DEMONSTRAÇÕES
FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
Conforme as Normas Internacionais de Contabilidade
Exercícios findos em 31 de Dezembro de 2010, 2009 e
01 de Janeiro de 2009.
Valores expressos em milhares de reais.
SumárioS
Relatório de Administração
Relatório de Administração..................................................................................................... 3
Demonstrações Financeiras
Balanços Patrimoniais............................................................................................................ 5
Demonstração dos Resultados............................................................................................... 6
Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido ............................................................. 7
Demonstração dos Fluxos de Caixa....................................................................................... 8
Notas Explicativas
Notas Explicativas ...................................................................................................................9
Relatórios
Declaração Diretores.............................................................................................................106
Relatório dos Auditores Independentes.................................................................................107
Parecer Conselho Fiscal.........................................................................................................111
Manifestação Conselho de Administração..............................................................................112
Sumário
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Relatório da Administração 2010
Senhores Acionistas
A Administração da Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações - CEEE-Par, em
conformidade com as disposições legais e estatutárias, submete à apreciação de Vossas Senhorias
as Demonstrações Financeiras relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2010,
acompanhadas do Relatório dos Auditores Independentes, do Parecer do Conselho Fiscal,
Manifestação do Conselho de Administração, e de um breve relato dos principais itens e questões
relacionados à atividade da Companhia no ano de 2010.
1. Relatório da Administração
A Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações – CEEE-Par é a empresa controladora
"holding" do Grupo CEEE que possui as controladas: a Companhia Estadual de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT e a Companhia Estadual de Distribuição de Energia
Elétrica – CEEE-D, oriundas do processo de reestruturação da Companhia Estadual de Energia
Elétrica – CEEE.
A CEEE-Par tem por objeto, a participação em outras sociedades, como sócia ou acionista, bem
como o desenvolvimento de atividades no setor energético, sob quaisquer de suas fontes, visando
à exploração econômica e comercial de seu campo de atividade, mediante a construção e
operação, dentre outros, de sistemas de geração, de transmissão, de distribuição, de
comercialização de energia elétrica e de serviços correlatos.
2. Resultado do Exercício
A Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações – CEEE-Par encerrou o exercício de 2010
com um prejuízo de R$ 45,3 mil. Este resultado deve-se exclusivamente ao resultado da
equivalência patrimonial dos investimentos nas concessionárias Companhia Estadual de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT e Companhia Estadual de Distribuição de Energia
Elétrica – CEEE-D, que foram respectivamente R$ 142 milhões positivos e R$ 210,8 milhões
negativos. Para obtenção do montante registrado a título de equivalência patrimonial, foi aplicado o
percentual de 65,92% no resultado das investidas, percentual este condizente com a participação
da CEEE-Par em ambas as controladas, ajustando-se o valor inicial registrado nos investimentos.
A Controlada CEEE-GT, após as deduções, destinou o lucro do exercício constituindo dividendos a
pagar.
3. Auditores Independentes
A Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações – CEEE-Par informa que utiliza os
serviços de Auditoria Independente da BDO Auditores Independentes na elaboração de suas
Demonstrações Financeiras, cujo contrato foi assinado em 10 de abril de 2008 no valor de R$ 8,3
mil. O prazo de execução dos serviços é de 12 meses a contar da data de assinatura do
instrumento, podendo haver renovações sucessivas, limitados ao máximo de 60 (sessenta) meses.
O referido contrato foi aditado em 10 de novembro de 2008 para atender às exigências contidas na
Lei 11.638/07, no valor de R$ 1,9 mil.
Em 22 de setembro de 2009, houve um novo aditamento ao contrato, a implantação das Normas
Internacionais de Contabilidade, em 22 horas, no valor de R$ 1,9 mil. Em decorrência do acréscimo
mencionado anteriormente, para efeitos legais, é dado ao presente contrato o valor de R$ 10,8 mil.
Relatório de Administração
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Em 10 de dezembro de 2010, foi aditado o referido contrato, em atendimento à Instrução nº
480/2009 expedida pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM, NBC TA 600/2009, e a tradução
das Demonstrações Financeiras para o idioma inglês, em 40 horas, no valor de R$ 3,6 mil. Em
decorrência do acréscimo mencionado, o valor legal do contrato é de R$ 14,8 mil.
A BDO Auditores Independentes possui contratos para a prestação de serviços de auditoria externa
com a Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D no valor de R$ 232,9 mil)
e com a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT no valor
de R$ 272,8 mil, que são empresas resultantes da cisão da CEEE.
A política da CEEE-Par na contração de bens e serviços é elaborada através de licitação pública e
quanto à contratação de serviços não relacionados à auditoria externa junto ao auditor
independente fundamentam-se nos princípios de preservar a independência do auditor, quais
sejam:
(a) o auditor não deve auditar o seu próprio trabalho;
(b) o auditor não deve exercer funções gerenciais no seu cliente e
(c) o auditor não deve promover os interesses de seu cliente.
Os Auditores Independentes declaram que a prestação de serviços não afeta a independência e
objetividade necessárias ao desempenho dos serviços de Auditoria Externa, baseados no item n.º
1.2.10.6 m.2 da Resolução n.º 1.034/05 do Conselho Federal de Contabilidade.
Porto Alegre, 24 de março de 2011.
SERGIO SOUZA DIAS
Diretor Presidente
GERSON CARRION DE OLIVEIRA
Diretor
HALIKAN DANIEL DIAS
Diretor
GILBERTO SILVA DA SILVEIRA
Diretor
RUBEM CIMA
Diretor
LUIZ ANTONIO TIRELLO
Diretor
Relatório de Administração
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Demonstrações Financeiras
Balanços Patrimoniais
para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2010, 2009 e 01 de janeiro de 2009
(Valores expressos em milhares de reais)
Balanços Patrimoniais
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Demonstração dos Resultados
para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2010 e 2009
(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando especificado)
Demonstração dos Resultados
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Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido
para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2010 e 2009
(Valores expressos em milhares de reais)
Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido
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Demonstração dos Fluxos de Caixa
para os exercícios findos em 31 de Dezembro de 2010 e 2009
(Valores expressos em milhares de reais)
Demonstração dos Fluxos de Caixa
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Notas Explicativas
às Demonstrações Financeiras
(valores expressos em milhares de reais, exceto quando especificado)
1. Contexto Operacional
A Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações – CEEE-Par é uma sociedade anônima de
capital fechado, organizada em conformidade com a autorização concedida pela Lei Estadual nº
12.593, de 13 de setembro de 2006, rege-se por estatuto, bem como pela legislação aplicável.
A Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações – CEEE-Par, tem por objeto, a participação
em outras sociedades, como sócia ou acionista, bem como o desenvolvimento de atividades no setor
energético, sob quaisquer de suas fontes, visando à exploração econômica e comercial de seu
campo de atividade, mediante a construção e operação, dentre outros, de sistemas de geração, de
transmissão, de distribuição, de comercialização de energia elétrica e de serviços correlatos como
prestar serviços de consultoria dentro de sua área de atuação, no Brasil ou no exterior, exercer
atividades relacionadas direta ou indiretamente com seu objeto social e utilizar a infraestrutura das
suas controladas para a prestação de serviços, visando a produção de outras receitas.
As atividades da CEEE-Par serão desenvolvidas diretamente ou por intermédio de empresas
controladas ou subsidiárias integrais especialmente constituídas para tais fins ou, ainda, por
empresas das quais participa a CEEE-Par, suas controladas ou subsidiárias, mediante deliberação do
seu Conselho de Administração.
A CEEE-Par poderá também, participar de consórcios ou de sociedades com empresas privadas ou
públicas, constituídas para o fim de desenvolver atividades que guardem identidade com as definidas
em seu objeto social.
1.1. Autorização de Emissão das Demonstrações Financeiras
A autorização para conclusão das Demonstrações Financeiras foi aprovada pelo Conselho de
Administração e Conselho Fiscal em 24 de março de 2011, conforme estabelece a Deliberação CVM
nº 593 de 15 de setembro de 2009.
A CEEE – Par possui participação direta nas seguintes controladas, sendo seu acionista controlador
o Estado do Rio Grande do Sul:
Empresas Controladas
1 - CEEE - GT
2 - CEEE - D
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
65,92%
65,92%
65,92%
65,92%
65,92%
65,92%
(1) Empresa geradora e transmissora de energia elétrica.
(2) Empresa distribuidora de energia elétrica.
Notas Explicativas
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2. Concessões
A Companhia possui o direito de explorar, indiretamente, as seguintes concessões e autorizações:
2.1 – Concessões de Geração
2.2. Concessão de Transmissão
2.2.a. Contrato de Concessão nº 055/2001 – ANEEL
Em 01 de outubro de 2001 a CEEE - GT firmou o Contrato de Concessão nº 055/2001 - ANEEL para
Transmissão de Energia Elétrica, com prazo de vigência até 07 de julho de 2015, detém a maioria de
linhas de transmissão, subestações e instalações de conexão no estado do Rio Grande do Sul.
2.2.b. Contrato de Concessão nº 080/2002 - ANEEL
Em 19 de dezembro de 2002 a CEEE - GT firmou o Contrato de Concessão nº 080/2002 - ANEEL
para Transmissão de Energia Elétrica da LT 230kV UPME x Pelotas 3, cujo prazo de vigência é até
19 de dezembro de 2032 .
2.2.c. Autorizações
Em 30 de setembro de 1999, a CEEE recebeu da Agência Nacional de Telecomunicações – ANATEL
autorização para exploração do Serviço Limitado Especializado, submodalidade Serviço de Circuito
Especializado, em âmbito interno e internacional, por prazo indeterminado, sem caráter de
exclusividade e tendo como área de prestação de serviço todo o território nacional.
2.3. Concessão de Distribuição
O Acordo de Concessão foi firmado em 25 de outubro de1999 através do Contrato de Concessão nº
081/1999 - ANEEL, alterado pelo 1º Termo Aditivo e 2º Termo Aditivo, de 17 de outubro de 2005 e 13
de abril de 2010, respectivamente, para distribuição de energia elétrica, no território do Estado do Rio
Grande do Sul, atendendo em 72 municípios, com cerca de 1,47 milhões de unidades consumidoras
cativas.
Notas Explicativas
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3. Elaboração e Apresentação das Demonstrações Financeiras
3.1. Bases de preparação e apresentação das Demonstrações Financeiras
a) Declaração de conformidade (com relação às práticas contábeis adotadas no Brasil)
As Demonstrações Financeiras Consolidadas foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis
adotadas no Brasil e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro - IFRS emitidas pelo
International Accouting Standard Board - IASB, as quais abrangem a legislação societária brasileira,
os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações Técnicas (coletivamente “CPCs”) emitidos pelo
Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC e aprovados pelo Conselho Federal de Contabilidade CFC e pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM.
Algumas informações adicionais estão sendo apresentadas em notas explicativas e quadros
suplementares em atendimento às instruções contidas no Despacho nº 4.097, da SFF/ANEEL de
30/12/2010.
As Demonstrações Financeiras individuais foram elaboradas e estão sendo apresentadas de acordo
com as práticas contábeis adotadas no Brasil, as quais incluem as disposições da Lei das
Sociedades por Ações e normas e procedimentos contábeis emitidos pela Comissão de Valores
Mobiliários – CVM e Comitê de Pronunciamentos Contábeis – CPC, e que diferem das normas
internacionais de contabilidade emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB
somente no que se refere à avaliação dos investimentos em controladas, pelo método de
equivalência patrimonial, conforme requerido pelo ICPC 09, enquanto que para fins de IFRS seria
custo ou valor justo.
Os efeitos da adoção inicial dos Pronunciamentos convergentes as IFRSs estão detalhados na nota
explicativa nº 5.
b) Base de mensuração
As Demonstrações Financeiras foram elaboradas com base no custo histórico com exceção dos
instrumentos financeiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado, reconhecido no balanço
patrimonial.
c) Moeda de apresentação
As Demonstrações Financeiras são apresentadas em Reais (R$). Todas as informações financeiras
foram arredondadas para milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma.
3.2. Uso de Estimativas
A preparação das Demonstrações Financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no
Brasil, requer que a Administração realize estimativas para determinação e registro de certos ativos,
passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre suas demonstrações
financeiras. Tais estimativas são feitas com base no princípio da continuidade e suportadas pela
melhor informação disponível na data da apresentação das Demonstrações Financeiras, bem como
na experiência da Administração. As estimativas são revisadas quando novas informações se tornam
disponíveis ou as situações em que estavam baseadas se alterem. As estimativas podem vir a
divergir para com o resultado real. As principais estimativas incluídas nas Demonstrações Financeiras
são:
•
Vida útil do ativo intangível;
•
Transações e venda de energia elétrica na CCEE;
Notas Explicativas
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•
Provisões para créditos de liquidação duvidosa;
•
Passivos contingentes;
•
Planos de aposentadoria e benefícios pós-emprego;
•
Imposto de renda e contribuição social correntes e diferidos;
•
Ativo financeiro indenizável e da Concessão;
•
Instrumentos financeiros mensurados pelo valor justo.;
•
Vida útil do ativo imobilizado;
•
Receita de fornecimento e uso da rede de distribuição não faturada.
4. Principais Práticas Contábeis Adotadas pela Companhia e suas Controladas
4.1. Ativos e Passivos Financeiros
a) Reconhecimento e mensuração
A Companhia reconhece os instrumentos financeiros nas suas Demonstrações Financeiras somente
quando, ela se tornar parte das disposições contratuais do instrumento.
A Companhia desreconhece um ativo financeiro quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do
ativo expiram, ou quando os direitos ao recebimento dos fluxos de caixa contratuais sobre um ativo
financeiro em uma transação são transferidos.
b) Classificação
A Companhia classifica os ativos e passivos financeiros sob as seguintes categorias:
1. Mensurados ao valor justo por meio do resultado: são instrumentos financeiros mantidos para
negociação. Um ativo financeiro é classificado nessa categoria se foi adquirido, principalmente,
para fins de venda a curto prazo. Ativos financeiros registrados pelo seu valor justo por meio do
resultado são medidos pelo seu valor justo e mudanças no valor justo destes ativos são
reconhecidas no resultado do exercício.
2. Mantidos até o vencimento: são ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou
determináveis com vencimentos definidos para os quais a Companhia tem a intenção positiva e a
capacidade de manter até o vencimento. Os investimentos mantidos até o vencimento são
reconhecidos, inicialmente, pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação
diretamente atribuíveis. Após seu reconhecimento inicial, os investimentos mantidos até o
vencimento são mensurados pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos,
decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.
3. Empréstimos e recebíveis: são ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos
determináveis que não estão cotados em mercado ativo. Estes ativos são reconhecidos,
inicialmente, pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o
reconhecimento inicial, os empréstimos e recebíveis são medidos pelo custo amortizado através
do método dos juros efetivos, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.
Notas Explicativas
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Os empréstimos e recebíveis abrangem clientes e outros créditos, incluindo os recebíveis de
contrato de concessão à titulo de indenização ao final do contrato de concessão.
4. Disponível para venda: são ativos financeiros não derivativos designados nessa categoria ou que
não se classificam em nenhuma das categorias acima. Após o reconhecimento inicial, eles são
medidos pelo valor justo e as mudanças, que não sejam perdas por redução ao valor recuperável
e diferenças de moedas estrangeiras sobre instrumentos de dívida disponíveis para venda, são
reconhecidas em outros resultados abrangentes e apresentadas dentro do patrimônio líquido.
Quando um investimento é baixado, o resultado acumulado em outros resultados abrangentes é
transferido para o resultado.
5. Não destinados a negociação: são todos os passivos financeiros não derivativos que não foram
classificados como passivos a valor justo com ajuste no resultado. Estes passivos financeiros são
reconhecidos, inicialmente, pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação
atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, esses passivos financeiros são medidos pelo custo
amortizado através do método dos juros efetivos.
4.2. Regime de Competência
A Companhia reconhece as receitas e despesas pelo regime de competência.
4.3. Caixa e Equivalentes de Caixa
Caixa compreende numerário em espécie e depósitos bancários disponíveis. Equivalentes de caixa
são aplicações financeiras de curto prazo, alta liquidez, que são prontamente conversíveis em um
montante conhecido de caixa, estando sujeitos a um insignificante risco de mudança de valor. A
mesma definição é utilizada na Demonstração do Fluxo de Caixa.
4.4. Aplicações Financeiras
Na conta de aplicações financeiras estão reconhecidas as operações financeiras e certificados de
depósitos bancários com prazo de vencimento superior a 12 meses, que estão a valor de custo ou de
emissão, atualizados conforme disposições legais ou contratuais.
4.5. Consumidores, Concessionárias e Permissionárias
Incluem o fornecimento de energia elétrica faturada e a faturar a consumidores finais, uso da rede,
serviços prestados, acréscimos moratórios, suprimento de energia elétrica e encargos de uso da
rede, bem como as vendas de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –
CCEE, conforme informações disponibilizadas pela referida Câmara.
4.6. Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa
Baseia-se em critérios específicos do setor elétrico no que diz respeito à antiguidade de vencimento
das faturas, além de efetuar a análise criteriosa onde contempla fatores como: existência de garantias
reais do não recebimento, histórico de inadimplência dos consumidores, parcelamentos de débitos
vigentes, devedores em situação de concordata ou análise de valores que estão sob discussão
judicial. Foi constituída provisão por valor considerado suficiente para cobrir eventuais perdas na
realização dos créditos com consumidores, concessionários e permissionários.
Notas Explicativas
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4.7. Redução ao Valor Recuperável de Ativos (impairment)
a) Ativos Financeiros
A Companhia avalia, anualmente, se existem evidências que possam indicar deterioração ou perda
do valor recuperável dos seus Ativos Financeiros. Identificando estas evidências, o valor recuperável
dos ativos é estimado e se o valor contábil exceder o valor recuperável, o valor contábil do ativo
financeiro é reduzido diretamente pela perda por redução ao valor recuperável para todos os ativos
financeiros, com exceção das contas a receber, em que o valor contábil é reduzido pelo uso de uma
provisão.
Recuperações subsequentes de valores anteriormente baixados são creditadas à provisão.
Mudanças no valor contábil da provisão são reconhecidas no resultado. Quando um ativo financeiro
classificado como disponível para venda é considerado irrecuperável, os ganhos e as perdas
acumulados reconhecidos em outros resultados abrangentes são reclassificados para o resultado.
b) Ativos Não Financeiros
A Companhia avalia anualmente se existem evidências que possam indicar deterioração ou perda do
valor recuperável dos seus Ativos Não Financeiros. Sendo tais evidências identificadas, o valor
recuperável dos ativos é estimado e se o valor contábil exceder o valor recuperável é constituída
provisão para desvalorização, ajustando o valor contábil ao valor recuperável. Essas perdas serão
lançadas ao resultado do exercício quando identificadas.
O valor contábil de um ativo ou de determinada unidade geradora de caixa é definido como sendo o
maior entre o valor em uso e o valor líquido de venda. Na estimativa do valor em uso do ativo, os
fluxos de caixa futuros estimados são descontados ao seu valor presente, utilizando uma taxa de
desconto antes dos impostos que reflita o custo médio ponderado de capital para a indústria em que
opera a unidade geradora de caixa. O valor líquido de venda é determinado, sempre que possível,
com base em contrato de venda firme em uma transação em bases comutativas, entre partes
conhecedoras e interessadas, ajustado por despesas atribuíveis à venda do ativo, ou quando não há
contrato de venda firme, com base no preço de mercado de um mercado ativo, ou no preço da
transação mais recente com ativos semelhantes.
4.8. Ajuste a Valor Presente
Os ativos e passivos de longo prazo, bem como os de curto prazo, caso relevante, são ajustados a
valor presente. Os principais efeitos apurados estão relacionados com a rubrica “Consumidores”. As
taxas de descontos utilizadas refletem as taxas para riscos e prazos semelhantes às praticadas pelo
mercado.
4.9. Estoques (inclusive do ativo intangível em curso)
Os materiais em estoque classificados no ativo circulante (almoxarifado de manutenção e
administrativos) e aqueles utilizados na prestação dos serviços de construção e melhorias
classificados no ativo intangível em curso (depósito de obra) estão registrados ao custo médio de
aquisição, deduzidos dos impostos recuperáveis e de perda estimada para ajustá-lo a valor realizável
líquido quando este for menor que seu custo de aquisição. A Companhia, periodicamente, avalia seus
itens de estoque quanto à sua obsolescência ou possível redução de valor. A quantia de qualquer
redução dos estoques para o valor realizável líquido e todas as perdas de estoque são reconhecidas
como despesa do período em que a redução ou a perda ocorreram.
4.10. Subvenção e Assistência Governamental
A partir de 01/01/2008, as subvenções governamentais, se recebidas, serão reconhecidas como
receita ao longo do período, confrontadas com as despesas que pretende compensar em uma base
Notas Explicativas
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sistemática. Os valores a serem apropriados no resultado serão destinados à Reserva de Incentivos
Fiscais. A Companhia, atualmente, possui registrado em suas Demonstrações Financeiras a Conta
de Resultados a Compensar – CRC, conforme Lei nº 8.631/93.
4.11. Bens e Direitos Destinados à Alienação
Os bens e direitos destinados à alienação são classificados como mantidos para venda caso o seu
valor contábil seja recuperado, principalmente, por meio de uma transação de venda e não através do
uso contínuo. Essa condição é atendida somente quando a venda é provável e o ativo não circulante
estiver disponível para venda imediata em sua condição atual. Os ativos não circulantes classificados,
como destinados à venda, são mensurados pelo menor valor entre o contábil anteriormente
registrado e o valor justo menos o custo de venda.
4.12. Ativos Biológicos
Os ativos biológicos são mensurados pelo valor justo. As alterações no valor justo são reconhecidas
no resultado do exercício em que ocorreram. A madeira em pé, utilizada na prestação de serviços de
construção e melhoria do Contrato de Concessão, é transferida para o custo de construção pelo seu
valor justo na data de corte.
4.13. Investimentos
a) Investimentos em Coligadas
Uma coligada é uma entidade sobre a qual a Companhia possui influência significativa e que não se
configura como uma controlada nem uma participação em um empreendimento sob controle comum
(“joint venture”). A influência significativa supostamente ocorre quando a Companhia, direta ou
indiretamente, mantém entre 20 e 50 por cento do capital votante de outra entidade e/ou tem o poder
de participar nas decisões sobre as políticas financeiras e operacionais da investida, sem exercer
controle individual ou conjunto sobre essas políticas.
Os investimentos em coligadas são contabilizados por meio do método de equivalência patrimonial e
são reconhecidos inicialmente pelo custo e em seguida ajustados para fins de reconhecimento da
participação da Companhia no lucro ou prejuízo e outros resultados abrangentes da coligada.
