda de valor é revertida e registrada a crédito no resultado. Disponíveis para venda: pela diferença entre o custo de aquisição, líquido de qualquer reembolso e amortização do principal, e o valor justo atual, decrescido de qualquer redução por perda ao valor recuperável previamente reconhecida no resultado. As perdas são reconhecidas no resultado. Para os ativos financeiros registrados pelo custo amortizado e/ou títulos de dívida classificados como disponível para venda, caso exista aumento (ganho) em períodos subsequentes ao reconhecimento da perda, a perda de valor é revertida contra o resultado. Todavia, qualquer recuperação subsequente no valor justo de um título patrimonial classificado disponível para venda para o qual tenha sido registrada perda ao valor recuperável, qualquer aumento no valor justo é reconhecido em outros resultados abrangentes. - Ativos não financeiros Os ativos não financeiros com vida útil indefinida, como o ágio, são testados anualmente para a verificação se seus valores contábeis não superam os respectivos valores de realização. Os demais ativos sujeitos à amortização são submetidos ao teste de impairment sempre que eventos ou mudanças nas circunstâncias indiquem que o valor contábil possa não ser recuperável. O valor da perda corresponderá ao excesso do valor contábil comparado ao valor recuperável do ativo, representado pelo maior valor entre o seu valor justo, líquido dos custos de venda do bem, ou o seu valor em uso. Uma das formas utilizadas para avaliação do impairment são os testes realizados com base em seu valor 17

158 em uso. Para estes casos, os ativos (ex: ágio, intangível de concessão) são segregados e agrupados nos menores níveis existentes para os quais existam fluxos de caixa identificáveis (Unidade Geradora de Caixa UGC ). Caso seja identificada uma perda ao valor recuperável, a respectiva perda é registrada na demonstração do resultado. Exceto pelo ágio, em que a perda não pode ser revertida no período subsequente, caso exista, também é realizada uma análise para possível reversão do impairment. 3.7 Provisões As provisões são reconhecidas em função de um evento passado quando há uma obrigação legal ou construtiva que possa ser estimada de maneira confiável e se for provável a exigência de um recurso econômico para liquidar esta obrigação. Quando aplicável, as provisões são apuradas através do desconto dos fluxos de desembolso de caixa futuros esperados a uma taxa que considera as avaliações atuais de mercado e os riscos específicos para o passivo. 3.8 Benefícios a empregados Algumas controladas possuem benefícios pós-emprego e planos de pensão, reconhecidos pelo regime de competência em conformidade com o IAS 19 (revisado 2011) Benefícios a Empregados, sendo consideradas Patrocinadoras destes planos (nota 2.8). Apesar dos planos possuírem particularidades, têm as seguintes características: i. Plano de Contribuição Definida: plano de benefícios pós-emprego pelo qual a Patrocinadora paga contribuições fixas para uma entidade separada, não possuindo qualquer responsabilidade sobre as insuficiências atuariais desse plano. As obrigações são reconhecidas como despesas no resultado do período em que os serviços são prestados. ii. Plano de Benefício Definido: A obrigação líquida é calculada pela diferença entre o valor presente da obrigação atuarial obtida através de premissas, estudos biométricos e taxas de juros condizentes com os rendimentos de mercado, e o valor justo dos ativos do plano na data do balanço. A obrigação atuarial é anualmente calculada por atuários independentes, sob responsabilidade da Administração, através do método da unidade de crédito projetada. Os ganhos e perdas atuariais são reconhecidos em outros resultados abrangentes, conforme ocorrem. Os juros líquidos (receita ou despesa) são calculados aplicando a taxa de desconto no início do período ao valor líquido do passivo ou ativo de benefício definido. O registro de custos de serviços passados, quando aplicável, é efetuado imediatamente no resultado. Para os casos em que o plano se torne superavitário e exista a necessidade de reconhecimento de um ativo, tal reconhecimento é limitado ao valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos ou reduções futuras nas contribuições ao plano. 3.9 Controladas em conjunto Até 31 de dezembro de 2012, a Companhia tinha como prática a consolidação proporcional das controladas em conjunto. Em 1º de janeiro de 2013, devido à adoção do IFRS 11 Negócios em Conjunto, a Companhia deixou de consolidar proporcionalmente ENERCAN, BAESA, Chapecoense e EPASA, que passaram a ser reconhecidas pelo método da equivalência patrimonial, sendo esta a nova política contábil de registro de controladas em conjunto adotada pela Companhia. Os efeitos da adoção deste pronunciamento estão demonstrados na nota Dividendos e juros sobre capital próprio De acordo com a legislação brasileira, a Companhia é requerida a distribuir como dividendo anual mínimo obrigatório 25% do lucro líquido ajustado quando previsto no Estatuto Social. De acordo com o IAS 10 apenas o dividendo mínimo obrigatório pode ser provisionado, já o dividendo declarado ainda não aprovado só deve ser reconhecido como passivo nas demonstrações financeiras após aprovação pelo órgão competente. Desta forma, são mantidos no patrimônio líquido, em conta de dividendo adicional proposto, em virtude de não atenderem aos critérios de obrigação presente na data das demonstrações financeiras. Conforme definido no Estatuto Social da Companhia e em consonância com a legislação societária vigente, compete ao Conselho de Administração a declaração de dividendo e juros sobre o capital próprio intermediários apurados através de balanço semestral. A declaração de dividendo e juros sobre capital 18

159 próprio intermediários na data base 30 de junho só é reconhecida como um passivo nas demonstrações financeiras da Companhia após a data de deliberação do Conselho de Administração. Os juros sobre o capital próprio recebem o mesmo tratamento dos dividendos e também estão demonstrados na mutação do patrimônio líquido. O imposto de renda retido na fonte sobre os juros sobre o capital próprio são contabilizados a débito no patrimônio líquido quando de sua proposição pela Administração, por atenderem, neste momento, o critério de obrigação Reconhecimento de receita A receita operacional do curso normal das atividades das controladas é medida pelo valor justo da contraprestação recebida ou a receber. A receita operacional é reconhecida quando existe evidência convincente de que os riscos e benefícios mais significativos foram transferidos para o comprador, de que for provável que os benefícios econômicos financeiros fluirão para a entidade, de que os custos associados possam ser estimados de maneira confiável, e de que o valor da receita operacional possa ser mensurado de maneira confiável. A receita de distribuição de energia elétrica é reconhecida no momento em que a energia é fornecida. A receita não faturada, relativa ao ciclo de faturamento mensal, é apropriada considerando-se como base a carga real de energia disponibilizada no mês e o índice de perda anualizado. A receita proveniente da venda da geração de energia é registrada com base na energia assegurada e com tarifas especificadas nos termos dos contratos de fornecimento ou no preço de mercado em vigor, conforme o caso. A receita de comercialização de energia é registrada com base em contratos bilaterais firmados com agentes de mercado e devidamente registrados na CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Não existe consumidor que isoladamente represente 10% ou mais do total do faturamento de cada controlada. A receita referente à prestação de serviços é registrada no momento em que o serviço é efetivamente prestado, regido por contrato de prestação de serviços entre as partes. As receitas dos contratos de construção são reconhecidas pelo método da percentagem completada ( preço fixo ), sendo as perdas, caso existam, reconhecidas na demonstração do resultado quando incorridas Imposto de Renda e Contribuição Social As despesas de imposto de renda e contribuição social são calculadas e registradas conforme legislação vigente e incluem os impostos corrente e diferido. Os impostos sobre a renda são reconhecidos na demonstração do resultado, exceto para os casos em que estiverem diretamente relacionados a itens registrados diretamente no patrimônio líquido ou no resultado abrangente, nos quais já são reconhecidos a valores líquidos destes efeitos fiscais. O imposto corrente é o imposto a pagar ou a receber/compensar esperado sobre o lucro ou prejuízo tributável do exercício. O imposto diferido é reconhecido com relação às diferenças temporárias entre os valores contábeis de ativos e passivos para fins contábeis e os correspondentes valores usados para fins de tributação e para prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social. A Companhia e determinadas controladas registraram em suas demonstrações financeiras os efeitos dos créditos de imposto de renda e contribuição social sobre prejuízos fiscais, bases negativas da contribuição social e diferenças temporariamente indedutíveis, suportados por previsão de geração futura de bases tributáveis de imposto de renda e contribuição social, aprovadas anualmente pelo Conselho de Administração e apreciadas pelo Conselho Fiscal. As controladas registraram, também, créditos fiscais referentes ao benefício de ágios incorporados, os quais estão sendo amortizados proporcionalmente aos lucros líquidos individuais projetados para o período remanescente de cada contrato de concessão. Os ativos e passivos fiscais diferidos são compensados caso haja um direito legal de compensar passivos e ativos fiscais correntes, e eles se relacionam a impostos de renda lançados pela mesma autoridade tributária sobre a mesma entidade sujeita à tributação. Ativos de imposto de renda e contribuição social diferidos são revisados a cada data de relatório e são reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável. 19

160 3.13 Resultado por ação O resultado por ação básico é calculado por meio do resultado do exercício atribuível aos acionistas controladores da Companhia e a média ponderada das ações em circulação no respectivo exercício. O resultado por ação diluído é calculado por meio do resultado do exercício atribuível aos acionistas controladores, ajustado pelos efeitos dos instrumentos que potencialmente impactariam o resultado do exercício e pela média das ações em circulação, ajustada pelos instrumentos potencialmente conversíveis em ações, com efeito diluidor, nos períodos apresentados, nos termos do IAS Ativos e passivos regulatórios Em consonância com o entendimento do IASB, ativos e passivos regulatórios não podem ser registrados nas demonstrações financeiras das controladas de distribuição por não atenderem os requerimentos de ativos e passivos descritos na Estrutura Conceitual para Elaboração e Apresentação das Demonstrações Contábeis. Desta forma, os direitos ou compensações somente são refletidos nas demonstrações financeiras, a partir do momento que forem reconhecidos nas tarifas de energia, com base nas revisões e/ou reajustes tarifários efetuados pelo poder concedente e quando do consumo de energia elétrica por parte dos clientes cativos Subvenção governamental CDE (Conta de desenvolvimento energético) As subvenções governamentais somente são reconhecidas quando houver razoável segurança de que esses montantes serão recebidos pela Companhia. São registradas no resultado dos períodos nos quais a Companhia reconhece como receita os descontos concedidos relacionados à subvenção baixa renda bem como outros descontos tarifários e como despesa os custos com risco hidrológico, exposição involuntária e encargos de ESS. As subvenções recebidas via aporte CDE (notas 26.3 e 27.1) referem-se à compensação de descontos concedidos e despesas já incorridas com a finalidade de oferecer suporte financeiro imediato às distribuidoras, nos termos do IAS Novas normas e interpretações adotadas No exercício de 2013, foram emitidas e/ou revisadas diversas normas pelo IASB, que entraram obrigatoriamente em vigor para períodos contábeis iniciados em 1º de janeiro de 2013: a) Alterações à IFRS 7 - Divulgações - Compensação de Ativos Financeiros e Passivos Financeiros As alterações à IFRS 7 exigem que as entidades divulguem informações sobre direitos de compensação e acordos relacionados para instrumentos financeiros segundo um acordo de compensação executável ou similar. A Companhia aplicou estas alterações pela primeira vez no exercício corrente de forma retrospectiva, porém, como a Companhia e suas controladas não fazem parte de nenhum acordo de compensação, a aplicação das alterações não teve nenhum impacto significativo nas divulgações ou nos valores reconhecidos nas demonstrações financeiras. b) Normas novas e revisadas sobre consolidação, acordos conjuntos, coligadas e divulgações (IFRS 10, IFRS 11 e IFRS 12). No exercício corrente, a companhia adotou as normas acima, exceto a IAS 27 (como revisada em 2011) por se tratar somente de demonstrações financeiras separadas (não aplicável portanto para a Companhia e suas controladas). IFRS 10 - Demonstrações Financeiras Consolidadas A IFRS 10 substitui as partes da IAS 27 que tratam de demonstrações financeiras consolidadas e a SIC 12 Consolidação - Entidades de Propósito Específico. A IFRS 10 altera a definição de controle de forma que um investidor tenha controle sobre uma investida quando tem (i) poder sobre a investida, (ii) exposição ou direitos a retornos variáveis das atividades com a investida e (iii) capacidade de usar o poder sobre a investida para afetar seus retornos. Para que um investidor tenha controle sobre uma investida, os três critérios devem ser atendidos. Anteriormente, controle era definido como o poder de conduzir as políticas financeiras e operacionais de uma entidade para obter benefícios de suas atividades. A administração analisou estes novos 20

161 conceitos e concluiu que não houve nenhum impacto em suas demonstrações financeiras, de forma que todas as empresas que anteriormente eram consideradas controladas, coligadas ou controladas em conjunto permaneceram com o mesmo enquadramento após este novo pronunciamento. IFRS 11 - Negócios em Conjunto Anteriormente, a IAS 31 abrangia três tipos de acordos conjuntos - entidades controladas em conjunto, operações controladas em conjunto e ativos controlados em conjunto. De acordo com a IFRS 11, existem apenas dois tipos de acordos conjuntos - operações em conjunto e empreendimentos controlados em conjunto, e a classificação é determinada com base nos direitos e nas obrigações das partes em relação aos acordos, considerando a estrutura, a forma legal e os termos contratuais do acordo e outros fatos e circunstâncias se relevantes. Investimentos em empreendimentos controlados em conjunto são contabilizados por equivalência patrimonial e a consolidação proporcional não é mais permitida. Investimentos em operações em conjunto são contabilizados de modo que cada operador reconheça seus ativos, seus passivos, suas receitas e suas despesas. A Administração da Companhia avaliou a classificação dos investimentos das companhias Enercan, Baesa, Chapecoense e Epasa de acordo com as exigências da IFRS 11 e concluiu que todos estes investimentos, anteriormente classificados como entidades controladas em conjunto de acordo com as regras da IAS 31 e consequentemente contabilizados pelo método de consolidação proporcional, devem ser classificados pela nova norma como empreendimentos controlados em conjunto segundo a IFRS 11 e contabilizados pelo método de equivalência patrimonial. A mudança na contabilização destes investimentos foi aplicada de acordo com as disposições de transição relevantes especificadas na IFRS 11 e os valores comparativos foram reapresentados para refletir a mudança na contabilização destes investimentos (nota 2.8). IFRS 12 - Divulgação de Participações em Outras Entidades A IFRS 12 é uma nova norma de divulgação aplicável a entidades com participações em controladas, acordos em conjunto, coligadas e/ou entidades estruturadas não consolidadas. Em geral, a aplicação da IFRS 12 resultou em divulgações mais extensas nas demonstrações financeiras consolidadas (vide notas 2.5 e 24.6 para detalhes). c) IFRS 13 Mensuração do Valor Justo Este pronunciamento define uma única orientação para as mensurações do valor justo e as suas respectivas divulgações. Seu escopo é abrangente e aplica-se a itens de instrumentos financeiros e não financeiros para os quais outras IFRSs exigem ou permitem mensurações do valor justo e divulgações dessas mensurações, exceto em determinados casos. A IFRS 13 apresenta uma nova definição de valor justo, definido como o preço que seria recebido na venda de um ativo ou pago na transferência de um passivo em uma transação no mercado principal ou outro mais vantajoso na data de mensuração, de acordo com as condições de mercado atuais, independentemente se esse preço é diretamente observável ou estimado por meio de outra técnica de avaliação. Deve ser adotada de forma prospectiva a partir de 1º de janeiro de Adicionalmente, este pronunciamento exige divulgações abrangentes sobre as mensurações do valor justo, por exemplo, divulgações quantitativas e qualitativas com base na hierarquia de valor justo são exigidas para todos os ativos e passivos que são mensurados ao valor justo ou que tenham o seu valor justo divulgado nas demonstrações financeiras, não sendo necessária apresentação comparativa dos exercícios anteriores à adoção. A Companhia avaliou e concluiu que não há impactos relevantes na aplicação deste pronunciamento. d) Alterações à IAS 1 Apresentação de Itens de Outros Resultados Abrangentes Os requerimentos, dentre outros, exigem que os itens de outros resultados abrangentes sejam agrupados em duas categorias: a) itens que não serão reclassificados posteriormente para o resultado; e b) itens que podem ser reclassificados posteriormente para o resultado quando atendidas condições específicas. As alterações foram aplicadas retrospectivamente e, assim, a apresentação de itens de outros resultados abrangentes foi modificada para refletir essas mudanças. A aplicação destas alterações à IAS 1 não resulta em nenhum impacto sobre o resultado, outros resultados abrangentes e o resultado abrangente total. 21

