fundo de investimento em participaÇÕes em … · janeiro com apenas 16,8% de sua capacidade...

FUNDO DE INVESTIMENTO EM PARTICIPAÇÕES EM INFRAESTRUTURA

BB Votorantim Energia Sustentável I, II e III

CNPJ 13.301.469/0001-02, 13.301.359/0001-40, 13.301.410/0001-14

RELATÓRIO DO ADMINISTRADOR ANUAL - 2015

VOTORANTIM ASSET MANAGEMENT www.vam.com.br CONTATOS: TEL.: 011 5171 5359 [email protected] OUVIDORIA TEL.: 0800 707 0083 [email protected] INFORMAÇÕES DO ADMINISTRADOR DO FIP-IE: VOTORANTIM ASSET MANAGEMENT INVESTIMENTOS DTVM LTDA. ESCRITURA DE COTAS: VOTORANTIM ASSET MANAGEMENT INVESTIMENTOS DTVM LTDA. AUDITOR: PRICE WATER HOUSE COOPERS INÍCIO DO FUNDO: 15/01/2010 PRAZO: INDETERMINADO TAXA DE ADMINISTRAÇÃO – CLASSE A: 5 anos e 10 anos: 2% a.a., 30 anos:1%a.a. TAXA DE PERFORMANCE - CLASSE A: 5 anos e 10 anos : 25% SOBRE BENCHMARK, 30 anos: 20% SOBRE BENCHMARK

O Setor Elétrico em 2015

Energia Elétrica: Tentando colocar o setor nos trilhos

Em 2015, o setor elétrico brasileiro iniciou o ano acompanhando, quase que diariamente, o risco de racionamento de

energia elétrica, com os reservatórios em seus níveis históricos mais baixos: na região SE-CO os reservatórios fecharam

janeiro com apenas 16,8% de sua capacidade máxima, um recorde negativo. Como comparativo, em janeiro de 2001, os

reservatórios desse mesmo submercado estavam com 31,4% de sua capacidade máxima. A não ocorrência de uma

situação de insuficiência de geração de energia para atendimento do mercado e consequentemente a decretação de

racionamento pode ser explicada pela retração do consumo de energia elétrica de 2,1%, resultado do agravamento

depressão econômica, além do expressivo aumento tarifário (médio de 50% no ano de 2015!). Essa nova realidade

tarifária, mesmo com amenizações trazidas pela redução da bandeira tarifária de vermelha para verde em 2016, deverá

permanecer nos próximos anos, vez que o passivo tarifário dos consumidores relativo ao período de 2014 e 2015 é

superior a R$ 100 bilhões, que continuará a ser pago nos próximos anos.

A situação do início do ano de 2015 prolongou um problema que já havia sido agravado em 2014 para os geradores

hidrelétricos, que foi a apuração de fatores de GSF (Generation Scaling Factor) menores do que 1. Este fato foi originado

pelos geradores participantes do Mecanismo de Realocação de Energia que não conseguiram gerar o total de garantia

física do sistema, sendo assim calculada como a relação entre a geração efetiva e a garantia física do sistema, e esse

percentual aplicado a todos os participantes do sistema, causando a redução das garantias físicas. Diante deste

contexto, a maioria dos geradores hidrelétricos viu-se sem condições de entregar os montantes contratados e teve de

buscar compensação no mercado de curto prazo, fenômeno que também causou a elevação dos custos dos geradores

hidrelétricos. Cientes de que pelo menos parte do risco hidrológico não lhes cabia, os geradores foram à Justiça para não

ter de pagar pela totalidade dos custos. As liminares judiciais resultaram, na prática, em inadimplência nas liquidações

da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Diante desse cenário, outros agentes também buscaram a

proteção judicial, travando as negociações no mercado.

Após três anos de inúmeras decisões frustradas, a saída proposta pelo governo, por meio da edição da Lei 13.203/2015

(origem na MP 688/15), sinalizou ao setor a possibilidade de retomada dos negócios. A regulamentação permitiu acordo

com o governo a partir do saldo negativo acumulado em 2015 desde que os donos de usinas aceitassem as

contrapartidas exigidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A principal exigência imposta pelo governo foi

a desistência das ações judiciais que travavam as operações de compra e venda de energia na CCEE.