Quando a participação da Companhia nos prejuízos de uma investida cujo patrimônio líquido tenha
sido contabilizado exceda a sua participação acionária, pelo método de equivalência patrimonial, o
valor contábil daquela participação acionária, incluindo quaisquer investimentos de longo prazo, é
reduzido a zero.
b) Participações em Empreendimentos em Conjunto (“joint ventures”)
Uma “joint venture” é um acordo contratual através do qual a Companhia e outras partes exercem
uma atividade econômica sujeita a controle conjunto, situação em que as decisões sobre políticas
financeiras e operacionais estratégicas relacionadas às atividades da “joint venture” requerem a
aprovação de todas as partes que compartilham o controle. Quando a Companhia exerce
diretamente suas atividades por meio de uma “joint venture”, a participação da Concessionária nos
ativos controlados em conjunto e quaisquer passivos incorridos em conjunto com os demais
controladores é reconhecida nas demonstrações financeiras da respectiva empresa e classificada de
acordo com sua natureza. Os passivos e gastos incorridos diretamente relacionados a participações
nos ativos controlados em conjunto são contabilizados pelo regime de competência.
Qualquer ganho proveniente da venda ou do uso da participação da Companhia nos rendimentos dos
ativos controlados em conjunto e sua participação em quaisquer despesas incorridas pela “joint
venture” são reconhecidos quando for provável que os benefícios econômicos associados às
transações serão transferidos para a/da Companhia e seu valor puder ser mensurado de forma
confiável.
Notas Explicativas
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c) Entidades de Propósito Específico (EPEs)
Uma Entidade de Propósito Específico é consolidada caso a Companhia conclua, após avaliação da
essência do relacionamento e dos riscos e benefícios advindos da EPE, que ela a controla. O
controle pode existir mesmo em casos em que a Companhia detenha pequena ou nenhuma parcela
do patrimônio líquido da EPE. A aplicação do conceito de controle exige, em cada caso, julgamento
no contexto de todos os fatores relevantes.
d) Outros Investimentos
Nesta rubrica incluem-se as propriedades para investimentos que representam os bens não utilizados
no objetivo da concessão, mantidos para valorização ou renda.
4.14. Contratos de Concessão
Os Contratos de Concessão da distribuidora são reconhecidos como ativo intangível e ativo
financeiro. O valor do ativo intangível dos contratos de concessão representa o valor dos serviços de
construção e melhorias que será recebido através da cobrança dos usuários via tarifa de energia
elétrica. O custo dos serviços de construção e melhorias compreende o preço de aquisição dos
materiais e serviços (acrescido de impostos não recuperáveis sobre a compra, depois de deduzidos
os descontos comerciais e abatimentos) e quaisquer custos diretamente atribuíveis para colocar a
infraestrutura à serviço da concessão no local e condição necessária para este ser capaz de
funcionar da forma determinada no Contrato de Concessão. O ativo financeiro refere-se ao valor dos
serviços de construção e melhorias realizados e previstos no contrato de concessão e que será
recebido através de indenização ao final da concessão, por ser um direito incondicional de receber
caixa ou outro ativo financeiro diretamente do poder concedente, decorrente da aplicação da
Interpretação Técnica ICPC 01 - Contratos de Concessão e a Orientação Técnica OCPC 05 Contratos de Concessão. Ele é reconhecido pelo valor residual dos bens individuais ao final da
concessão não amortizado e o valor somente é alterado por meio de, adições, baixas e
transferências, ao longo do prazo de concessão.
A amortização do ativo intangível dos contratos de concessão é calculada pela taxa de depreciação
regulatória dos bens individuais. A amortização é reconhecida na rubrica de custo de operação e
despesas operacionais.
Os Contratos de Concessão de transmissão são reconhecidos como Ativo Financeiro. O valor do
Ativo Financeiro representa o valor dos serviços de construção e melhorias, que será recebido
através da Receita Anual Permitida e compreende o preço de aquisição dos materiais e serviços
(acrescido de impostos não recuperáveis sobre a compra, depois de deduzidos os descontos
comerciais e abatimentos) e quaisquer custos diretamente atribuíveis para colocar a infraestrutura à
serviço da concessão no local e condição necessária para este ser capaz de funcionar da forma
determinada no Contrato de Concessão, líquidos de amortização e acrescidos de atualização.
A amortização do Ativo Financeiro dos contratos de concessão é estimada com base em premissa
adotada pela Administração para segregar da Receita Anual Permitida o valor determinado para
cobrir a remuneração e a reintegração dos investimentos realizados. A atualização do Ativo
Financeiro é calculada com base na taxa efetiva de juros.
4.15. Imobilizado
O Imobilizado reconhece os ativos do segmento de Geração a custo atribuído e os bens e da
Administração mantidos a custo histórico.
Notas Explicativas
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a) Reconhecimento e mensuração
Os itens do imobilizado são mensurados pelo custo histórico de aquisição ou construção, deduzido de
depreciação acumulada e perdas de redução ao valor recuperável (impairment) acumuladas. O custo
inclui gastos que são diretamente atribuíveis à aquisição de um ativo. O custo de ativos construídos
pela própria entidade inclui o custo de materiais e mão de obra direta, quaisquer outros custos para
colocar o ativo no local e condições necessárias para que esses sejam capazes 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.
b) Custos subsequentes
O custo de reposição de um componente do imobilizado é reconhecido no valor contábil do item, caso
seja provável que os benefícios econômicos incorporados dentro do componente irão fluir para a
Companhia e que o seu custo pode ser medido de forma confiável. O valor contábil do componente
que tenha sido reposto por outro é baixado. Os custos de manutenção no dia-a-dia do imobilizado
são reconhecidos no resultado conforme incorridos.
c) Depreciação
A depreciação é calculada sobre o custo de um ativo, ou outro valor substituto do custo, deduzido do
valor residual. A depreciação é reconhecida no resultado baseando-se no método linear com relação
às vidas úteis estimadas pelo Órgão Regulador, para cada parte de um item do imobilizado, visto que
esse método é aceito como o que mais perto reflete o padrão de consumo de benefícios econômicos
futuros incorporados no ativo.
4.16. Intangível
a) Intangível da Concessão
Incluem o direito de cobrar os usuários dos serviços pela construção e melhorias realizadas na
infraestrutura à serviço da concessão de distribuição de energia elétrica. A amortização reflete as
taxas de depreciação regulatória aplicadas aos bens individuais, que é a forma como a Companhia
recupera estes investimentos através da tarifa de energia elétrica e é reconhecida na rubrica de custo
de operação e despesas operacionais.
b) Intangível
Os ativos intangíveis adquiridos pela Companhia e que têm vidas úteis finitas são mensurados pelo
custo, deduzido da amortização acumulada e das perdas por redução ao valor recuperável
acumuladas. Incluem basicamente softwares e direitos desta natureza.
c) Gastos subsequentes
Os gastos subsequentes são capitalizados somente quando eles aumentam os futuros benefícios
econômicos incorporados no ativo específico aos quais se relacionam. Todos os outros gastos são
reconhecidos no resultado conforme incorridos.
d)) Amortização
Amortização é calculada sobre o custo de um ativo, ou outro valor substituto do custo, deduzido do
valor residual. A amortização é reconhecida no resultado baseando-se no método linear com relação
às vidas úteis estimadas pelo Órgão Regulador para os ativos intangíveis, que não ágio, a partir da
data em que estes estão disponíveis para uso.
Notas Explicativas
Página |17
4.17. Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica
Representam os valores da União, dos Estados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as
doações não condicionadas a qualquer retorno a favor do doador e às subvenções destinadas a
investimento no serviço público de energia elétrica, cuja quitação ocorrerá ao final da concessão.
Essas obrigações estão registradas em grupo específico no passivo não circulante e estão sendo
apresentadas como dedução do ativo financeiro e ativo intangível da concessão, dadas suas
características de aporte financeiro com fins específicos de financiamentos para obras da
infraestrutura à serviço da concessão.
4.18. Arrendamento Mercantil
Os arrendamentos mercantis são segregados entre os operacionais e os financeiros. Quando o
arrendamento é classificado como financeiro, ou seja, seus riscos e benefícios são transferidos, este
é reconhecido como um ativo e mensurado inicialmente pelo seu valor justo ou pelo valor presente
dos pagamentos mínimos, entre eles o menor, e depreciados normalmente. O passivo subjacente é
amortizado utilizando a taxa efetiva de juros.
4.19. Valor Justo
a. Empréstimos, Recebíveis e Outros Créditos: é estimado como o valor presente de fluxos de caixa
futuros, descontado pela taxa de mercado dos juros apurados na data de apresentação. A
Companhia entende que os valores contábeis na data de transição dos recebíveis de contratos de
concessão de serviços representam a melhor estimativa do seu valor justo. Esse valor justo é
determinado para fins de divulgação.
b. Ativos Biológicos: (madeira em pé) é baseado no preço de mercado dos volumes de madeira
recuperável estimados. Os preços dos ativos biológicos, denominados em R$/m³ são obtidos através
de pesquisa de preço de mercado divulgadas por empresas especializadas além da cotação dos
preços praticados em mercado ativo para itens semelhantes.
c. Ativos Intangíveis recebidos como remuneração pela prestação de serviços de construção em um
contrato de concessão de serviços: é estimado pela referência ao valor justo dos serviços de
construção prestados. O valor justo dos serviços de construção prestados é calculado como o custo
estimado total acrescido de uma margem de lucro de 0%, pois a Companhia considera que o atual
modelo de regulação do setor elétrico não prevê margem para os serviços de construção e melhorias
na determinação da tarifa de energia elétrica. Quando a Companhia recebe um ativo intangível e um
ativo financeiro como remuneração pela prestação de serviços de construção em um acordo de
concessão de serviços, ela estima o valor justo do ativo intangível como a diferença entre o valor
justo dos serviços de construção prestados e o valor justo do ativo financeiro recebido.
d. 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. Os valores justos do imobilizado referente à infraestrutura de geração vinculada a
uma concessão são limitados aos valores de recuperação admitidos pelo Órgão Regulador.
e. Outros Ativos e Passivos Financeiros: o valor justo de ativos e passivos financeiros mensurados
pelo valor justo por meio do resultado, investimentos mantidos até o vencimento e ativos financeiros
disponíveis para venda é apurado por referência aos seus preços de fechamento apurado na data de
apresentação das demonstrações financeiras. O valor justo de investimentos mantidos até o
vencimento é apurado somente para fins de divulgação.
f. Passivos Financeiros Não Destinados à Negociação: é calculado baseando-se no valor presente
do principal e fluxos de caixa futuros, descontados pela taxa de mercado dos juros apurados na data
de apresentação das demonstrações financeiras.
Notas Explicativas
Página |18
4.20. Empréstimos e Financiamentos e Outras Captações
Estão atualizados pela variação monetária e/ou cambial, juros e encargos financeiros, determinados
em cada contrato, incorridos até a data de encerramento do balanço. Os custos de transação estão
deduzidos dos empréstimos e financiamentos correspondentes. Esses ajustes são apropriados ao
resultado pela taxa efetiva de juros do período em despesas financeiras, exceto pela parte apropriada
ao custo do ativo intangível em curso.
4.21. Provisões para Contingências
As provisões são reconhecidas quando a Companhia tem uma obrigação presente, legal ou não
formalizada, como resultado de um evento passado, cujo valor possa ser estimado de maneira
confiável sendo provável uma saída de recursos. O montante da provisão reconhecida é a melhor
estimativa da Administração e dos assessores legais, baseados em pareceres jurídicos sobre os
processos existentes e do desembolso exigido para liquidar a obrigação presente na data do balanço.
Quando a provisão envolve uma grande população, a obrigação é estimada ponderando todos os
possíveis desfechos pelas suas probabilidades associadas. Para uma obrigação única, a mensuração
se baseia no desfecho mais provável.
4.22. Outros Ativos e Passivos
Os outros ativos e passivos circulantes e não circulantes, que estão sujeitos à variação monetária ou
cambial por força de legislação ou cláusulas contratuais, estão atualizados com base nos índices
previstos nos respectivos dispositivos, de forma a refletir os valores na data das Demonstrações
Financeiras, os demais estão apresentados pelos valores incorridos na data de formação sendo os
ativos reduzidos de provisão para perda e/ou ajuste a valor presente quando aplicável.
4.23. Imposto de Renda e Contribuição Social
O Imposto de Renda corrente é calculado e contabilizado à alíquota de 15% sobre o lucro tributável,
mais adicional de 10% para o lucro que exceder R$ 240 e a Contribuição Social à alíquota de 9%,
calculada e escriturada sobre o lucro ajustado antes do Imposto de Renda, na forma da legislação
vigente.
Sobre as diferenças temporárias são constituídos impostos diferidos. Os ativos e passivos diferidos
são registrados nos ativos e passivos não circulantes. Os impostos diferidos serão realizados com
base nas alíquotas que se espera serem aplicáveis no período que o ativo será realizado ou o
passivo liquidado. Os ativos e passivos não são descontados a valor presente. Os prejuízos fiscais de
Imposto de Renda e bases negativas de contribuição social podem ser compensados anualmente,
observando-se o limite de até 30% do lucro tributável para o exercício.
A Companhia está sobre a regência do Regime Tributário de Transição - RTT, que prescreve a
neutralidade fiscal no cálculo dos tributos federais, expurgando os efeitos da aplicação dos novos
métodos e critérios contábeis introduzidos pelas alterações na Lei 6.404/76. O regime foi de caráter
optativo no biênio 2008-2009, e passou a ser obrigatório para o exercício de 2010, nos termos da Lei
11.941/09.
4.24. Benefícios Pós-Emprego
As obrigações futuras, estimadas com base na avaliação atuarial, elaborada anualmente por atuário
independente, são registradas para cobrir os gastos com plano de previdência, complementação de
aposentadoria incentivada, aposentados ex-autárquicos e contribuições para o fundo de pensão dos
funcionários. O custo do serviço passado do plano de contribuição definida implantado em outubro de
2002 está sendo reconhecido no resultado no tempo remanescente de serviço dos empregados,
conforme item 96 do CPC 33, aprovado pela Deliberação CVM n° 600 de 09 de Outubro de 2009.
Notas Explicativas
Página |19
4.25. Registro de Compra e Venda de Energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica –
CCEE
As compras (custo de energia comprada) e as vendas (receita de suprimento) são registradas pelo
regime de competência de acordo com as informações divulgadas pela CCEE, entidade responsável
pela apuração das operações de compra e venda de energia. Nos meses em que essas informações
não são disponibilizadas em tempo hábil pela CCEE, os valores são estimados pela Administração da
Companhia, utilizando-se de parâmetros disponíveis no mercado.
4.26. Informações Sobre Quantidade de Ações e Resultado por Ação
O resultado básico por ação deve ser calculado dividindo-se o lucro ou prejuízo do exercício (o
numerador) pelo número médio ponderado de ações ordinárias em poder dos acionistas, menos as
mantidas em tesouraria (denominador).
4.27. Apuração do Resultado
As receitas e despesas são reconhecidas pelo regime contábil de competência de cada exercício
apresentado. As receitas e despesas de juros são reconhecidas pelo método da taxa efetiva de juros
na rubrica de receitas/despesas financeiras.
4.28. Reconhecimento da Receita
a) Receita da Geração
A receita do segmento de Geração é reconhecida mensalmente pelo faturamento dos contratos
firmados tanto em ambiente regulado como em ambiente livre, os quais são pactuados através de
leilões de energia e prevêem o fornecimento de uma determinada quantidade de energia em
megawatt-hora por um determinado período de tempo, geralmente por vários períodos de um ano. Os
valores a serem faturados mensalmente são pré-estabelecidos nos contratos, sendo que no ambiente
regulado, as variações de demanda e fornecimento são acompanhadas e ajustadas mensalmente
pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Já no ambiente livre, as oscilações
ocorridas nas quantidades de energia demandadas ou fornecidas são acordadas entre as partes do
contrato, considerando os devidos ajustes no faturamento mensal.
b) Receita da Transmissão
No segmento de Transmissão o reconhecimento da receita é efetuado mediante rateio realizado pelo
Operador Nacional do Sistema - ONS, mensalmente. Este rateio considera as instalações de todas as
Transmissoras como um grande condomínio, onde os ativos (instalações) são remunerados através
do número de acessantes à rede básica (RBSE) e às demais instalações da transmissão (DITs). O
faturamento tem como princípio o cálculo da Receita Anual Permitida - RAP homologadas pela
ANEEL para as instalações autorizadas e ou licitadas que se encontram em operação pela
concessionária.
As receitas contabilizadas em forma de degrau pelo segmento de transmissão de energia elétrica
foram ajustadas de forma linear, ao longo de vigência dos contratos de concessão em atendimento
ao CPC 30.
c) Receita de Fornecimento da Distribuidora
O reconhecimento da receita de fornecimento dá-se pelo faturamento mensal, conforme quantidades
medidas de energia fornecida e preços homologados, com os respectivos impostos que compõem o
cálculo do preço da tarifa.
Notas Explicativas
Página |20
d) Receita não Faturada da Distribuidora
O valor refere-se ao fornecimento de energia elétrica e de uso de rede de distribuição não faturados,
calculados em base de estimativas, referente ao período posterior a medição mensal e até o último
dia do mês.
e) Receita de Construção
A Companhia reconhece a receita de construção referente aos serviços de construções e melhorias
previstos no contrato de concessão com base no estágio de conclusão das obras realizadas. O
estágio de conclusão é avaliado pela referência do levantamento dos trabalhos realizados, ou quando
não puder ser medido de maneira confiável, até o limite dos custos reconhecidos na condição de que
os custos incorridos possam ser recuperados.
f) Receita Financeira
A Receita Financeira referente à atualização dos recebíveis de contratos de concessão é reconhecida
com base no método da taxa efetiva de juros.
g) Reconhecimento dos Ajustes da Receita conforme Nota Técnica de Revisão ou Reajuste Tarifário
da Distribuidora
Anualmente, através da Nota Técnica de Revisão ou Reajuste Tarifário, homologada pela Agência
Reguladora, é determinado o percentual a ser aplicado na tarifa da Distribuidora, além disso, nessa
nota estão detalhados os itens financeiros e itens de CVA que sofreram alterações. A Companhia
reconhece esse ajuste de receita no momento da homologação da Nota Técnica e amortiza esses
saldos em 12 (doze) meses.
4.29. Transações com Partes Relacionadas
As operações com partes relacionadas têm regras específicas para cada tipo de transação e são
realizadas em condições e prazos firmados entre as partes. Os detalhes dessas operações estão
descritos na nota explicativa nº 46.
4.30. Informações por Segmento
As informações por segmentos operacionais evidenciam as atividades de negócio dos quais podem
obter receitas e incorrer em despesas, incluindo receitas e despesas relacionadas com transações
com outros componentes do mesmo Grupo, cujos resultados operacionais são regularmente revistos
pela Administração da Companhia.
4.31. Questões Ambientais
A Companhia capitaliza gastos referentes a demandas ambientais correspondentes aos estudos de
impacto do meio ambiente, exigidos pelos órgãos públicos competentes, para obtenção das licenças
que permitirão a construção e instalação de novos empreendimentos, além daqueles referentes às
compensações que devem ser realizados para executar o projeto, visando reparar, atenuar ou evitar
danos ao meio ambiente onde será realizado o empreendimento. Os gastos relacionados à questões
ambientais posteriores a entrada em operação do empreendimento são registrados como resultado
do exercício em que ocorreram.
Os projetos para construção e instalação de novos empreendimentos são identificados e monitorados
pelos órgãos ambientais fiscalizadores, tais como Instituto Brasileiro do Meio Ambiente – IBAMA,
Fundação Estadual de Proteção Ambiental - FEPAM, Secretaria Municipal do Meio Ambiente – SEMA
e ONGs.
Notas Explicativas
Página |21
4.32. Novas normas e interpretações ainda não adotadas
Diversas normas, emendas e interpretações IFRSs emitidas pelo IASB (International Accounting
Standards Board) ainda não entraram em vigor para o exercício encerrado em 31/12/2010, sendo
elas:
•
Emenda da IAS 12 – Tributos sobre o lucro (CPC 32): recuperação de ativos mensurados pelo
valor justo, aplicável a partir de 01/01/2012.
•
IFRS 9 – Instrumentos Financeiros: classificação de ativos financeiros e contabilização de
passivos financeiros designados como mensurados pelo valor justo por meio do resultado. Aplicável a
partir de 01/01/2013.
•
Ativos e Passivos Regulatórios - encontra-se em audiência pública no International Accouting
Standards Board – IASB o pronunciamento que trata sobre Ativos e Passivos Regulatórios. As
entidades reguladas devem cumprir as exigências dos IFRSs assim como qualquer outra entidade,
portanto, embora os órgãos reguladores possam determinar a época para a recuperação de custos
ou para o pagamento de reembolsos nas tarifas, eles não podem mudar as características dos ativos
e passivos que existiriam de acordo com o IFRS.
O Comitê de Pronunciamentos Contábeis ainda não emitiu pronunciamentos equivalentes às IFRSs
acima citadas. A adoção antecipada destes pronunciamentos está condicionada à aprovação prévia
em ato normativo da Comissão de Valores Mobiliários - CVM. A Companhia não estimou a extensão
do impacto destas novas normas em suas Demonstrações Financeiras.
5. Primeira Adoção dos CPCs Convergentes às IFRSs
Algumas reclassificações e correções foram efetuadas para melhor apresentação das
Demonstrações Financeiras comparativas, de acordo com o estabelecido no CPC 23 - Políticas
Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro.
5.1. Normas e interpretações aplicadas nas Demonstrações Financeiras
A Companhia adotou as normas do Comitê de Pronunciamentos Contábeis descritas abaixo no
decorrer do exercício findo em 31 de dezembro de 2010, inclusive para o período comparativo de 31
de dezembro de 2009 e no balanço patrimonial de abertura em 1º de janeiro de 2009. A aplicação
destas normas (“novas normas”) impactou montantes apresentados nas Demonstrações Financeiras
da controladora e de suas controladas, conforme apresentado abaixo:
5.1.1. Normas e interpretações aplicadas aos saldos do exercício corrente (e/ou exercícios anteriores)
Norma
Internacional
.....
Deliberação
CVM
539/08
CPC 01(R1)
IAS 36
639/10
Redução ao valor recuperável de ativos
CPC 07 (R1)
IAS 20
546/10
CPC 08 (R1)
IAS 39
649/10
CPC 12
.....
564/08
CPC 13
.....
565/08
CPC 17
CPC 27
IAS 11
IAS 16
576/09
583/09
Subvenção e assistência governamentais
Custos de transação e prêmios na emissão de títulos e valores
mobiliários
Ajuste a valor presente
Adoção inicial da lei nº. 11.638/07 e da medida provisória nº.