162 e) Alterações à IAS 1 Apresentação das Demonstrações Financeiras (Esclarecimento das exigências de informações comparativas) As Melhorias Anuais das IFRSs geraram diversas alterações às IFRSs, sendo as mais relevantes para a Companhia aquelas relativas à apresentação do balanço patrimonial no início do período mais antigo comparativamente apresentado e as notas explicativas relacionadas. As alterações especificam que deve ser apresentada uma terceira coluna do balanço patrimonial quando: (a) uma entidade aplica uma política contábil retrospectivamente ou faz uma reapresentação ou reclassificação retrospectiva dos itens nas demonstrações financeiras; e (b) a aplicação, reapresentação ou reclassificação retrospectiva tem um efeito material sobre as informações na terceira coluna do balanço patrimonial. As notas explicativas correspondentes aos saldos do terceiro balanço patrimonial não precisam ser apresentadas. Conforme mencionado na nota 2.8, as demonstrações financeiras de 2012 e 2011 estão sendo reapresentadas, de acordo com o IAS 1. f) IAS 19 Benefícios aos Empregados (como revisada em 2011) No exercício corrente, e aplicado retrospectivamente, a Companhia aplicou pela primeira vez a IAS 19 (como revisada em 2011). Esta alteração muda a contabilização de planos de benefícios definidos e benefícios rescisórios. As principais alterações exigem o reconhecimento de mudanças em obrigações de benefícios definidos e no valor justo de ativos do plano quando ocorridas e, assim, eliminam o método do corredor, permitido pela versão anterior da IAS 19, e aceleram o reconhecimento dos custos de serviços passados. Todos os ganhos e perdas atuariais são reconhecidos imediatamente em outros resultados abrangentes para que o ativo ou passivo líquido do plano de pensão reflita o valor integral do déficit ou superávit do plano. Além disso, o custo dos juros e o retorno esperado sobre os ativos do plano usados na versão anterior da IAS 19 são substituídos por um valor de juros líquidos de acordo com a IAS 19 (como revisada em 2011), que é calculado aplicando a taxa de desconto ao valor líquido do passivo ou ativo de benefício definido. Além disso, a IAS 19 (como revisada em 2011) introduz certas mudanças na apresentação do custo de benefícios definidos, incluindo divulgações mais extensas, como a análise de sensibilidade de premissas atuariais significativas. Conforme IAS 1 e IAS 8, a Companhia ajustou os efeitos do corredor em 1º de janeiro de 2012 em lucros acumulados. A Companhia aplicou as disposições de transição relevantes e reapresentou os valores comparativos retrospectivamente para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012 e 2011, conforme descrito na nota Novas normas e interpretações ainda não adotadas Diversas novas normas e emendas às normas e interpretações IFRS foram emitidas pelo IASB e ainda não entraram em vigor para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2013 e consequentemente a Companhia não as adotou para o exercício findo em 31 de dezembro de 2013: a) IFRS 9 Instrumentos Financeiros Estabelece novos requerimentos para classificação e mensuração de ativos e passivos financeiros. Os ativos financeiros serão classificados em duas categorias: (i) mensurado no reconhecimento inicial pelo valor justo; e (ii) mensurados pelo custo amortizado, baseado no modelo de negócio pelo qual eles estão detidos e nas características de seus fluxos de caixa contratuais. Com relação aos passivos financeiros, a principal alteração relacionada aos requerimentos já estabelecidos pelo IAS 39 requer que a mudança no valor justo do passivo financeiro designado ao valor justo contra o resultado, que seja atribuível a mudanças no risco de crédito daquele passivo, seja apresentada em outros resultados abrangentes e não na demonstração do resultado, a menos que tal reconhecimento resulte em uma incompatibilidade na demonstração do resultado. A adoção foi inicialmente requerida para períodos anuais iniciados a partir de 1º de janeiro de 2015, mas em função do projeto IFRS 9 relacionado ao tema de impairment ainda não estar concluído, o IASB decidiu que esta data não concederia tempo suficiente para as entidades prepararem a aplicação do IFRS 9. A nova data será determinada quando o IFRS 9 estiver mais próximo de sua conclusão. Com relação às alterações nos ativos financeiros, as controladas de distribuição possuem ativos relevantes classificados como disponíveis para venda, de acordo com os requerimentos atuais do IAS 39. Estes ativos representam o direito à indenização ao final do prazo de concessão das controladas. A 22

163 designação destes instrumentos como disponíveis para venda é em função da não classificação nas outras três categorias descritas no IAS 39 (empréstimos e recebíveis, valor justo contra o resultado e mantidos até o vencimento). Se estes instrumentos tivessem que ser classificados de acordo com a nova norma de valor justo contra resultado ou custo amortizado, seriam designados e registrados pelo valor justo contra resultado. Estes ativos financeiros são mantidos com o objetivo de receber os fluxos de caixa contratuais correspondentes ao valor justo da indenização ao final da concessão, e, portanto, enquadrados neste conceito. Com base em uma avaliação preliminar da adoção inicial destas alterações, a Companhia estima que, apesar de deter ativos financeiros classificados como disponíveis para venda, não haverá impactos relevantes em suas demonstrações financeiras. b) Alterações ao IAS 32 - Compensação de Ativos e Passivos Financeiros As alterações ao IAS 32 esclarecem questões relacionadas às exigências de compensação (encontro de contas) de instrumentos financeiros ativos e passivos e endereçam inconsistências na política atual na aplicação dos critérios de compensação. As alterações esclarecem o significado de atualmente possui o direito legal de compensação e realização e liquidação simultâneas. As alterações ao IAS 32 são requeridas retrospectivamente para períodos anuais que se iniciam a partir de 1º de janeiro de Com base em uma análise preliminar, a Companhia não espera impactos relevantes em suas demonstrações financeiras. c) Alterações às IFRS 10, IFRS 12 e IAS 27 Entidades de Investimento As alterações à IFRS 10 definem uma entidade de investimento e exigem que a entidade que reporta e que se enquadra nesta definição não consolide suas controladas, mas que as mensure pelo valor justo através do resultado. Para se caracterizar como entidade de investimento, uma entidade deve: (i) obter recursos de um ou mais investidores em troca de serviços profissionais de gestão de investimentos; (ii) comprometer-se com seus investidores de que seu objeto social é o investimento de recursos somente para obter retornos sobre a valorização do capital e a receita de investimento, ou ambos; e (iii) mensurar e avaliar o desempenho de seus investimentos com base no valor justo. Foram feitas alterações decorrentes à IFRS 12 e à IAS 27 para introduzir novas exigências de divulgação para entidades de investimento. Com base em uma análise preliminar, a Companhia não espera impactos relevantes em suas demonstrações financeiras. d) IFRIC 21 Levies Esta interpretação endereça a contabilização de passivo para pagamento de tributos se este passivo estiver no escopo do IAS 37. Também endereça a contabilização de um passivo para pagamento de tributos cujo prazo e montante sejam certos. A adoção é requerida para períodos anuais iniciados a partir de 1º de janeiro de Com base em uma análise preliminar, a Companhia não espera impactos relevantes em suas demonstrações financeiras. e) Aditivo ao IAS 19 - Planos de Benefício Definido: Contribuições de Empregados Estas alterações se aplicam a contribuições de empregados ou terceiros aos planos de benefícios definidos. O objetivo das alterações é simplificar a contabilização de contribuições que são independentes do número de anos de serviço do empregado, por exemplo, contribuições de empregados que são calculadas de acordo com um percentual fixo do salário. Estas alterações são efetivas a partir de 1 de Julho de Com base em uma análise preliminar, a Companhia não espera impactos relevantes em suas demonstrações financeiras. f) Alterações ao IAS 36 - Divulgação de valor recuperável para ativos não financeiros As alterações ao IAS 36 endereçam a divulgação de informações sobre o valor recuperável de ativos se este for baseado em valor justo menos custos de desativação. As alterações devem ser aplicadas retrospectivamente para períodos anuais iniciados a partir de 1º de janeiro de Com base em uma análise preliminar, a Companhia não espera impactos relevantes em suas demonstrações financeiras. 23

164 ( 4 ) DETERMINAÇÃO DO VALOR JUSTO Diversas políticas e divulgações contábeis da Companhia exigem a determinação do valor justo, tanto para os ativos e passivos financeiros como para os não financeiros. Os valores justos têm sido apurados para propósitos de mensuração e/ou divulgação baseados nos métodos a seguir. Quando aplicável, as informações adicionais sobre as premissas utilizadas na apuração dos valores justos são divulgadas nas notas específicas àquele ativo ou passivo. Desta forma, a Companhia determina o valor justo conforme IFRS 13, o qual define o valor justo como a estimativa de preço pelo qual uma transação não forçada para a venda do ativo ou para a transferência do passivo ocorreria entre participantes do mercado na data de mensuração sob condições atuais de mercado. - Imobilizado e intangível O valor justo do imobilizado e intangível reconhecido em função de uma combinação de negócios é baseado em valores de mercado. O valor de mercado destes bens é o valor estimado para o qual um ativo poderia ser trocado na data de avaliação entre partes conhecedoras e interessadas em uma transação não forçada entre participantes do mercado na data de mensuração. O valor justo dos itens do ativo imobilizado é baseado na abordagem de mercado e nas abordagens de custos através de preços de mercado cotados para itens semelhantes, quando disponíveis, e custo de reposição quando apropriado. O valor justo dos ativos intangíveis é determinado conforme cotação em mercado ativo. Caso não exista mercado ativo, o valor justo será aquele que a Companhia teria pago pelos ativos intangíveis, na data de aquisição, em operação sem favorecimento entre partes conhecedoras e dispostas a negociar com base na melhor informação disponível. - Instrumentos financeiros Os instrumentos financeiros reconhecidos a valores justos foram valorizados através da cotação em mercado ativo para os respectivos instrumentos, ou quando tais preços não estiverem disponíveis, são valorizados através de modelos de precificação, aplicados individualmente para cada transação, levando em consideração os fluxos futuros de pagamento, com base nas condições contratuais, descontados a valor presente por taxas obtidas através das curvas de juros de mercado, tendo como base, sempre que disponível, informações obtidas pelo site da BM&FBovespa S.A e Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiro e de Capitais - ANBIMA (nota 34). Os ativos financeiros classificados como disponíveis para venda referem-se ao direito à indenização que será paga pela União no momento da reversão dos ativos das concessionárias de distribuição, ao final do seu prazo de concessão. A metodologia adotada para valorização a mercado destes ativos tem como ponto de partida o processo de revisão tarifária das distribuidoras. Este processo, realizado a cada quatro ou cinco anos, de acordo com cada concessionária, consiste na avaliação ao preço de reposição da infraestrutura de distribuição, conforme critérios estabelecidos pelo órgão regulador. Esta base de avaliação é utilizada para precificação da tarifa que anualmente, até o momento do próximo processo de revisão tarifária, é reajustada tendo como parâmetro os principais índices de inflação. A Medida Provisória n o 579 de 11 de setembro de 2012, convertida na Lei nº de 11 de janeiro de 2013, estabeleceu que, para aquelas concessões cujo prazo vence até 2017, o cálculo do valor da indenização no momento da reversão dos ativos utilizará como base a metodologia de valor novo de reposição, conforme critérios a serem estabelecidos em regulamento do poder concedente. Para as demais concessões que se encerram após 2017, a Administração da Companhia acredita, de forma similar à estabelecida pela MP n 579, que a indenização será avaliada tendo como base, no mínimo, o modelo de valorização dos ativos utilizando a metodologia do valor novo de reposição. Desta forma, no momento da revisão tarifária, cada concessionária ajusta a posição do ativo financeiro base para indenização aos valores homologados pelo órgão regulador e utiliza o IGP-M como melhor estimativa para ajustar a base original ao respectivo valor justo nas datas subsequentes, em consonância com o processo de revisão tarifária. 24

165 ( 5 ) CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA a) Aplicações de curtíssimo prazo, que são remunerados diariamente através de uma aplicação em operações compromissadas com lastro em debêntures e remuneração de 20% da variação do CDI. b) Essas aplicações financeiras correspondem a operações de curto prazo em CDB s e debêntures compromissadas realizadas com instituições financeiras de grande porte que operam no mercado financeiro nacional, tendo como características liquidez diária, baixo risco de crédito e remuneração equivalente, na média, a 101% do Certificado de Depósito Interbancário (CDI). c) Representa valores aplicados em Fundo Exclusivo e tem como características aplicações pósfixadas em CDI e lastreadas em títulos públicos federais, CDB s, debêntures compromissadas de instituições financeiras de grande porte, com liquidez diária, baixo risco de crédito e remuneração equivalente, na média, a 101% do Certificado de Depósito Interbancário (CDI). ( 6 ) CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS O saldo é oriundo, principalmente, das atividades de fornecimento de energia elétrica, cuja composição em 31 de dezembro de 2013 e 2012 é como segue: Parcelamento de Débitos de Consumidores - Refere-se à negociação de créditos vencidos junto a consumidores, principalmente órgãos públicos. Parte destes créditos dispõe de garantia de pagamento pelos devedores, principalmente através de repasse de arrecadação de ICMS com interveniência bancária. Com base na melhor estimativa da Administração das controladas, para os montantes sem garantia ou sem expectativa de recebimento, foram constituídas provisões para créditos de liquidação duvidosa. Operações Realizadas na CCEE - Os valores referem-se à comercialização no mercado de curto prazo de energia elétrica. Os valores de longo prazo compreendem principalmente: (i) ajustes de contabilizações realizados pela CCEE para contemplar determinações judiciais (liminares) nos processos de contabilização para o período de setembro de 2000 a dezembro de 2002; e (ii) registros escriturais provisórios 25

166 determinados pela CCEE. As controladas entendem não haver riscos significativos na realização desses ativos e, consequentemente, nenhuma provisão foi contabilizada para este fim. Concessionárias e Permissionárias - Refere-se, basicamente, a saldos a receber decorrentes do suprimento de energia elétrica a outras concessionárias e permissionárias, efetuados, principalmente, pelas controladas CPFL Geração, CPFL Brasil e CPFL Renováveis. Provisão para créditos de liquidação duvidosa ( PDD ) A movimentação da provisão para créditos de liquidação duvidosa está demonstrada a seguir: ( 7 ) TRIBUTOS A COMPENSAR Contribuição Social a Compensar CSLL - No não circulante, o saldo refere-se basicamente à decisão favorável em ação judicial movida pela controlada CPFL Paulista, transitada em julgado. A controlada CPFL Paulista está aguardando o trâmite regular de habilitação do crédito junto à Receita Federal, para realizar a compensação sistêmica e financeira do crédito. ICMS a Compensar - Refere-se principalmente a crédito constituído de aquisição de bens que resultam no reconhecimento de ativos intangíveis e ativos financeiros. PIS e Cofins No não circulante, o saldo refere-se basicamente a créditos reconhecidos pela controlada indireta CPFL Renováveis, relacionados à aquisição de equipamentos, que serão realizados através da depreciação dos respectivos equipamentos. Imposto de renda retido na fonte IRRF - O saldo de 31 de dezembro de 2013 refere-se principalmente a liquidação de instrumentos derivativos. 26

167 ( 8 ) CRÉDITOS E DÉBITOS FISCAIS DIFERIDOS 8.1- Composição dos créditos e débitos fiscais: Beneficio fiscal do ágio incorporado: Refere-se ao crédito fiscal calculado sobre os ágios de aquisição de controladas, conforme demonstrado na tabela abaixo, os quais foram incorporados e estão registrados de acordo com os conceitos das Instruções CVM nº 319/99 e nº 349/01. O benefício está sendo realizado de forma proporcional à amortização fiscal dos ágios incorporados que o originaram, conforme o lucro líquido projetado das controladas durante o prazo remanescente da concessão, demonstrado na nota

168 8.3 - Saldos acumulados sobre diferenças temporariamente indedutíveis: Reconciliação dos montantes de contribuição social e imposto de renda registrados nos resultados dos exercícios de 2013, 2012 e de 2011: Amortização de intangível adquirido - Refere-se à parcela não dedutível da amortização do intangível originado na aquisição de controladas. Crédito Fiscal Constituído - Parcela do crédito fiscal sobre o prejuízo fiscal e base negativa, registrada em função da revisão das projeções, a qual resultou em margem para complemento de registro contábil. 8.5 Créditos fiscais não reconhecidos A controladora possui créditos fiscais relativos a prejuízos fiscais e bases negativas de contribuição social não constituídos no montante de R$ , que poderão ser objeto de reconhecimento contábil no futuro, de acordo com as revisões anuais das projeções de geração de lucros tributáveis. Algumas controladas também possuem créditos de Imposto de Renda e Contribuição Social sobre prejuízos fiscais e bases negativas que não foram constituídos por não haver, neste momento, razoável certeza de geração de lucros tributáveis futuros suficientes à absorção dos referidos ativos. Em 31 de dezembro de 2013, as principais controladas que possuem tais créditos de imposto de renda e contribuição social não registrados são CPFL Renováveis (R$ ), Sul Geradora (R$ ) e CPFL Jaguari Geração (R$ 1.779). Não há prazo de prescrição para utilização dos prejuízos fiscais e bases negativas. 28