A partir da edição da mesma lei, permitiu-se também que as concessões das hidrelétricas de Jupiá e Ilha Solteira (que

eram da CESP) fossem licitadas pelo critério de pagamento da outorga (retomando o critério adotado pelo RE-SEB na

década de 90), que culminou na aquisição destas pela China Three Gorges Brasil (CTG Brasil), fortalecendo a presença

chinesa no setor elétrico, que já contava com a State Grid Brazil no setor de transmissão.

Em paralelo, a disponibilidade de recursos para novos investimentos ficou consideravelmente comprometida. A crise

econômica reduziu significativamente as condições do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social de

aportar recursos no setor, dificultando a obtenção de crédito para novos investimentos, elevando-se a importância da

gestão financeira para a viabilidade de novos projetos, e aumentando a competitividade de empresas capitalizadas.

O ano de 2015 pode ser entendido também como o do fim do modelo de investimentos por meio de empresas

governamentais que vinha sendo adotado no Brasil, e que exerceu grande influência nos rumos da economia brasileira

e, em particular do setor elétrico nas últimas décadas (exceção à década de 90 e início dos anos 2000). A grande

influência desses investimentos gerou dependência econômica da mão estatal, sufocou o setor privado e provocou

excessos: tantos projetos de geração (principalmente de grandes hidrelétricas) e transmissão são difíceis de serem

administrados simultaneamente, ocasionando atrasos e aumento de custos. Dessa forma, o único setor em que o capital

privado não foi sufocado foi o de fonte renovável não convencional (eólica, PCH, biomassa e solar), vez que o Estado

direcionou seus esforços para projetos de hidroeletricidade e de termelétricas convencionais.

A nova realidade do mercado indica que agora é a vez do setor privado voltar a ser o protagonista dos investimentos e,

consequentemente, da expansão do parque gerador de energia elétrica que se dará a partir das fontes não sufocadas.

Neste contexto setorial de crescentes desafios, porém de excelentes oportunidades de aquisição, ressalta-se que o FIP-

IE goza de posição privilegiada no segmento de geração, contanto com uma carteira em desenvolvimento e prospecção

de diversas oportunidades em projetos hídricos, empreendimentos eólicos e solares.

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Projeto Eólico Faísa

Os Fundos firmaram em 6 de junho de 2012, juntamente com a empresa Enerplan Participações LTDA, contrato de

compra e venda de ações da empresa Eólica Faísa S.A., detida pela Suzlon Energia Eólica do Brasil.

O parque é constituído por 65 aerogeradores, sendo que 62 aerogeradores são modelos Suzlon S95 e 3 aerogeradores

modelos Suzlon S97, cada um com Potência Nominal de 2,1 MW e com Potência Instalada total de 136,5 MW.

Financiamento

O Projeto Faísa contratou financiamentos da ordem de R$ 391 milhões ante uma necessidade de investimentos de

aproximadamente R$ 522 milhões, configurando uma alavancagem total de 74% do projeto.

As linhas de financiamento contratadas estão detalhadas abaixo:

BNDES

Esta linha foi destinada ao financiamento das obras civis, linha de transmissão, subestação e equipamentos nacionais.

O valor contratado total foi de R$ 92,15 milhões com taxa de juros média de TJLP + 1,89% a.a., com prazo de

amortização de 16 anos.

BNB

Esta linha foi destinada ao financiamento dos aerogeradores, que são fornecidos pela Suzlon e foram importados da

Índia.

O valor contratado total foi de R$ 299 milhões com taxa de juros 2,5% a.a. pré-fixada, com prazo de amortização de 19

anos.

Garantias Prestadas

Para a contratação destes financiamentos, é comum a exigência de diversos tipos de garantia, descritas na sequência:

Fianças Bancárias: para a liberação dos financiamentos bancários descritos acima, foram exigidas das Faísas fianças

bancárias de bancos de primeira linha, no montante de 100% do valor contratado.