449/08
Contratos de construção
Ativo imobilizado
CPC 29
IAS 41
596/09
Ativo biológico e produto agrícola
CPC 30
IAS 18
597/09
Receitas
CPC 37 (R1)
IFRS 1
647/10
Adoção inicial das normas internacionais de contabilidade
IFRS 1
651/10
Adoção inicial dos pronunciamentos técnicos CPC 15 a 40
IFRIC 12
IFRIC 12
611/09
654/10
Contratos de Concessão
Contratos de Concessão
Pronunciamento
CPC 43 (R1)
ICPC 01
OCPC 05
Notas Explicativas
Sumário
Estrutura conceitual (framework)
Página |22
5.1.2. Normas e interpretações que afetam a apresentação e divulgação
Norma
Internacional
IAS 7
Deliberação
CVM
641/10
CPC 09
.....
557/08
CPC 23
IAS 8
592/09
Pronunciamento
CPC 03 (R2)
Sumário
Demonstração dos fluxos de caixa
CPC 26
IAS 1
595/09
Demonstração do valor adicionado
Políticas contábeis, mudança de estimativa e retificação de
erro
Apresentação das Demonstrações Financeiras
CPC 33
IAS 19
600/09
Benefícios a empregados
CPC 39
IAS 32
Instrumentos financeiros: apresentação
CPC 41
IAS 33
604/09
636/10
ICPC 08
......
601/09
ICPC 09
.....
618/09
OCPC 03
IAS 32 E IAS 39
Ofício Circular
CVM/SNC/SEP nº
03/2009
Resultado por ação
Contabilização da proposta de pagamento de dividendos
Demonstrações Financeiras individuais, demonstrações
separadas, demonstrações consolidadas e aplicação do
método de equivalência patrimonial
Instrumentos financeiros: reconhecimento, mensuração e
evidenciação
5.2. Impactos da adoção dos CPCs
A Companhia adotou a data de transição como 01/01/2009 (Balanço de Abertura), assim, as últimas
Demonstrações Financeiras pelas práticas contábeis anteriores foram as referentes ao exercício findo
em 31/12/2008. Nas notas a seguir, é apresentada uma reconciliação das demonstrações financeiras
e os ajustes requeridos pela primeira adoção dos CPCs, convergentes as IFRSs, segundo o CPC 37
(R1) que trata da adoção inicial das normas internacionais de relatório financeiro.
5.3. Reconciliação do Balanço Patrimonial e Resultados do Exercício da Controladora de 31/12/2009
e 01/01/2009
5.3.1 Controladora
Notas Explicativas
Página |23
a. Os valores referem-se a ajustes de equivalência patrimonial decorrentes da adoção das normas
internacionais nas controladas.
b. Os valores referem-se à adoção do custo atribuído para os ativos de Geração descontado dos
tributos diferidos.
5.3.2 Reconciliação do Patrimônio Líquido das Controladas
Nota
Explicativa
Patrimônio Líquido - Originalmente Divulgado
Desreconhecimento de Ativos e Passivos Regulatórios
Custos de Transação Banco Máxima
Ativos Biológicos
Receita Recebida Antecipadamente
Efeitos dos Tributos sobre os Ajustes de Linearização
Ajuste de Avaliação Patrimonial
Investimentos
Ativo Financeiro da Concessão
Total dos Ajustes
Patrimônio Líquido Ajustado
a
b
c
d
e
f
g
h
CEEE - D
01/01/2009
CEEE - GT
24.870
(13.611)
434.781
6.886
(6.725)
(102.504)
38.895
236.381
(32.873)
6.418
146.317
18.145
581.098
CEEE - D
31/12/2009
CEEE - GT
1.957.659
7.982
2.766
9.709
1.974.272
20.457
(124.680)
47.467
207.129
(39.425)
47.522
138.013
1.978.116
2.112.285
a. O ajuste referente ao desreconhecimento ativos e passivos regulatórios causou um aumento
no patrimônio líquido de R$ 7.982 em 31/12/2009 ((R$ 13.611) em 01/01/2009).
b. O reconhecimento do custo de transação do Banco Máxima causou um aumento de R$ 2.766
no patrimônio líquido em 31/12/2009.
c. O reconhecimento do valor justo dos Hortos Florestais causou um aumento no Patrimônio
Líquido de R$ 6.886 (R$ 9.709 em 01/01/2009).
d.
A contabilização da receita da linearização no valor
01/01/2009).
e.
Refere-se a tributos que incidiram sobre a receita da linearização no montante de R$ 47.467
(R$ 38.395 em 01/01/2009).
f.
Refere-se à adoção do custo atribuído para os ativos de geração R$ 358.154, descontado
dos tributos diferidos R$ 121.773. Em 2009 a realização do ajuste de avaliação patrimonial
através da depreciação foi de R$ 44.322 e dos impostos diferido foi de R$ 15.070.
g.
Refere-se à baixa de despesas capitalizadas no empreendimento UHE Dona Francisca (R$
32.873) e em ações de preservação e proteção ambiental (R$ 4.188), além de ajustes nos
ganhos/perdas em investimentos avaliados pelo método da equivalência Patrimonial (R$
3.688). Em 2009, foram estornados os valores provisionados durante o ano referente ao
Notas Explicativas
de R$ 124.680 (R$ 102.504 em
Página |24
empreendimento UHE Dona Francisca (R$ 1.323) e ajustados os valores de ganhos/perdas
participações societárias (R$ 7.875).
h.
Refere-se ao reprocessamento da concessão regulada pelo Contrato de Concessão
080/2002 (R$ 21.449 de incremento na despesa de amortização e R$ 27.867 de atualização
do Ativo Financeiro da Concessão). Em 2009, a amortização do ativo financeiro teve um
incremento de R$ 243.949 e a atualização do ativo financeiro foi de R$ 285.053
5.4. Isenções Adotadas
A Companhia quando da elaboração das suas Demonstrações Financeiras na data de transição
adotou o CPC 43 – Adoção Inicial dos CPCs 15 a 40 (com exceção do CPC 34), e aplicou as
isenções opcionais de aplicação retrospectiva referente aos novos pronunciamentos contábeis.
As isenções opcionais adotadas pela Companhia aplicadas retrospectivamente referem-se:
•
Isenção referente à classificação de Instrumentos Financeiros de acordo com o CPC 38 e não
realizou análises retroativas à data original de contratação dos instrumentos financeiros
vigentes na data de transição. Os instrumentos contratados após a data de transição foram
todos analisados e classificados na data da realização das operações.
•
Isenção referente à aplicação retroativa do ICPC 01: a Companhia considerou impraticável a
aplicação retroativa da norma para os ativos que compõem a infraestrutura utilizada na
concessão do serviço público de transmissão e distribuição de energia elétrica regulado pelos
Contratos de Concessão nº 055/2001 e 081/1999, respectivamente, adotou na transição os
valores contábeis anteriores dos ativos financeiros e intangíveis, independente de suas
classificações, reclassificando-os para: (a) ativo intangível, correspondente a parcela
estimada dos investimentos realizados e que serão amortizados até o final da concessão da
Distribuidora, e (b) ativo financeiro indenizável, correspondente ao direito contratual
incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro do concedente pelos serviços de
construção efetuados e não amortizados até o final da concessão da Transmissora e
Distribuidora.
Não há Pronunciamentos Contábeis pertinentes a exceções obrigatórias aplicáveis à Companhia.
6. Caixa e Equivalentes de Caixa e Aplicações Financeiras
Os saldos compõem-se de:
CONSOLIDADO
Descrição / Banco
Nota
Explicativa
Vencimento
Remuneração
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
25.270
29.648
37.728
32.883
32.883
114.455
114.455
5.043
5.043
58.153
144.103
42.771
2.148
2.435
9
27
3.292
7.911
18.941
3.779
8
27
3.000
25.755
22.166
3.437
8
25.611
Circulante
Numerário Disponível
SIAC / BANRISUL
Aplicações Financeiras
0
46
Diário
SELIC OVER
Total de Caixa e Equivalentes de Caixa
Não Circulante
SIAC Especial / BANRISUL
46
CEEE - SIAC BANRISUL
46
CEEE BRADESCO
46
Repasse Arrecadação de Contas de Energia
Retenção Banco Máxima
Total de Aplicações Financeiras
Notas Explicativas
Diário
Diário
SELIC
SELIC
Página |25
a) Numerário Disponível
O valor de R$ 25.270 (R$ 29.648 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 37.728 em 01 de janeiro de
2009) refere-se a recursos depositados em instituições bancárias.
b) SIAC / BANRISUL
O valor de R$ 32.883 (R$ 114.455 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 5.043 em 01 de janeiro de
2009) refere-se ao valor aplicado no Sistema Integrado de Administração de Caixa - SIAC/BANRISUL
instituído pelo Decreto Estadual nº 33.959, de 31 de maio de 1991. Estes valores foram repassados
ao SIAC conforme contrato assinado entre as investidas e o Governo do Estado do Rio Grande do
Sul em 10 de outubro de 2008, denominado “Contrato de Repasse Temporário de Recursos
Monetários Disponíveis”. O saldo aplicado está sendo remunerado pela variação da taxa SELIC
OVER, com liquidez imediata.
c) SIAC Especial / BANRISUL
O valor de R$ 2.148 (R$ 18.941 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 22.166 em 01 de janeiro de 2009)
refere-se à remuneração sobre o principal já resgatado aplicado no Sistema Integrado de
Administração de Caixa - SIAC/BANRISUL, instituído pelo Decreto Estadual nº 33.959, de 31 de maio
de 1991. Este saldo permanece aplicado, sendo remunerado com base na variação da taxa SELIC,
sem liquidez imediata, visto que depende de dotação orçamentária por parte do Governo do Estado
do Rio Grande do Sul.
d) CEEE – SIAC / BANRISUL
O valor de R$ 2.435 (R$ 3.779 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 3.437 em 01 de janeiro de 2009)
refere-se ao principal e à remuneração de valores aplicados no SIAC / BANRISUL, destinados ao
atendimento da cláusula do Contrato de Constituição de Garantias – CCGs, quando da compra de
energia pela CEEE-D.
e) CEEE BRADESCO
O valor de R$ 9 (R$ 8 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 8 em 01 de janeiro de 2009) refere-se a
valores bloqueados judicialmente, estando estes compondo o saldo de duas contas em fundos de
investimentos no Banco Bradesco, sendo remunerados pela taxa CDI.
f) Repasse de Arrecadação de Contas de Energia
O valor de R$ 27 (R$ 27 em 31 de dezembro de 2009) encontra-se em discussão junto ao Banco
Citibank S/A e refere-se à arrecadação de faturas de energia não repassadas à Companhia Estadual
de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D.
g) Retenção Banco Máxima
O valor de R$ 3.292 (R$ 3.000 em 31 de dezembro de 2009) refere-se à garantia do fiel e pontual
cumprimento das obrigações relativas à captação de empréstimo junto ao Banco Máxima, cujo valor
tem vencimento em 04 de janeiro de 2016.
Notas Explicativas
Página |26
7. Consumidores, Concessionárias e Permissionárias
Os saldos compõem-se de:
CONSOLIDADO
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
Circulante
37.188
34.470
32.270
Suprimento de Energia ...................................................................................................................................................................
48.632
49.462
47.099
Encargo de Uso da Rede ...................................................................................................................................................................
Consumidores ...........................................................................................................................................................................................................................
348.240
335.960
328.954
Concessionárias e Permissionárias ..................................................................................................................
16
7
3.484
Parcelamentos .........................................................................................................................................................................................................................
45.591
52.901
37.769
Energia de Curto Prazo - CCEE .......................................................................................................................................................................................................
5.793
6.761
2.178
Total
485.460
479.561
451.754
Não Circulante
Parcelamentos .........................................................................................................................................................................................................................
131.553
128.484
129.170
Total
131.553
128.484
129.170
a) Consumidores
CONSOLIDADO
31/12/2010
31/12/2009
Residencial ....................................................................................................
134.034
138.425
Industrial ......................................................................................................................................................
55.816
51.805
Comercial Serviços e Outras Atividades ..................................................
74.022
73.156
Rural ....................................................................................................
14.393
14.949
Poder Público ....................................................................................................
55.060
22.358
Iluminação Pública .................................................................................................... 10.195
30.509
Serviço Público ..............................................................................
4.720
4.758
348.240
335.960
01/01/2009
126.598
45.967
70.158
18.093
29.932
33.890
4.316
328.954
b) Concessionárias e Permissionárias
CONSOLIDADO
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
Irrigação e Aquicultura ..................................................................................................................... 2.789
Red. Tarifa de Uso Sistema de Transmissão .....................................................................................................................................................
695
Permissionárias ..................................................................................................................................
16
7
Total
16
7
3.484
c) Energia de Curto Prazo – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
O valor de R$ 5.793 (R$ 6.761 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 2.178 em 01 de janeiro de 2009)
refere-se à energia vendida no mercado de curto prazo, conforme informações divulgadas pela
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.
Notas Explicativas
Página |27
d) Parcelamentos
Os saldos compõem-se de:
Circulante
Parcelamentos
Parcelamentos
Parcelamentos
Parcelamentos
Parcelamentos
CONSOLIDADO
Nota
Explicativa
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
com Prefeituras Municipais ....................................................................................................
0
18.069
17.732
com Consumidores Diversos ....................................................................................................
0
10.526
9.059
com Governo do Estado - Débitos de Energia ...............................................................................
46
13.778
com Consumidores Industriais....................................................................................................
0
5.421
4.761
Diversos ....................................................................................................
0
11.575
7.571
45.591
52.901
19.278
7.746
3.771
6.974
37.769
CONSOLIDADO
Nota
Explicativa
Não Circulante
Parcelamentos
Parcelamentos
Parcelamentos
Parcelamentos
Parcelamentos
Parcelamentos
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
com Prefeituras Municipais ...............................................................................................................................................................
0
69.757
74.932
66.823
com Consumidores Diversos ............................................................................................................................................................
0
13.250
15.189
11.965
com Governo do Estado - Débitos de Energia ..................................................................................................................................
46
4.768
4.768
24.546
com Governo do Estado - FAMURS ..................................................................................................................................................
46
17.178
17.178
13.363
com Consumidores Industriais ..........................................................................................................................................................
0
9.826
9.221
9.423
Diversos ............................................................................................................................................................................................
0
16.774
7.196
3.050
131.553
128.484
129.170
d.1) Parcelamentos com Prefeituras Municipais
Refere-se a parcelamentos de débitos efetuados com prefeituras municipais, os quais são indexados
pelo IGP-M, com juros de até 1% ao mês, tais contratos possuem cláusula que contemplam desconto
para prefeituras que se mantiverem adimplentes.
A Companhia constituiu provisão para perdas considerando a expectativa de realização destes
parcelamentos.
d.2) Parcelamentos com Consumidores Diversos
Refere-se, principalmente, a parcelamentos de débitos com arrozeiros, hospitais e consumidores em
geral, para aquelas negociações que demandam cálculos diferenciados daqueles parametrizados,
face ao perfil da dívida bem como do cliente. Dentre estes contratos, alguns se encontram em
cobrança judicial.
A Companhia constituiu provisão para perdas considerando a expectativa de realização destes
parcelamentos.
d.3) Parcelamentos com Governo do Estado - Débitos de Energia
Durante as negociações do Termo de Acordo entre a Companhia Estadual de Distribuição de Energia
Elétrica - CEEE-D e o Estado do Rio Grande do Sul, para liquidação dos débitos vencidos, oriundos
das faturas de energia elétrica, o Estado levantou a hipótese de que poderiam existir valores pagos
incluídos no montante do débito, devido sua forma de realizar seus pagamentos. Em razão disso, a
Companhia decidiu manter registrado o montante original de R$ 49.885 e a classificação no ativo
realizável a longo prazo.
Em julho de 2007, foi constituído Grupo de Trabalho pela CEEE-D que teve por objetivo rever o
Contrato assinado em 2002. O Grupo concluiu que grande parte do valor da dívida do Governo do
Estado referia-se a multas e juros do Setor Elétrico, totalizando o valor de R$ 25.339, valores estes
Notas Explicativas
Página |28
não reconhecidos pelo Governo do Estado como débito de energia. Este valor foi provisionado
exercício de 2007, permanecendo a receber o valor de R$ 24.546.
Em 15/09/2009 a ANEEL anuiu o Termo de Acordo, celebrado entre a Companhia Estadual
Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D e o Governo do Estado do Rio Grande do Sul, no valor
R$ 19.778, cujo montante será liquidado por meio de compensação tributária, pelo prazo de
meses, conforme demonstrado:
Da ta d o E ve nto
de z/20 0 2
de z/20 0 7
se t/20 0 9 a d ez/2 00 9
j an /20 1 0 a d ez/2 01 0
Hi stór ico
R eg istr o d e P a rce la me n tos
M ul ta e J ur os P ro visi on a do s
S a ld o a Re ce be r
C om pe n sa ção d e ICM S
C om pe n sa ção d e ICM S
S a ld o a Re ce be r
NÃ O C IR CUL A NTE ........................................................................................................
no
de
de
12
V al or
4 9.8 8 5
(2 5.3 3 9)
2 4.5 4 6
( 6.0 0 0)
(1 3.7 7 8)
4.7 6 8
4.7 6 8
d.4) Parcelamentos com Governo do Estado – FAMURS
Refere-se a parcelamentos de débitos de Prefeituras Municipais, firmados em 1997, pela Lei Estadual
nº 11.018, de 23 de setembro 1997, intermediados pela Federação das Associações de Municípios do
Estado do Rio Grande do Sul - FAMURS assumidos pelo Estado do Rio Grande do Sul, com garantia
no repasse de ICMS aos respectivos Municípios.
Os valores estavam indexados pela UFIR e posteriormente pela UPF/RS, e foram repactuados
através de Termo de Acordo em dezembro de 2002 com carência de 12 meses e 48 parcelas
mensais e consecutivas, vencendo a primeira em janeiro de 2004, indexados pelo IGP-M, mais juros
de 0,5% ao mês, com a interveniência do Banco do Estado do Rio Grande do Sul S/A – BANRISUL.
Em 07 de outubro de 2004, através do Decreto n° 43.376, foi modificado o Regulamento do ICMS,
incluindo a permissão de compensação, pelas empresas concessionárias de serviço público, de
débitos relativos ao ICMS com créditos vencidos junto a Fazenda Pública Estadual, condicionada à
celebração do Termo de Acordo com o Estado do Rio Grande do Sul. A Companhia firmou Termo de
Acordo em 28 de outubro de 2004 para compensação de parte do crédito tributário da Fazenda
Estadual relativo ao ICMS futuro com o parcelamento a receber pela Companhia. Até o presente foi
compensado o montante de R$ 78.067.
d.5) Parcelamentos com Consumidores Industriais
Os valores de R$ 5.421 (R$ 4.761 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 3.771 em 01 de janeiro de
2009) registrados no Ativo Circulante, e R$ 9.826 (R$ 9.221 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 9.423
em 01 de janeiro de 2009), no Ativo Não Circulante, referem-se a parcelamento de débitos com
energia elétrica de instalações consumidoras industriais.
d.6) Parcelamentos Diversos
Os valores de R$ 11.575 (R$ 7.571 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 6.974 em 01 de janeiro de
2009) registrados no Ativo Circulante e R$ 16.774 (R$ 7.196 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 3.050
em 01 de janeiro de 2009), no Ativo Não Circulante, referem-se a parcelamentos de débitos
efetuados a partir de 2003, de clientes das classes residencial, industrial, comercial e rural.
Notas Explicativas
Página |29
8. Títulos de Créditos a Receber
O valor de R$ 505 (R$ 873 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 527 em 01 de janeiro de 2009)
registrado no Ativo Circulante e R$ 544 (R$ 806 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 1.114 em 01 de
janeiro de 2009) registrado no Ativo Não Circulante refere-se a parcelamentos relativos à venda de
ativos e cobrança de avarias causadas por terceiros em bens da Companhia.
9. Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa
Os saldos na CEEE-D compõem-se de:
CONSUMIDORES POR CLASSE
Saldo 01/01/2009
Adições
Exclusões
Saldo 31/12/2009
Residencial ........................................................................................................................................................................................................
25.649
6.652
(905)
31.396
Industrial ........................................................................................................................................................................................................
11.591
3.090
(392)
14.289
Comercial Serviços e Outras Atividades .....................................................................................................................................................................................
9.527
2.567
(4.307)
7.787
Rural ........................................................................................................................................................................................................
2.483
485
(94)
2.874
Poder Público, Iluminação Pública e Serviço Público ..............................................................................................................................................................
49.638
12.660
(14.806)
47.492
Títulos de Créditos a Receber .......................................................................................................................................................................................................
16.469
10.351
(2.132)
24.688
Diversos ........................................................................................................................................................................................................
2.083
262
(364)
1.981
Total
117.440
36.067
(23.000)
130.507
CONSUMIDORES POR CLASSE
Saldo 01/01/2010
Adições
Exclusões
Saldo 31/12/2010
Residencial ........................................................................................................................................................................................................
31.396
2.238
(4.417)
29.217
Industrial ........................................................................................................................................................................................................
14.289
3.548
(7.827)
10.010
Comercial Serviços e Outras Atividades .....................................................................................................................................................................................
7.787
4.992
(2.354)
10.425
Rural ........................................................................................................................................................................................................
2.874
31
(1.687)
1.218
Poder Público, Iluminação Pública e Serviço Público ..............................................................................................................................................................
47.492
13.138
(8.402)
52.228
Títulos de Créditos a Receber ......................................................................................................................................................................................................
24.688
12.815
(5.520)
31.983
Diversos ........................................................................................................................................................................................................
1.981
260
(205)
2.036
Total
130.507
37.022
(30.412)
137.117
Foram incluídos os valores totais dos créditos junto aos consumidores residenciais que apresentam
débitos vencidos há mais de 90 dias; consumidores comerciais vencidos há mais de 180 dias;
consumidores industriais e rurais vencidos há mais de 360 dias, e títulos de créditos a receber de
diversas classes de consumidores vencidos há mais de 90 dias.
Para os créditos de responsabilidade dos Poderes Públicos, foi efetuada análise e constituição de
provisão considerando a expectativa de perdas na realização desses créditos, que considerou as
negociações realizadas e em andamento junto às prefeituras e ao Estado do Rio Grande do Sul.
O saldo da CEEE-GT no montante de R$ 1.656 em 31 de dezembro de 2010 (R$ 1.402 em dezembro
de 2009 e R$ 1.227 em 01 de janeiro de 2009) refere-se à provisão de recebíveis relativos a valores
de concessionárias, permissionárias diversas e consumidores livres vencidos há mais de três meses.
Notas Explicativas
Página |30
10. Créditos Tributários
Os saldos compõem-se de:
CONSOLIDADO
Circulante
31/12/2010
31/12/2009 01/01/2009
PASEP/COFINS a compensar.....................................................................................................