169 ( 9 ) ARRENDAMENTO As atividades de prestação de serviços e aluguel de equipamentos para autoprodução de energia são principalmente realizadas pela controlada CPFL Serviços, nas quais é arrendadora, e os principais riscos e benefícios relacionados aos respectivos ativos foram transferidos aos arrendatários. A essência da operação é arrendar, para os clientes que necessitam de maior consumo de energia elétrica em horários de pico (quando a tarifa é mais alta), equipamentos de geração de energia ( autoprodução ) e, sobre estes equipamentos, prestar serviços de manutenção e operação. A controlada realiza o investimento de construção da planta de geração de energia nas instalações do cliente. A partir da entrada em operação dos equipamentos, o cliente passa a efetuar pagamentos fixos mensais. Os investimentos realizados nestes projetos de arrendamento mercantil financeiro são registrados pelo valor presente dos pagamentos mínimos a receber, sendo estes recebimentos tratados como amortização do investimento e as receitas financeiras reconhecidas no resultado do exercício de acordo com a taxa de juros efetiva implícita no arrendamento, pelo prazo dos respectivos contratos. Estes investimentos resultaram neste exercício em uma receita financeira de R$ (R$ em 2012 e R$ em 2011). Em 31 de dezembro de 2013, não há (i) valores residuais não garantidos que resultem em benefício do arrendador; (ii) provisão para pagamentos mínimos incobráveis do arrendamento a receber; e (iii) pagamentos contingentes reconhecidos como receita durante o período. ( 10 ) ATIVO FINANCEIRO DA CONCESSÃO 29

170 O saldo refere-se ao valor justo do ativo financeiro correspondente ao direito estabelecido nos contratos de concessões das distribuidoras e transmissora de energia de receber caixa no momento da reversão dos ativos ao poder concedente ao término da concessão. Para as distribuidoras de energia, conforme modelo tarifário vigente, a remuneração deste ativo é reconhecida no resultado mediante faturamento aos consumidores e sua realização ocorre no momento do recebimento das contas de energia elétrica. Adicionalmente, a diferença para ajustar o saldo à expectativa de recebimento do fluxo de caixa, conforme valor novo de reposição ( VNR ) é registrada como contrapartida na conta de receita/despesa financeira no resultado do exercício. Para a transmissora de energia, a remuneração deste ativo é reconhecida de acordo com a taxa interna de retorno, que leva em consideração o investimento realizado e a receita anual permitida ( RAP ) a ser recebida ao longo da concessão. O ajuste de expectativa de fluxo de caixa contempla (i) despesa de R$ referente às controladas de distribuição em contrapartida a despesas financeiras e (ii) receita de R$ 231 referente à controlada CPFL Transmissão cuja contrapartida está em outras receitas operacionais, uma vez que é parte da RAP para disponibilização da rede ao Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. Em 2013, foi recebido o montante de R$ (R$ originalmente constituído no ativo circulante e atualizado até o recebimento), representado pelo saldo residual dos ativos da infraestrutura da concessão, a valores de reposição na data da transação, referente à indenização da concessão da Usina Rio do Peixe II anteriormente detida pela controlada CPFL Leste Paulista. Conforme descrito na nota 14, em função da reestruturação societária ocorrida em junho de 2013 os ativos de geração das distribuidoras CPFL Leste Paulista, CPFL Jaguari, CPFL Sul Paulista, e CPFL Mococa foram cindidos e aportados na CPFL Centrais Geradoras. O ativo financeiro da concessão anteriormente registrado naquelas controladas, relacionados aos ativos de geração, no montante de R$ , foi também transferido para a controlada CPFL Centrais Geradoras e compôs o ativo imobilizado total registrado nesta controlada. ( 11 ) OUTROS CRÉDITOS Cauções, fundos e depósitos vinculados - São garantias oferecidas para operações na CCEE e aplicações financeiras exigidas por contratos de financiamento das controladas. Ordens em Curso Compreendem custos e receitas relacionados à desativação ou alienação, em andamento, de bens do ativo intangível e os custos dos serviços relacionados a gastos com os projetos em andamento dos programas de Eficiência energética ( PEE ), instituído pela Resolução Normativa ANEEL nº 300/2008, e Pesquisa e desenvolvimento ( P&D ), instituído pela Resolução Normativa ANEEL n o 316/2008, aplicada até outubro de 2012 e alterada pela Resolução Normativa n o 504/2012. Quando do encerramento dos respectivos projetos, os saldos são amortizados em contrapartida ao respectivo passivo registrado em Outras Contas a Pagar (nota 23). Contratos de pré-compra de energia - Refere-se a pagamentos antecipados realizados pelas controladas, os quais serão liquidados com energia a ser fornecida no futuro. 30

171 Convênios de arrecadação - Referem-se a (i) convênios firmados pelas distribuidoras com prefeituras e empresas para arrecadação através da conta de energia elétrica e posterior repasse de valores referente à contribuição de iluminação pública, jornais, assistência médica, seguros residenciais, entre outros; e (ii) recebimentos pela controlada CPFL Total, para posterior repasse aos clientes que utilizam dos serviços de arrecadação prestados por esta controlada. Contas a receber Eletrobrás Aporte CDE referem-se às: (i) subvenções de baixa renda no montante de R$ ; (ii) outros descontos tarifários concedidos aos consumidores no montante de R$ ; e (iii) aportes relacionados a ESS - segurança energética, risco hidrológico e exposição involuntária no montante de R$ ( 12 ) INVESTIMENTOS Dividendos e juros sobre o capital próprio a receber: 31

172 12.2 Controladas em conjunto As informações financeiras resumidas das controladas em conjunto, em 31 de dezembro de 2013 e 2012 e informações de resultado para os exercícios de 2013, 2012 e 2011, são como segue: Os empréstimos captados junto ao BNDES pelas controladas em conjunto ENERCAN, BAESA e Foz do Chapecó, determinam restrições ao pagamento de dividendos à controlada CPFL Geração acima do mínimo obrigatório de 25% sem a prévia anuência do BNDES. 32

173 12.3 Operação controlada em conjunto A Companhia, por meio da sua controlada integral CPFL Geração, possui parte dos ativos do aproveitamento Hidrelétrico da Serra da Mesa, localizado no Rio Tocantins, no Estado de Goiás. A concessão e a operação do aproveitamento Hidrelétrico pertencem a Furnas Centrais Elétricas S.A. Por manter estes ativos em operação de forma compartilhada com Furnas, ficou assegurada à CPFL Geração a participação de 51,54% da potência instalada de MW (657 MW) e da energia assegurada de 671 MW médios (345,8 MW médios). 33

174 ( 13 ) IMOBILIZADO 34

175 O saldo de imobilizado em curso refere-se principalmente a obras em andamento das controladas operacionais e/ou em desenvolvimento, com destaque para os projetos da CPFL Renováveis com imobilizado em curso de R$ Em conformidade com o IAS 23, os juros referentes aos empréstimos tomados pelas controladas para o financiamento das obras são capitalizados durante a fase de construção. Para o ano de 2013 foram capitalizados R$ (R$ em 2012 e R$ em 2011). Para maiores detalhes sobre os ativos em construção e as respectivas taxas de captações dos empréstimos, vide nota 29. A controlada CPFL Renováveis concluiu, em 2013, o processo de revisão do controle patrimonial da controlada Bons Ventos ( BVP ), e, como resultado deste processo, efetuou a transferência do intangível e reclassificações de edificações e benfeitorias para máquinas e equipamentos, ambos demonstrados na linha de transferências. A referida reclassificação não implicou na alteração da despesa de depreciação, tendo em vista que os bens encontravam-se registrados com as vidas úteis adequadas. Os valores de depreciação estão registrados na demonstração do resultado, na linha de Depreciação e amortização (nota 28). Em 31 de dezembro de 2013, o valor total de ativos imobilizados concedidos em garantia a empréstimos e financiamentos, conforme mencionado na nota 16, é de aproximadamente R$ , sendo o principal montante relacionado à controlada CPFL Renováveis (R$ ). Teste de redução ao valor recuperável dos ativos: Para todos os exercícios apresentados, a Companhia avaliou eventuais indicativos de desvalorização de seus ativos que pudessem gerar a necessidade de testes sobre o valor de recuperação. Tal avaliação foi baseada em fontes externas e internas de informação, levandose em consideração variações em taxas de juros, mudanças em condições de mercado, dentre outros. O resultado de tal avaliação para todos os exercícios apresentados não apontou indicativos de redução no valor recuperável destes ativos, não havendo, portanto, perdas por desvalorização a serem reconhecidas. ( 14 ) INTANGÍVEL Os valores de amortização estão registrados na demonstração do resultado, nas seguintes linhas: (i) depreciação e amortização para a amortização dos ativos intangíveis de Infraestrutura de Distribuição, Uso do Bem Público e Outros Ativos Intangíveis; e (ii) amortização de intangível de concessão para a amortização do ativo intangível Adquirido em Combinação de Negócios. (nota 28) 35

176 Em conformidade com o IAS 23, os juros referentes aos empréstimos tomados pelas controladas são capitalizados para os ativos intangíveis qualificáveis. Para o ano de 2013 foram capitalizados R$ (R$ em 2012 e R$ em 2011) a uma taxa de 8,32% a.a. (8,23% a.a. em 2012 e 9,95% a.a. em 2011) Intangível adquirido em combinações de negócios A composição do ativo intangível correspondente ao direito de explorar as concessões, adquirido em combinações de negócios, está demonstrado a seguir: O intangível adquirido em combinações de negócio está associado ao direito de exploração das concessões e está assim representado: - Intangível adquirido não incorporado Refere-se basicamente ao intangível de aquisição das ações detidas por acionistas não controladores, antes da adoção do IFRS 3. - Intangível adquirido já incorporado - Dedutível Refere-se ao intangível oriundo da aquisição de controladas que foram incorporados aos respectivos patrimônios líquidos sem a aplicação das Instruções CVM n 319/1999 e n 349/2001, ou seja, sem que ocorresse a segregação da parcela correspondente ao benefício fiscal. - Intangível adquirido já incorporado - Recomposto Com o objetivo de atender as determinações da ANEEL e evitar que a amortização do intangível advindo de incorporação de controladora causasse impacto negativo ao fluxo de dividendos aos acionistas não 36

177 controladores existentes na época da incorporação, as controladas aplicaram os conceitos das Instruções CVM nº 319/99 e nº 349/01 sobre o intangível. Desta forma, foi constituída uma provisão retificadora do intangível em contrapartida à reserva especial de ágio na incorporação do patrimônio líquido em cada controlada, de forma que o efeito da operação no patrimônio refletisse o benefício fiscal do intangível incorporado. Estas alterações afetaram o investimento da Companhia nas controladas, sendo necessária a constituição do intangível indedutível para fins fiscais, de modo a recompô-lo. Para os saldos da controlada CPFL Renováveis, a amortização é registrada pelo período remanescente das respectivas autorizações de exploração, pelo método linear. Para os demais saldos, as taxas de amortização do ativo intangível adquirido em combinação de negócios são definidas com base na curva do resultado projetado das concessionárias para o prazo remanescente da concessão, cujas projeções são revistas anualmente Teste de redução ao valor recuperável Para todos os exercícios apresentados, a Companhia avaliou eventuais indicativos de desvalorização de seus ativos que pudessem gerar a necessidade de testes sobre o valor de recuperação. Tal avaliação foi baseada em fontes externas e internas de informação, levando-se em consideração variações em taxas de juros, mudanças em condições de mercado, rentabilidade de suas operações, dentre outros. O resultado de tal avaliação para todos os exercícios apresentados não apontou indicativos de redução no valor recuperável destes ativos, não havendo, portanto, perdas por desvalorização a serem reconhecidas Reestruturação societária CPFL Brasil e CPFL Geração Com o objetivo de simplificar a estrutura societária e centralizar as atividades de geração de energia na controlada CPFL Geração, realizou-se reestruturação societária com cisão parcial da controlada CPFL Brasil para a controlada CPFL Geração dos ativos e passivos relacionados ao investimento até então detido pela controlada CPFL Brasil na controlada indireta CPFL Renováveis. Consequentemente, a partir de 1º de janeiro de 2013, data-base da cisão, a controlada CPFL Geração passou a deter a totalidade da participação societária direta na controlada CPFL Renováveis. Para a dívida cindida, representada pela emissão de debêntures, a controlada CPFL Geração emitiu novas debêntures em substituição às emitidas pela CPFL Brasil, contendo as mesmas características quanto a custo, prazos de amortização e taxas de juros. A reestruturação entre as subsidiárias não teve impacto nas demonstrações financeiras da Companhia Reestruturação societária CPFL Centrais Geradoras, CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Jaguari e CPFL Mococa Em 31 de julho de 2013, com o objetivo de atender o Decreto 7.805/2012 e a Lei /2013 sobre desverticalização de geradoras contidas em distribuidoras de energia elétrica, foi realizada reestruturação societária com cisão dos ativos de geração das distribuidoras CPFL Leste Paulista, CPFL Jaguari, CPFL Sul Paulista, e CPFL Mococa que detinham as usinas Rio do Peixe I, Rio do Peixe II, Santa Alice, Macaco Branco, Lavrinha, São José, Turvinho, Pinheirinho e São Sebastião. Estes ativos foram aportados na CPFL Centrais Geradoras e a Companhia passou a deter 100% do capital social da controlada direta CPFL Centrais Geradoras. 37

178 O acervo líquido cindido das controladas distribuidoras, apurado na data base 31 de julho de 2013, é de R$ , representado por: Esta reestruturação entre as controladas não teve impacto nas demonstrações financeiras da Companhia Oferta de ações CPFL Renováveis Em 19 de agosto de 2013, foi concluída a oferta pública de distribuição primária de 28 milhões de ações ordinárias, secundária de 43,9 milhões de ações ordinárias e complementares de 1,2 milhões de ações ordinárias da controlada CPFL Renováveis, todas nominativas, escriturais, sem valor nominal e livres e desembaraçadas de quaisquer ônus ou gravames, totalizando 73,1 milhões de ações a R$12,51 cada, perfazendo o montante de R$ A operação promoveu a captação bruta (i) de R$ na oferta primária e complementar, que foram destinadas à conta de capital social até o valor do preço por ação correspondente ao patrimônio líquido divido pelo número total de ações na data base de 31 de março de 2013, data da última informação contábil disponível antes da Oferta, e o valor remanescente de recursos líquidos foi destinado à conta de reserva de capital e (ii) de R$ na oferta secundária. Os custos de captação incorridos nesta operação foram de R$ Como consequência da operação descrita acima, a Companhia, através da controlada CPFL Geração, teve a sua participação na CPFL Renováveis diluída de 63% para 58,84%, e apurou uma variação positiva na participação societária no montante de R$ , que de acordo com o IAS 27 foi reconhecida como transação patrimonial, ou seja, transação com os sócios, e contabilizada diretamente no Patrimônio Líquido na conta de reserva de capital Combinações de negócios 2013 Rosa dos Ventos Geração e Comercialização de Energia S.A. - RDV Em 18 de junho de 2013, a controlada CPFL Renováveis assinou contrato de aquisição de 100% dos ativos dos parques eólicos Canoa Quebrada, com capacidade instalada de 10,5 MW, e Lagoa do Mato, com capacidade instalada de 3,2 MW, localizados no litoral do Estado do Ceará. Ambos encontram-se em operação comercial, sendo que a totalidade da energia gerada por estes parques está contratada com a Eletrobrás, através do PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (informações físicas e relativas a medidas de capacidade energética não auditadas pelos auditores independentes). Em 27 de fevereiro de 2014, a controlada CPFL Renováveis concluiu a aquisição de Rosa dos Ventos. O preço total da aquisição é de R$ , que compreende: (i) o valor de R$ pago ao vendedor; e (ii) a assunção de dívida líquida da Rosa dos Ventos no valor de R$ , os quais poderão ser ajustados até a data do balanço de fechamento, conforme previsto no contrato de compra e venda de ações (nota 38.8). 38