Devido ao seu montante expressivo, de R$ 391 milhões, foi montada uma operação de sindicalização das fianças, com a

participação de diversos bancos:

Financiamento BNDES: Banco Pine e Banco ABC do Brasil.

Financiamento BNB: Banco Votorantim, Banco ABC do Brasil, Banco Bradesco e Itaú Unibanco S.A.

Figura 1: Carga de energia no SE/CO em 2014 e 2013 Fonte: Excelência Energética com dados do ONS, 2015.



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Estrutura Societária

Eólica Faísa S.A.

SPEEólica Faisa I

SPEEólica Faisa II

SPEEólica Faisa III

SPEEólica Faisa IV

40%

100% 100% 100% 100%

SPEEólica Faisa V

100%

60%

1. FIPs = FIP-I: 15,73%; FIP-II: 22,57%; FIP-III: 21,70% 2. A aquisição do projeto Faísas, foi realizada pela Enerplan, uma subsidiária integral da OleoPlan S.A..

Enerplan²FIPs BB VOTORANTIM ENERGIA

SUSTENTÁVEL I, II e III

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Figura 1: FIPs



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Os Fundos, para a obtenção destas fianças, prestaram as seguintes garantias, conforme aprovado em Assembleia Geral de

Cotistas, realizada em 10 de abril de 2012:

- Alienação fiduciária de ações da Eólica Faísa Holding

- Aval dos Fundos

- Alienação de Cotas de fundo de renda fixa . No valor total de aproximadamente R$ 75 milhões.

De acordo com os contratos de financiamento, as cartas fiança deverão vigorar até a conclusão física e financeira dos

projetos, e consequentemente as garantias citadas acima também ficarão vigentes até a baixa destas fianças.

A conclusão física e financeira do projeto envolve o cumprimento de uma série de condições, entre elas, podemos citar:

- Índice de Cobertura do Serviço da Dívida no valor de 1,3 e Índice de Capitalização Própria acima de 20%;

- Produção de energia em volume mínimo estabelecido pelo BNDES nos 12 meses anteriores à comprovação;

- Preenchimento integral das Contas Reserva do Serviço da Dívida e da Conta Reserva de O&M;

- Apresentação das licenças de operação dos parques;

- Apresentação dos contratos de garantia devidamente assinados e registrados e a demonstração, em critérios satisfatórios,

da constituição válida das garantias.

De todos os condicionantes citados acima, a última pendência a ser sanada é a assinatura e registro dos contratos de

garantia, que estão atualmente em fase de assinatura pelo BNDES e BNB e deverão ser levados a registro até o mês de

junho, e a liberação das fianças deve acontecer no segundo semestre de 2016.

Garantias de Projeto: paralelamente às cartas de fiança entregues pelas Faísas, o BNDES e BNB, terão proporcionalmente

ao valor financiado por cada banco, as garantias demonstradas abaixo, que só serão liberadas quando da quitação integral

dos financiamentos concedidos:

- Penhor de Ações das SPEs: a Eólica Faísa S.A. deverá penhorar 100% das ações das Eólicas Faísas I a V;

- Cessão Fiduciária de Direitos Creditórios, Administração de Contas e Outras Avenças: esta garantia envolve desde o

recebimento das receitas das Faísas, pagamentos das despesas de cada uma, até a constituição de todas as contas reserva

do projeto (Conta reserva do BNDES, Conta Reserva do BNB, Conta Reserva de O&M e Conta Reserva Especial);

- Contrato de Penhor de Direitos Creditórios dos Contratos do Projeto: esta garantia envolve qualquer direito creditório que

possa ser proveniente dos contratos de implantação e manutenção dos projetos;

- Contrato de Penhor de Direitos Emergentes da Autorização: foram dados em garantia dos projetos os direitos emergentes

das Autorizações dos Projetos, concedidas por meio das Portarias, do Ministério das Minas e Energias, bem como demais

Resoluções e/ou Despachos da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL que venham a ser emitidos, incluídas suas

subsequentes alterações e eventuais aditivos;

- Contrato de Constituição de Propriedade Fiduciária Conjunta das Máquinas e Aerogeradores: até que os financiamentos

sejam quitados, o BNDES e BNB terão a propriedade fiduciária das máquinas e equipamentos adquiridos, montados e/ou

construídos com os recursos dos financiamentos.