352
352
432
ICMS a compensar ..............................................................................................................................................................................................
15.780
13.186
13.836
IRPJ e CSLL a compensar ................................................................................................................................................................................
22.453
13.023
8.145
Outros Créditos a Compensar .........................................................................................................................................................................
1.276
1.237
886
Total
39.861
27.798
23.299
CONSOLIDADO
Não Circulante
31/12/2010
31/12/2009 01/01/2009
PASEP/COFINS a compensar..................................................................................................
2.748
2.748
2.706
ICMS a compensar ..............................................................................................................................................................................................
11.210
15.986
12.915
IRPJ e CSLL a compensar ................................................................................................................................................................................
28.887
28.192
0
Outros Créditos a Compensar .........................................................................................................................................................................
2.476
2.475
2.474
Total
45.321
49.401
18.095
No que se refere aos créditos de longo prazo, principalmente aqueles ligados ao ICMS, sua
expectativa de realização é de 04 (quatro) anos, conforme dispositivo legal estabelecido na Lei
Complementar nº 87/96, que permite a constituição e respectiva fruição deste crédito tributário.
11. Estoques
Os saldos compõem-se de:
CONSOLIDADO
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
Estoque de Operação ..............................................................................................................................................................................
16.880
20.527
22.624
(-) Provisão para Perdas .........................................................................................................................................................................
(437)
(656)
(668)
Total
16.443
19.871
21.956
Os saldos de estoque referem-se a materiais destinados à manutenção das operações, em processo
de classificação, resíduos e sucatas e destinados à alienação, todos valorados a preço médio e
deduzidos das provisões para perdas.
O valor de R$ 6.396 em 31 de dezembro de 2010 (R$ 6.250 em 31 de dezembro de 2009) refere-se
aos materiais em almoxarifado reconhecidos no custo do serviço.
Notas Explicativas
Página |31
12. Outros Créditos a Receber
Os saldos compõem-se de:
CONSOLIDADO
Cirulante
Nota
Explicativa
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
46
9.670
2.183
1.484
Programa RELUZ ................................................................................................................................................................................................
0
6.513
10.586
9.104
Programa de Eficiência Energética - PEE ............................................................................................................................................................
0
5.772
4.036
4.377
Pesquisa e Desenvolvimento - P&D ....................................................................................................
0
912
1.104
1.168
Adiantamento a Fornecedores ....................................................................................................
0
4.562
9.549
Subvenção à Receita Baixa Renda - Tarifa Social ....................................................................................................
0
4.465
4.302
3.591
Adiantamento a Empregados ....................................................................................................
46
4.633
Empréstimo Compulsório ELETROBRÁS ....................................................................................................
0
5.067
4.239
4.891
Aluguel Postes/Servs.Prestados ........................................................................................................................................................................
0
1.855
1.786
1.510
Cedência Funcionários ........................................................................................................................
37
10.999
9.098
3.252
Fundo de Investimento em Direitos Creditórios - FIDC ....................................................................................................
46
3.438
27.713
Subvenção ELETROBRÁS CDE - PLT ....................................................................................................
46
637
Convênio SEINFRA/CEITEC ......................................................................................
0
3.289
3.515
657
Serviços Próprios em Curso .....................................................................................................................
0
5.506
13.816
7.844
Investimentos .....................................................................................................................
0
18.462
14.104
16.088
Outros Devedores ..............................................................................................................................................................................................
Total
72.510
77.406
95.861
CONSOLIDADO
Não Circulante
Nota
Explicativa
31/12/2010
31/12/2009
Fornecedores - Contrato 1000-1001-87.....................................................0
39.941
39.941
Quotas Subordinadas - FIDC ...................................................................................................................
37
34.525
42.075
Quota ESS ..................................................................................................................
0
13.207
13.207
Outros.................................................................................................................
0
4.109
3.704
91.782
98.927
01/01/2009
39.941
22.425
13.207
3.459
79.032
a) Programa RELUZ
O valor de R$ 9.670 (R$ 2.183 em 31 de dezembro 2009 e R$ 1.484 em 01 de janeiro de 2009)
refere-se ao Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente – RELUZ que tem como objetivo
promover a modernização e melhoria da eficiência energética do sistema de iluminação pública nos
municípios, através da substituição dos equipamentos atuais por tecnologias mais eficientes, visando
combater o desperdício de energia elétrica, a serem reembolsados pelas Prefeituras.
b) Programa de Eficiência Energética – PEE
O valor de R$ 6.513 (R$ 10.586 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 9.104 em 01 de janeiro de 2009)
refere-se à aplicação dos recursos provenientes dos Programas de Eficiência Energética, que visam
demonstrar à sociedade a importância e a viabilidade econômica de ações de combate ao
desperdício de energia elétrica.
c) Pesquisa e Desenvolvimento – P&D
O valor de R$ 5.772 (R$ 4.036 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 4.377 em 01 de janeiro de 2009)
refere-se a projetos de Pesquisa e Desenvolvimento destinados à capacitação e desenvolvimento
tecnológico da Companhia, visando a geração de novos processos ou produtos, ou o aprimoramento
de suas características.
Notas Explicativas
Página |32
d) Subvenção à Receita Baixa Renda – Tarifa Social
O valor de R$ 4.562 em 31 de dezembro de 2009 (R$ 9.549 em 01 de janeiro de 2009) refere-se ao
resultado gerado entre os aumentos e reduções de receita decorrentes da classificação dos
consumidores residenciais na subclasse baixa renda, conforme Resolução Normativa nº 89 de 25 de
outubro de 2004 e Resolução nº 514 de 16 de setembro de 2002 da Agência Nacional de Energia
Elétrica - ANEEL.
e) Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios – FIDC
O valor de R$ 10.999 (R$ 9.098 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 3.252 em 01 de janeiro de 2009)
refere-se ao montante retido em excesso as parcelas liquidadas, permanecendo aplicado no Fundo
para liquidação de parcelas futuras avaliados pelo valor de custo.
f) Convênio SEINFRA/CEITEC
O valor de R$ 637 em 31 de dezembro de 2009 refere-se ao saldo a receber referente à participação
do Estado do Rio Grande do Sul na construção de dois alimentadores de 13,8kV para uso da CEITEC
S.A.. O investimento visa permitir a realização das atividades dessa empresa, voltadas à pesquisa e
implantação de processo produtivo, com ênfase na geração de produtos e processos diferenciados
na área de microeletrônica. A obrigação do Estado com a Companhia Estadual de Distribuição de
Energia Elétrica - CEEE-D foi firmada através do Convênio SEINFRA/CEITEC S.A./CEEE-D/SCT
FPE Nº 38/2009, de 25 de agosto de 2009.
g) Serviços Próprios em Curso
O valor de R$ 3.289 (R$ 3.515 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 657 em 01 de janeiro de 2009)
refere-se, principalmente, à aplicação de recursos em pessoal, material e serviços utilizados na
execução do serviço de transformação, fabricação e reparo de materiais. Na conclusão dos serviços
os materiais são transferidos para o estoque operacional.
h) Fornecedores – Contratos 1000-1001/87
O valor de R$ 39.941 refere-se as notas fiscais vinculadas aos Contratos 1000/87 (Consórcio Sulino)
e 1001/87 (Consórcio Conesul) que tratam do fornecimento de equipamento e materiais para
instalação de seis subestações, cujas obras civis e montagens foram de responsabilidade da
Companhia e a construção de cinco subestações com fornecimento de equipamentos em empreitada
global na modalidade turn-key. Estes contratos estão sendo questionados através de uma ação cível
pública cujo objeto é a declaração de nulidade dos referidos contratos e a devolução dos valores
pagos a maior, encontrando-se atualmente na fase de cálculo pericial. Quando do ingresso de ação
judicial ou pagamentos foram suspensos. Este valor está igualmente registrado no passivo não
circulante, conforme nota explicativa nº 35.
i) Quotas Subordinadas – FIDC
O valor de R$ 34.525 em 31 de dezembro de 2010 (R$ 42.075 em 31 de dezembro de 2009 e R$
22.425 em 01 de janeiro de 2009) refere-se à aquisição de Quotas Subordinadas do FIDC II e IV,
sendo seu valor de mercado em dezembro de 2010 de R$ 41.662.
j) Quota ESS
O valor de R$ 13.207 em 31 de dezembro de 2010, 2009 e 01 de janeiro de 2009, referem-se à
Quota ESS - CVA – período Setembro/2000 a Setembro de 2002 a compensar.
Notas Explicativas
Página |33
13. Nota Técnica Revisão/Reajuste Tarifário
Os saldos compõem-se de:
31/12/2010
CONSOLIDADO
31/12/2009
01/01/2009
CVA e Itens Financeiros - Res. Homologatória nº 715/2008...............
43.755
CVA e Itens Financeiros - Res. Homologatória nº 895/2009................................................................................................
43.327
CVA e Itens Financeiros - Res. Homologatória nº 1074/2010................................................................................................
44.906
-
Total
44.906
43.327
43.755
Em outubro de 2010 com o pronunciamento da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
através da Nota Técnica nº 318/2010-SRE/ANEEL, de 08 de outubro de 2010, foram homologados os
valores ativos e passivos a título de CVA e Itens Financeiros.
14. Conta de Resultado a Compensar – CRC
O saldo de R$ 3.441.075 em 31 de dezembro de 2010 e de 2009 refere-se à Ação Ordinária
ingressada em março de 1993 contra a União Federal pleiteando o reconhecimento da Conta de
Resultados a Compensar – CRC, cuja decisão favorável à Companhia Estadual de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT transitou em julgado no âmbito do Supremo Tribunal
Federal em 31 de março de 2009, caracterizando um direito não passível de questionamento.
Na referida decisão, foi reconhecido o direito de a Companhia registrar como custo do serviço os
valores relativos à complementação e suplementação de aposentadoria de seus empregados exautárquicos, com suas respectivas correções monetárias e juros moratórios dos exercícios de 1981 a
1993, para fins de ajustes na Conta de Resultados a Compensar – CRC e Reserva Nacional de
Compensação e Remuneração – RENCOR.
A realização deste crédito será efetuada conforme o estabelecido na Lei Federal nº 8.631, de 04 de
março de 1993, alterada pela Lei Federal nº 8.724, de 28 de outubro de 1993, ou seja, através da
compensação de dívidas da Companhia com a União, e o saldo com a autorização do Tesouro
Nacional para compensação com tributos e/ou abatimento da dívida do Estado do Rio Grande do Sul.
Em virtude da desverticalização, a Lei Estadual nº 12.593/06 concedeu ao Poder Executivo a
possibilidade de adquirir, pelo seu valor de face, a título oneroso, os direitos da Companhia Estadual
de Energia Elétrica - CEEE ou das empresas resultantes da reestruturação de que trata esta Lei, que
sejam provenientes dos saldos credores da Conta de Resultados a Compensar – CRC.
Concomitantemente ao trâmite da ação de liquidação de sentença por artigos, foi contratado perito
contábil para quantificar os valores na forma prevista na Lei nº 8.631/93 (com as alterações da Lei nº
8.724/93), conforme determina Acórdão do STJ. O trabalho pericial apresentado quantificou o crédito
em favor da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT
correspondendo a 40% do valor da ação e da Companhia Estadual de Distribuição de Energia
Elétrica – CEEE-D correspondendo a 60%, conforme definido na Proposta de Justificação de Cisão.
O processo de liquidação da sentença encontra-se em andamento no Tribunal Regional Federal da 4ª
Região, O juízo de primeira instância, em 18 de junho de 2010, determinou a inclusão da ANEEL no
pólo passivo da lide e para que considerasse no cálculo de liquidação redutor de 25% sobre os
créditos da conta de resultados a compensar, medida já adotada pela Companhia no reconhecimento
do crédito em 31/12/2009. Em 28 de setembro de 2010 a 3º Turma do Tribunal Regional Federal da
4ª Região apreciou o mérito do agravo de instrumento interposto pela União e decidiu pela exclusão
da ANEEL como litisconsorte passivo. O processo atualmente está concluso para análise pelo Juiz.
Notas Explicativas
Página |34
15. Pagamentos Antecipados
O valor de R$ 673 (R$ 523 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 7.264 em 01 de janeiro de 2009),
corresponde à apropriação das quotas de custeio PROINFA relativo às concessionárias do serviço
público de transmissão que atendam consumidor livre e/ou autoprodutor com unidade de consumo
conectada às instalações de Rede Básica do Sistema Interligado Nacional e aos Encargos do
Consumidor a Compensar – RGR.
16. Comercialização de Energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
O valor de R$ 161.843 (R$ 85.942 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 85.105 em 01 de janeiro de
2009) refere-se à Energia Vendida no Curto Prazo – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
- CCEE, conforme nota explicativa nº 50.
A Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D, em 30 de setembro de 2010
atualizou os saldos registrados nas Demonstrações Financeiras de acordo com o Despacho ANEEL
2.517 de 26 de agosto de 2010, conforme demonstrado:
CONSOLIDADO
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
Saldo Inicial .....................................................................................................................................................................................................
85.942
85.105
83.765
Atualização .......................................................................................................................................................................................................
79.320
4.899
4.866
Recebimento ...................................................................................................................................................................................................
304
(10)
(233)
Perdas ........................................................................................................................................................................................................
(3.723)
(4.052)
(3.293)
Saldo Final
161.843
85.942
85.105
17. Depósitos Judiciais
O valor de R$ 48.122 (R$ 21.966 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 21.071 em 01 de janeiro de
2009) refere-se a depósitos judiciais dos processos de natureza trabalhista e cível que não possuem
perda provável. Os demais depósitos judiciais estão apresentados de forma dedutiva, retificando os
saldos das Provisões para Contingências Passivas a que se referem. (Vide nota explicativa n° 33).
18. Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos
Representam o imposto de renda e a contribuição social diferidos, calculados sobre provisões
temporariamente não dedutíveis, prejuízos fiscais a compensar e base negativa de contribuição
social, controladas na Parte “B” do LALUR, cuja dedutibilidade ocorrerá através dos pagamentos
efetivos, ou da reversão dessas provisões.
O imposto de renda é calculado à alíquota de 15% considerando o adicional de 10%, sobre o
excedente de R$ 240 sobre o lucro, e a contribuição social à alíquota de 9%.
Notas Explicativas
Página |35
a) Base de Cálculo dos Créditos Fiscais Diferidos
CONSOLIDADO
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
Provisão Ex-Autárquicos (Lei 3.096/56)................................................................................................
869.240
891.898
852.962
Provisão para Contingências Trabalhistas..........................................................................................................
551.477
531.532
465.578
Provisão para Contingências Fiscais e Cíveis.....................................................................................
209.193
181.412
161.331
Outras Provisões............................................................................................................................................
2.929
2.917
2.736
Base de Cálculo das Dif erenças Temporárias......................................................................................................................................
1.632.839
1.607.759
1.482.607
Alíquota Aplicável (IR e CS)...........................................................................................................
34%
34%
34%
Total do Crédito Fiscal Dif erido sobre Diferenças Temporárias.......................................................................
555.165
546.639
504.087
Base Negativa da Contribuição social..........................................................................
61.099
Alíquota Aplicável (9%)...........................................................................................................
5.498
Prejuizos Fiscais a Compensar............................................................
195.580
Alíquota Aplicável (25%)...........................................................................................................
48.895
Total do Crédito Fiscal Dif erido sobre Prejuízos Fiscais e Base Negativa
54.393
da CSL...................................................................................
-
-
-
-
Parcela não realizada no período de 5 anos(Inst. CVM 371/02)..................................................
(130.885)
(136.749)
(174.726)
Saldo Contábil.....................................................................................................................................................
478.673
409.890
329.361
478.673
409.890
329.361
Total IRPJ e CSSL Diferidos.........................................................................................................................................................................
478.673
409.890
329.361
b) Estimativa de Realização dos Créditos Fiscais Diferidos
% de
R$
Realização
Exercício de 2011...........................................................................................................................................................................................
30,99%
116.339
21,23%
84.085
Exercício de 2012...........................................................................................................................................................................................
Exercício de 2013 ..........................................................................................................................................................................................
17,83%
105.467
Exercício de 2014...........................................................................................................................................................................................
15,27%
86.382
14,68%
86.400
Exercício de 2015...........................................................................................................................................................................................
100,00%
478.673
A estimativa de realização dos créditos fiscais foi definida de acordo com as premissas elaboradas
pela Companhia e aprovadas pela Administração. As premissas foram elaboradas por segmento
sendo:
- Distribuição: o crescimento médio de mercado, crescimento marginal dos custos operacionais para
fazer frente ao crescimento de mercado e os custos de financiamentos já existentes.
- Geração: os contratos existentes em ambiente regulado e livre, além do aumento da capacidade de
geração, assim como a recontratação dos produtos existentes.
- Transmissão: os valores relativos à receita permitida sobre as subestações e linhas de transmissão
existentes, mais a receita de conexão da transmissão com a distribuição e a geração. Este estudo foi
atualizado com intuito de ajustar as premissas considerando o prazo de concessão.
c) Créditos Tributários sobre Prejuízos Fiscais a Compensar e Bases de Cálculo Negativas da
Contribuição Social
Em 31 de Dezembro de 2010, a Concessionária CEEE-D apresentava saldo de prejuízos fiscais a
compensar e base negativa de contribuição social de R$ 240.093.
A Concessionária CEEE-GT apresentava saldo de prejuízos fiscais a compensar e base negativa de
contribuição social. Conforme a legislação vigente, o limite de compensação destes prejuízos é de
30% do lucro real apurado em cada exercício. Estes valores não têm prazo de prescrição e os
respectivos créditos fiscais, foram constituídos nos montantes compensáveis considerando o prazo
da Concessão.
Notas Explicativas
Página |36
18.1. Base de Cálculo dos Passivos Fiscais Diferidos
Os saldos de R$ 91.633 (R$ 106.703 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 121.772 em 01 de janeiro de
2009) refere-se ao reconhecimento de IRPJ e CSLL sobre os ajustes de avaliação patrimonial
decorrentes da adoção do Custo Atribuído para as usinas de geração. A realização do passivo fiscal
diferido se dará na proporção em que estes ativos forem sendo depreciados.
CONSOLIDADO
31/12/2009
31/12/2010
Ajuste de Avaliação Patrimonial (Custo
Atribuido)
Base de Cálculo
269.508
269.508
313.831
313.831
358.154
358.154
34%
34%
34%
91.633
106.703
121.773
Alíquota Aplicável (IR e CS)
Total do Passivo Fiscal Diferido
01/01/2009
a) Estimativa de Realização do Passivo Fiscal Diferido
A Administração estimou a realização do passivo fiscal diferido nos exercícios futuros:
% de
realização
R$
16%
16%
15%
14%
8%
31%
15.070
14.270
13.844
12.762
7.038
28.649
100%
91.633
Exercício de 2011............................................................
Exercício de 2012...........................................................
Exercício de 2013............................................................
Exercício de 2014............................................................
Exercício de 2015............................................................
Exercícios após 2015......................................................
19. Concessão
19.1. Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D
Os bens relacionados ao contrato de concessão estão segregados entre ativo intangível líquido e
ativo financeiro e estão representados como segue:
31/12/2010
Ativo Intangível
Ativo Financeiro
440.668
518.880
959.548
31/12/2009
438.660
470.973
909.633
01/01/2009
421.933
406.749
828.682
A Administração entende que o acordo de concessão atende as condições para aplicação da
Interpretação Técnica ICPC 01 – Contratos de Concessão, que orienta os concessionários sobre a
forma de contabilização de concessões de serviços públicos à entidades privadas.
Foram considerados como ao alcance da ICPC 01 somente aqueles ativos exclusivamente à serviço
da concessão e contemplados na Base de Remuneração Regulatória da Controlada. Os ativos
administrativos e do apoio em geral, sobre os quais a Concessionária não recebe remuneração e que
Notas Explicativas
Página |37
são considerados como integrantes da “Empresa de Referência” para fins de Revisão ou Reajuste
Tarifário permanecem como ativo imobilizado ou intangível.
Com base na análise do Contrato de Concessão, a Administração entende que a indenização devida
pelo Poder Concedente ao final da concessão representa um direito incondicional de receber caixa ou
outro ativo financeiro, e que a aplicação do modelo “bifurcado” é o que melhor representa o negócio
de Distribuição de Energia Elétrica, abrangendo:
a.1) a parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados ou depreciados até o final
da concessão que deve ser classificada como ativo financeiro por ser um direito incondicional de
receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente do poder concedente; e
a.2) a parcela remanescente à determinação do ativo financeiro (valor residual) que deve ser
classificada como ativo intangível em virtude de a sua recuperação estar condicionada à utilização do
serviço público, neste caso, pelo consumo de energia pelos consumidores.
A Administração entende ser impraticável a aplicação retroativa da norma e a Controlada adotou, na
data de transição para a ICPC 01, os valores contábeis anteriores dos ativos financeiros e intangíveis,
independente de suas classificações anteriores.