179 Informações adicionais da aquisição a) Contraprestações a transferir O total da contraprestação estimada a transferir em caixa é de R$ b) Ativos adquiridos e passivos a serem reconhecidos na data de aquisição Os valores abaixo refletem a melhor estimativa da Companhia para a aquisição da Rosa dos Ventos a valor justo: No processo de alocação do preço de aquisição, o ativo intangível referente ao direito de exploração da atividade regulada é identificado e suportado por laudo de avaliação econômico-financeira. Esses valores serão amortizados linearmente pelo prazo remanescente das autorizações para exploração do empreendimento adquirido, sendo o prazo médio estimado 20 anos para Rosa dos Ventos. c) Saída de caixa líquido na aquisição da controlada Com relação às informações financeiras sobre receita e lucro líquido, a aquisição de Rosa dos Ventos foi concluída em 27 de fevereiro de 2014 e o balanço de abertura será preparado para a data-base de 28 de fevereiro de Portanto, em 31 de dezembro de 2013, ainda não está contabilizada nos livros da Companhia. 39

180 ( 15 ) FORNECEDORES ( 16 ) ENCARGOS DE DÍVIDAS, EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS 40

181 41

182 42

183 Conforme segregado nos quadros acima, a Companhia e suas controladas, em consonância com os IAS 32 e 39, classificaram suas dívidas como (i) outros passivos financeiros (ou mensuradas ao custo amortizado), e (ii) passivos financeiros mensurados ao valor justo contra resultado. A classificação como passivos financeiros dos empréstimos e financiamentos mensurados ao valor justo tem o objetivo de confrontar os efeitos do reconhecimento de receitas e despesas oriundas da marcação a mercado dos derivativos de proteção, atrelados às respectivas dívidas de modo a obter uma informação contábil mais 43

184 relevante e consistente. Em 31 de dezembro de 2013, o saldo da dívida designada ao valor justo totalizava R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012). As mudanças dos valores justos destas dívidas são reconhecidas no resultado financeiro das controladas. As perdas obtidas na marcação a mercado das referidas dívidas de R$ (R$ em 31 de dezembro 2012), deduzidas dos ganhos obtidos com a marcação a mercado dos instrumentos financeiros derivativos, de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012), contratados para proteção da variação cambial (nota 34), geraram uma perda total líquida de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012). Os saldos de principal dos empréstimos e financiamentos no passivo não circulante têm vencimentos assim programados: Os principais índices utilizados para atualização dos empréstimos e financiamentos e a composição do perfil de endividamento em moeda nacional e estrangeira, já considerando os efeitos de conversão dos instrumentos derivativos estão abaixo demonstrados: Principais adições no exercício: Moeda nacional Investimento: CPFL Paulista FINEM VI A controlada obteve a aprovação de financiamento junto ao BNDES em 2012, no montante de R$ , que faz parte de uma linha de crédito do FINEM, a ser aplicada no plano de investimento da controlada. Em 2013 houve liberação de R$ e R$ foi liberado no primeiro trimestre de O saldo remanescente será cancelado. CPFL Piratininga FINEM V A controlada obteve a aprovação de financiamento junto ao BNDES em 2012, no montante de R$ , que faz parte de uma linha de crédito do FINEM, a ser aplicada no plano de investimento da controlada. Em 2013 houve liberação de R$ e R$ foi liberado no primeiro trimestre de O saldo remanescente será cancelado. RGE FINEM VI - A controlada obteve a aprovação de financiamento em 2012, no montante de R$ , que faz parte de uma linha de crédito do FINEM, a ser aplicada no plano de investimento da controlada. Em 2013 houve liberação de R$ e R$ foi liberado no primeiro trimestre de O saldo remanescente será cancelado. CPFL Serviços FINAME Em 2013, a controlada CPFL Serviços obteve financiamento pelo Banco Itaú BBA para aquisição de veículos e equipamentos. O montante liberado em 2013 foi de R$ e o contrato não tem cláusulas restritivas. 44

185 CPFL Renováveis FINEM VIII Em 2013, as controladas indiretas Coopcana e Alvorada captaram o montante de R$ junto ao BNDES para financiamento de obras. Todo o montante foi liberado em CPFL Renováveis FINEM XII Em 2013, o BNDES aprovou o financiamento de R$ para as controladas indiretas Campo dos Ventos II, Macacos, Costa Branca, Juremas e Pedra Preta. Em 2013 foi liberado o montante de R$ , sendo que o saldo remanescente de R$ está previsto para ser liberado no final de CPFL Renováveis FINAME III Em 2013 as controladas indiretas Coopcana, Alvorada e Ester captaram o montante de R$ com o ao BNDES. O saldo remanescente a ser liberado é R$36.766, cuja previsão é para ser liberado até o segundo trimestre de CPFL Renováveis Ponte BNDES II e III Em 2013, as controladas indiretas pertencentes ao complexo eólico Atlântica captaram junto ao BNDES empréstimos ponte no montante de R$ , com o objetivo de suprir as necessidades do projeto até a obtenção de financiamentos de longo prazo. Não há cláusulas restritivas para esta operação, apenas penhor de ações das controladas e fiança corporativa da CPFL Renováveis. Instituições financeiras: CPFL Paulista Banco do Brasil - Em 2013, a controlada captou junto ao Banco do Brasil o montante de R$ (R$ líquido dos gastos de captação) com o objetivo de reforço de capital de giro e alongamento do perfil da dívida. Não há cláusulas restritivas para esta operação. CPFL Piratininga - Banco do Brasil Em 2013, a controlada captou junto ao Banco do Brasil o montante de R$ (R$ líquido dos gastos de captação), com o objetivo de reforço de capital de giro. Não há cláusulas restritivas para esta operação. CPFL Santa Cruz - Banco do Brasil Em 2013, a controlada captou junto ao Banco do Brasil o montante de R$ (R$ líquido dos gastos de captação), com o objetivo de reforço de capital de giro. Não há cláusulas restritivas para esta operação. CPFL Sul Paulista - Banco do Brasil Em 2013, a controlada captou junto ao Banco do Brasil o montante de R$ (R$ líquido dos gastos de captação), com o objetivo de reforço de capital de giro. Não há cláusulas restritivas para esta operação. CPFL Jaguari - Banco do Brasil Em 2013, a controlada captou junto ao Banco do Brasil o montante de R$ (R$ líquido dos gastos de captação), com o objetivo de reforço de capital de giro. Não há cláusulas restritivas para esta operação. CPFL Mococa - Banco do Brasil Em 2013, a controlada captou junto ao Banco do Brasil o montante de R$ (R$ líquido dos gastos de captação), com o objetivo de reforço de capital de giro. Não há cláusulas restritivas para esta operação. CPFL Renováveis Banco do Brasil (Nota promissória e capital de giro) - Em 2012, as controladas indiretas Atlântica I, Atlântica II, Atlântica IV, Atlântica V, Alvorada e Coopcana assinaram contratos de financiamento na modalidade de notas promissórias no montante de R$ para a utilização na construção de quatro empreendimentos eólicos e dois de biomassa. Em janeiro de 2013, foi amortizado o montante de R$ (R$ de montante principal e R$ de juros), e, na mesma data, foram emitidas novas notas promissórias no total de R$ e ao mesmo custo de 108,5% do CDI com vencimento em maio de Em maio de 2013, foi liquidado parcialmente o montante de R$ referente a essas novas notas promissórias, utilizando-se o empréstimo ponte do BNDES e em julho de 2013 o saldo remanescente foi liquidado com recursos advindos de uma nova emissão nas mesmas condições, no montante de R$ Não há cláusulas restritivas para esta operação. CPFL Renováveis Banco Itaú (Capital de Giro) Em 2013, as controladas indiretas pertencentes ao complexo eólico Campos dos Ventos II captaram junto ao Banco Itaú o montante de R$ para construção do referido projeto, não havendo cláusulas restritivas para esta operação. Em novembro de 2013 o financiamento foi liquidado. CPFL Renováveis Banco Itaú (Notas Promissórias) Em 2013, a controlada captou junto ao Banco Itaú na modalidade de Nota Promissória o montante de R$ , com o objetivo de reforço de capital de giro. Não há cláusulas restritivas para esta operação. 45

186 CPFL Geração Notas promissórias - Em 2013 ocorreu a 2ª emissão de notas promissórias pela controlada CPFL Geração, sendo emitidas 46 notas promissórias com valor nominal unitário de R$ , no montante total de R$ (R$ liquida dos gastos com captação) tendo sido liquidadas de forma antecipada em agosto de 2013, em função da 6ª emissão debênture (nota 17). Moeda estrangeira Instituições financeiras: CPFL Paulista Bank of America Merrill Lynch (Capital de giro) - Em 2013, a controlada contratou financiamento em moeda estrangeira, no montante de R$ , com swap para CDI. Os juros serão pagos trimestralmente e o principal será amortizado integralmente no final do 3º (terceiro) ano. Os recursos serão destinados para reforço de capital de giro e pagamento de dívidas. CPFL Piratininga - Banco Santander (Capital de giro) Em 2013 a controlada contratou financiamento em moeda estrangeira no montante de R$ , com swap para CDI. Os juros serão pagos semestralmente e o principal será pago integralmente no final do 3º (terceiro) ano. Os recursos serão destinados para reforço de capital de giro e pagamento de dívidas. RGE - Bank of Tokyo Mitsubishi (Capital de giro) Em 2013 a controlada contratou financiamentos em moeda estrangeira no montante de R$ , com swap para CDI. Os juros serão pagos trimestralmente e o principal integralmente no final do 5º (quinto) ano. Os recursos são destinados para reforço de capital de giro e pagamento de dívidas. Banco Santander (CPFL Santa Cruz, CPFL Sul Paulista e CPFL Jaguari) Em 2013 as controladas contrataram financiamentos em moeda estrangeira no montante total de R$ , com swap para CDI. Os juros serão pagos semestralmente e o principal integralmente no final do 3º (terceiro) ano. Os recursos são destinados para reforço de capital de giro. Condições restritivas BNDES: Os financiamentos junto ao BNDES restringem as controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE: (i) a somente realizarem o pagamento de Dividendo e Juros sobre Capital Próprio, cujo somatório exceda o dividendo mínimo obrigatório previsto em lei após o cumprimento de todas as obrigações contratuais; (ii) ao atendimento integral das obrigações restritivas estabelecidas no contrato; e (iii) à manutenção de determinados índices financeiros em parâmetros pré-estabelecidos apurados anualmente, como segue: CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE Dívida onerosa líquida dividida pelo EBITDA ajustado - valor máximo de 3,5; Dívida onerosa líquida dividida pela soma da dívida onerosa líquida e o Patrimônio Líquido - valor máximo 0,90. CPFL Serviços Manutenção, pela Companhia, do seguinte índice: Endividamento líquido dividido pelo EBITDA - valor máximo de 4,00. CPFL Geração Os empréstimos captados junto ao BNDES pela controlada indireta CERAN determina: Manutenção de Índice de Cobertura da Dívida em 1,3 vezes, durante o período de amortização; Restrições ao pagamento de dividendos à controlada CPFL Geração acima do mínimo obrigatório de 25% sem a prévia anuência do BNDES. 46

187 CPFL Renováveis FINEM I e FINEM VI Manutenção de Índice de Cobertura da Dívida em 1,2 vezes. Manutenção de Índice de Capitalização Própria maior ou igual a 25%. FINEM II e FINAME II Restrição à distribuição de dividendos caso não sejam atingidos Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,0 e Índice de Endividamento Geral menor ou igual a 0,8. FINEM III Manutenção de Patrimônio Líquido/(Patrimônio Líquido + Dívidas Bancárias Líquidas) superior a 0,28 e apurado nas demonstrações financeiras consolidadas anuais da Companhia; Manutenção de Índice de Dívida Bancária Líquida/EBITDA menor ou igual a 4,0 e apurado nas demonstrações financeiras consolidadas anuais da Companhia. FINEM V Manutenção de Índice de Cobertura da Dívida em 1,2 vezes; Manutenção de Índice de Capitalização Própria igual ou superior a 30%. FINEM VII e X Manutenção anual de Índice de Cobertura da Dívida em 1,2 vezes; Distribuição de dividendos limitada ao índice Exigível Total dividido pelo Patrimônio Líquido ex-dividendos menor que 2,33. FINEM VIII e FINAME III Manutenção de Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,2; Manutenção de Índice de Dívida Líquida/EBITDA menor ou igual a 7,5 em 2013, 6,0 em 2014, 5,6 em 2015, 4,6 em 2016 e 3,75 em 2017 em diante e apurado nas demonstrações financeiras consolidadas da CPFL Renováveis; Manutenção de Índice de Patrimônio Líquido/(Patrimônio Líquido + Dívidas Líquidas) maior ou igual a 0,41 nos anos de 2013 a 2016 e 0,45 em 2017 e em diante, apurado nas demonstrações financeiras consolidadas da CPFL Renováveis. FINEM IX Manutenção de Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,3. FINEM XI e FINAME I Manutenção de Índice de Dívida Bancária Líquida/EBITDA menor ou igual a 4,0 e apurado nas demonstrações financeiras consolidadas anuais da Companhia. FINEM XII Manutenção anual do Índice de Cobertura do Serviço da Dívida das controladas indiretas Campo dos Ventos II, Macacos, Costa Branca, Juremas e Pedra Preta maior ou igual a 1,3, após o início de amortização; Manutenção anual do Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,3 apurado nas demonstrações financeiras consolidadas da Eólica Holding, após o início de amortização. PONTE II e III Manutenção de Patrimônio Líquido/(Patrimônio Líquido + Dívidas Bancárias Líquidas) superior a 0,41 e apurado nas demonstrações financeiras consolidadas da CPFL Renováveis; Manutenção de Índice de Dívida Bancária Líquida/EBITDA menor ou igual a 7,5 em 2013 e 6,0 em 2014 e apurado nas demonstrações financeiras consolidadas da CPFL Renováveis. 47

188 HSBC NIB A partir de 2013 há a obrigação de manter a relação entre Dívida Líquida e EBITDA com Caixa Acumulado inferior a 5,00 em 2013 e a 3,50 nos demais anos até a quitação. Manutenção semestral de Índice de Cobertura da Dívida em 1,2 vezes; Manutenção razão entre Dívida Total e Patrimônio Líquido igual ou superior a 30%; Manutenção de Índice de Cobertura da Duração do Financiamento maior ou igual a 1,7. Banco do Brasil Capital de Giro CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Santa Cruz, CPFL Sul Paulista, CPFL Jaguari, CPFL Mococa e CPFL Leste Paulista Endividamento líquido dividido pelo EBITDA menor ou igual a 3,75; e EBITDA dividido pelo Resultado Financeiro maior ou igual a 2,25. Captações em moeda estrangeira - Bank of América, J.P Morgan, Citibank, Morgan Stanley, Scotiabank, Bank of Tokyo e Santander (Lei 4.131) As captações em moeda estrangeira realizadas através da Lei estão sujeitas a certas condições restritivas, contemplando cláusulas que requerem da Companhia a manutenção de determinados índices financeiros em parâmetros pré-estabelecidos. Os índices exigidos são os seguintes: (i) Endividamento líquido dividido pelo EBITDA, menor ou igual a 3,75 e (ii) EBITDA dividido pelo resultado financeiro maior ou igual a 2,25. A definição de EBITDA nas controladas (distribuidoras), para fins de apuração de covenants, leva em consideração principalmente a inclusão dos principais ativos e passivos regulatórios. Na Companhia, considera ainda a consolidação com base na participação societária nas respectivas controladas, controladas em conjunto e coligadas (tanto para EBITDA como ativos e passivos). Diversos empréstimos e financiamentos das controladas diretas e indiretas estão sujeitos à antecipação de seus vencimentos no caso de alterações na estrutura societária da Companhia ou na estrutura societária das controladas que impliquem na perda, por parte dos atuais acionistas da Companhia, do controle acionário ou do controle sobre a gestão da Companhia, exceto se ao menos um dos acionistas (Camargo Corrêa e Previ) permaneça direta ou indiretamente no bloco de controle pela Companhia. Adicionalmente o não cumprimento das obrigações ou restrições mencionadas pode ocasionar a inadimplência em relação a outras obrigações contratuais (cross default), dependendo de cada contrato de empréstimo e financiamento. A Administração da Companhia e de suas controladas monitora esses índices de forma sistemática e constante, de forma que as condições sejam atendidas. No entendimento da Administração da Companhia e de suas controladas, todas as condições restritivas e cláusulas estão adequadamente atendidas em 31 de dezembro de