A Conclusão do Projeto pode ser considerada a fase em que o projeto está operacional e financeiramente estabilizado, pois

está gerando energia em montante exigido pelo BNDES, e está com todos os índices financeiros enquadrados e contas

reserva constituídas. Além disso, nesta fase não são mais necessárias as garantias adicionais dos bancos, o que acaba por

onerar consideravelmente o projeto.

Em 31 de dezembro de 2015, as Faísas possuíam em caixa cerca de R$ 65 milhões. Atualmente os dividendos estão restritos

ao mínimo legal, com a Conclusão do Projeto, esta restrição cai, e grande parte deste montante poderá ser repassado aos

acionistas das Faísas por meio de distribuição de dividendos.



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Operação dos Parques

No final de 2014, todos os parques eólicos que compõe o Complexo Eólico Faísa entraram em operação gerando energia e

faturando receita dos contratos de energia vendida no leilão de 2009.

O ano de 2015 foi o primeiro ano completo de geração dos parques e que podemos avaliar o desempenho dos mesmos:

- Os gráficos abaixo mostram a energia faturada de cada projeto em relação à energia contratada:

Figura 2: Faisa I - Energia Faturada em relação a Energia Contratada.

Figura 3: Faísa II - Energia Faturada em relação a Energia Contratada



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Figura 4: Faísa III - Energia Faturada em relação a Energia Contratada

Figura 5: Faísa IV - Energia Faturada em relação a Energia Contratada.



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Os gráficos acima demonstram que as Faísas, na média, geraram aproximadamente 7,61% a mais de energia do que a

energia contratada ao longo de 2015.

Alguns pontos importantes das demonstrações financeiras das Faísas são mostrados abaixo:

Demonstrações dos Resultados Consolidados:



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Figura 6: Faísa V - Energia faturada em relação a energia contratada.

Figura 7: Energia Efetiva X Energia Contratada



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EBITDA:

Figura 8: Ebitida – Eóçica Faísa S.A

O projeto Faísa, na sua fase operacional plena a partir do ano de 2015, deve apresentar resultados consistentemente

positivos ao longo dos anos, considerando que seus contratos mais relevantes são indexados a IPCA (Contrato de Venda de

Energia, Contratos de O&M, Contrato de Financiamento do BNDES ), e sua principal dívida, de R$ 291 milhões, referente

ao BNB, tem taxa pré-fixada de 2,5% a.a.

Projeto Eólico CER

Em outubro de 2015, os Fundos subscreveram R$ 150 milhões em debêntures conversíveis em ações do Complexo Eólico

Assuruá.

O Complexo Eólico Assuruá é formado por 03 Centrais Geradoras Eólicas (CGEs ou Parques Eólicos), denominadas da

seguinte forma: CGE Assuruá II (A-II), CGE Assuruá V (A-V) e CGE Assuruá VII(A-VII). Os Parques Eólicos são compostos por

34 aerogeradores da fabricante espanhola GAMESA, com 2 MW de potência cada, altura até o hub de 78 m e diâmetro do

rotor de 97 m, distribuídos da seguinte forma: 15 aerogeradores (A-II); 10 aerogeradores (A-V) e 09 aerogeradores (A-VII)

totalizando 68 MW de potência instalada.

A chegada aos Parques Eólicos pode ser feita a partir do município de Xique-Xique convergindo na BA-160 e acessando a

entrada principal do parque. O acesso a Xique-Xique a partir de Salvador se dá pela BR-324 contornando Feira de Santana,

acessando a BR-116 e convergindo a direita para a BA-052 totalizando cerca de 580 km.