A mutação dos bens da concessão, representados pelo ativo intangível e ativo financeiro está
demonstrada abaixo:
Composição e bifurcação dos saldos no balanço de abertura:
Imobilizado
Intangível
Financeiro
Total
Saldo em 01/01/2009 da infraestrutura
ao alcance da ICPC 01
826.679
2.003
Bifurcação (aplicação ICPC 01)
(826.679)
419.930
406.749
421.933
406.749
Saldo em 01/01/2009 da infraestrutura ao alcance da
ICPC 01 - Reapresentado
Notas Explicativas
-
-
828.682
-
828.682
Página |38
A mutação dos bens da concessão, representados pelo ativo intangível da concessão e ativo
financeiro indenizável está demonstrada a seguir:
Infraestrutura no Escopo da ICPC 01
Ativo
Ativo Financeiro
Intangível
Indenizável
Total
Custo
Saldo em 01 de janeiro de 2009 - Reapresentado
Serviços de Construção e Melhorias
Amortização por Baixas/Desativação
Transferência para Ativo Financeiro
Saldo em 31 de dezembro de 2009 - Reapresentado
Serviços de Construção e Melhorias
1.240.760
406.749
149.841
-
(9.353)
(65.446)
1.315.802
149.841
(1.222)
121.328
(10.575)
65.446
470.973
1.786.775
-
Amortização por Baixas/Desativação
(17.191)
Transferência para Ativo Financeiro
(49.300)
Saldo em 31 de dezembro de 2010
1.647.509
1.370.639
121.328
(1.393)
(18.584)
49.300
518.880
1.889.519
Amortização e perdas por redução do valor recuperável
Saldo em 01 de janeiro de 2009 - Reapresentado
Amortização do período
Amortização por Baixas/Desativação
Saldo em 31 de dezembro de 2009 - Reapresntado
Amortização do período
Amortização por Baixas/Desativação
Saldo em 31 de dezembro de 2010 - Reapresentado
(818.827)
(66.495)
8.180
-
(818.827)
-
(66.495)
-
8.180
(877.142)
-
(877.142)
(68.584)
-
(68.584)
15.755
-
(929.971)
15.755
-
(929.971)
Valor contábil
Em 1° de janeiro de 2009 - Reapresentado
421.933
406.749
828.682
Em 31 de dezembro de 2009 - Reapresentado
438.660
470.973
909.633
Em 31 de dezembro de 2010
440.668
518.880
959.548
Os bens referentes aos contratos de concessão estão constituídos em termo da natureza dos ativos
que compõe:
Infraestrutura no Escopo da ICPC 01
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
Linhas, Redes, Subestações e Sistema de Transmissão
Associado - Faixas de Servidão
1.897
1.845
2.003
Linhas, Redes, Subestações e Sistema de Transmissão
Associado - em operação
1.819.565
1.767.768
1.659.285
(-) Depreciação Acumulada
(938.655)
(881.263)
(819.377)
(-) Obrigações Especiais
(105.116)
(100.654)
(75.157)
Amortização Acumulada Obrigações Especiais
8.684
4.121
550
Linhas, Redes, Subestações e Sistema de Transmissão
Associado - em andamento
188.464
119.773
89.742
(-) Obrigações Especiais - em andamento
(15.291)
Total
959.548
(1.957)
909.633
(28.364)
828.682
Ativo Financeiro
518.880
470.973
406.749
Ativo Intangível
440.668
438.660
421.933
Total
959.548
909.633
828.682
Notas Explicativas
Página |39
19.1.1. Dos bens vinculados à Concessão
De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26/02/1957, os bens e instalações
utilizados na distribuição e comercialização, são vinculados a esses serviços, não podendo ser
retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização
do Órgão Regulador. A Resolução ANEEL nº 20/1999 regulamenta a desvinculação de bens das
concessões do serviço público de energia elétrica, concedendo autorização prévia para
desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando que o
produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão.
19.1.2. Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica
A partir de 01/01/2007, as obrigações vinculadas passaram a ser controladas conforme determina o
Despacho ANEEL nº 3.073, de 28/12/2006, e Ofícios Circulares ANEEL nº 236, nº 296 e nº 1.314, de
08/02/2007, 15/02/2007 e 27/06/2007, respectivamente. As obrigações especiais (não remuneradas)
representam as contribuições da União, dos Estados, dos Municípios e dos Consumidores, bem
como as doações não condicionadas a qualquer retorno em favor do doador e as subvenções
destinadas a investimentos na concessão do serviço público de energia elétrica na atividade de
distribuição.
As obrigações especiais estão sendo amortizadas às mesmas taxas de amortização dos bens que
compõem a infraestrutura, usando-se uma taxa média de 4,41%, a partir do segundo ciclo de revisão
tarifária periódica (outubro de 2008).
Ao final da concessão o valor residual das obrigações especiais será deduzido do ativo financeiro
indenizável.
19.1.3. Valor Recuperável dos Ativos da Concessão
Os ativos da concessão são examinados periodicamente para verificar se existem indicações de que
eles estejam registrados contabilmente por um valor superior àquele passível de ser recuperado por
uso ou por venda.
O valor contábil líquido dos correspondentes ativos é ajustado ao seu valor recuperável, determinado
com base no modelo de fluxos de caixa futuros descontados, sempre que este for inferior ao valor
contábil.
As revisões são efetuadas ao nível de Unidades Geradoras de Caixa, definidas por Contrato de
Concessão para as quais a Controlada consegue atribuir fluxos de caixa futuros significativamente
independentes.
Para fins de análise do valor de recuperação dos ativos, são observadas todas as alterações
adversas ao ambiente empresarial ou regulatório, assim como o seu desempenho, considerando as
seguintes particularidades do setor de energia elétrica:
I) As atividades desenvolvidas são suportadas por um contrato de concessão que tem como objetivo,
dentre outros, assegurar o equilíbrio econômico e financeiro da Concessão;
II) As tarifas devem cobrir os custos necessários ao desenvolvimento das atividades, desde que
assegurado o adequado nível de eficiência e a acuracidade das informações contábeis e financeiras;
III) Custos extraordinários e relevantes e eventuais desajustes econômicos serão objeto de revisão
tarifária;
IV) O contrato de concessão ou permissão é de longo prazo, o que viabiliza melhor planejamento das
atividades;
V) As taxas de depreciação estão em conformidade com o que determina o Órgão Regulador,
levando em consideração a vida útil econômica e estimada dos bens;
VI) Ao término da concessão, os bens retornarão à União, sendo a concessionária devidamente
ressarcida pelo valor desses bens, determinado conforme normas específicas estabelecidas pela
legislação aplicável.
A Controlada apura anualmente o valor recuperável de suas Unidades Geradoras de Caixa e
considera que não existem perdas a serem reconhecidas.
Notas Explicativas
Página |40
19.2. Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT
19.2.1. Ativo Financeiro da Concessão
Composição dos saldos do Ativo Financeiro da Concessão de Transmissão:
Ativo Financeiro da Concessão de Transmissão
31/12/2010
31/12/2009
Reapresentado
01/01/2009
Reapresentado
Circulante
303.624
302.188
289.633
Não Circulante
814.596
723.171
666.139
1.118.220
1.025.359
955.772
Total
A Administração entende que o acordo de concessão atende as condições para aplicação da
Interpretação Técnica ICPC 01 – Contratos de Concessão, que orienta os concessionários sobre a
forma de contabilização de concessões de serviços públicos à entidades privadas.
Foram considerados como ao alcance da ICPC 01 somente aqueles ativos exclusivamente à serviço
da concessão sob os quais a Concessionária obtém remuneração do capital investido. Os ativos
administrativos e do apoio em geral, sobre os quais a Concessionária não recebe remuneração e que
são considerados como integrantes da parcela da receita Anual Permitida destinada a cobrir os
custos de Operação e Manutenção, entre eles os custos anuais de instalações móveis e imóveis.
Com base na análise do Contrato de Concessão nº 055/2001 e Contrato de Concessão nº 080/2002,
a Administração entende que a aplicação do modelo “financeiro” é o que melhor representa o negócio
de Transmissão de Energia Elétrica, considerando que a infraestrutura construída ou recebida é
recuperada por meio de dois fluxos de caixa:
a.1. parte a ser recebida diretamente dos usuários delegados pelo poder concedente (geradoras,
distribuidoras, consumidores livres, exportadores e importadores) por meio do faturamento mensal da
receita garantida (RAP) durante o prazo de concessão; e
b.1. parte como indenização dos bens reversíveis no final do prazo da concessão, a ser recebida
diretamente do poder concedente ou para quem ele delegar essa tarefa.
A Administração entende impraticável a aplicação retroativa da norma para o Contrato de Concessão
nº 055/2001 e a Controlada adotou, na transição para a ICPC 01, os valores contábeis anteriores dos
ativos financeiros e intangíveis, independente de suas classificações anteriores. O Contrato de
Concessão nº 080/2002 foi recalculado e os ajustes referentes ao reconhecimento da receita
financeira, amortização do ativo financeiro e receita e custo de construção foram classificados em
Resultados de Exercícios Anteriores.
Notas Explicativas
Página |41
Demonstração dos ajustes no balanço de abertura:
Ativo
Ativo
Ativo
Imobilizado
Intangível
Financeiro
Total
Saldo em 01/01/2009 da infra-estrutura
ao alcance da ICPC 01 - Reapresentado
Reclassificação (aplicação ICPC 01)
915.585
33.771
(915.585)
(33.771)
-
949.356
949.356
-
Atualização do Ativo Financeiro - Ex. Anteriores
27.867
27.867
Amortização do Ativo Financeiro - Ex. Anteriores
(21.451)
(21.451)
955.772
955.772
Saldo em 01/01/2009 da infra-estrutura ao alcance da
ICPC 01 - Reapresentado
-
-
O Ativo Financeiro da Concessão é amortizado com base em premissas da Administração que
estabeleceram o valor justo da Receita Anual Permitida a ser destinada à reintegração do capital
investido na infraestrutura. A amortização do ativo financeiro representa cerca de 70% da RAP pelo
Regulador, linearizada, das instalações de Transmissão.
A atualização do Ativo Financeiro das concessões de transmissão é calculada com base na Taxa
Interna de Retorno - TIR de cada contrato de concessão, que é reconhecida no resultado do
exercício.
As adições ou baixas ocorridas por conta de expansão da infraestrutura da Concessão ou de
substituição de itens são incorporadas ou baixadas do saldo do ativo financeiro sempre que alterarem
a geração de fluxo de caixa, seja por meio de incremento da Receita Anual Permitida ou por alteração
do valor de indenização ao final da concessão. Cada vez que é alterado o saldo do ativo financeiro
por conta de adições ou baixas a Concessionária apura a nova TIR que servirá de base para
atualização do Ativo Financeiro.
Movimentação do Ativo Financeiro da Concessão:
Infraestrutura no Escopo da ICPC 01
Contrato
Contrato
055/2001
080/2002
Total
Custo
Saldo em 01 de janeiro de 2009 - Reapresentado
Serviços de Construção e Melhorias
Baixas
Atualização
Saldo em 31 de dezembro de 2009 - Reapresentado
Serviços de Construção e Melhorias
Baixas
Atualização
Saldo em 31 de dezembro de 2010
1.809.369
75.117
(5.252)
61.524
-
1.870.893
75.117
(5.252)
277.063
7.991
285.054
2.156.296
69.515
2.225.811
119.249
-
119.249
268.424
8.047
276.471
2.542.131
77.562
2.619.693
(1.838)
(1.838)
Amortização e perdas por redução do valor recuperável
Saldo em 01 de janeiro de 2009 - Reapresentado
(890.784)
(24.336)
(915.121)
Amortização do período
(282.042)
(7.591)
(289.633)
Baixas
Saldo em 31 de dezembro de 2009 - Reapresentado
Amortização do período
Baixas
Saldo em 31 de dezembro de 2010
4.300
-
4.300
(1.168.526)
(31.927)
(1.200.453)
(294.235)
(7.953)
(302.188)
(39.880)
(1.501.474)
1.167
(1.461.594)
1.167
Valor contábil
Em 1° de janeiro de 2009
918.585
37.188
955.772
Em 31 de dezembro de 2009
987.770
37.588
1.025.358
Em 31 de dezembro de 2010
1.080.537
37.682
1.118.219
Em 31 de dezembro de 2010 - Circulante
295.522
8.102
303.624
Em 31 de dezembro de 2010 - Não Circulante
785.015
29.580
814.596
Notas Explicativas
Página |42
Os saldos do Ativo Financeiro da Concessão de Transmissão estão constituídos em termo da
natureza dos ativos que compõe:
Infraestrutura no Escopo da ICPC 01
2010
Subestações e Linhas de Transmissão - em serviço
(-) Depreciação/Amortização Acumulada
(-) Obrigações Especiais
Subestações e Linhas de Transmissão - em andamento
1.862.672
2009
Reapresentado
1.793.816
(981.098)
(935.055)
(4.694)
(4.694)
186.072
123.770
1.748.891
(893.671)
(4.665)
98.800
(-) Obrigações Especiais - em andamento
(13.748)
Atualização Ativo Financeiro (ICPC 01)
589.392
312.920
27.867
(520.376)
(265.398)
(21.450)
Diferença Amortização Ativo Financeiro (ICPC 01)
Saldo Total
1.118.220
-
01/01/2009
Reapresentado
1.025.359
-
955.772
Curto Prazo
303.624
302.188
289.633
Longo Prazo
814.596
723.171
666.139
1.118.220
1.025.359
955.772
Saldo Total
19.2.2.Vinculação dos Bens à Concessão
De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, os bens e
instalações utilizados na transmissão de energia são vinculados a esses serviços, não podendo ser
retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização
do Órgão Regulador. A Resolução ANEEL nº 20/99, regulamenta a desvinculação de bens das
concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para
desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando ainda,
que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada, para aplicação na referida
concessão.
19.2.3. Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica
A partir de 01/01/2007, as obrigações vinculadas passaram a ser controladas conforme determina o
Despacho ANEEL nº 3.073, de 28/12/2006, e Ofícios Circulares ANEEL nº 236, nº 296 e nº 1.314, de
08/02/2007, 15/02/2007 e 27/06/2007, respectivamente. As obrigações especiais (não remuneradas)
representam as contribuições da União, dos Estados, dos Municípios e dos Consumidores, bem
como as doações não condicionadas a qualquer retorno em favor do doador e as subvenções
destinadas a investimentos na concessão do serviço público de energia elétrica na atividade de
Transmissão.
Ao final da concessão o valor das obrigações especiais será deduzido do ativo financeiro indenizável.
19.2.4. Valor Recuperável dos Ativos da Concessão
Os ativos da concessão são examinados periodicamente para verificar se existem indicações de que
eles estejam registrados contabilmente por um valor superior àquele passível de ser recuperado por
uso ou por venda.
O valor contábil líquido dos correspondentes ativos é ajustado ao seu valor recuperável, determinado
com base no modelo de fluxos de caixa futuros descontados, sempre que este for inferior ao valor
contábil.
As revisões são efetuadas ao nível de Unidades Geradoras de Caixa, definidas por Contrato de
Concessão para as quais a Concessionária consegue atribuir fluxos de caixa futuros
significativamente independentes.
Notas Explicativas
Página |43
Para fins de análise do valor de recuperação dos ativos, são observadas todas as alterações
adversas ao ambiente empresarial ou regulatório, assim como o seu desempenho, considerando as
seguintes particularidades do setor de energia elétrica:
I) As atividades desenvolvidas são suportadas por um contrato de concessão que tem como objetivo,
dentre outros, assegurar o equilíbrio econômico e financeiro da Concessão;
II) As tarifas devem cobrir os custos necessários ao desenvolvimento das atividades, desde que
assegurado o adequado nível de eficiência e a acuracidade das informações contábeis e financeiras;
III) Custos extraordinários e relevantes e eventuais desajustes econômicos serão objeto de revisão
tarifária;
IV) O contrato de concessão ou permissão é de longo prazo, o que viabiliza melhor planejamento das
atividades;
V) As taxas de depreciação estão em conformidade com o que determina o órgão regulador, levando
em consideração a vida útil econômica e estimada dos bens;
VI) Ao término da concessão, os bens retornarão à União, sendo a concessionária devidamente
ressarcida pelo valor desses bens, determinado conforme normas específicas estabelecidas pela
legislação aplicável.
A Concessionária apura anualmente o valor recuperável de suas Unidades Geradoras de Caixa e
considera que não existem perdas a serem reconhecidas.
20. Bens e Direitos Destinados a Alienação
O valor de R$ 2.390 (R$ 3.145 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 3.257 em 01 de janeiro de 2009)
refere-se ao valor de custo dos terrenos e edificações que se encontram sem utilização pela
Companhia e que serão alienados.
21. Ativos Biológicos
Hortos
Florestais
Saldo em 01 de janeiro de 2009
5.731
Mudança no valor justo
6.886
Saldo em 1° de janeiro de 2009 - Reapresentado
12.617
Aumento devido a novos investimentos
1.663
Mudança no valor justo
4.396
Madeira colhida e transf erida para custo de contrução
(4.835)
Saldo em 31 de dezembro de 2009 - Reapresentado
13.841
Aumento devido a novos investimentos
1.783
Mudança no valor justo
3.319
Madeira colhida e transf erida para custo de contrução
(5.044)
Saldo em 31 de dezembro de 2010
13.899
O valor de R$ 13.899 (R$ 13.841 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 12.617 em 01 de janeiro de
2009) contempla os investimentos em hortos florestais de produção, usinas de preservação de
madeira e viveiros de mudas nativas e exóticas. A Companhia desenvolve a tecnologia aplicada,
implementando florestas exóticas e estudando as suas ações e interações ecológicas no conjunto
ambiental. A atividade de produção de madeira preservada compreende desde a colheita da semente
do eucalipto até a fabricação e preservação dos postes utilizados nas redes elétricas.
Notas Explicativas
Página |44
22. Investimentos
22.1 Controladora
Refere-se à participação da CEEE-Par na Companhia Estadual de Geração e Transmissão de
Energia Elétrica - CEEE-GT e na Companhia de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D, com o
percentual de 65,92% no capital social de cada Controlada.
A Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT é uma empresa de
economia mista, responsável pelo serviço público de energia elétrica, integrada pelas áreas de
Geração e Transmissão, originada do processo de reestruturação societária da Companhia Estadual
de Energia Elétrica do Rio Grande do Sul - CEEE, concluído em novembro de 2006.
Já a Companhia de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D é uma empresa organizada em
conformidade com a autorização concedida pela Lei Estadual nº 12.593, de 13 de setembro de 2006
e foi constituída a partir da cisão da Companhia Estadual de Energia Elétrica, conforme Assembléia
Geral Extraordinária realizada em 27 de novembro de 2006 (Ata nº 170), que consignou, nos termos
do artigo 229, § 2º, da Lei 6.404/76, tendo sido observadas todas as formalidades legais para tanto, a
constituição formal da CEEE-D, a qual somente iniciou as atividades previstas no seu objeto social a
partir do dia 1º de dezembro de 2006. Esta mesma AGE aprovou o tratamento das variações
patrimoniais previstos na Proposta e Justificação de Cisão de que os resultados e as variações
patrimoniais que sejam atribuídas à atividade de distribuição de energia elétrica entre o Balanço Base
de Cisão (30 de setembro de 2006) e a data de 30 de novembro de 2006 foram registrados na CEEED.
a) Participações Societárias Permanentes
CONTROLADORA
31/12/2010
31/12/2009
31/12/2009
Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT ....................................................................................................
1.151.512
1.290.489
11.961
Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D ....................................................................................................
1.492.052
1.392.418
383.060
2.643.564
2.682.907
395.021
Notas Explicativas
Página |45
22.2. Consolidado
22.2.1. Composição
31/12/2010
Participações societárias permanentes
Avaliadas pelo método de equivalência patrimonial
Avaliadas pelo método de custo
Outros investimentos
CONSOLIDADO
31/12/2009
296.492
892
20.313
317.697
01/01/2009
278.877
882
21.319
301.078
227.639
878
22.165
250.682
22.2.2 Participações Societárias Permanentes Avaliadas pelo Método de Equivalência Patrimonial
Os saldos compõem-se de participação no capital das seguintes empresas:
31/12/2010
Lote de Mil
ações ou
Participação
quotas
(%)
Maesa
Enercan
Jaguari
Etau
Ceran
Chapecoense
31/12/2009
Lote de Mil ações
ou quotas
Participação
(%)
22.624.633
25.326
1.857.000
3.489.534
153.000.000
540.519.314
6,66%
6,51%
10,50%
10,00%
30,00%
9,00%
6,66%
6,51%
10,50%
10,00%
30,00%
9,00%
22.624.633
25.326
1.857.000
3.489.534
153.000.000
714.509.342
01/01/2009
Lote de Mil
Participação
ações ou
(%)
quotas
22.624.633
25.326
1.857.000
3.489.534
153.000.000
10.000
6,66%
6,51%
10,50%
10,00%
30,00%
9,00%
a) Informações Financeiras das Controladas
Informações 31/12/2010
Capital
social
Maesa
Enercan
Jaguari
Etau
Ceran
Chapecoense
339.808
388.787
17.680
34.895
470.875
714.509
Patrimônio
líquido
publicado
364.348
761.165
13.576
65.414
557.742
712.421
Ajustes
ressalvados
pelo auditor(*)
(23.450)
(5.305)
(44.820)
(13.631)
Patrimônio
líquido
ajustado
364.348
737.715
8.271
65.414
512.922
698.790
Lucro
(prejuízo)
publicado
11.000
137.228
1.773
16.464
52.121
(1.674)
Ajustes
ressalvados
pelo
auditor(*)
(12.190)
(340)
(15.434)
(13.631)
Lucro (prejuízo)
ajustado
11.000
125.038
1.433
16.464
36.687
(15.305)
Informações 31/12/2009
Capital
social
Maesa
Enercan
Jaguari
Etau
Ceran
Chapecoense
339.808
388.787
17.680
34.895
470.875
540.519
Patrimônio
líquido
publicado
353.452
687.334
11.803
64.992
518.000
638.908
Ajustes
ressalvados
pelo auditor(*)
(11.260)
(4.965)
(29.386)
-
Patrimônio
líquido
ajustado
353.452
676.074
6.838
64.992
488.614
638.908
Lucro
(prejuízo)
publicado
31.413
154.798
31
20.541
58.176
(1.958)
Ajustes
ressalvados
pelo
auditor(*)
(11.260)
(29.386)
-
Lucro (prejuízo)
ajustado
31.413
143.538
31
20.541
28.790
(1.958)
Informações 01/01/2009
Capital
social
Maesa
Enercan
Jaguari
Etau
Ceran
Chapecoense
Notas Explicativas
339.808
388.787
17.680
34.895
470.875
406.343
Patrimônio
líquido
publicado
322.049
569.301
11.772
49.597
473.641
237.075
Ajustes
ressalvados
pelo auditor(*)
-
Patrimônio
líquido
ajustado
322.049
569.301
11.772
49.597
473.641
237.075
Página |46
(*) As investidas foram ressalvadas no relatório de seus auditores independentes por não registraram
em suas demonstrações financeiras, os efeitos de:
- Ausência de registro da obrigação do direito de exploração (concessão onerosa), denominado. Uso
do Bem Público - UBP (Enercan, Ceran e Chapecoense).
- Utilização das taxas de depreciação dos bens integrantes do seu ativo imobilizado está de acordo
com as estipuladas pelo poder concedente (ANEEL) e não considerando o prazo de concessão
(Enercan e Ceran).
- O não reconhecimento de provisão para perdas dos saldos de aplicações financeiras junto ao Banco
Santos e o não registro dos tributos, juros moratórios e multas incidentes sobre mútuo financeiro a
pagar firmado entre partes relacionadas (Jaguarí).
Por decisão da administração, para o cálculo de equivalência patrimonial a Concessionária ajustou as
Demonstrações Financeiras das investidas contemplando os efeitos das ressalvas dos Auditores
Independentes.
b) Movimentação dos investimentos
Empresas
Maesa
Enercan
Jaguari
Etau
Ceran
Chapecoense
Empresas
Maesa
Enercan
Jaguari
Etau
Ceran
Chapecoense
Saldos em
31/12/2009
Aumento
de Capital
Equivalência
Patrimonial
Dividendos
Saldos em
31/12/2010
23.533
44.041
718
6.499
146.584
57.502
6.767
732
8.145
150
1.646
11.007
(1.377)
(7)
(4.130)
(1.604)
(3.714)
-
24.258
48.056
868
6.541
153.877
62.892
278.877
6.767
20.303
(9.455)
296.492
Equivalência
Patrimonial
Dividendos
Saldos em
01/01/2009
Aumento
de Capital
21.442
37.085
723
4.960
142.092
21.337
36.341
227.639
36.341
2.091
9.350
(5)
2.054
8.637
(176)
21.951
Saldos em
31/12/2009
(1)
(2.395)
(515)
(4.145)
-
23.533
44.041
718
6.499
146.584
57.502
(7.056)
278.877
b.1) Machadinho Energética S/A – MAESA
Em julho de 1997 foi formalizado contrato de concessão entre o Empreendimento Machadinho,
formado pela TRACTEBEL e Machadinho Energética S.A. – MAESA, e Poder Concedente para
construção e exploração da UHE Machadinho com 1.140 MW de potência, cuja operação comercial
iniciou em 2002.