189 ( 17 ) DEBÊNTURES E ENCARGOS DE DEBÊNTURES 49

190 O saldo de Debêntures registrado no passivo não circulante tem seus vencimentos assim programados: 50

191 Principais adições no exercício 4ª emissão CPFL Energia No segundo trimestre de 2013, foram subscritas e integralizadas de debêntures pela CPFL Energia, não conversíveis em ações, nominativas e escriturais, em série única, da espécie quirografária, com valor unitário de R$ 10 e montante total de R$ (R$ líquido dos gastos de emissão). As debêntures terão vencimento único em maio de Não há cláusulas restritivas para referida operação. 7ª emissão - CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE Em 2013 foram subscritas e integralizadas debêntures não conversíveis em ações, nominativas e escriturais, em série única, da espécie quirografária das controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e RGE. O objetivo destas emissões foi o alongamento do endividamento e reforço de capital de giro das controladas e foram garantidas através de fiança da Companhia: 5ª emissão - CPFL Geração Para viabilizar a reestruturação societária descrita na nota 14.3, em 28 de março de 2013 foi aprovada a 5ª emissão de debêntures da controlada CPFL Geração, com valor unitário de R$ 100, e montante total de R$ , sendo respeitadas as mesmas características das originalmente emitidas pela controlada CPFL Brasil. A referida emissão foi integralizada pelos antigos detentores das debêntures emitidas pela controlada CPFL Brasil, não havendo movimentação financeira. 6ª emissão - CPFL Geração Em agosto de 2013, foram emitidas debêntures simples pela controlada CPFL Geração, não conversíveis em ações, em série única, da espécie quirografária, no valor nominal unitário de R$ 10 e valor total de R$ (R$ líquido dos gastos de emissão). Os recursos foram destinados ao resgate antecipado da 2ª Emissão de Notas Promissórias desta controlada e a remuneração será paga semestralmente. Condições restritivas As debêntures estão sujeitas a certas condições restritivas, contemplando cláusulas que requerem da Companhia e de suas controladas a manutenção de determinados índices financeiros em parâmetros préestabelecidos. Os principais índices são os seguintes: CPFL Paulista (6ª e 7ª emissões), CPFL Piratininga (3ª, 6ª e 7ª emissões), RGE (6ª e 7ª emissões), CPFL Geração (3ª, 4ª, 5ª e 6ª emissões), CPFL Brasil e CPFL Santa Cruz Manutenção, pela Companhia, dos seguintes índices: Endividamento líquido dividido pelo EBITDA, menor ou igual a 3,75; EBITDA dividido pelo Resultado Financeiro maior ou igual a 2,25; 51

192 A definição de EBITDA, para fins de apuração de covenants, leva em consideração principalmente a inclusão dos principais ativos e passivos regulatórios. Na Companhia, considera ainda a consolidação com base na participação societária nas respectivas controladas (tanto para EBITDA como ativos e passivos). CPFL Renováveis - 1ª emissão CPFL Renováveis: Índice de cobertura do serviço da dívida operacional maior ou igual a 1,00; Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,05; Índice de Dívida Líquida dividido pelo EBITDA menor ou igual a 7,5 em 2013, 6,0 em 2014, 5,6 em 2015, 4,6 em 2016 e 3,75 de 2017 em diante; EBITDA dividido pela Despesa Financeira Líquida maior ou igual a 1,75-1ª emissão controlada indireta PCH Holding 2 S.A: Manutenção de Índice de Cobertura do Serviço da Dívida da controlada Santa Luzia maior ou igual a 1,2 a partir de setembro de 2014; Manutenção de Índice de Dívida Líquida/EBITDA inferior ou igual a 7,5 em 2013, 6,0 em 2014, 5,6 em 2015, 4,6 em 2016 e 3,75 de 2017 em diante. Diversas debêntures das controladas e negócios em conjunto estão sujeitas à antecipação de seus vencimentos no caso de alterações na estrutura societária da Companhia ou na estrutura societária das controladas que impliquem na perda, por parte dos atuais acionistas da Companhia, do controle acionário ou do controle sobre a gestão da Companhia. O não cumprimento das restrições mencionadas acima pode ocasionar a inadimplência em relação a outras obrigações contratuais (cross default), dependendo de cada contrato. No entendimento da Administração da Companhia e de suas controladas, tais condições restritivas e cláusulas estão adequadamente atendidas em 31 de dezembro de ( 18 ) ENTIDADE DE PREVIDÊNCIA PRIVADA As controladas mantêm Planos de Suplementação de Aposentadoria e Pensões para seus empregados com as seguintes características: 18.1 Características - CPFL Paulista Atualmente vigora, para os funcionários da controlada CPFL Paulista através da Fundação CESP um Plano de Benefício Misto, com as seguintes características: a) Plano de Benefício Definido ( BD ) - vigente até 31 de outubro de plano de benefício saldado que concede um Benefício Suplementar Proporcional Saldado ( BSPS ), na forma de renda vitalícia reversível em pensão, aos participantes inscritos em data anterior a 31 de outubro de 1997, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é da controlada. b) Adoção de um modelo misto, a partir de 1º de novembro de 1997, que contempla: Os benefícios de risco (invalidez e morte) no conceito de benefício definido, em que a responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é da controlada, e As aposentadorias programáveis, no conceito de contribuição variável que consiste em um plano previdenciário que, até a concessão da renda, é do tipo contribuição definida, não gerando qualquer 52

193 responsabilidade atuarial para a controlada. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível ou não em pensão, é que o plano previdenciário passa a ser do tipo benefício definido e, portanto, passa a gerar responsabilidade atuarial para a controlada. Com a modificação do Plano Previdenciário em outubro de 1997, foi reconhecido um compromisso pela controlada apurado na época pelos atuários externos da Fundação CESP, a ser liquidado até Este compromisso é atualizado anualmente pelo IGP-DI (FGV) e 6% de juros, e, ao final de cada ano, após a avaliação preparada por atuários externos, o saldo do compromisso é ajustado para refletir o equilíbrio no Patrimônio dos Planos de Benefícios Previdenciários da Fundação CESP. O saldo do compromisso em 31 de dezembro de 2013 é de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012), o qual difere dos registros contábeis adotados pela controlada, que se encontram em consonância com o IAS 19. Para os gestores há possibilidade de opção por um Plano Gerador de Benefício Livre - PGBL (Contribuição Definida), mantido através do Banco do Brasil ou Bradesco. - CPFL Piratininga A controlada CPFL Piratininga, no contexto do processo de cisão da Bandeirante Energia S.A. (empresa predecessora da controlada), assumiu a responsabilidade pelas obrigações atuariais correspondentes aos empregados aposentados e desligados daquela empresa até a data da efetivação da cisão, assim como pelas obrigações correspondentes aos empregados ativos que lhe foram transferidos. Em 02 de abril de 1998, a Secretaria de Previdência Complementar - SPC, aprovou a reestruturação do plano previdenciário mantido anteriormente pela Bandeirante, dando origem a um Plano de Benefícios Suplementar Proporcional Saldado - BSPS, e um Plano de Benefícios Misto, com as seguintes características: a) Plano de Benefício Definido ( BD ) - vigente até 31 de março de plano de benefício saldado, que concede um Benefício Suplementar Proporcional Saldado ( BSPS ) na forma de renda vitalícia reversível em pensão, aos participantes inscritos até 31 de março de 1998, de valor definido em função da proporção do tempo de serviço passado acumulado até a referida data, a partir do cumprimento dos requisitos regulamentares de concessão. No caso de morte em atividade e entrada em invalidez, os benefícios incorporam todo o tempo de serviço passado. A responsabilidade total pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é da controlada. b) Plano de Benefício Definido - vigente após 31 de março de plano do tipo BD, que concede renda vitalícia reversível em pensão relativamente ao tempo de serviço passado acumulado após 31 de março de 1998 na base de 70% da média salarial mensal real, referente aos últimos 36 meses de atividade. No caso de morte em atividade e entrada em invalidez, os benefícios incorporam todo o tempo de serviço. A responsabilidade pela cobertura das insuficiências atuariais desse Plano é paritária entre a controlada e os participantes. c) Plano de Contribuição Variável - implantado junto com o Plano BD vigente após 31 de março de 1998, é um plano previdenciário que, até a concessão da renda, é do tipo contribuição definida, não gerando qualquer responsabilidade atuarial para a controlada. Somente após a concessão da renda vitalícia, reversível ou não em pensão, é que o plano previdenciário passa a ser do tipo benefício definido e, portanto, passa a gerar responsabilidade atuarial para a controlada. Em setembro de 1997, através de Instrumento Contratual de ajuste de reservas a amortizar, foi reconhecido um compromisso a pagar pela Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (empresa antecessora da Bandeirante), apurado na época pelos atuários externos da Fundação CESP, a ser liquidado até Este compromisso é atualizado anualmente pelo IGP-DI (FGV) e 6% de juros, e, ao final de cada ano, após a avaliação preparada por atuários externos, o saldo do compromisso é ajustado para refletir o equilíbrio no Patrimônio dos Planos de Benefícios Previdenciários da Fundação CESP. O saldo do compromisso em 31 de dezembro de 2013 é de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012), o qual difere dos registros contábeis adotados pela controlada, que se encontram em consonância com o IAS 19. Para os gestores há possibilidade de opção por um Plano Gerador de Benefício Livre - PGBL (Contribuição Definida), mantido através do Banco do Brasil ou Bradesco. 53

194 - RGE Plano do tipo benefício definido com nível de benefício igual a 100% da média corrigida dos últimos salários, descontado o benefício presumido da Previdência Social, com um Ativo Líquido Segregado administrado pela ELETROCEEE. Este benefício é de direito somente para os empregados que tiveram os contratos de trabalho sub-rogados da CEEE para RGE. Para os colaboradores admitidos a partir de 1997, foi implantado em janeiro de 2006, o plano de previdência privada junto ao Bradesco Vida e Previdência, estruturado na modalidade de contribuição Definida. - CPFL Santa Cruz O plano de benefícios da controlada CPFL Santa Cruz, administrado pelo BB Previdência - Fundo de Pensão do Banco do Brasil está estruturado na modalidade de contribuição definida. - CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Mococa e CPFL Jaguari Em dezembro de 2005, as companhias aderiram ao plano de previdência privada denominado CMSPREV, administrado pela IHPREV Fundo de Pensão. O plano está estruturado na modalidade de contribuição definida. - CPFL Geração Os funcionários da controlada CPFL Geração participam do mesmo plano da CPFL Paulista. Com a modificação do Plano Previdenciário em outubro de 1997, na época mantido pela CPFL Paulista, foi reconhecido um compromisso pela controlada CPFL Geração, apurado pelos atuários externos da Fundação CESP, a ser liquidado até Este compromisso é atualizado anualmente pelo IGP-DI (FGV) e 6% de juros, e, ao final de cada ano, após a avaliação preparada por atuários externos, o saldo do compromisso é ajustado para refletir o equilíbrio no Patrimônio dos Planos de Benefícios Previdenciários da Fundação CESP. O saldo do compromisso, em 31 de dezembro de 2013 é de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012), o qual difere dos registros contábeis adotado pela controlada que se encontra em consonância com o IAS 19. Para os gestores há possibilidade de opção por um Plano Gerador de Benefício Livre - PGBL (Contribuição Definida), mantido através do Banco do Brasil ou Bradesco Movimentações dos planos de benefício definido 54

195 As movimentações do valor presente das obrigações atuariais e do valor justo dos ativos do plano são como segue: 55

196 18.3 Movimentações dos ativos e passivos registrados: As movimentações ocorridas no passivo líquido são as seguintes: Conforme descrito nas notas 2.9 e 3.8, a revisão do IAS 19 eliminou o método do corredor (entre outras alterações), gerando a necessidade do registro integral do passivo atuarial líquido na data-base do laudo atuarial. Com a adoção do IAS 19, em 1º de janeiro de 2012, o referido passivo foi reduzido, em contrapartida a Lucros Acumulados, em R$ Conforme descrito na nota 3.16.f, o ajuste de R$185,715 foi registrado em 1º de janeiro de 2011 em contrapartida de lucros acumulados. Com relação às contribuições esperadas para o exercício de 2014, a companhia não espera haver alterações significativas quando comparadas com aquelas de 2013, a menos que a avaliação atuarial identifique a necessidade de alteração nos montantes de aporte originalmente orçados para os planos de previdência privada. 56

197 18.4 Reconhecimento das receitas e despesas com entidade de previdência privada: A estimativa do atuário externo para as despesas e/ou receitas a serem reconhecidas no exercício de 2014 e as despesas reconhecidas em 2013, 2012 e 2011 são como segue: 57

198 As principais premissas consideradas no cálculo atuarial na data do balanço foram: 18.5 Ativos do plano As tabelas abaixo demonstram a alocação (por segmento de ativo) dos ativos dos planos de pensão do grupo CPFL, em 31 de Dezembro de 2013 e de 2012, administrados pela Fundação CESP e ELETROCEEE. Também é demonstrada a distribuição dos recursos garantidores estabelecidos como meta para 2014, obtidos à luz do cenário macroeconômico em Dezembro de Ativos administrados pela Fundação CESP: Ativos administrados pela ELETROCEEE: A meta de alocação para 2014 foi baseada nas recomendações de alocação de ativos da Fundação CESP e ELETROCEEE, efetuada ao final de 2013 em sua Política de Investimentos. Tal meta pode mudar a qualquer momento ao longo do ano de 2014, à luz de mudanças das situações macroeconômicas ou do retorno dos ativos, dentre outros fatores. 58

199 A gestão de ativos visa maximizar o retorno dos investimentos, mas sempre procurando minimizar os riscos de déficit atuarial. Desta forma, os investimentos são efetuados sempre tendo em mente o passivo que os mesmos devem honrar. Uma das principais ferramentas utilizadas para atingir os objetivos da gestão da Fundação CESP é o ALM (Asset Liability Management Gerenciamento Conjunto de Ativos e Passivos), realizado no mínimo uma vez ao ano, para um horizonte superior a 10 anos. O ALM auxilia também no estudo da liquidez dos planos previdenciários, posto que considera o fluxo de pagamento de benefício vis-à-vis os ativos considerados líquidos. A ELETROCEEE também se utiliza da ferramenta ALM. A base utilizada para determinar as premissas do retorno geral estimado sobre os ativos é suportada pelo ALM. As principais premissas são projeções macroeconômicas pelas quais são obtidas as rentabilidades esperadas de longo prazo, levando-se em conta as carteiras atuais dos planos de benefícios. O ALM processa a alocação média ideal dos ativos do plano para o longo prazo e, baseado nesta alocação e nas premissas de rentabilidade dos ativos, é apurada a rentabilidade estimada para o longo prazo Análise de sensibilidade As premissas atuariais significativas para a determinação da obrigação definida são taxa de desconto, aumento salarial esperado e mortalidade. As análises de sensibilidade a seguir foram determinadas com base em mudanças razoavelmente possíveis das respectivas premissas ocorridas no fim do período de relatório, mantendo-se todas as outras premissas constantes. A análise de sensibilidade apresentada pode não ser representativa da mudança real na obrigação de benefício definido, uma vez que não é provável que a mudança ocorresse em premissas isoladas, considerando que algumas das premissas podem estar correlacionadas. Além disso, na apresentação da análise de sensibilidade, o valor presente da obrigação de benefício definido foi calculado pelo método da unidade de crédito projetada no fim do período de relatório, que é igual ao aplicado no cálculo do passivo da obrigação de benefício definido reconhecido no balanço patrimonial. Abaixo temos demonstrados os efeitos na obrigação de benefício definido caso a taxa de desconto fosse 0,25 pontos percentuais mais alta (baixa) e caso a expectativa de vida aumentasse (diminuísse) em um ano para homens e mulheres: Risco de investimento Os fundos de pensão brasileiros estão sujeitos a restrições com relação a investimentos em ativos estrangeiros. Os planos de benefícios da Companhia possuem a maior parte de seus recursos aplicados no segmento de renda fixa e, dentro do segmento de renda fixa, a maior parte dos recursos encontra-se aplicado em títulos públicos federais, referenciados ao IGP, que é o índice de correção do passivo atuarial dos planos da Companhia (planos de benefício definido). Os planos de benefícios da Companhia têm sua gestão monitorada pelo Comitê Gestor de Investimentos e Previdência da Companhia, o qual inclui representantes de empregados ativos e aposentados além de membros indicados pela Companhia. Dentre as tarefas do referido Comitê, está a análise e aprovação de recomendações de investimentos realizadas pelos gestores de investimentos da Fundação CESP. Além do controle do risco de mercado através da metodologia da divergência não planejada, exigida pela legislação, a Fundação CESP utiliza, para o controle do risco de mercado dos segmentos de Renda Fixa e Renda Variável, as seguintes ferramentas: VaR, Tracking Risk, Tracking Error e Stress Test. 59