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Valores em milhares de reais 2015 2014

Receita Operacional Líquida 87.201,00 85.521,00

Lucro/Prejuízo do Período 20.553,00 37.236,00

IR e CS 4.809,00 3.310,00

Receitas/Despesas Financeiras 17.170,00 16.166,00

Depreciação/Amortização 23.492,00 13.157,00

EBITDA 66.024,00 69.869,00

Margem EBITDA 75,71% 81,70%

Eólica Faísa S.A.

Figura 9: Localização estimada do Complexo Eólico Assuruá



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A energia gerada pelos Parques Eólicos será transmitida via uma subestação de 34,5-138-230 kV (denominada SE Gentio

do Ouro) e uma linha de transmissão de 230 kV com 115 km de extensão, até um Bay de Conexão em 230 kV Subestação

Irecê de propriedade da CHESF (Bay IRECÊ).

Em 23 de agosto de 2013, os projetos eólicos do Complexo Eólico Assuruá sagraram-se vitoriosos no 5º Leilão de Energia

de Reserva, realizado em agosto de 2013 (LER-2013).

Um resumo dos dados técnicos e dos resultados obtidos no leilão é apresentado na tabela a seguir.

Figura 10: Potência dos projetos

A seguir são demonstradas as principais características das debêntures adquiridas pelos Fundos:



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Projeto

Potência (MW) % FC Potência (MW) % FC Potência (MW) % FC Potência (MW) % FC

Potência Instalada (MW) 30 20 18 68

P(50) Bruto 18,14 60% 12,29 61% 10,45 58% 40,88 60%

P(50) na Conexão 16,9 56% 11,45 57% 9,74 54% 38,09 56%

P(90) Bruto 16,47 55% 11,25 56% 9,55 53% 37,27 55%

P(90) na Conexão 15,29 51% 10,4 52% 8,9 49% 34,59 51%

Energia Vendida MW 14,6 49% 10,1 51% 8,9 49% 33,6 49%

Preço de Venda Original

Preço de Venda Atual 125,51 R$/MWh 125,52 R$/MWh 125,53 R$/MWh 125,52 R$/MWh

Assuruá II Assuruá V Assuruá VII Total

102,79 R$/MWh102,78 R$/MWh102,77 R$/MWh 102,78 R$/MWh

Figura 11: Características das debêntures adquiridas pelos fundos



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Na primeira semana de abril de 2016, todos os parques que compõe o Complexo Assuruá terminaram a sua implantação

e entraram em operação comercial, conforme despachos da ANEEL a seguir:

Nº 824. Processo nº 48500.001280/2014-72. Interessados: Parque Eólico Assuruá II S.A. Decisão: Liberar as unidades

geradoras constantes nos despachos abaixo para início de operação comercial a partir do dia 5 de abril de 2016.Usina:

EOL Assuruá II. Unidades Geradoras: UG1 à UG15, de 2.000 kW cada, totalizando 30.000 kW de capacidade instalada.

Localização: Município de Gentio do Ouro, Estado da Bahia.

Nº 825. Processo nº 48500.001290/2014-16. Interessados: Parque Eólico Assuruá VII S.A. Decisão: Liberar as unidades

geradoras constantes nos despachos abaixo para início de operação comercial a partir do dia 5 de abril de 2016. Usina:

EOL Assuruá VII. Unidades Geradoras: UG1 à UG9, de 2.000 kW cada, totalizando 18.000 kW de capacidade instalada.

Localização: Município de Gentio do Ouro, Estado da Bahia.

Nº 855. Processo nº 48500.001291/2014-52. Interessado: Parque Eólico Assuruá V S.A. Decisão: Liberar as unidades

geradoras para início de operação comercial a partir de 7 de abril de 2016. Usina: EOL Assuruá V. Unidades Geradoras:

UG1 a UG10, de 2.000 kW cada, totalizando 20.000 kW de capacidade instalada. Localização: Município de Gentio do

Ouro, Estado da Bahia.