A CEEE-GT faz parte da MAESA, em 2007 aumentou sua participação societária em 2007 com a
aquisição de parte das ações alienadas pela empresa Centrais Elétricas de Santa Catarina –
CELESC.
Com esta aquisição, a participação da Concessionária na MAESA e por consequência no
Empreendimento Machadinho passou a ser de 6,66% (5,86% anterior) e 5,53% (4,85% anterior)
respectivamente, representando uma potência de 63 MW e energia garantida de 26,16 MW médios.
b.2) Campos Novos Energia S/A – ENERCAN
Refere-se à participação de 6,51% na Empresa Campos Novos Energia S/A – ENERCAN, localizada
no rio Canoas, entre os municípios de Campos Novos e Celso Ramos, no estado de Santa Catarina,
Notas Explicativas
Página |47
através do contrato de concessão nº 43/2000, com a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
A potência instalada corresponde a 880 MW, sendo que a 1ª unidade geradora passou a operar
comercialmente em 03 de fevereiro de 2007, a 2ª unidade em 17 de fevereiro de 2007 e a 3ª unidade
entrou em operação em 09 de maio de 2007.
b.3) Jaguari Energética S/A
Refere-se à participação da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica –
CEEE-GT na Jaguari Energética S/A, para a construção da PCH Furnas do Segredo, localizada no rio
Jaguari, no Estado do Rio Grande do Sul, cujo início das operações ocorreu em setembro de 2005.
Em 30 de agosto de 2004, a participação da Concessionária reduziu de 30% para 14,19% de acordo
com a Resolução de Diretoria nº 2.124, isto porque o Acordo de Quotistas estabelecia que o acionista
Guascor financiaria o capital próprio da Concessionária caso a sociedade obtivesse um financiamento
mínimo de 80%, o qual não foi aprovado pelo BNDES, que financiou 55,2% do projeto.
Em agosto de 2004 foi firmado contrato de empréstimo entre Guascor Serviços Ltda e CEEE-GT, no
valor de R$ 1.857 para integralização do capital social da Concessionária na investida. A
Concessionária pagará a credora através dos dividendos que terá direito do resultado da Jaguari
Energética S/A.
Em novembro de 2006, conforme Resolução de Diretoria nº 486, a Companhia não manifestou
interesse em acompanhar os aportes deliberados pelos demais acionistas da empresa, reduzindo a
participação para 10,5%.
b.4) Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S/A – ETAU
Em 18 de dezembro de 2002, a Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S/A – ETAU, firmou
Contrato de Concessão nº 82/2002 – ANEEL, tendo por objeto a concessão do serviço público de
energia elétrica referente à Linha de Transmissão Campos Novos, Lagoa Vermelha, Santa Marta 230
kV; a entrada em operação ocorreu em 17 de abril de 2005. A Companhia tem participação de 10%
na ETAU, sendo que o capital social correspondente foi integralizado com a emissão de notas
promissórias “pro soluto”, as quais serão resgatadas mensalmente até a quitação de sua parcela no
patrimônio do empreendimento, através do Contrato de Operação e Manutenção ETAU/CEEE-GT.
b.5) Companhia Energética Rio das Antas - CERAN
Refere-se à participação de 30% na Companhia Energética Rio das Antas - CERAN, para
implantação e exploração dos empreendimentos hidrelétricos nas usinas Castro Alves, Monte Claro e
14 de Julho, todas localizadas no Estado do Rio Grande do Sul, cuja potência instalada
corresponderá a 360 MW. Em 29 de dezembro de 2004, entrou em operação comercial a primeira
das duas turbinas da Usina Hidrelétrica Monte Claro e em 29 de novembro de 2006, a segunda
turbina com potência total instalada de 59 MW. Na UHE Castro Alves entrou em operação a primeira
turbina em 04 de março, a segunda em 02 de abril e a terceira em 06 de junho de 2008. A UHE 14 de
Julho iniciou a operação comercial de fornecimento de energia referente à primeira unidade geradora
em 25 de dezembro de 2008 e a segunda em 13 de março de 2009.
b.6) Foz do Chapecó Energia S/A
Em 01 de março de 2007, a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica –
CEEE-GT, juntamente com a CPFL Geração de Energia S/A e a Chapecoense Geração S/A,
assinaram o Acordo de Acionistas da Foz do Chapecó Energia S/A – FCE, sociedade por ações de
propósito específico – SPE, com distrato do consórcio anteriormente formalizado entre as partes.
A Resolução Autorizativa ANEEL nº 879, de 17 de abril de 2007, autorizou a transferência da quotaparte detida pela Chapecoense Geração S/A na concessão do UHE Foz do Chapecó para a Foz do
Notas Explicativas
Página |48
Chapecó Energia S/A – FCE, alterando-se a estrutura acionária, que passou a ter a seguinte
composição: CPFL – 51%, CEEE-GT – 9% e Chapecoense – 40%.
A potência instalada da usina, localizada no rio Uruguai, entre os municípios de Águas de Chapecó
no Estado de Santa Catarina, e Alpestre no Rio Grande do Sul, corresponderá a 855 MW, distribuída
em quatro grupos geradores, e em março de 2011 passou a operar com sua capacidade máxima.
O BNDES aprovou financiamento para o empreendimento na ordem de R$ 1,658 bilhão, cujo prazo
de financiamento é de utilização e carência até 15 de setembro de 2011 e amortização em 192
meses. A Concessionária assinou o contrato na condição de interveniente na operação do
financiamento e aportou capital em dezembro de 2007, no montante de R$ 5,9 milhões, o qual já foi
repassado através de empréstimo do Banco Bradesco diretamente a Foz do Chapecó Energia S/A.
c) Participações Societárias Permanentes Avaliadas pelo Custo
31/12/2010
Centrais Elétricas S.A - ELETROSUL
(-) Provisão Desvalorização ELETROSUL
Piratini Energia S.A
Transmissora Porto Alegrense LTDA.
Outros Investimentos Avaliados pelo Custo
(-) Provisão Desvalorização Outros Investimentos
Saldos Investimentos Avaliados pelo Custo
31/12/2009
01/01/2009
2.260
2.260
2.260
(1.936)
(1.936)
(1.936)
10
-
4
4
-
909
909
909
(355)
(355)
(355)
892
882
878
c.1) Centrais Elétricas S.A. - ELETROSUL
Refere-se à participação de 0,116% no Capital Social da Centrais Elétricas S.A.- ELETROSUL.
c.2) Piratini Energia S/A
Refere-se à participação de 10% na Piratini Energia S/A, sendo esta proprietária da Usina
Termelétrica Piratini, localizada no município de Piratini/RS, com capacidade para produzir 10 MW
utilizando-se de resíduos de madeira provenientes das indústrias madeireiras da Região.
c.3) Transmissora Porto Alegrense Ltda
Em junho de 2009, a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEEGT e a PROCABLE Energia e Telecomunicações constituíram a Sociedade de Propósito Específico
denominada TPAE - Transmissora Porto Alegrense de Energia Ltda. que venceu o Leilão da ANEEL
– processo nº 48500.000368/2009-18 para a exploração da Concessão do Serviço Público de
Transmissão de Energia Elétrica, mediante a construção, a montagem, a operação e manutenção do
empreendimento Linha de Transmissão Subterrânea em 230kV Porto Alegre 9 - Porto Alegre 4.
Conforme Memorando de Entendimentos firmado entre as partes, a Concessionária seria responsável
pela Operação e Manutenção do Empreendimento, pelas Licenças Ambientais, revisões,
acompanhamento técnico e fiscalização da obra e a PROCABLE seria responsável pela preparação
do Projeto Básico e Executivo do Empreendimento, construção, fornecimento de materiais, obras
civis, instalações, testes e realização de comissionamento. A Concessionária e a PROCABLE, em
conjunto, seriam responsáveis pela estruturação e contratação do financiamento para implantação do
Empreendimento.
Notas Explicativas
Página |49
Estima-se que ao final do Empreendimento o Capital Social deverá estar em torno de R$ 17.500 e,
considerando a estrutura de capital próprio na Transmissora Porto Alegrense de 35% (definida no
Anexo VI do Contrato de Concessão com a ANEEL) e a sua participação de 20%, a Concessionária
deverá realizar aportes de R$ 3.500 mediante créditos que tem ou venha a ter com a TPAE.
22.2.3.Outros Investimentos
CONSOLIDADO
31/12/2010
Ativos da Atividade Produção Postes
31/12/2009
01/01/2009
16.502
16.574
16.743
(11.137)
(10.977)
(10.973)
5.365
5.597
5.770
Bens de Renda
15.213
15.213
15.213
(-) Amortização Acumulada
(5.448)
(4.874)
(4.299)
3.635
3.635
3.635
13.400
13.974
14.549
18.765
19.571
20.319
(-) Amortização Acumulada
Bens de Uso Futuro
Saldos de Outros Investimentos em 31/12/2010
22.2.4. Atividade de Produção de Postes
O valor de R$ 5.365 (R$ 5.597 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 5.770 em 01 de janeiro de 2009)
contempla os bens móveis e imóveis necessários à manutenção da atividade de produção de postes.
Os bens estão vinculados a garantias ou penhoras em ações judiciais e parcelamentos de impostos.
Essas penhoras ou garantias referem-se, conforme nota explicativa n° 33 à ações trabalhistas e
cíveis. Os referidos bens não fazem parte da concessão e foram autorizados a serem vinculados a
garantias pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, conforme Ofício nº 835 SFF/ANEEL,
de 26 de outubro de 2001.
22.2.5. Bens e Direitos para Uso Futuro no Serviço Concedido e Bens de Renda
O valor de R$ 13.400 (R$ 13.974 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 14.549 em 01 de janeiro de
2009) contempla imóveis destinados à futura utilização pela Companhia, no serviço concedido e a
bens mantidos para obtenção de renda.
Na CEEE-GT os saldos de R$ 877 (R$ 984 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 1.253 em 01 de janeiro
de 2009) referem-se substanciamente aos ativos do Centro Técnico de Aperfeiçoamento e Formação
- CETAF o qual está vinculado a garantias ou penhoras em ações judiciais. Essas penhoras ou
garantias estão vinculadas a ações trabalhistas e cíveis. Estes bens não fazem parte da concessão e
foram autorizados a serem vinculados a garantias pela ANEEL, conforme Ofício nº 835 SFF/ANEEL,
de 26 de outubro de 2001.
Os demais saldos de outros investimentos são compostos por bens de renda R$ 636 (R$ 728 em 31
de dezembro de 2009 e R$ 556 em 01 de janeiro de 2009) e bens destinados à futura utilização pela
Concessionária R$ 36 (R$ 36 em 31 de dezembro de 2009 e 01 de janeiro de 2009).
Notas Explicativas
Página |50
23. Imobilizado
a) Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D
O Imobilizado da Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D é composto por
bens administrativos, veículos e móveis e utensílios, que são deduzidos da Base de Remuneração
Regulatória e que não foram considerados dentro do alcance da ICPC 01. Estes ativos são adquiridos
prontos em sua maioria e entram em operação tão logo sejam recebidos pela empresa, portanto, na
composição de seu custo histórico os valores relativos à Rateio de Custo da Administração Central ou
Juros de Obra em Andamento, se existirem, são imateriais. Estes ativos da Concessionária, que não
contribuem diretamente na geração de caixa, estão registrados ao custo de aquisição que no
entendimento da Administração é a melhor estimativa do seu valor justo.
b) Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT
O Ativo Imobilizado da Concessionária é composto por Usinas de Geração e por bens
administrativos, veículos e móveis e utensílios, inclusive à serviço das concessões de transmissão
mas que não foram considerados dentro do alcance da ICPC 01.
Os ativos administrativos e do apoio em geral são adquiridos prontos em sua maioria e entram em
operação tão logo sejam recebidos pela empresa, portanto, na composição de seu custo histórico os
valores relativos à Rateio de Custo da Administração Central ou Juros de Obra em Andamento, se
existirem, são imateriais. Estes ativos da Concessionária, que não contribuem diretamente na
geração de caixa, estão registrados ao custo de aquisição que no entendimento da Administração é a
melhor estimativa do seu valor justo.
Custo Atribuído (Deemed Cost)
A Concessionária avaliou os valores de suas usinas de geração e optou pela adoção do custo
atribuído (deemed cost), ajustando os saldos de abertura na data de transição em 1º de janeiro de
2009 para fins de comparação.
Os valores justos utilizados na adoção do custo atribuído foram estimados por especialistas internos
(engenheiros) com experiência e competência profissional, objetividade e conhecimento técnico dos
bens avaliados. Para realizarem este trabalho os especialistas internos consideraram os valores
justos de recuperação admitidos pelo Órgão regulador bem como a vida útil econômica estimada
pelo Órgão Regulador e aceita pelo mercado como adequada. A avaliação tem como base a
metodologia do custo de reposição depreciado que vem sendo empregada nos processos de revisão
tarifária das empresas de distribuição de energia elétrica.
Notas Explicativas
Página |51
Os efeitos nos principais grupos de conta decorrentes da adoção do custo atribuído em 1º de janeiro
de 2009 foram:
CONSOLIDADADO
01/01/2009
31/12/2008
Terrenos
27.866
Ajustes pro adoção do custo atribuído
Total
Reservatórios, barragens
27.866
-
-
27.866
27.866
66.013
66.013
Ajustes pro adoção do custo atribuído
214.191
-
Total
280.204
66.013
Edificações e Benfeitorias
22.647
22.647
Ajustes pro adoção do custo atribuído
Total
22.353
45.000
22.647
Máquinas e Equipamentos
895.902
895.902
Ajustes pro adoção do custo atribuído
121.611
-
1.017.513
895.902
Veíclulos
5.184
5.184
Ajustes pro adoção do custo atribuído
Total
5.184
5.184
Móveis e Utensílios
585
585
Ajustes pro adoção do custo atribuído
Total
585
585
103.841
103.841
Total
Bens em construção
Ajustes pro adoção do custo atribuído
Total
Infraestrutura ICPC 01
Ajustes pro adoção do custo atribuído
-
-
103.841
103.841
(920.249)
(920.249)
-
Total
Total Imobilizado
-
(920.249)
(920.249)
559.943
201.789
O patrimônio líquido foi aumentado em R$ 236.382 e o imposto de renda e contribuição social
passivo diferido foi aumentado em R$ 121.773 em decorrência da adoção do custo atribuído,
respectivamente.
A administração estimou que os efeitos decorrentes da adoção do custo atribuído na despesa de
depreciação nos exercícios atual e futuro será conforme abaixo:
(Diminuição) Aumento da despesa por depreciação
Notas Explicativas
2010
2011
2012
2013
2014
Após
44.323
44.323
41.970
40.718
37.536
104.961
Página |52
O relatório de avaliação gerado pelos especialistas datados de janeiro de 2011 foi aprovado pela
Diretoria e pelo Conselho de Administração do Grupo conforme requerido pelo estatuto social.
31/12/2010
CONSOLIDADO
31/12/2009
41.959
49
106
42.114
Reservatórios, barragens
Adições
Baixas
Transferências para Imoblilizado em Serviço
Outros
Depreciação
Total
251.524
(29.007)
222.517
1.737.525
(1.486.001)
251.524
1.737.525
(1.457.321)
280.204
Edificações e Benfeitorias
Adições
Baixas
Transferências para Imoblilizado em Serviço
Outros
Depreciação
Total
51.295
(462)
855
(5.669)
46.020
307.479
(138)
327
(256.373)
51.295
307.479
(250.428)
57.051
Máquinas e Equipamentos
Adições
Baixas
Transferências para Imoblilizado em Serviço
Outros
Depreciação
Total
1.794.060
(25.142)
145.321
(1)
(122.846)
1.791.391
4.245.149
(16.423)
146.000
(18)
(2.580.649)
1.794.060
4.245.149
(2.454.179)
1.790.971
Veíclulos
Adições
Baixas
Transferências para Imoblilizado em Serviço
Outros
Depreciação
Total
52.195
(912)
116
(42.616)
8.784
48.425
(1.171)
4.969
(28)
(36.744)
15.452
48.425
(29.412)
19.014
Móveis e utensílios
Adições
Baixas
Transferências para Imoblilizado em Serviço
Outros
Depreciação
Total
10.652
(468)
960
(18)
(8.885)
2.240
10.697
(214)
169
(8.933)
1.718
10.697
(8.744)
1.952
Bens em construção
Adições
Baixas
Transferências para Imoblilizado em Serviço
Outros
Depreciação
Total
276.665
272.378
(147.302)
665
46.043
448.448
177.744
250.426
(151.504)
276.665
Infraestrutura ICPC 01
Adições
Baixas
Transferências para Imoblilizado em Serviço
Outros
Depreciação
Total
(3.667.541)
(254.390)
20.420
1.865.026
(2.036.484)
(3.459.425)
(223.943)
15.827
(0)
1.812.197
(1.855.344)
Total Imobilizado
Notas Explicativas
525.030
41.921
(1)
39
41.959
01/01/2009
Terrenos
Adições
Baixas
Transferências para Imoblilizado em Serviço
Outros
Depreciação
Total
577.330
41.921
41.921
177.744
177.744
(3.459.425)
1.712.498
(1.746.928)
621.930
Página |53
24. Intangíveis
CONSOLIDADO
Softwares
Intangível da
Concessão
Total
Custo
Saldo em 1° de janeiro de 2009 - Reapresentado
Aquisições
Contratos de concessão de serviços
Transferência para Ativo Financeiro
Amortização por Baixas
Saldo em 31 de dezembro de 2009 - Reapresentado
Aquisições
13.344
1.138
1.240.760
-
1.252.353
797
-
149.841
149.841
-
(65.446)
(65.446)
(9.353)
(9.353)
(120)
14.362
1.233
1.315.802
-
1.328.192
591
Contratos de concessão de serviços
-
121.328
121.328
Transferência para Ativo Financeiro
-
(49.300)
(49.300)
Amortização por Baixas
(17)
(17.191)
(17.191)
Outros
Saldo em 31 de dezembro de 2010
Amortização e perdas por redução do valor recuperável
Saldo em 1° de janeiro de 2009 - Reapresentado
153
15.731
-
1.370.639
-
153
1.383.774
-
(2.731)
(818.827)
(820.998)
Amortização do período
(349)
(66.495)
(66.615)
Amortização por Baixas
85
8.180
8.180
Saldo em 31 de dezembro de 2009 - Reapresentado
(2.995)
(877.142)
(879.433)
Amortização do período
(346)
(68.584)
(68.720)
Amortização por Baixas
17
15.755
15.755
(3.324)
(929.971)
(932.398)
Em 1° de janeiro de 2009 - Reapresentado
10.612
421.933
432.545
Em 31 de dezembro de 2009 - Reapresentado
11.367
438.660
450.026
Em 31 de dezembro de 2010
12.407
440.668
453.075
Saldo em 31 de dezembro de 2010
Valor contábil
Intangível da Concessão
É composto pelos valores dos serviços de construção e melhorias da infraestrutura à serviço da
concessão, líquidos de amortização, e que serão recebidos pelas Controladas através da cobrança
dos usuários do serviço na tarifa de energia elétrica.
A agência reguladora ANEEL é responsável por estabelecer a vida útil-econômica estimada de cada
bem integrante da infraestrutura de distribuição, para efeitos de determinação da tarifa, bem como
para apuração do valor da indenização dos bens reversíveis no vencimento do prazo da concessão.
Essa estimativa é revisada periodicamente e aceita pelo mercado como uma estimativa
razoável/adequada para efeitos contábeis e regulatórios e que representa a melhor estimativa de vida
útil dos bens.
Notas Explicativas
Página |54
As Controladas amortizam o ativo intangível de uma forma não linear, respeitando a vida útil definida
pelo órgão regulador para cada bem integrante da infraestrutura ao alcance da ICPC 01. O valor
residual de cada bem que ultrapassa o prazo do vencimento da concessão está alocado como ativo
financeiro, pois será recuperado através de indenização.
Software
São licenças de direito de propriedade intelectual, constituídos por gastos realizados com a aquisição
das licenças e demais gastos com serviços complementares à utilização produtiva de softwares. Tais
itens são amortizados linearmente.
25. Seguros
Os ativos com cobertura para incêndio, queda de raio, explosões e danos elétricos foram aqueles
considerados essenciais, em que ocorrendo o sinistro, implicará na possibilidade de comprometer a
garantia e a confiabilidade na continuidade da prestação de serviço. O seguro patrimonial foi
contratado junto à TOKIO MARINE BRASIL SEGURADORA S/A, contratos 99942074 e 9942075 – 1º
Termo Aditivo, e tem vigência de 12/02/2011 até 11/02/2012. O valor do ativo segurado, consolidado
totaliza R$ 156.405 e os prêmios R$ 367.
26. Revisão Tarifária
De acordo com o estabelecido no Contrato de Concessão de Serviço Público de Distribuição de
Energia Elétrica nº 81, assinado em 25 de outubro de 1999 com o Poder Concedente, a Companhia
Estadual de Energia Elétrica - CEEE realizou sua primeira Revisão Tarifária Periódica – RTP em
outubro de 2004 e a segunda em outubro de 2008.
A segunda RTP foi realizada conforme critérios e metodologias aplicáveis ao Segundo Ciclo de
Revisões Tarifárias das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica, de acordo com a
proposta apresentada na Audiência Pública nº 052/2007, ocorrida em 05 de março de 2008.
A CEEE-D teve um índice de reposição provisório de 2,49%, sendo 0,65% relativos ao
reposicionamento tarifário e 1,84% relativos aos componentes financeiros externos a RTP, com
vigência a partir de 25 de outubro de 2008. A metodologia utilizada e os resultados da segunda RTP
da Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D estão apresentados na Nota
Técnica nº 315/2008 – SRE/ANEEL, de 15 de outubro de 2008 e homologado provisoriamente
através da Resolução Homologatória nº 715, de 21/10/2008 em virtude das seguintes componentes:
•
Perdas de Energia;
•
Custos Operacionais Eficientes e
•
Perdas de Receita Irrecuperáveis.