200 A Política de Investimentos da Fundação CESP impõem restrições adicionais que, em conjunto com aquelas já expressas na legislação, definem os percentuais de diversificação para investimentos em ativos de emissão ou co-obrigação de uma mesma pessoa jurídica a serem praticados internamente. ( 19 ) TAXAS REGULAMENTARES ( 20 ) IMPOSTOS, TAXAS E CONTRIBUIÇÕES Programa de recuperação fiscal REFIS - Lei nº /2009 Em 10 de outubro de 2013 foi publicada a Lei n o /2013, a qual reabriu o prazo de adesão ao Programa de Recuperação Fiscal REFIS, instituído pela Lei n o /2009. As controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga formalizaram junto à Receita Federal do Brasil - RFB a adesão ao programa de redução e parcelamento de tributos federais referentes aos processos Fiscais - PIS e COFINS sobre Encargos Setoriais CCC/CDE regime não cumulativo (nota 21) que possuía um saldo acumulado até esta data de R$ Em 21 de novembro e 17 de dezembro de 2013, as controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga, respectivamente, procederam a consolidação dos débitos incluídos no parcelamento no montante total de R$ , e, desta forma, obtiveram o desconto de juros e multa no montante de R$ registrado no resultado financeiro (nota 29). O parcelamento será amortizado em 30 parcelas com atualização pela SELIC, sendo que o montante total de R$ referente à primeira parcela foi paga em 20 de dezembro de

201 ( 21 ) PROVISÃO PARA RISCOS FISCAIS, CÍVEIS E TRABALHISTAS E DEPÓSITOS JUDICIAIS A movimentação das provisões para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas está demonstrada a seguir: As provisões para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas foram constituídas com base em avaliação dos riscos de perdas em processos em que a Companhia e suas controladas são parte, cuja probabilidade de perda é provável na opinião dos assessores legais externos e da Administração da Companhia e de suas controladas. O sumário dos principais assuntos pendentes relacionados a litígios, processos judiciais e autos de infração é como segue: a) Trabalhistas - As principais causas trabalhistas relacionam-se às reivindicações de ex-funcionários e sindicatos para o pagamento de ajustes salariais (horas extras, equiparação salarial, verbas rescisórias e outras reivindicações). b) Cíveis: Danos Pessoais - Referem-se, principalmente, a pleitos de indenizações relacionados a acidentes ocorridos na rede elétrica das controladas, danos a consumidores, acidentes com veículos, entre outros. Majoração Tarifária - Corresponde a vários pleitos de consumidores industriais, devido a reajustes impostos pelas Portarias DNAEE nºs. 38 e 45, de 27 de fevereiro e 4 de março de 1986, respectivamente, quando estava em vigor o congelamento de preços do Plano Cruzado. c) Fiscais FINSOCIAL - Refere-se a questionamento judicial quanto à majoração de alíquota e cobrança do FINSOCIAL no período de junho de 1989 a outubro de Imposto de Renda - Na controlada CPFL Piratininga, a provisão de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012) refere-se à ação judicial visando a dedutibilidade fiscal da CSLL no cálculo do IRPJ. PIS e COFINS - JCP - Em 2009 a Companhia discutia a incidência do PIS e COFINS sobre a receita de juros sobre o capital próprio, desistiu da ação judicial e efetuou o pagamento dos valores questionados, 61

202 utilizando-se dos benefícios previstos na Lei n /09 (REFIS IV), isto é, anistia de multa e encargos legais e redução de juros. Em função da finalização dos trâmites legais, a Companhia efetuou, em 2013, a baixa da contingencia e do respectivo deposito judicial. PIS e COFINS Regime não cumulativo Referia-se à discussão tributária relacionada ao regime de incidência não cumulativa de PIS e COFINS sobre determinados encargos setoriais. Em 2013, a Companhia aderiu ao REFIS, negociando o total da provisão, e o montante de R$ foi reclassificado para o grupo de Impostos, taxas e contribuições (nota 20). Fiscais Outras - Refere-se a outros processos existentes nas esferas judicial e administrativa decorrente da operação dos negócios das controladas, relacionados a assuntos fiscais envolvendo INSS, FGTS e SAT. d) Perdas possíveis - A Companhia e suas controladas são parte em outros processos e riscos, nos quais a Administração, suportada por seus consultores jurídicos externos, acredita que as chances de êxito são possíveis, devido a uma base sólida de defesa para os mesmos, e, por este motivo, nenhuma provisão sobre os mesmos foi constituída. Estas questões não apresentam, ainda, tendência nas decisões por parte dos tribunais ou qualquer outra decisão de processos similares consideradas como prováveis ou remotas. As reclamações relacionadas a perdas possíveis, em 31 de dezembro de 2013 estavam assim representadas: (i) R$ trabalhistas (R$ em 31 de dezembro de 2012) representadas basicamente por acidentes de trabalho, adicional de periculosidade, horas extras dentre outros; (ii) R$ cíveis, representadas basicamente por danos pessoais, impactos ambientais e majoração tarifária (R$ em 31 de dezembro de 2012); e (iii) R$ fiscais (R$ em 31 de dezembro de 2012), relacionadas basicamente a ICMS, FINSOCIAL, PIS e COFINS e Imposto de Renda, sendo uma das principais discussões a dedutibilidade da despesa reconhecida em 1997 referente ao compromisso assumido relativo ao plano de pensão dos funcionários da controlada CPFL Paulista perante a Fundação CESP no montante de R$ , com depósito judicial de R$ e (iv) R$ regulatórias em 31 de dezembro de 2013 (R$ em 31 de dezembro de 2012). A perda possível regulatória está relacionada principalmente à cobrança do encargo de serviço do sistema ESS, prevista na Resolução CNPE nº 03, de 06 de março de 2013, na qual as controladas e controladas em conjunto da Companhia, por meio da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica APINE e a Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa - ABRAGEL, obtiveram liminar que suspende a cobrança do referido encargo, levando os assessores jurídicos da Companhia a qualificarem seu risco de perda como possível. O montante do risco total é de R$ e inclui (i) R$ das controladas indiretas CPFL Renováveis (R$ ) e Ceran (R$ 3.186) e (iii) R$ 723 da controlada indireta Paulista Lajeado. A controlada CPFL Piratininga possuía processo que questionava a metodologia de cálculo do ICMS para o fornecimento de energia na cidade de Santos/SP. A perda para este processo estava avaliada como possível pelos assessores legais externos da Companhia, porém com as recentes decisões desfavoráveis proferidas pelo Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo, aliado a oportunidade de aproveitamento do benefício de redução de multa e juros, a controlada optou pela adesão ao Programa Especial de Parcelamento PEP de ICMS, e reconheceu uma despesa no montante de R$ As controladas CPFL Paulista e CPFL Piratininga possuíam processos judiciais relacionados a créditos de ICMS sobre aquisições de combustíveis e lubrificantes. A perda para estes processos estava avaliada como possível pelos assessores legais externos da Companhia, porém com as recentes decisões desfavoráveis proferidas pelo Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo, aliado a oportunidade de aproveitamento do benefício de redução de multa e juros, as controladas optaram pela adesão ao Programa Especial de Parcelamento PEP de ICMS, e reconheceu uma despesa no montante de R$ A controlada CPFL Jaguari firmou acordo judicial com Massa Falida do Banco Santos S/A para encerramento de ação, cujo acordo foi submetido ao juiz competente e encontra-se em fase de homologação judicial e reconheceu uma despesa no montante de R$ A Administração da Companhia e de suas controladas, baseada na opinião de seus assessores legais externos, acredita que os montantes provisionados refletem a melhor estimativa corrente. 62

203 Depósitos judiciais imposto de renda: Do montante total de R$ , o montante de R$ (R$ em 31 de dezembro de 2012) refere-se à discussão da dedutibilidade para fins de Tributos Federais de despesa reconhecida no exercício de 1997 referente ao compromisso assumido relativo ao plano de pensão dos funcionários da controlada CPFL Paulista perante a Fundação CESP, em razão de ter sido objeto de renegociação e novação de dívida naquele exercício. A controlada, baseada em consulta à Receita Federal do Brasil, obteve resposta favorável constante na Nota MF/SRF/COSIT/GAB nº 157 de 09 de abril de 1998, e tomou a dedutibilidade fiscal da despesa, gerando consequentemente prejuízo fiscal naquele exercício. Em decorrência desta medida, a controlada foi autuada pelas Autoridades Fiscais e efetuou depósitos judiciais. Esta dedutibilidade gerou ainda outras autuações e a controlada ofereceu como garantia fianças bancárias. Baseada na posição atualizada dos advogados que conduzem este caso, a opinião da Administração é que o risco de perda é possível. ( 22 ) USO DO BEM PÚBLICO ( 23 ) OUTRAS CONTAS A PAGAR Consumidores e concessionárias: As obrigações com consumidores referem-se a contas pagas em duplicidade e ajustes de faturamento a serem compensados ou restituídos além de participações de consumidores no Programa de Universalização. Programas de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética: As controladas reconheceram passivos relacionados a valores já faturados em tarifas (1% da Receita Operacional Líquida), mas ainda não aplicados nos Programas de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética. Tais montantes são passíveis de atualização monetária mensal, com base na SELIC, até o momento de sua efetiva realização. 63

204 Provisão para custos socioambientais e desmobilização de ativos: No não circulante, o montante de R$ refere-se a provisões constituídas pela controlada indireta CPFL Renováveis, relacionadas a licenças socioambientais decorrentes de eventos já ocorridos e obrigações de retirada de ativos decorrentes de exigências contratuais e legais relacionadas a arrendamento de terrenos onde estão localizados os empreendimentos eólicos. Tais custos são provisionados em contrapartida ao ativo imobilizado e serão depreciados ao longo da vida útil remanescente do ativo. Participação nos lucros: Refere-se principalmente a: (i) Em conformidade com o Acordo Coletivo de Trabalho, a Companhia e suas controladas implantaram programa de participação dos empregados nos lucros e resultados, baseado em acordo de metas operacionais e financeiras previamente estabelecidas com os mesmos; (ii) Programa de Incentivo a Longo Prazo: Em julho de 2012, foi aprovado pelo Conselho de Administração da Companhia o Plano de Incentivo de Longo Prazo para Executivos, que consiste na premiação em recursos financeiros, tendo como orientador o comportamento das ações da Companhia no mercado e uma expectativa de valorização. O Plano não contempla a distribuição de ações aos executivos e tão somente as utiliza para fins de monitoramento das expectativas estabelecidas no Plano Estratégico de Longo Prazo da Companhia, também aprovado pelo Conselho de Administração. O Plano tem duração de 2012 a 2018 e são elegíveis determinados executivos da Companhia que estejam exercendo a função na data da outorga. A outorga é anual e o prazo de carência (vesting period) para recebimento da premiação, se estabelece a partir do segundo, terceiro ou quarto ano a contar da data da outorga, sendo a opção de 1/3 do valor total da premiação de cada outorga por ano. O eventual não atingimento da expectativa em uma conversão poderá ser acumulado nos vestings seguintes, até o limite da respectiva outorga. O Programa prevê realização parcial, caso a expectativa do Plano Estratégico seja atingida em no mínimo 80%, com respectiva redução da premiação ao percentual atingido, bem como possibilidade de superação, com teto de até 150%, sob o mesmo critério. Aquisição de negócios: Refere-se ao montante registrado pela controlada indireta CPFL Renováveis referente à aquisição de negócios. ( 24 ) PATRIMÔNIO LÍQUIDO A participação dos acionistas no Patrimônio da Companhia em 31 de dezembro de 2013 e 2012 está assim distribuída: Em Fato Relevante de 24 de janeiro de 2013, a Companhia foi informada pelos acionistas Bonaire Participações S.A. ( Bonaire ) e Energia São Paulo FIA do exercício da opção de compra da totalidade das ações adicionais, correspondente a 4% das ações vinculadas ao Acordo de Acionistas da Companhia detidas por VBC Energia S.A. ( VBC ) e/ou suas sucessoras, e, por 521 Participações S.A ( 521 ), sucedida por BB Carteira Livre I ( BB CL I ), conforme previsto no Instrumento de Outorga de Opção de Compra, celebrado em 17 de julho de 2002 entre VBC, 521 e Bonaire. 64

205 Os acionistas VBC e suas sucessoras Camargo Corrêa S/A ( CCSA ) e ESC Energia S/A ( ESC ), bem como a Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil (PREVI), sucessora e quotista exclusiva do BB CL I, aceitaram o exercício da Opção de Compra e alienaram as ações vinculadas ao Acordo de Acionistas. Deste modo, a CCSA alienou ações vinculadas ao Energia SP FIA e a PREVI alienou ações vinculadas ao Energia SP FIA. Em Fato Relevante de 28 de março de 2013 a Companhia divulgou a conclusão da operação de compra de ações por parte de seus acionistas controladores e a titularidade das Ações Vinculadas passou a ser a seguinte: Reserva de Capital Refere-se basicamente ao: a) registro decorrente da combinação de negócios da CPFL Renováveis, no montante de R$ ; e b) efeito da oferta pública de ações da controlada CPFL Renováveis, descrita na nota 14.5, no montante de R$ , como consequência da redução na participação societária indireta na CPFL Renováveis. De acordo com o IFRS 10, este efeito foi reconhecido como transações entre acionistas e contabilizado diretamente no Patrimônio Líquido Reserva de Lucros É composta por: (a) Reserva legal, no montante de R$ ; (b) Reserva estatutária - ativo financeiro da concessão: as controladas de distribuição registraram a atualização do ativo financeiro no resultado do exercício e, por se tratar de resultado cuja realização financeira se dará apenas no momento da indenização (ao final da concessão), estes montantes foram retidos, em 31 de dezembro de 2012, como reserva de retenção de lucros para investimento, no patrimônio líquido naquele exercício. Em função da aprovação das mudanças no Estatuto Social da CPFL Energia, em Assembleia Geral Ordinária ocorrida em 28 de junho de 2013, foi criada a conta contábil Reserva de Ajustes do Ativo Financeiro da Concessão, amparada no artigo 194 da Lei n o 6.404/1976, com a finalidade de adequar o fluxo de caixa proveniente do recebimento da indenização, pelo Poder Concedente, ao final do prazo de concessão das distribuidoras controladas pela CPFL Energia, com o resultado acumulado nas alterações da expectativa dos fluxos de caixa desses ativos financeiros. Desta forma, o saldo de 31 de dezembro de 2012 da reserva de retenção de lucros para investimento foi reclassificado para a reserva estatutária de ajustes do ativo financeiro da concessão ( Reserva estatutária - ativo financeiro da concessão ), bem como o resultado do período proveniente das alterações na expectativa dos fluxos de caixa dos ativos da concessão, líquido de seus efeitos tributários, foram também reclassificados no patrimônio líquido de lucros acumulados para esta reserva, com saldo final em 31 de dezembro de 2013 de R$ (c) Reserva de retenção de lucros para investimento: a Companhia constituiu em 31 de dezembro de 2013, uma reserva de retenção de lucros para investimento no montante de R$

206 24.3 Resultado abrangente acumulado O resultado abrangente acumulado é composto por: (a) Custo atribuído: Refere-se ao registro da mais valia do custo atribuído ao imobilizado das geradoras, no montante de R$ ; (b) Entidade de previdência privada: Conforme descrito na notas 2.9, 3.8 e 18, o saldo devedor de R$ corresponde aos efeitos da (i) revisão do IAS 19, que eliminou o método do corredor e gerou a necessidade do registro integral do passivo atuarial líquido na data-base do laudo atuarial e (ii) reflexo dos cálculos atuariais atualizados para 31 de dezembro de Dividendos Em Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária de 19 de abril de 2013 foi aprovada a destinação do lucro do exercício de 2012, através de declaração de dividendo no montante de R$ , sendo R$ de dividendo intermediário declarado em junho de 2012, e R$ de dividendo complementar. Adicionalmente, conforme previsto no Estatuto Social e com base nos resultados do primeiro semestre de 2013, a Administração da Companhia, em 14 de agosto de 2013, aprovou a declaração do dividendo intermediário no montante de R$ sendo atribuído para cada ação o valor de R$ 0, , com pagamento em 1º de outubro de No exercício, a Companhia efetuou pagamento no montante de R$ referente basicamente aos dividendos declarados em 31 de dezembro de 2012 e 30 de junho de Destinação do lucro líquido do exercício O Estatuto Social da Companhia prevê a distribuição como dividendo de no mínimo 25% do lucro líquido ajustado na forma da lei, aos titulares de suas ações. Para este exercício, a Administração da Companhia está propondo a distribuição do saldo do lucro líquido, através da declaração de R$ na forma de dividendo, correspondente a R$ 0, por ação, conforme demonstrado a seguir: 66

207 24.6 Participação de acionistas não controladores e Controladas em Conjunto A divulgação da participação em controladas, de acordo com a IFRS 12, é como segue: Movimentação da participação de acionistas não controladores * Conforme descrito na nota 12.4, a participação dos não controladores até junho de 2013 era de 37%. Em 2013, como consequência da oferta pública de ações da controlada CPFL Renováveis, houve mudança na participação societária que não resultou na perda de controle, gerando um efeito de R$ no patrimônio líquido dos acionistas não controladores desta controlada. 67