As debêntures de Assuruá foram resgatadas integralmente em 15 de junho de 2016, desta forma, os fundos receberam cerca de R$ 170 milhões.



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Relatório Fotográfico Assuruá

Figura 12: Aerogeradores – Assuruá V Figura 13: Aerogeradores – Assuruá V

Figura 14: Aerogeradores – Assuruá V Figura 15: Aerogeradores – Assuruá V



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Figura 16: Aerogeradores – Assuruá V Figura 17: Aerogeradores – Assuruá VII

Figura 18: Aerogeradores – Assuruá VII Figura 19: Aerogeradores – Assuruá II

Figura 20: Aerogeradores – Assuruá II Figura 21: Aerogeradores – Assuruá II



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Figura 22: Subestação Gentio do Ouro - Vista Geral

Figura 23: LT 230 kV - Trecho na chegada ao Parque, cerca de 4 km da Subestação Gentio do Ouro

Figura 24: LT 230 kV – Detalhe Vão de aproximadamente 1 km visto de Assuruá II



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Portfólio do Fundo No ano de 2015 a equipe de gestão do Fundo analisou cerca de 23 projetos, entre PCHs, Eólicas, projetos solares e usinas de biomassa. Destes projetos, doze deles foram objetos de análise detalhada e em seis foram realizadas propostas de compra pelos Fundos. Em outubro de 2015 os fundos realizaram a aquisição das debêntures conversíveis das Eólicas Assuruá II, V e VII, no valor de R$ 150 milhões, estas com vencimento em 15 de setembro de 2016 e opção de pré-pagamento até junho de 2016. A empresa optou pelo pré-pagamento dos títulos em 15 de junho de 2016, proporcionando uma rentabilidade atrativa para os fundos, que receberam naquela data cerca de R$ 170 milhões. No final de 2015, tínhamos R$ 204 milhões (a valor justo) em ações do Projeto Faísa. Vale lembrar que ainda em 2015 os Fundos receberam cerca de R$ 40 milhões referentes aos resgates das ações preferenciais, devido às liberações de financiamentos efetuadas pelo BNB. Além de Faísa e Assuruá, a equipe de gestão do Fundo avançou bastante em relação à PCH Rincão, com a elaboração de estudos de implantação, compras de terras e na obtenção do orçamento para a implantação do projeto. Desta forma, a PCH Rincão foi cadastrada para o leilão de energia de reserva, agendado para o final do mês de julho de2016, adiado no último dia 24/06. Expectativas para 2016 Faísas: conforme pôde ser observado nos relatórios, a performance operacional e financeira do projeto foi superior as necessidades dos contratos de energia de reserva no ano de 2015, ratificando o resultado observado nos primeiros meses de operação dos parques. A expectativa para o ano de 2016 da equipe de gestão do fundo é obter a conclusão física e financeira do projeto perante o BNB e o BNDES, descrita anteriormente, o que deverá reduzir custos financeiros relacionados às fianças e liberar as cotas que os fundos deram em garantia para a obtenção destas fianças. Assuruá: estes projetos foram concluídos no início do ano de 2016 e entraram em operação comercial. A performance de geração de energia demonstrada até o momento foi superior à esperada nos estudos de vento, o que, apesar da pequena amostra observada, comprovam as boas características técnicas dos projetos. Apesar de não possuírem mais a posição em debentures conversíveis dos projetos Assuruá, a equipe de gestão continua em contato com a empresa, pois existem outras oportunidades para aquisição de outros projetos da empresa. Rincão: a equipe de gestão do fundo deverá participar do leilão de energia de reserva marcado para o final de julho. Caso os preços do leilão se confirmem competitivos e o projeto vença o leilão, a equipe de gestão deve efetivar a contratação de todos os prestadores de serviço e equipamentos já orçados, para efetuar a implantação do projeto. Com os recursos recebidos das debêntures dos parques Assuruá e a liberação dos recursos bloqueados dos Fundos, a equipe de Gestão dos Fundos terá disponibilidade de caixa para investir em projetos cuja análise e negociação já estão em andamento. Esta forte posição de caixa, no contexto de mercado atual, tão escasso de crédito e liquidez, deverá proporcionar boas oportunidades de investimento. Abaixo demonstramos a evolução e comparação gráfica da variação obtida pelas cotas.