Nos termos da Resolução Normativa nº 234, de 31 de outubro de 2006 ficou estabelecido o valor do
componente Xe em 1,23%, a ser aplicado como redutor na Parcela B nos reajustes tarifários
subsequentes.
Conforme o item 212 da Nota Técnica nº 315/2008-SRE/ANEEL, os resultados serão ajustados no
ano de 2009 em função da definição das metodologias para estas variáveis, submetidas ao processo
de Audiência Pública AP/52/2006, cujo resultado foi estabelecido através da Resolução Normativa
ANEEL n º 338, de 25 de novembro de 2008 e as seguintes Notas Técnicas:
•
NT 292/2008 - SRE/ANEEL - Metodologia de Análise de Projeção de Mercado;
•
NT 340/2008 - SRE/ANEEL - Metodologia de Cálculo do Fator X;
•
NT 342/2008 - SRE/ANEEL - Metodologia de Tratamento Regulatório para Perdas Não
Técnicas de Energia Elétrica;
Notas Explicativas
Página |55
•
NT 343/2008 - SRE/ANEEL - Metodologia de Cálculo dos Custos Operacionais
(Detalhamento do Modelo de Empresa de Referência);
•
NT 346/2008 - SRE/ANEEL - Aprimoramentos da Resolução nº 234/2006 - Adequações de
texto;
•
NT 352/2008 - SRE/ANEEL - Aperfeiçoamento da Metodologia de Cálculo do Fator X a ser
aplicado no 2º Ciclo de RTP (especificamente quanto ao mecanismo de avaliação dos
investimentos previstos) e
•
NT 547/2008 - SRE/ANEEL - Metodologia e Critérios Gerais para definição da BRR.
O resultado definitivo da Revisão Tarifária Periódica foi homologado através da Resolução
Homologatória 881/2009 e Nota Técnica 320/2009, datada de 15/09/2009. A ANEEL decidiu aplicar
um reposicionamento tarifário de -0,39% a ser aplicado nas tarifas de fornecimento de energia
elétrica e nas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD), ao invés do reposicionamento de
0,65% definido preliminarmente. Para o componente Xe do Fator X foi definido um índice de 0% a ser
considerado nos reajustes de 2008 até 2012. Inicialmente, a Agência havia decidido por um índice de
1,23%. Os investimentos considerados no período chegaram a R$ 598 milhões. Além disso, definiuse para as perdas técnicas um índice de 6,07% e para as perdas não-técnicas de 8,83%.
a) Reajuste Tarifário Anual
Em 2006 as tarifas de fornecimento de energia elétrica da Companhia Estadual de Distribuição de
Energia Elétrica - CEEE-D, conforme Resolução Homologatória ANEEL nº 380, de 18 de outubro de
2006, foram reajustadas a partir de 25 de outubro de 2006, em média –0,08%, sendo 6,96% relativo
ao reajuste contratual (econômico) e –7,04% referente aos componentes financeiros. O item que mais
contribuiu para a formação do índice financeiro foi a devolução da RTE, no montante de R$ 113.470
mil, que representou no índice o percentual de –7,13%. Este assunto encontra-se detalhado na Nota
Técnica nº 256/2006-SRE/ANEEL, de 6 de outubro de 2006.
Em 2007, através da Resolução Homologatória nº 555, de 23 de outubro, a Agência Nacional de
Energia Elétrica - ANEEL homologou o reajuste tarifário de 0,45% com vigência, a partir do dia 25 de
outubro. Com a elevação da tarifa e o fim do desconto de 7,55% nas contas dos clientes nos últimos
12 meses, os consumidores de baixa tensão tiveram um acréscimo de 7,02% e os de alta tensão
8,38%.
Para 2008, o resultado provisório da RTP disposto pela Resolução Homologatória nº 715, de 21 de
outubro, reajustou as tarifas em 2,49%, sendo 0,65% relativos ao reposicionamento tarifário e 1,84%
referentes aos componentes financeiros externos a RTP. Em decorrência da retirada da base tarifária
de um componente financeiro de –1,40%, que havia sido adicionado no reajuste anual de 2007, o
consumidor percebeu no período de 25 de outubro de 2008 a 24 de outubro de 2009, uma variação
média de 3,89%, sendo o efeito de 1,90% para a baixa tensão e 7,45% para a alta tensão.
Em 2009, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), através da Resolução Homologatória nº
895 de 20 de outubro de 2009 aprovou o reajuste tarifário anual da Controlada, cujo novos valores
das tarifas de energia dos consumidores pertencentes à área de concessão da distribuidora
vigoraram a partir do dia 25/10/2009 e terão em média um reajuste negativo de -0,28%, que em cada
grupo de consumidores terá um impacto diferenciado. A classe industrial terá o índice positivo mais
elevado (1,14%), enquanto que nas tarifas para o grupo Baixa Tensão, incidirá o maior reajuste
negativo -0,76%.
No que compreende o impacto do reajuste tarifário para a Concessionária o reposicionamento do IRT
(Índice de Reajuste Tarifário) Econômico – composto pelos custos não gerenciáveis, tais como
encargos e tributos, custos de transporte e compra de energia e pelos custos gerenciáveis, tais como
remuneração de capital, custos operacionais e reposição de ativos, foi na ordem de 0,22%. Já o IRT
Financeiro, composto de itens como subsídios Baixa Renda, Cooperativas, Irrigantes e Consumidores
Livres, mais variação da parcela A – CVA, dentre outros foi de 2,61%, gerando um reajuste tarifário
de 2,83% para a receita da Concessionária.
Notas Explicativas
Página |56
Em 2010 foi concedido reajuste pela ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 1074/2010, de
6,97% em média, sendo 7,16% relativo ao reajuste tarifário anual e -0,19% referente aos
componentes financeiros pertinentes, para o consumidor cativo o efeito médio foi de 4,10%. A tarifa
contemplada no reajuste tarifário vigorará do período de 25 de outubro de 2010 a 24 de outubro de
2011.
b) Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE:
Com base na Medida Provisória nº 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei nº 10.438, em
26 de abril de 2002 e na Resolução ANEEL nº 90, de 18 de fevereiro de 2002, as concessionárias de
distribuição de energia elétrica passaram a ter condições de recuperar as perdas financeiras
ocorridas entre um reajuste tarifário e outro de itens da “Parcela A” (custos não gerenciáveis) entre o
período de 01 de janeiro a 25 de outubro de 2001, acrescidas da respectiva remuneração financeira
(taxa de juros SELIC).
Esses custos seriam recompostos com base no aumento tarifário extraordinário, todavia condicionado
à adesão ao Acordo Geral do Setor Elétrico, proposto pelo Governo Federal, e ainda a declaração de
desistência e renúncia de ações judiciais contra o órgão regulador relativas ao Programa Emergencial
de Redução de Consumo de Energia Elétrica – PERCEE e à Recomposição Tarifária Extraordinária –
RTE.
A Companhia optou em registrar estas diferenças em 31 de dezembro de 2001 após adesão ao
Acordo Geral do Setor Elétrico.
Através da Resolução nº 482, de 29 de agosto de 2002, a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL homologou o montante de R$ 56.829 mil relativos a “Parcela A” para a Companhia Estadual
de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D. Esse valor a preços de 25 de outubro de 2001 e,
através da Resolução nº 484 de mesma data, a Agência estabeleceu o prazo máximo de 18 meses, a
partir de outubro de 2002, de permanência da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE nas
tarifas de fornecimento de energia elétrica.
Todavia, face à discordância do órgão regulador no tocante ao procedimento adotado pela
Companhia quanto ao Acordo Geral do Setor Elétrico, a ANEEL, através da Resolução
Homologatória nº 242, de 18 de outubro de 2006, em seu art. 7º, fixou o montante de R$ 86.551 a ser
devolvido aos consumidores a partir de 1º de dezembro de 2004, caso a Concessionária não
efetivasse a desistência de determinadas ações judiciais, que, aos olhos do poder concedente eram
inerentes ao Acordo Geral do Setor Elétrico.
Irresignada com a posição do Órgão Regulador, a Companhia ajuizou, em 25 de Novembro de 2004,
ação ordinária buscando a antecipação da tutela para que a ANEEL se abstivesse de realizar o
referido desconto.
Não obstante a liminar deferida, na revisão tarifária havida em 2006, nos termos da Resolução
Homologatória nº 380/2006, a agência estabeleceu que todo o valor concernente a RTE fosse
devolvido aos consumidores, perfazendo R$ 113.470, o que significou uma redução de 7,31% na
tarifa de 2006. A realização deste valor deu-se no reajuste de outubro de 2007.
A Companhia segue pleiteando seu direito sobre esses valores junto ao poder judiciário, ainda sem
decisão transitada em julgado.
27. Fornecedores
Os saldos compõem-se de:
CONSOLIDADO
31/12/10
31/12/09
01/01/09
Encargos de Uso da Rede .......................................................................................................................................................................................
26.483
27.680
27.996
Energia Elétrica Comprada para Revenda ...........................................................................................................................................................
116.313
91.345
112.890
Materiais e Serviços ...................................................................................................................................................................................................
47.404
37.387
60.816
Energia de Curto Prazo - CCEE (vide nota explicativa n° 48.d) ....................................................................................................
22.640
10.101
25.131
Retenção Contratual ..................................................................................................................................................................................................
38.058
18.948
18.931
250.898
Notas Explicativas
185.461
245.764
Página |57
28. Folha de Pagamento – Retenções
O valor de R$ 25.022 (R$ 22.853 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 19.175 em 01 de janeiro de
2009) no Consolidado refere-se a consignações em favor de terceiros (diversas Entidades de Classe
como AFCEEE, SENERGISUL, ELETROCEEE) e tributos e contribuições sociais retidos na fonte.
29. Tributos e Contribuições Sociais
Os saldos compõem-se de:
31/12/2010
CONSOLIDADO
31/12/2009 01/01/2009
Circulante
22.226
16.486
15.399
Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS .......................................................................................................................................
7.752
7.241
4.732
Contribuição ao Instituto Nacional de Seguridade Social - INSS ....................................................................................................................................
27.473
12.667
20.971
Contribuição para Financiamento da Seguridade Social - COFINS ...............................................................................................................................
5.964
2.751
2.901
Contribuição ao Programa de Integração Social - PIS / PASEP .....................................................................................................................................
3.189
2.969
2.076
Contribuição ao Fundo de Garantia por Tempo de Serviço - FGTS ...............................................................................................................................
118
2.721
7.212
Provisão para Imposto de Renda e Contribuição Social .................................................................................................................................................
9200
17279
9537
Parcelamento de Débitos Fiscais Lei nº 11.941/09..........................................
Parcelamento Previdenciário........................................................................... 280
306
331
745
Parcelamento ICMS........................................................................................................................................................................................................
1.637
1.608
1.207
Outros ........................................................................................................................................................................................................
78.584
64.028
64.366
Total
Não Circulante
Parcelamento de Débitos fiscais Lei nº 11.941/09..........................
Parcelamento Previdenciário...............................................................
59.573
59.574
33.376
587
867
1.173
435
Parcelamento ICMS........................................................................................................................................................................................................
Total
60.595
60.441
34.549
a) Parcelamento de ICMS
Refere-se ao parcelamento proveniente do Auto de Lançamento nº 0013036904, lavrado pela
Fazenda Estadual, em função do aproveitamento indevido de créditos do ICMS por parte do
contribuinte. A CEEE-D vinha discutindo a matéria no âmbito administrativo, culminando a lide no
poder judiciário, todavia, considerando a publicação do Decreto Estadual nº 47.301, de 18/06/2010,
norma que instituiu o Programa de Ajuste da Dívida do ICMS, no Estado do Rio Grande do Sul –
AJUSTAR/RS, em agosto de 2010, o contribuinte optou por inserir esse contingente no referido
parcelamento, gozando das prerrogativas inerentes ao abatimento de multa e juros ofertadas pelo
AJUSTAR/RS. O valor devido na data de adesão era de R$ 2.118, sendo que os descontos auferidos
montaram R$ 628, restando um saldo remanescente de R$ 1.490 parcelado em 24 vezes, e que vem
sendo quitado na proporção de seus vencimentos, sendo o valor de cada parcela atualizado
mensalmente pela taxa SELIC, já tendo 05 parcelas liquidadas.
b) Parcelamento de Débitos Fiscais – Lei nº 11.941/09
A Concessionária efetuou em 20/11/2009 pedido de parcelamento de débitos fiscais junto a Receita
Federal e Procuradoria Geral da Fazenda Nacional, nos termos da Lei nº 11.941, de 27 de maio de
2009 e da Portaria Conjunta PGFN/RFB nº 06, de 22 de julho de 2009.
Notas Explicativas
Página |58
Os débitos se relacionam ao Programa de Integração Social – PIS e a Contribuição Social para o
Financiamento da Seguridade Social – COFINS, bem como à obrigações fiscais junto ao Instituto
Nacional de Seguridade Social – INSS.
No tocante ao Parcelamento Especial – PAES, instituído pela Lei nº 10.684, de 31 de maio de 2003, a
Concessionária realizou a migração de seu saldo remanescente junto ao ente fazendário, para quitálo consoante os critérios da Lei nº 11.941/09. A diferença de saldo oriunda do PAES, até então
apresentada entre o sistema de consulta da RFB/PGFN e o contabilizado nas Demonstrações
Financeiras, a Concessionária, em face da adesão ao novo diploma legal, reconhece, neste
momento, o saldo vigente do órgão fazendário.
A Concessionária vem pagando as parcelas mínimas disciplinadas na Lei nº 11.941/09, tendo, até o
momento, quitado 14 (quatorze) prestações, e obtendo o deferimento de seu requerimento de
adesão.
Os débitos parcelados ainda não se encontram consolidados por parte das autoridades competentes
e as informações para consolidação foram enviadas conforme disciplina a Portaria Conjunta
PGFN/RFB nº 11, de 24 de junho de 2010.
Os órgãos fazendários editaram a Portaria Conjunta PGFN/RFB Nº 02/11, estabelecendo cronograma
de consolidação dos débitos para o exercício de 2011.
O total da dívida objeto do parcelamento monta R$ 78.199, já contemplando o reparcelamento do
PAES, bem como os descontos de multa e juros oferecidos ao contribuinte pela Lei nº 11.941/09 e
Portaria Conjunta PGFN/RFB nº 06/09. Deste montante, R$ 36.907, referem-se à multa e juros, os
quais serão liquidados com a utilização de prejuízos fiscais do imposto de renda e bases negativas da
contribuição social, o saldo restante será quitado em 180 meses com atualização pela Taxa Selic.
A tabela abaixo ilustra o saldo estimado antes da consolidação dos débitos:
Data do Evento
20/11/2009
20/11/2009
31/12/2010
Histórico
Registro de Parcelamentos
Multa e Juros Provisionados
Total do Parcelamento
Parcelas Pagas até 31/12/2010
Saldo a Pagar
CIRCULANTE .................................................................................................................
NÃO CIRCULANTE ........................................................................................................
Provável Compensação PF IRPJ / BN CSLL (Vide NE 41)
Saldo Estimado
Valor
41.292
36.907
78.199
(9.426)
68.773
9.200
59.573
(36.907)
31.866
c) Parcelamento Previdenciário
O parcelamento refere-se ao Auto de Infração nº 35.572.001-9. A Concessionária foi autuada em 25
de agosto de 2005 por deixar de declarar em Guia de Recolhimento do Fundo de Garantia do Tempo
de Serviço e Informações à Previdência Social – GFIP, dados relativos ao pagamento de
reclamatórias trabalhistas. Após julgado improcedente o recurso promovido pela Concessionária,
restou devido R$ 2.186 sendo que deste valor foi compensado o depósito recursal anteriormente
efetuado no montante de R$ 656. O saldo remanescente de R$ 1.530 foi parcelado em 60 vezes já
tendo sido liquidadas 26 (vinte e seis) parcelas.
Notas Explicativas
Página |59
30. Plano de Benefícios Pós-Emprego
A Companhia é patrocinadora de dois planos de benefícios administrados pela Fundação
ELETROCEEE denominados Plano Único e CEEEPREV. Mantém a obrigação do pagamento de
aposentadoria a empregados ex-autárquicos, bem como de complementação de aposentadoria a exempregados desligados por aposentadoria incentivada.
Os saldos compõem-se de:
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
CEEE-GT
Circulante .............................................................................................................................
58.311
64.267
61.938
Não Circulante .............................................................................................................................
330.184
343.645
337.217
Subtotal
388.495
407.912
399.155
CEEE-D
Circulante .............................................................................................................................
108.485
107.681
106.511
Não Circulante .............................................................................................................................
613.918
638.825
628.948
Subtotal
722.403
746.506
735.459
Total consolidado
1.110.898
1.154.418
1.134.614
CONSOLIDADO
Circulante
Nota
Explicativa
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
Contas a Pagar Aposentadoria Incentivada - CTP ......................................................................................................................................................................................
0
6.164
15.757
15.809
Contribuição Patrocinadora - ELETROCEEE .................................................................................................................................................................................................
30
8.248
7.051
7.620
Fundação ELETROCEEE Contr.1254/95 Benef. Empregados ......................................................................................................................................................................
30
31.612
27.537
30.480
Provisão para Complementação Aposentadoria
0
-
-
Ex-Autárquicos - Lei Estadual 3.096/56 - EXA ...........................................................................................................
0
120.772
121.603
166.796
171.948
114.540
168.449
Não Circulante
Contas a Pagar Aposentadoria Incentivada - CTP ......................................................................................................................................................................................
0
3.325
3.357
5.941
Fundação ELETROCEEE Contr.1254/95 Benef. Empregados ....................................................................................................
30
192.310
208.818
226.902
-
-
Ex-Autárquicos - Lei Estadual 3.096/56 - EXA ....................................................................................................
0
748.467
770.295
Provisão para Complementação Aposentadoria
738.422
Ajuste Deliberação CVM 600/09 - Planos de Benefícios
0
-
-
- CEEEPREV e PLANO ÚNICO ....................................................................................................
0
944.102
982.470
Total
0
-
1.110.898
1.154.418
(5.100)
966.165
1.134.614
a) Contas a Pagar Aposentadoria Incentivada - CTP
Em decorrência de acordo coletivo de trabalho, a Concessionária é responsável pelo pagamento do
benefício de complementação de aposentadoria por tempo de serviço que tenha sido concedida pela
Previdência Oficial ao participante regularmente inscrito na Fundação ELETROCEEE e que ainda não
tenha cumprido todos os requisitos para a sua fruição, ocasião em que o ex–empregado será
definitivamente aposentado pela Fundação. Desta forma, as controladas provisionaram os valores
integrais dos compromissos futuros relativos a estas complementações salariais, considerando o
prazo médio de pagamento destes benefícios, ajustados a valor presente, incluindo as contribuições
à Fundação.
Notas Explicativas
Página |60
b) Contribuição Patrocinadora – ELETROCEEE
A Contribuição Patrocinadora - ELETROCEEE refere-se às contribuições mensais da Patrocinadora
relativas aos Planos de Benefícios denominados Plano Único e CEEEPREV e a Parcela de Reserva
Amortizar CEEEPREV.
b.1) Plano de Benefício Definido
Trata-se de compromissos junto à Fundação ELETROCEEE do Plano de Beneficio Definido
denominado Plano Único.
b.2.) Plano de Benefício de Contribuição Definida
O Plano CEEEPREV foi implantado em outubro de 2002 com a migração de 59% dos empregados
participantes do Plano Único, tendo sido aprovado pela Secretaria de Previdência Complementar SPC em 08 de agosto de 2002. Para os participantes que migraram do Plano Único para o Plano
CEEEPREV foram preservados os benefícios com direitos já acumulados no plano de origem de
forma saldada.
c ) Fundação ELETROCEEE Contrato 1254/95 – Benefícios aos Empregados
No total da obrigação atuarial está contemplado o montante do contrato com a ELETROCEEE n° SF
1254/95, referente ao contrato de confissão de dívida por contribuições não pagas, a renegociação foi
efetuada em agosto 2003 de acordo com seu quinto termo aditivo cuja carência foi até dezembro
2004, tendo o reinício dos pagamentos das amortizações de principal a partir de janeiro 2005, com
seu término previsto para 31 de julho de 2018.
d) Provisão para Complementação Aposentadoria Ex-Autárquicos–Lei Estadual nº 3.096/56 - EXA
Esta provisão refere-se ao compromisso das Controladas com empregados ex-autárquicos
aposentados, remanescentes da antiga Comissão Estadual de Energia Elétrica, autarquia que foi
sucedida pela Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT, por
força da Lei Estadual nº 4.136/61, registrado conforme cálculo atuarial.
Na forma preconizada pela CVM nº 600, de 07/10/2009 que aprovou o Pronunciamento CPC 33 –
Benefícios a Empregados, são apresentadas a seguir as informações sobre os Planos de Benefícios,
compromissos previdenciais e sobre a política contábil adotada.
30.1 Política Contábil adotada pela Patrocinadora no Reconhecimento de Ganhos e Perdas Atuariais
•
Plano de Benefício denominado Plano Único, Compromissos Previdenciais CTP e ExAutárquicos – O valor do reconhecimento dos ganhos ou perdas atuariais corresponderá à
parcela de ganho ou perda que exceda o maior entre 10% do Valor Presente da Obrigação
Atuarial e 10% do Valor Justo dos Ativos do Plano, conforme item 92 da Deliberação CVM
600/09.
•
Plano de Benefício denominado CEEEPREV – Neste plano, o risco atuarial (benefícios
menores que o esperado) e o risco de investimentos (ativos investidos e os rendimentos
desses ativos serem insuficientes para cobrir os benefícios esperados) são dos participantes
do plano.
A contabilização dos custos normais do CEEEPREV, pelas Controladas é determinada pelos valores
das contribuições de cada período que ocorridos efetivamente, não existindo, assim, ganho ou perda
Notas Explicativas
Página |61
atuarial. Dessa forma o reconhecimento é efetuado com base nas contribuições efetivamente
realizadas no exercício.
Com relação ao custo do serviço passado, esse é reconhecido pelo método de linha reta, como uma
despesa, pelo período de amortização da Provisão a Constituir junto ao Plano CEEEPREV. Quanto
ao reconhecimento do ganho ou perda atuarial com relação a esse compromisso de serviço passado,
esse (a) será totalmente reconhecido (a) no exercício.
De acordo com as práticas contábeis anteriores, prevista na Deliberação CVM 371/00, as perdas
atuariais acumuladas que se situavam dentro do limite de 10% do valor presente da obrigação de
benefícios definidos (corredor) não vinham sendo reconhecidas no resultado das investidas. As
perdas excedentes ao limite do corredor vinham sendo reconhecidas no resultado durante o tempo
médio remanescente de vida dos participantes do Plano de Beneficio. Este procedimento não foi
modificado pela nova pratica contábil estabelecida no CPC 33. Entretanto, conforme isenção prevista
no CPC 37 R1 (Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade), as Controladas optaram
pelo não reconhecimento, nos seus balanços de abertura (01/01/2009), das perdas ou ganhos
atuariais não registrados no passivo, em contrapartida da conta de lucro acumulados, no patrimônio
líquido. As Controladas optaram por manter abordagem do corredor acima mencionado para o
reconhecimento no seu resultado dos ganhos e perdas atuariais apurados a partir da data da primeira
adoção.