208 Informações financeiras resumidas de cada controlada em que a Companhia possui participação de não controladores As informações financeiras, em 31 de dezembro de 2013 e 2012 e informações do resultado para os exercícios de 2013, 2012 e 2011, resumidas das controladas em que há participação de não controladores são como segue: 68

209 ( 25 ) LUCRO POR AÇÃO Lucro por ação básico e diluído O cálculo do lucro por ação básico e diluído em 31 de dezembro de 2013, 2012 e de 2011 foi baseado no lucro líquido atribuível aos acionistas controladores e o número médio ponderado de ações ordinárias em circulação durante os exercícios apresentados. Especificamente para o cálculo do lucro por ação diluído, considera-se os efeitos dilutivos de instrumentos conversíveis em ações, conforme demonstrado: O efeito dilutivo do numerador no cálculo de lucro por ação diluído considera os efeitos dilutivos das debêntures conversíveis em ações emitidas por subsidiárias da controlada indireta CPFL Renováveis. Os efeitos foram calculados considerando a premissa de que tais debêntures seriam convertidas em ações ordinárias das controladas no início de cada exercício. 69

210 ( 26 ) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA Em consonância com o Despacho nº 4.097, de 30 de dezembro de 2010, da ANEEL, que trata dos procedimentos básicos para a elaboração das demonstrações financeiras, as controladas de distribuição de energia efetuaram a reclassificação de parte dos valores relacionados às receitas da rubrica Fornecimento de Energia Elétrica, atividade de Comercialização para Outras Receitas Operacionais, atividade de Distribuição, sob o título de Receita pela disponibilidade da rede elétrica TUSD consumidor cativo. No procedimento de regulação tarifária ( Proret ), aprovado pela Resolução Normativa ANEEL n 463 de 22 de novembro de 2011, foi definido que as receitas auferidas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, da data contratual de revisão tarifária referente ao 3º ciclo de revisão tarifária periódica, deverão ser contabilizadas como obrigações especiais e serão amortizadas a partir da próxima revisão tarifária. Em consonância com o Despacho nº da ANEEL, de 29 de dezembro de 2011, que trata dos procedimentos básicos para a elaboração das demonstrações financeiras, as controladas de distribuição de energia elétrica efetuaram o ajuste de receitas de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, reduzindo as contas de receitas de Fornecimento de Energia Elétrica e Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica TUSD consumidor livre em contrapartida à rubrica redutora do ativo intangível ( Obrigações Especiais ). O montante registrado foi apurado a partir da data em que ocorreria a revisão tarifária das controladas até 31 de dezembro de Em 7 de fevereiro de 2012 a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica ( ABRADEE ) conseguiu a suspensão dos efeitos da Resolução Normativa 463, onde foi deferido o pedido de antecipação de tutela final e foi suspensa a determinação de contabilização das receitas oriundas de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos como obrigações especiais. Em junho de 2012 foi deferido o efeito suspensivo requerido pela ANEEL em seu Agravo de Instrumento e suspensa a antecipação de tutela originalmente deferida em favor da ABRADEE. As controladas estão aguardando o julgamento da ação para determinar o tratamento definitivo dessas receitas. Em 31 de dezembro de 2013 tais valores estão 70

211 provisionados em Obrigações Especiais, em atendimento ao IAS 37, apresentados líquidos no ativo intangível da concessão Revisão Tarifária Periódica ( RTP ) e Reajuste Tarifário Anual ( RTA ) (a) Representa o efeito médio percebido pelo consumidor, em decorrência da retirada da base tarifária de componentes financeiros que haviam sido adicionados no reajuste tarifário anterior (informação não auditada pelos auditores independentes). (b) A ANEEL aprovou em 2 de outubro de 2012 a RTP de 2011 da controlada CPFL Piratininga com um reposicionamento total de -5,43%, sendo -4,45% relativos ao reposicionamento econômico e -0,98% relativos aos componentes financeiros. Este resultado subsidiou o cálculo do RTA de No dia 16 de outubro de 2012, a Diretoria Colegiada da ANEEL aprovou o RTA de 2012 da controlada e as tarifas foram, em média, reajustadas em 8,79%, sendo 7,71% relativos ao reajuste econômico e 1,08% referentes aos componentes financeiros. Foi considerado neste RTA de 2012 o impacto de 1/3 do componente financeiro da RTP de 2011, que corresponde a uma redução de 2,42%. Caso não tivesse contemplado esse efeito o reajuste total da RTA de 2012 seria de 11,21%. Com a homologação da RTP de 2011 e do RTA de 2012, o efeito médio a ser percebido pelos consumidores é de 5,50% em relação às tarifas vigentes à época. As novas tarifas tiveram vigência de 23 de outubro de 2012 a 22 de outubro de Em 22 de outubro de 2013, a ANEEL publicou a Resolução Homologatória nº 1.638, que fixou o reajuste das tarifas da controlada a partir de 23 de outubro de 2013, na média, em 7,42%, sendo 9,69% referentes ao reajuste tarifário anual econômico e -2,27% relativos aos componentes financeiros pertinentes. A percepção do consumidor cativo, em média, é de 6,91% de aumento nas tarifas. (c) Em 31 de janeiro de 2012, a ANEEL prorrogou a vigência das tarifas de fornecimento e de TUSD destas controladas, até o processamento em definitivo da revisão tarifária. A RTP de fevereiro de 2012 foi homologada somente em janeiro de 2013, sem aplicação imediata das tarifas. Com base nas tarifas da RTP de 2012, a ANEEL homologou a Revisão Tarifária Extraordinária ( RTE ), com vigência de 24 de janeiro de 2013 a 2 de fevereiro de A partir de 3 de fevereiro de 2013, passaram a vigorar as tarifas homologadas no RTA de 2013, que incorporaram os efeitos da postergação da RTP. (d) Em 12 de julho de 2012, a ANEEL abriu a Audiência Pública n º 54/2012 para obter informações para o Revisão Tarifária Periódica RTP de 2011 da controlada CPFL Piratininga e propôs um reposicionamento total de -5,04%, sendo -3,40% relativos ao reposicionamento econômico e -1,64% relativos aos componentes financeiros. Após análise das contribuições dos agentes, a ANEEL formulou a proposta final, aprovada na Reunião de Diretoria de 2 de outubro de 2012 com um reposicionamento total de -5,43%, sendo -4,45% relativos ao reposicionamento econômico e -0,98% relativos aos componentes financeiros. Este resultado subsidiou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual de No dia 16 de outubro de 2012, a Diretoria Colegiada da ANEEL aprovou o Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2012 da controlada CPFL Piratininga. As tarifas foram, em média, reajustadas em 8,79%, sendo 7,71% relativos ao reajuste econômico e 1,08% referentes aos componentes financeiros. Foi considerado neste RTA de 2012 o impacto de 1/3 do componente financeiro da RTP de 2011, que corresponde a uma redução de 2,42%. Caso não tivesse contemplado esse efeito o reajuste total da RTA de 2012 seria de 11,21%.Com a homologação da RTP 2011 e do RTA 2012, o efeito médio a ser percebido pelos consumidores é de 5,50% em relação às tarifas homologadas no Reajuste Tarifário Anual de As novas tarifas têm vigência de 23 de outubro de 2012 a 22 de outubro de

212 Os percentuais da RTP e do RTA para estas controladas são como segue: (*) Informação não auditada pelos auditores independentes. Conforme nota 38.1, em 03 de fevereiro de 2014, a ANEEL fixou o reajuste das tarifas destas controladas a partir daquela data. Com relação à RTP, as controladas interpuseram Pedido de Reconsideração, cujo julgamento ocorreu em janeiro de 2014 (nota 38.7) Revisão Tarifária Extraordinária ( RTE ) De forma a incorporar os efeitos da MP n o 579/2012, (convertida na Lei n o em janeiro de 2013) Prorrogação das concessões e outros assuntos de interesse, a ANEEL homologou o resultado da revisão tarifária extraordinária ( RTE ) de 2013, aplicado aos consumos a partir do dia 24 de janeiro de Nesta revisão extraordinária foram incorporadas as cotas de energia elétrica das usinas geradoras que renovaram os seus contratos de concessão. O total de energia oriundo destas usinas foi dividido em cotas para as distribuidoras. Também foram computados os efeitos das extinções da RGR e CCC, a redução da CDE e a redução dos custos de transmissão. Cabe citar que essa RTE não traz impacto no resultado líquido. A ANEEL, através das resoluções homologatórias abaixo, homologou o resultado da revisão extraordinária de 2013 das controladas de distribuição. Os efeitos médios para os consumidores das distribuidoras foram: (*) informações não auditadas pelos auditores independentes Aporte CDE A Medida Provisória n 579, de 11 de setembro de 2012 (convertida na Lei nº de 11 de janeiro de 2013) determinou que os recursos relacionados à subvenção baixa renda bem como outros descontos tarifários passassem a ser subsidiados integralmente por recursos oriundos da CDE. Em 2013 foi registrada receita de R$ , sendo R$ referentes à subvenção baixa renda e R$ referentes a outros descontos tarifários, em contrapartida a contas a receber Eletrobrás Aporte CDE (nota 11) e contas a pagar aporte CDE (nota 23). 72

213 ( 27 ) CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA 27.1 Aporte CDE - Decreto n 7.945/2013 Em função das condições hidro energéticas desfavoráveis a partir do final de 2012, entre elas os baixos níveis nos reservatórios das usinas hidrelétricas, o despacho das usinas térmicas estava direcionado para o patamar máximo. Diante do exposto e considerando a exposição das concessionárias no mercado de curto prazo, decorrente principalmente da alocação das cotas de garantia física de energia e de potência e à revogação da autorização das usinas pela ANEEL, o custo de energia das distribuidoras teve um aumento expressivo em 2012 e Devido a este cenário e considerando que as concessionárias de distribuição não têm gerência sobre esses custos, o governo brasileiro emitiu, em 7 de março de 2013, o Decreto n o 7.945, que promoveu algumas alterações sobre a contratação de energia e os objetivos do encargo setorial Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Com relação à contratação de energia, o Decreto n o (i) reduziu o prazo mínimo de três para um ano, contado a partir do início do suprimento de energia, de contratos de comercialização de energia elétrica provenientes de empreendimentos existentes e (ii) aumentou o repasse dos custos de aquisição de energia elétrica pelas distribuidoras para os consumidores finais de cento e três para cento e cinco por cento do montante total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de fornecimento da distribuidora. Com relação aos objetivos da CDE, o Decreto alterou os mesmos, e instituiu o repasse de recursos da CDE às concessionárias de distribuição dos custos relacionados abaixo: i. a exposição ao mercado de curto prazo das usinas hidrelétricas contratadas em regime de cotas de garantia física de energia e de potência, por insuficiência de geração alocada no âmbito do Mecanismo de Realocação de Energia MRE (Risco Hidrológico); ii. a exposição no mercado de curto prazo das distribuidoras, por insuficiência de lastro contratual em relação à carga realizada, relativa ao montante de reposição não recontratado em função da não adesão à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica (Exposição Involuntária); iii. o custo adicional relativo ao acionamento de usinas termelétricas fora da ordem de mérito por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE (ESS Segurança Energética); e iv. o valor integral ou parcial do saldo positivo acumulado pela Conta de Variação de Valores de Itens da Parcela A CVA, relativo ao encargo de serviço do sistema e à energia comprada para revenda (CVA ESS e Energia). Para os itens (i), (ii) e (iii), a Companhia registrou em 2013, de acordo com o IAS 20 - Subvenção e Assistência Governamentais o montante de R$

214 Para o item (iv): - no processo de revisão tarifária das controladas CPFL Paulista e RGE, por meio dos Despachos nº de 18 de abril de 2013 e Resolução Homologatória nº de 18 de junho de 2013, respectivamente, a ANEEL concedeu (i) para o caso da controlada CPFL Paulista, cobertura integral dos saldos positivos da CVA apurados sobre a energia comprada e do encargo de ESS referente ao exercício de 2012, bem como valores positivos da CVA de energia comprada no leilão de disponibilidades, de competência de janeiro de 2013, no montante de R$ e (ii) para a controlada RGE, cobertura parcial dos saldos da CVA apurados sobre a energia comprada e do encargo de ESS, no montante de R$ Ambos os valores foram registrados a crédito do custo com energia elétrica na rubrica Aporte CDE decreto n 7.945/13 em contrapartida em outros créditos na rubrica Contas a receber Eletrobrás Aporte CDE (nota 11); - foi homologado para a controlada CPFL Piratininga no processo de reajuste tarifário, por meio da Resolução Homologatória nº 1.638, de 23 de outubro de 2013, cobertura parcial dos saldos positivos da CVA apurados sobre a energia comprada (estorno de despesa de R$ ) e do encargo de ESS (despesa de R$ 122) referentes ao período de outubro de 2012 a outubro de 2013, no montante total de R$ Ambos os valores foram registrados a crédito do custo com energia elétrica na rubrica Aporte CDE decreto n 7.945/13 em contrapartida em outros créditos na rubrica Contas a receber Eletrobrás Aporte CDE (nota 11); - no processo de reajuste tarifário da controlada CPFL Santa Cruz, homologado por meio da Resolução Homologatória nº 1.682, de 30 de janeiro de 2014, a ANEEL concedeu cobertura total dos saldos positivos da CVA apurados sobre a energia comprada (estorno de despesa de R$ ) e do encargo de ESS (despesa de R$ 5.323) referentes ao período de fevereiro de 2013 a janeiro de 2014, no montante de R$ Ambos os valores foram registrados a crédito do custo com energia elétrica na rubrica Aporte CDE decreto n 7.945/13 em contrapartida em outros créditos na rubrica Contas a receber Eletrobrás Aporte CDE (nota 11). O quadro abaixo demonstra o sumário dos aportes da CDE por distribuidora controlada pela Companhia, reconhecidos em 2013: 74

215 ( 28 ) CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS F - 75

216 ( 29 ) RESULTADO FINANCEIRO Os juros são capitalizados a uma taxa média de 8,24% a.a. durante o exercício de 2013 (7,85% a.a. em 2012 e 9,95% a.a. em 2011) sobre os ativos qualificáveis, de acordo com o IAS 23. A rubrica de Despesas de Atualizações monetárias e cambiais contempla os efeitos dos ganhos com instrumentos derivativos no montante de R$ (R$ em 2012 e R$ em 2011) (nota 34). ( 30 ) INFORMAÇÕES POR SEGMENTO A segregação dos segmentos operacionais da Companhia é baseada na estrutura interna das informações financeiras e da Administração, e é efetuada através da segmentação pelos tipos de negócio: atividades de distribuição, geração (fontes convencionais e renováveis), comercialização de energia elétrica e serviços prestados. Os resultados, ativos e passivos por segmento incluem itens diretamente atribuíveis ao segmento e também aqueles que possam ser alocados razoavelmente, quando aplicável. Os preços praticados entre os segmentos são determinados com base em transações similares de mercado. A nota 1 apresenta as subsidiárias de acordo com a sua respectiva área de atuação e contém mais informações sobre cada controlada e seu respectivo ramo de negócio e segmentos. Desde 1 º de agosto de 2011, como resultado da associação com a ERSA e da aquisição das ações da Jantus, a Administração analisou essas operações separadamente, e um novo segmento operacional foi, portanto, criado para segregar as atividades relacionadas com as energias renováveis. F - 76

217 Estão apresentadas a seguir as informações segregadas por ramo de atividade de acordo com os critérios estabelecidos pela Administração da Companhia: (*) Outros: refere-se basicamente a ativos e transações registrados na CPFL Energia e que não são relacionados a nenhum dos segmentos identificados. (**) Os intangíveis, líquidos de amortização, registrados na CPFL Energia foram alocados nos respectivos segmentos. (***) Após uma série de reestruturações societárias, os ativos e projetos de energia renovável detidos anteriormente pelas controladas CPFL Geração e CPFL Brasil, passaram a partir de 1 de agosto de 2011 a ser analisados pela Administração como segmento de geração de energia por fontes renováveis. Em função da imaterialidade, os 7 primeiros meses de 2011 desses ativos permaneceram no segmento de geração convencional. ( 31 ) TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS A Companhia possui as seguintes empresas como acionistas controladores: ESC Energia S.A. Companhia controlada pelo grupo Camargo Corrêa, que atua em segmentos diversificados como construção, cimento, calçados, têxtil, alumínio e concessão de rodovias, entre outros. Energia São Paulo Fundo de Investimento em Ações Companhia controlada pelos seguintes fundos de pensão: (a) Fundação CESP, (b) Fundação SISTEL de Seguridade Social, (c) Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS, e (d) Fundação SABESP de Seguridade Social - SABESPREV. Bonaire Participações S.A. Companhia controlada pela Energia São Paulo Fundo de Investimento em Ações. BB Carteira Livre I - Fundo de Investimento em Ações Fundo controlado pela PREVI - Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil. As participações diretas e indiretas em controladas operacionais estão descritas na nota 1. F - 77