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Classe de Cota A

Patrimônio Líquido 31/12/2015 103.553.697,76R$

Valor da Cota 31/12/2015 1.548,93R$

Rentabilidade Nominal (aa) 14,57%

% CDI Liquido 110,07%

% CDI Bruto Equivalente 129,50%

FIP-IE I

Rentabilidade 2015

Figura 25: FIP IE I A - Rentabilidade 2015

Figura 26: FIP IE I A – Equivalência CDI Líquido / Bruto



CNPJ 13.301.469/0001-02, 13.301.359/0001-40, 13.301.410/0001-14



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Classe de Cota A


Valor da Cota 31/12/2015 1.510,16R$




Rentabilidade 2015

FIP-IE II

Figura 27: FIP IE II A – Rentabilidade 2015

Figura 28: FIP IE II A – Equivalência CDI Líquido / Bruto



CNPJ 13.301.469/0001-02, 13.301.359/0001-40, 13.301.410/0001-14

RELATÓRIO DO ADMINISTRADOR ANUAL – 2015

VOTORANTIM ASSET MANAGEMENT www.vam.com.br CONTATOS: TEL.: 011 5171 5359 [email protected] OUVIDORIA TEL.: 0800 707 0083 [email protected] INFORMAÇÕES DO ADMINISTRADOR DO FIP-IE: VOTORANTIM ASSET MANAGEMENT INVESTIMENTOS DTVM LTDA. ESCRITURA DE COTAS: VOTORANTIM ASSET MANAGEMENT INVESTIMENTOS DTVM LTDA. AUDITOR: PRICE WATER HOUSE COOPERS INÍCIO DO FUNDO: 15/01/2010 PRAZO: INDETERMINADO TAXA DE ADMINISTRAÇÃO – CLASSE A: 5 anos e 10 anos: 2% a.a., 30 anos: 1%a.a. TAXA DE PERFORMANCE - CLASSE A: 5 anos e 10 anos : 25% SOBRE BENCHMARK, 30 anos: 20% SOBRE BENCHMARK

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Classe de Cota A


Valor da Cota 31/12/2015 1.577,11R$




FIP-IE III

Rentabilidade 2015

Figura 29: FIP IE III A – Rentabilidade 2015

Figura 30: FIP IE III A – Equivalência CDI Líquido / Bruto



CNPJ 13.301.469/0001-02, 13.301.359/0001-40, 13.301.410/0001-14

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3. Desde Nov/2012, os investidores podem acessar as informações do Fundo por meio de um site dedicado: www.vam.com.br/fipie

RELATÓRIO DO ADMINISTRADOR ANUAL – 2015

VOTORANTIM ASSET MANAGEMENT www.vam.com.br CONTATOS: TEL.: 011 5171 5359 [email protected] OUVIDORIA TEL.: 0800 707 0083 [email protected] INFORMAÇÕES DO ADMINISTRADOR DO FIP-IE: VOTORANTIM ASSET MANAGEMENT INVESTIMENTOS DTVM LTDA. ESCRITURA DE COTAS: VOTORANTIM ASSET MANAGEMENT INVESTIMENTOS DTVM LTDA. AUDITOR: PRICE WATER HOUSE COOPERS INÍCIO DO FUNDO: 15/01/2010 PRAZO: INDETERMINADO TAXA DE ADMINISTRAÇÃO – CLASSE A: 5 anos e 10 anos: 2% a.a., 30 anos: 1%a.a. TAXA DE PERFORMANCE - CLASSE A: 5 anos e 10 anos : 25% SOBRE BENCHMARK, 30 anos: 20% SOBRE BENCHMARK

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fundo de investimento em participaÇÕes em … · janeiro com apenas 16,8% de sua capacidade...

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