218 Foram considerados como partes relacionadas os acionistas controladores, controladas e coligadas, entidades com controle conjunto, entidades sob o controle comum e que de alguma forma exerçam influências significativas sobre a Companhia. As principais naturezas e transações estão relacionadas a seguir: a) Saldo Bancário e Aplicação Financeira - Referem-se basicamente a saldos bancários e aplicações financeiras junto ao Banco do Brasil, conforme descrito na nota 5. Adicionalmente, a Companhia e suas controladas possuem Fundos de Investimentos Exclusivos, sendo um dos administradores o BB DTVM. b) Empréstimos e Financiamentos e Debêntures - Corresponde a captação de recursos junto ao Banco do Brasil conforme condições descritas nas notas 16 e 17. Adicionalmente, a Companhia é garantidora de algumas dívidas captadas por suas controladas, conforme descrito nas notas 3.2, 16 e 17. c) Outras Operações Financeiras - Os valores de despesa relacionados ao Banco do Brasil referem-se a custos bancários e despesas associadas ao processo de arrecadação. O saldo registrado no passivo compreende basicamente direitos sobre o processamento da folha de pagamentos de algumas controladas que foram negociados com o Banco do Brasil, que estão sendo apropriados como receita ao resultado pelo prazo do contrato. d) Compra e venda de energia e encargos - Refere-se basicamente à compra e venda de energia pelas distribuidoras, comercializadoras e geradoras através de contratos de curto ou longo prazo e de tarifas cobradas pelo uso da rede de distribuição (TUSD). Estas transações, quando realizadas no mercado livre, são realizadas em condições consideradas pela Companhia como sendo semelhante às de mercado à época da negociação, em consonância com as políticas internas pré-estabelecidas pela administração da Companhia. Quando realizadas no mercado regulado, os preços cobrados são definidos através de mecanismos definidos pelo órgão regulador. e) Intangível, Imobilizado, Materiais e Prestação de Serviços - Referem-se à aquisição de equipamentos, cabos e outros materiais para aplicação nas atividades de distribuição e geração, e contratação de serviços como construção civil e consultoria em informática. f) Adiantamentos Referem-se a adiantamentos concedidos para investimentos em pesquisa e desenvolvimento. g) Outras Receitas - Referem-se basicamente à receita proveniente de aluguel pelo uso da rede de distribuição para serviços de telefonia. h) Contrato de Mútuo Refere-se a contrato realizados cujas condições contratuais são de 113,5% do CDI com vencimento inicialmente previsto para 15/01/2014 e repactuado para 16/01/2017. Algumas controladas possuem plano de suplementação de aposentadoria mantido junto à Fundação CESP e oferecido aos respectivos empregados. Estes planos detêm investimentos em ações da Companhia (nota 18). Para zelar para que as operações comerciais com partes relacionadas sejam realizadas em condições usuais de mercado, a Companhia possui um Comitê de Partes Relacionadas, formado por representantes dos acionistas controladores, que analisa as principais transações comerciais efetuadas com partes relacionadas. As controladas CPFL Paulista, CPFL Piratininga e CPFL Geração renegociaram, para janeiro de 2014, o vencimento original de setembro, outubro, novembro e dezembro de 2013 referente a faturas de compra de energia com as controladas em conjunto BAESA, ENERCAN e Chapecoense. A remuneração total do pessoal-chave da administração em 2013, conforme requerido pela Deliberação CVM nº 560/2008 foi de R$ (R$ em 2012 e R$ em 2011). Este valor é composto por R$ (R$ em 2012 e R$ em 2011) referente a benefícios de curto prazo, R$ 973 (R$ em 2012 e R$ 724 em 2011) de benefícios pós-emprego e reversão de provisão de R$ (provisão de R$ em 2012 e em 2011) de outros benefícios de longo prazo, e refere-se ao valor registrado pelo regime de competência. F - 78

219 Transações entre partes relacionadas envolvendo acionistas controladores, entidades sob o controle comum ou influência significativa e controladas em conjunto são como segue: F - 79

220 ( 32 ) SEGUROS As controladas mantêm contratos de seguros com cobertura determinada por orientação de especialistas, levando em conta a natureza e o grau de risco por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus ativos e/ou responsabilidades. As principais coberturas de seguros são: ( 33 ) GESTÃO DE RISCOS Os negócios da Companhia e de suas controladas compreendem, principalmente, geração, comercialização e distribuição de energia elétrica. Como concessionárias de serviços públicos, as atividades e/ou tarifas de suas principais controladas são reguladas pela ANEEL. Estrutura do gerenciamento de risco: Compete ao Conselho de Administração orientar a condução dos negócios, observando, dentre outros, o monitoramento dos riscos empresariais, exercido através do modelo de gerenciamento corporativo de riscos adotado pela Companhia. A Diretoria Executiva tem a atribuição de desenvolver os mecanismos para mensurar o impacto das exposições e probabilidade de ocorrência, acompanhar a implantação das ações para mitigação dos riscos e dar ciência ao Conselho de Administração. Para auxiliá-la neste processo existe: i) o Comitê Corporativo de Gestão de Riscos, com a missão de auxiliar na identificação dos principais riscos de negócios, contribuir nas análises de mensuração do impacto e da probabilidade e na avaliação das ações de mitigação endereçadas; ii) a Diretoria de Gestão de Riscos e Controles Internos, responsável pelo desenvolvimento do modelo de Gestão Corporativa de Riscos para o Grupo CPFL no que tange à estratégia (política, direcionamento e mapa de riscos), processos (planejamento, mensuração, monitoramento e reporte), sistemas e governança. A política de gerenciamento de risco foi estabelecida para identificar, analisar e tratar os riscos enfrentados pela Companhia e suas controladas, que inclui revisões do modelo adotado sempre que necessário para refletir mudanças nas condições de mercado e nas atividades do Grupo, objetivando o desenvolvimento de um ambiente de controle disciplinado e construtivo. O Conselho da Administração do Grupo no seu papel de supervisão conta ainda com o apoio do Comitê de Processo de Gestão na orientação dos trabalhos de Auditoria Interna e elaboração de propostas de aprimoramento. A Auditoria Interna realiza tanto revisões regulares como ad hoc para assegurar o alinhamento dos processos às diretrizes e estratégias dos acionistas e da Administração. Ao Conselho Fiscal compete, entre outros, certificar que a administração tem meios para identificar preventivamente e por meio de um sistema de informações adequado, (a) os principais riscos aos quais a Companhia está exposta, (b) sua probabilidade de materialização e (c) as medidas e os planos adotados. Os principais fatores de risco de mercado que afetam os negócios são como segue: Risco de taxa de câmbio: Esse risco decorre da possibilidade de suas controladas virem a incorrer em perdas e em restrições de caixa por conta de flutuações nas taxas de câmbio, aumentando os saldos de passivo denominados em moeda estrangeira. A exposição relativa à captação de recursos em moeda estrangeira está substancialmente coberta por operações financeiras de swap, o que permitiu à Companhia e suas controladas trocarem os riscos originais da operação para o custo relativo à variação do CDI. A quantificação deste risco está apresentada na nota 34. Adicionalmente as controladas estão expostas em suas atividades operacionais, à variação cambial na compra de energia elétrica de Itaipu. O mecanismo de compensação - CVA protege as F - 80

221 empresas de eventuais perdas. Entretanto, esta compensação se realizará somente através do consumo e consequente faturamento de energia ocorridos após o reajuste tarifário subsequente, no qual tenham sido contempladas tais perdas. O Decreto n o 7.945, de março de 2013, instituiu que o valor integral ou parcial do saldo positivo acumulado pela CVA, relativo ao encargo de serviço do sistema e à energia comprada para revenda (CVA ESS e Energia), seria repassado com recurso de CDE, na ocasião do reajuste ou revisão tarifária (nota 27). Risco de taxa de juros: Esse risco é oriundo da possibilidade da Companhia e suas controladas virem a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos, financiamentos e debêntures. As controladas têm buscado aumentar a participação de empréstimos pré indexados ou atrelados a indicadores com menores taxas e baixa flutuação no curto e longo prazo. A quantificação deste risco está apresentada na nota 34. Risco de crédito: O risco surge da possibilidade das controladas virem a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes. Este risco é avaliado pelas controladas como baixo, tendo em vista a pulverização do número de clientes e da política de cobrança e de corte de fornecimento para consumidores inadimplentes. Risco quanto à escassez de energia: A energia vendida pelas controladas é majoritariamente produzida por usinas hidrelétricas. Um período prolongado de escassez de chuva, aliado a um crescimento de demanda acima do planejado, pode resultar na redução do volume de água dos reservatórios das usinas, comprometendo a recuperação de seu volume, podendo acarretar em perdas em função do aumento de custos na aquisição de energia ou redução de receitas com adoção de um novo programa de racionamento, como o verificado em Apesar das condições hidrológicas desfavoráveis no início de 2014, para uma definição precisa quanto ao risco de escassez de energia, deve-se aguardar o fim do período úmido das principais bacias hidrográficas. Risco de aceleração de dívidas: A Companhia e suas controladas possuem contratos de empréstimos, financiamentos e debêntures, com cláusulas restritivas (covenants) normalmente aplicáveis a esses tipos de operação, relacionadas ao atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros. Essas cláusulas restritivas são monitoradas e não limitam a capacidade de condução do curso normal das operações. Risco regulatório: As tarifas de fornecimento de energia elétrica cobradas pelas controladas de distribuição dos consumidores cativos são fixadas pela ANEEL, de acordo com a periodicidade prevista nos contratos de concessão celebrados com o Governo Federal e em conformidade com a metodologia de revisão tarifária periódica estabelecida para o ciclo tarifário. Uma vez homologada essa metodologia, a ANEEL determina as tarifas a serem cobradas pelas distribuidoras dos consumidores finais. As tarifas assim fixadas, conforme disposto na Lei nº 8.987/1995, devem assegurar o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão no momento da revisão tarifária, o que pode gerar reajustes menores em relação ao esperado pelas controladas de distribuição, embora compensados em exercícios subsequentes por outros reajustes. Gerenciamento de Riscos dos Instrumentos Financeiros A Companhia e suas controladas mantêm políticas e estratégias operacionais e financeiras visando liquidez, segurança e rentabilidade de seus ativos. Desta forma possuem procedimentos de controle e acompanhamento das transações e saldos dos instrumentos financeiros, com o objetivo de monitorar os riscos e taxas vigentes em relação às praticadas no mercado. Controles para gerenciamento dos riscos: Para o gerenciamento dos riscos inerentes aos instrumentos financeiros e de modo a monitorar os procedimentos estabelecidos pela Administração, a Companhia e suas controladas utilizam-se de sistema de software (MAPS), tendo condições de calcular o Mark to Market, Stress Testing e Duration dos instrumentos, e avaliar os riscos aos quais a Companhia e suas controladas estão expostas. Historicamente, os instrumentos financeiros contratados pela Companhia e suas controladas suportados por estas ferramentas, têm apresentado resultados adequados para mitigação dos riscos. Ressaltase que a Companhia e suas controladas têm a prática de contratação de instrumentos derivativos, sempre com as devidas aprovações de alçadas, somente quando há uma exposição a qual a Administração considera como risco. Adicionalmente, a Companhia e suas controladas não realizam transações envolvendo derivativos exóticos ou especulativos. Além disso, a Companhia atende aos requisitos da Lei Sarbanes-Oxley tendo, portanto, políticas internas de controles que primam por um ambiente rígido de controle para a minimização da exposição dos riscos. F - 81

222 ( 34 ) INSTRUMENTOS FINANCEIROS Os principais instrumentos financeiros, classificados de acordo com as práticas contábeis adotadas pela Companhia são como segue: a) Valorização dos Instrumentos Financeiros Conforme mencionado na nota 4, o valor justo de um título corresponde ao seu valor de vencimento (valor de resgate) trazido a valor presente pelo fator de desconto (referente à data de vencimento do título) obtido da curva de juros de mercado em reais. A IFRS 7 requerem a classificação em uma hierarquia de três níveis para mensurações a valor justo dos instrumentos financeiros, baseada em informações observáveis e não observáveis referentes à valorização de um instrumento financeiro na data de mensuração. A IFRS 7 também definem informações observáveis como dados de mercado obtidos de fontes independentes e informações não observáveis que refletem premissas de mercado. Os três níveis de hierarquia de valor justo são: Nível 1: Preços cotados em mercado ativo para instrumentos idênticos; Nível 2: Informações observáveis diferentes dos preços cotados em mercado ativo que são observáveis para o ativo ou passivo, diretamente (como preços) ou indiretamente (derivados dos preços); Nível 3: Instrumentos cujos fatores relevantes não são dados observáveis de mercado. Em função das controladas de distribuição terem classificado os respectivos ativos financeiros da concessão como disponíveis para venda, os fatores relevantes para avaliação ao valor justo não são publicamente observáveis. Por isso, a classificação da hierarquia de valor justo é de nível 3. A movimentação no exercício e respectivos ganhos (perdas) no resultado do exercício foi de R$ (R$ em 2012 e R$ em 2011) (nota 10), não havendo efeito no patrimônio líquido. F - 82

223 A Companhia registra em Investimentos ao custo a participação de 5,93% que a controlada indireta Paulista Lajeado Energia S.A. detém no capital total da Investco S/A, sendo ações ordinárias e ações preferenciais. Uma vez que esta Sociedade não possui ações cotadas em bolsa e que o objetivo principal de suas operações é gerar energia elétrica que será comercializada pelos respectivos acionistas detentores da concessão, a Companhia optou por registrar o respectivo investimento ao seu valor de custo. b) Instrumentos Derivativos A Companhia e suas controladas possuem política de utilizar derivativos com o propósito de proteção (hedge) dos riscos de variação cambial e flutuação das taxas de juros, não possuindo, portanto, objetivos especulativos na utilização dos instrumentos derivativos. A Companhia e suas controladas possuem hedge cambial em volume compatível com a exposição cambial líquida, incluindo todos os ativos e passivos atrelados à variação cambial. Os instrumentos de proteção contratados pela Companhia e suas controladas são swaps de moeda ou taxas de juros sem nenhum componente de alavancagem, cláusula de margem, ajustes diários ou ajustes periódicos. Uma vez que grande parte dos derivativos contratados pelas controladas (nota 16) possui prazos perfeitamente alinhados com a respectiva dívida protegida, e de forma a permitir uma informação contábil mais relevante e consistente através do reconhecimento de receitas e despesas, tais dívidas foram designadas para o registro contábil a valor justo. As demais dívidas que possuem prazos diferentes dos instrumentos derivativos contratados para proteção, continuam sendo reconhecidas ao respectivo valor de custo amortizado. Ademais, a Companhia e suas controladas não adotaram a contabilidade de hedge (hedge accounting) para as operações com instrumentos derivativos. F - 83

224 Em 31 de dezembro de 2013 a Companhia e suas controladas detinham as seguintes operações de swap: Conforme mencionado acima, algumas controladas optaram por marcar a mercado dívidas para as quais possuem instrumentos derivativos totalmente atrelados (nota 16). A Companhia e suas controladas têm reconhecido ganhos e perdas com os seus instrumentos derivativos. No entanto, por se tratarem de derivativos de proteção, tais ganhos e perdas minimizaram os impactos de variação cambial e variação de taxa de juros incorridos nos respectivos endividamentos protegidos. Para os exercícios F - 84

225 de 2013 e de 2012, os instrumentos derivativos geraram os seguintes impactos no resultado, registrados na rubrica de despesa financeira com atualizações monetárias e cambiais: c) Análise de sensibilidade Em consonância com a Instrução CVM n 475/2008, a Companhia e suas controladas realizaram análise de sensibilidade dos principais riscos aos quais seus instrumentos financeiros (inclusive derivativos) estão expostos, basicamente representados por variação das taxas de câmbio e de juros. Quando a exposição ao risco é considerada ativa, o risco a ser considerado é uma redução dos indexadores atrelados devido a um consequente impacto negativo no resultado da Companhia e suas controladas. Na mesma medida, quando a exposição ao risco é considerada passiva, o risco é uma elevação dos indexadores atrelados por também ter impacto negativo no resultado. Desta forma, a Companhia e suas controladas estão quantificando os riscos através da exposição líquida das variáveis (dólar, CDI, IGP-M e TJLP), conforme demonstrado: c.1) Variação cambial Considerando que a manutenção da exposição cambial líquida existente em 31 de dezembro de 2013 fosse mantida, a simulação dos efeitos por tipo de instrumento financeiro, para três cenários distintos seria: F - 85