30.2 Descrição da base utilizada para determinar a taxa esperada de retorno dos Ativos dos planos
CEEEPREV e Plano Único
A taxa de juros real considerada para o Plano é de 6,00% ao ano (não considerando a inflação),
como definido pelo cálculo atuarial do plano, a partir de 31/12/2009. Nos últimos nove anos, a taxa
média real anual de retorno sobre os ativos do plano foi 8,47% a.a., mas conforme determinado pela
legislação brasileira para fundos de pensões, a taxa de juros máxima para as projeções atuariais é de
6,00% ao ano mais a inflação, portanto a taxa de juros projetada total para o Plano é de 11,71% ao
ano.
Na avaliação atuarial dos planos CEEEPREV e Plano Único, foi adotado o método de crédito unitário
projetado.
Notas Explicativas
Página |62
30.3 Planos de Benefícios CEEE-GT
30.3.1. Conciliação dos Ativos e Passivos Reconhecidos no Balanço
Baseada no resultado da avaliação atuarial conduzida sob a responsabilidade de atuários independentes, a Concessionária registrou provisão para contribuição
adicional ao fundo de pensão. O custo do serviço passado do CEEEPREV no montante de R$ 144.801 em 31 de dezembro de 2010 (R$ 158.160 em 31 de
dezembro de 2009) está sendo reconhecido na Concessionária no tempo remanescente de serviço dos empregados, estimado em 11 anos, conforme item 96
da Deliberação CVM 600/09.
A conciliação dos ativos e passivos reconhecidos no balanço está abaixo demonstrada como segue:
Notas Explicativas
Página | 63
30.3.1. Conciliação dos Ativos e Passivos Reconhecidos no Balanço (Continuação)
Notas Explicativas
Página | 64
30.3.1. Conciliação dos Ativos e Passivos Reconhecidos no Balanço (Continuação)
Notas Explicativas
Página | 65
30.3.1. Conciliação dos Ativos e Passivos Reconhecidos no Balanço (Continuação)
Notas Explicativas
Página | 66
30.4 Planos de Benefícios CEEE-D
30.4.1. Conciliação dos Ativos e Passivos Reconhecidos no Balanço
Baseada no resultado da avaliação atuarial conduzida sob a responsabilidade de atuários independentes, a Concessionária registrou provisão para contribuição
adicional ao fundo de pensão. O custo do serviço passado do CEEEPREV no montante de R$ 147.088 em 31 de dezembro de 2010 (R$ 160.665 em 31 de
dezembro de 2009 e R$ 174.242 em 01 de janeiro de 2009) está sendo reconhecido na CEEE-D no tempo remanescente de serviço dos empregados, estimado
em 11 anos, conforme item 96 da Deliberação CVM 600/09.
A conciliação dos ativos e passivos reconhecidos no balanço está abaixo demonstrada como segue:
Notas Explicativas
Página | 67
30.4.1. Conciliação dos Ativos e Passivos Reconhecidos no Balanço (Continuação)
Notas Explicativas
Página | 68
30.4.1. Conciliação dos Ativos e Passivos Reconhecidos no Balanço (Continuação)
Notas Explicativas
Página | 69
30.4.1. Conciliação dos Ativos e Passivos Reconhecidos no Balanço (Continuação)
Notas Explicativas
Página | 70
30.5 Hipóteses e Premissas Atuariais Adotadas para os Cálculos
31. Obrigações Estimadas
Os saldos compõem-se de:
CONSOLIDADO
31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009
Provisão p/Férias, 13 º Salário, Gratificações e Encargos Sociais ....................................................................................................
54.270
35.302
31.251
Retenção de Remuneração .................................................................................................................................................................................
908
Prêmio Assiduidade ..............................................................................................................................................................................................
413
483
413
Total
54.683
35.785
32.572
32. Encargos do Consumidor a Recolher (RGR/CCC/CDE)
Os saldos compõem-se de:
CONSOLIDADO
31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009
Reserva Global de Reversão - RGR ...............................................................................................................................................................
1.993
2.945
13.190
Conta de Consumo de Combustíveis - CCC ...............................................................................................................................................
22.941
3.528
21.694
Conta de Desenvolvimento Energético - Quota da CDE ............................................................................................................................
9.259
8.180
7.232
Total
34.193
14.653
42.116
a) Reserva Global de Reversão - RGR
Foi criada através da lei n.º 8.631, de 04 de março de 1993, com a finalidade de prover recursos para
reversão, encampação, expansão e melhoria dos serviços públicos de energia elétrica. O valor referese à parcela mensal do exercício de 2010.
b) Conta de Consumo de Combustíveis – CCC
A Conta de Consumo de Combustíveis - CCC foi criada para subsidiar a geração de energia elétrica
com o uso de combustíveis fósseis, disciplina o rateio dos custos de aquisição desses combustíveis
entre todas as concessionárias ou autorizadas do país, para garantir os recursos financeiros ao
suprimento de energia elétrica a consumidores de localidades isoladas do sistema de geração e
Notas Explicativas
Página |71
distribuição, bem como da geração termelétrica que atende, principalmente, a demanda de ponta dos
sistemas interligados, com tarifas uniformizadas.
c) Conta de Desenvolvimento Energético – Quotas da CDE
Através da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, no artigo 13 foi criada a Conta de Desenvolvimento
Energético - CDE visando o desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia
produzida a partir de fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão
mineral nacional, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados, à promoção da universalização do
serviço de energia elétrica em todo o território nacional, devendo seus recursos observar as
vinculações e limites previstos em Lei.
d) Encargo Ex-Isolados
Através da Lei nº 12.111 de 9 de dezembro de 2009 foi criado o Encargo Ex-isolados cujo recurso
arrecadado será destinado ao ressarcimento a Estados e Municípios com perda de receita
decorrente da arrecadação de ICMS incidente sobre combustíveis fósseis utilizados para a geração
de energia elétrica em virtude da interligação dos respectivos Sistemas Isolados ao Sistema
Interligado Nacional – SIN.
33. Provisão para Contingências
As provisões e contas a pagar reconhecidas para contingências passivas, líquidas dos depósitos
judiciais correspondentes, estão compostas como segue:
Circulante
31/12/2010
CONSOLIDADO
31/12/2009
01/01/2009
Provis ão para Contingências Trabalhis tas .....................................................................................................................................................
172.354
144.674
130.807
Provis ão para Contingências Cíveis ................................................................................................................................................................
76.506
73.217
54.231
Total
248.860
217.891
185.038
Não Circulante
Provis ão para Contingências Trabalhis tas .....................................................................................................................................................
379.123
386.858
413.202
Provis ão para Contingências Cíveis ................................................................................................................................................................
109.517
105.802
102.937
Contas a Pagar para Contingências Cíveis ....................................................................................................................................................
6.650
6.781
24.609
Provis ão para Contingências Tributárias ........................................................................................................................................................
2.393
2.393
5.187
(-) Depós itos Judiciais - Contingências Trabalhis tas e Cíveis ...................................................................................................................
(159.708)
(153.227)
(142.827)
Total
337.975
348.607
403.108
CONSOLIDADO
Trabalhistas
Cíveis
Tributárias
Total
Saldo Inicial 01/01/2009
433.730
149.229
5.187
588.146
(+) Novos Ingressos ........................................................................................................................................................................................
95.519
57.087
2.335
154.941
(-) Pagamentos ..............................................................................................................................................................................................
(97.388)
(30.272)
(127.660)
(-) Montantes Revertidos ................................................................................................................................................................................
(79.461)
(44.888)
(5.129)
(129.478)
(+) Atualização Monetária ...............................................................................................................................................................................
68.852
22.097
90.949
(-) Montantes Depositados .............................................................................................................................................................................
(8.013)
4.496
(3.517)
(-) Atualização dos Depósitos ..........................................................................................................................................................................
(5.043)
(1.840)
(6.883)
(=) Saldo Final 31/12/2009
408.196
155.909
2.393
566.498
(+) Novos Ingressos ........................................................................................................................................................................................
152.425
106.066
258.491
(-) Pagamentos ..............................................................................................................................................................................................
(109.781)
(45.383)
(155.164)
(-) Montantes Revertidos ................................................................................................................................................................................
(89.163)
(78.869)
(168.032)
(+) Atualização Monetária ...............................................................................................................................................................................
66.467
25.061
91.528
(-) Montantes Depositados .............................................................................................................................................................................
(3.039)
(762)
(3.801)
(-) Atualização dos Depósitos ..........................................................................................................................................................................
(1.826)
(859)
(2.685)
(=) Saldo Final 31/12/2010
423.279
161.163
2.393
586.835
Notas Explicativas
Página |72
a) Provisão para Contingências Trabalhistas
As Controladas vêm permanentemente aprimorando a apuração dos valores contingentes embasadas
no histórico de dados referentes aos pagamentos com a finalização das discussões judiciais de
assuntos de natureza trabalhista. Foi feita uma análise criteriosa das chances de êxito das
Concessionárias envolvendo processos trabalhistas, com o objetivo de suportar o adequado
julgamento quanto à necessidade ou não da constituição de provisões. As estimativas quanto ao
desfecho e os efeitos financeiros das contingências foram determinadas com base em julgamento da
Administração, considerando o histórico de perdas em processos de mesma natureza e a expectativa
de êxito de cada processo. As principais ações ingressadas contra as Concessionárias referem-se a
verbas rescisórias, responsabilidade subsidiária, complementação de proventos de aposentadoria,
responsabilidade solidária, vínculo empregatício, FGTS, correto enquadramento e prêmio
assiduidade.
b) Provisão para Contingências Cíveis
As Controladas estão sendo citadas em diversos processos judiciais de natureza cível para os quais
foi registrada provisão para os valores cuja expectativa de pagamentos foi considerada provável pelos
seus assessores jurídicos, em uma análise efetuada individualmente por processo. As ações
ingressadas contra as Concessionárias referem-se a danos morais e materiais, sustação de
cobrança, honorários advocatícios, contrato de compra e venda de energia, desapropriação e revisão
de contratos.
c) Provisão para Contingências Fiscais
O montante refere-se a Contribuições Previdenciárias, provisionado para fazer frente ao Auto de
Lançamento nº 35.067.180-0, lavrado pela fiscalização do INSS em razão de eventual ausência de
recolhimento das aludidas contribuições. O contribuinte busca defesa, por meio de recurso voluntário,
interposto na esfera administrativa, classificado pela opinião legal como perda provável.
Com relação aos contingentes fiscais cuja opinião legal apresenta perda possível, destacam-se:
Funrural
As controladas obtiveram êxito na ação judicial de compensação de créditos derivados da demanda
do Fundo de Assistência e Previdência do Trabalhador Rural – FUNRURAL, processo judicial No
98.00.26268-7. Assim, no exercício de 2006, foi contabilizado o crédito no valor de R$ 10.812 para a
Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D, e R$ 7.420 para Companhia
Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT, referente a pagamentos
indevidos, a título de FUNRURAL, do período de setembro de 1989 a junho de 1991.
Até dezembro de 2007 as Concessionárias compensaram em suas contribuições previdenciárias o
montante do crédito, todavia, ambas, sofreram Notificação de Lançamento de Débito oriunda da
fiscalização previdenciária que glosou os valores compensados. A matéria está sendo apreciada pelo
Conselho Administrativo de Recursos Fiscais (CARF), em sede de recurso voluntário.
INSS
Ainda com relação à matéria previdenciária o contribuinte discute na esfera administrativa cobranças
inerentes a eventuais inconsistências em obrigações acessórias que somam aproximados R$ 2.900.
Tributos Federais
No tocante aos Tributos Federais a Concessionária possui cerca de R$ 12.238 em compensações
que estão na fase de discussão de sua homologação junto ao ente fazendário, principalmente
referentes a pagamentos indevidos de PIS e COFINS, face à ilegalidade do antes vigente art. 3º,
parágrafo 1º da Lei 9.718/98. O referido comando foi retirado do ordenamento jurídico com a edição
da Lei 11.941/09. Há contenciosos administrativos vinculados à falta de recolhimento de IRRF
Notas Explicativas
Página |73
(Imposto de Renda Retido na Fonte), sendo que o valor discutido monta cerca de R$ 3.383,
aguardando julgamento dos recursos voluntários interpostos.
ICMS
No que tange ao Imposto Sobre Circulação de Mercadorias - ICMS a CEEE-D possui contenciosos
administrativos que se relacionam, em síntese, a um eventual recolhimento a menor do referido
tributo, esses contingentes perfazem cerca de R$ 11.882.
34. Valores Destinados à Aplicação em Recursos PEE/P&D
Os saldos compõem-se de:
CONSOLIDADO
31/12/2009
01/01/2009
Circulante
31/12/2010
Recurs os
Recurs os
Recurs os
Recurs os
Total
PEE ......................................................................................................................................................................................
41.728
40.948
25.466
P&D ......................................................................................................................................................................................
53.053
43.511
32.551
FNDCT .................................................................................................................................................................................
1.089
1.052
8.106
MME ......................................................................................................................................................................................
545
525
4.053
96.415
86.036
70.176
Não Circulante
Recurs os PEE ......................................................................................................................................................................................
9.977
8.517
12.260
Recurs os P&D ......................................................................................................................................................................................
6.434
6.223
9.409
Total
16.411
14.740
21.669
O PEE e o P&D são programas de investimentos, estabelecidos pela Agência Nacional de Energia
Elétrica - ANEEL, para as concessionárias de energia elétrica, calculados com base na receita
operacional líquida das empresas, que resultam em economias e benefícios diretos para o
consumidor, com ações implementadas nas instalações da unidade consumidora.
Aos programas de Eficiência Energética - PEE e de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D, a
Concessionária destina anualmente, no mínimo, 1% da receita operacional líquida, sendo 0,50%
destinados ao P&D e 0,50% ao PEE.
Dos valores destinados ao P&D, 40% são aplicados em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento,
40% são recolhidos ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT, e
20% ao Ministério de Minas e Energia – MME.
Para o Consolidado, tem-se a seguinte composição dos saldos passivos dos respectivos programas:
CONSOLIDADO
Circulante
PEE
31/12/10
31/12/09
PEE .................................................................................................................
27.664
21.093
P&D ..........................................................................................................
Atualização Monetária do Saldo Pendente ........................................
14.064
19.855
Total
41.728
40.948
P&D
01/01/09
31/12/10
31/12/09
01/01/09
8.125
17.341
25.466
37.642
15.411
53.053
31.891
11.620
43.511
25.560
6.991
32.551
11.322
938
12.260
6.194
240
6.434
5.998
225
6.223
8.691
718
9.409
Não Circulante
PEE ............................................................................................................
8.648
8.217
P&D .....................................................................................................
Atualização Monetária do Saldo Pendente ...............................................
1.329
300
Total
9.977
8.517
Notas Explicativas
Página |74
35. Outros Passivos
Os saldos compõem-se de:
CONSOLIDADO
31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009
Circulante
Encargos de Capacidade Emergencial.........................................................................
1.610
1.628
1.971
Compensação Financeira para Utilização de Recursos Hídricos ............................................................................................................
3.612
4.592
3.757
Contribuição para Custeio Serviço de Iluminação Pública - CIP....................
4.139
3.878
3.504
Obrigações com Obras da Transmis são .......................................................................................................................................................
11.560
12.251
10.598
Programa de Participação nos Resultados - PPR ...........................................................................
8.011
7.890
7.741
Provisão Auto de Infração................................................................................. 5.446
20.660
4.481
Consumidores......................................................................................................................................................................................................
15.769
9.291
9.825
Obrigações com Coligadas ..............................................................................................................................................................................
4
2.505
5.827
Parcela de Ajuste - Receita Anual Permitida .................................................................................................................................................
18.045
8.778
14.428
Acordo Judicial........................................................................................................
4.200
Outros Credores ..................................................................................................................................................................................................
15.941
11.838
9.075
Total
84.137
87.511
71.207
Não Circulante
Fornecedores - Contratos 1000-1001/87 (Nota Explic. Nº12.d).............................................................................................................
39.941
39.941
39.941
Obrigações com Empreendimentos ...............................................................................................................................................................
33.038
33.038
33.038
Provisão Auto de Infração ..................................................................................................................................................................................
51.153
19.500
12.637
Prêmio Assiduidade ...........................................................................................................................................................................................
2.796
2.780
2.736
Outras ........................................................................................................................................................................................................
7.775
7.838
6.360
Total
134.703
103.097
94.712
a) Provisão Auto de Infração
O valor de R$ 5.446 (R$ 20.660 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 4.481 em 01 de janeiro de 2009) refere-se ao
Auto de Infração nº 04/2005 que tem por objeto a aplicação de penalidade à Companhia Estadual de Distribuição
de Energia Elétrica - CEEE-D quanto aos pedidos de ressarcimento de danos em equipamentos elétricos
causados por perturbação no sistema elétrico. O valor de R$ 35.903 (R$ 5.609 em 31 de dezembro de 2009),
registrado no Passivo não Circulante, refere-se principalmente aos Autos de Infração pelo descumprimento, por
parte da Concessionária, das metas dos indicadores de continuidade DEC e FEC (2006, 2007 e 2008). Na
CEEE-GT do valor de R$ 15.250, R$ 9.287 refere-se à provisão da multa apagão e R$ 5.963 pelo não
cumprimento dos prazos estabelecidos no Contrato de Concessão 055/2001.
b) Consumidores
O valor de R$ 15.769 (R$ 9.291 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 9.825 em 01 de janeiro de 2009)
refere-se aos créditos devido ao consumidor relativo a pagamento em duplicidade ou faturamento a
maior.
c) Acordo Judicial
O valor de R$ 4.200 (31 de dezembro de 2009) refere-se a acordo judicial celebrado entre a
Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica- CEEE-D e a Ivaí Engenharia de Obras S/A.
d) Obrigações com Coligadas
O valor de R$ 4 (R$ 2.505 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 5.827 em 01 de janeiro de 2009) referese ao saldo a vencer do arrendamento da UHE Machadinho.
Notas Explicativas
Página |75
e) Parcela de Ajuste – Receita Anual Permitida
O valor de R$ 18.045 (R$ 8.778 em 31 de dezembro de 2009 e R$ 14.428 em 01 de janeiro de 2009).
Refere-se à parcela de ajuste sobre a receita anual permitida da Transmissão, cujos valores foram
homologados pelas Resoluções 1021/2010 e 843/2009.
O detalhamento das Revisões Tarifárias homologadas no exercício de 2010 está divulgado na nota
explicativa nº 50.b.
36. Nota Técnica Revisão/Reajuste Tarifário
Os saldos compõem-se de:
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
CVA e Itens Financeiros - Res. Homologatória nº 715/2008......
33.108
CVA e Itens Financeiros - Res. Homologatória nº 895/2009................................................................................................
24.578
CVA e Itens Financeiros - Res. Homologatória nº 1074/2010................................................................................................
59.514
Total
59.514
24.578
33.108
Em outubro de 2010 com o pronunciamento da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
através da Nota Técnica nº 318/2010-SRE/ANEEL, de 08 de outubro de 2010, foram homologados os
valores ativos e passivos a título de CVA e Itens Financeiros.
Notas Explicativas
Página |76
37. Empréstimos, Financiamentos e Outras Captações
Os saldos compõem-se de:
a) Empréstimos e Financiamentos
b) Outras Captações
Notas Explicativas
Página | 77
c) A CEEE-D efetuou a estruturação de captação de recursos através de um Fundo de Investimento
em Direitos Creditórios -FIDC II, iniciada em 2006, tendo como Administrador o Banco Pactual
Serviços Financeiros S.A. - DTVM e Agente de Recebimento do Fundo o Banco do Estado do Rio
Grande do Sul S.A. - BANRISUL; a Agência de Classificação de Risco foi a Standard & Poor’s e o
Custodiante é o Banco Itaú S.A.. A operação foi lastreada em recebíveis de distribuição (créditos
originários da operação comercial), no valor total de R$ 105.300, onde R$ 100.000 referiram-se a
quotas sênior (investidores) e o saldo de R$ 5.300 relativos a quotas subordinadas (tomadora). A
liquidação financeira (ingresso dos recursos) ocorreu em janeiro de 2007. As contas a receber são
repassadas ao Fundo no momento do faturamento, até o limite da parcela mensal.
Em 2008 a Concessionária iniciou uma segunda estruturação de captação de recursos através de
um Fundo de Investimento em Direitos Creditórios – FIDC IV. A disponibilização do referido fundo
ocorreu em 08 de julho de 2009 e a entrega dos Direitos de Crédito pela Cedente será realizada
mensalmente, durante 72 meses.
A operação foi lastreada em recebíveis de distribuição (créditos originários da operação comercial)
no valor total de R$ 136.850, no qual R$ 130.000 referiram-se a quotas sênior (investidores) e o
saldo de R$ 6.850 referiram-se a quotas subordinadas (tomadora).
d) Cronograma das Parcelas de Longo Prazo
As parcelas de Longo Prazo dos Empréstimos e Financiamentos vencem como segue:
CONSOLIDADO
PRINCIPAL
31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009
2010 .........................................................................................................................
87.942
2011 .........................................................................................................................
55.340
99.988
2012 .........................................................................................................................169.823
175.891
50.704
2013 .........................................................................................................................221.923
170.572
43.633
2014 .........................................................................................................................191.304
140.067
2.945
2015 ..........................................................................................................................................................................
101.033
103.056
14.516
2016 ..........................................................................................................................................................................
4.637
8.303
24.739
Após 2016 .........................................................................................................................
65.640
89.755
86.329
754.360
742.984
410.796
e) Composição do Saldo da Dívida por Indexador
Demonstrativo de Composição do Saldo da Dívida por Moeda/Indexador:
CONSOLIDADO
MOEDA/INDEXADOR
31/12/2010 31/12/2009
Dólar US$ .................................................................................................................................
9%
11%
UFIR .................................................................................................................................
1%
1%
MÉDIA TX FINEL .................................................................................................................................
TJLP .................................................................................................................................
INPC .................................................................................................................................
1%
2%
RGR .................................................................................................................................
12%
7%
CDI .................................................................................................................................
51%
50%
IPCA .................................................................................................................................
26%
29%
Outros .................................................................................................................................
100%
100%
Notas Explicativas
01/01/2009
28%
2%
4%
5%
9%
51%
100%
Página | 78
f) Leasing Financeiro
A Concessionária arrenda a maioria de seus veículos. Esses ativos são classificados como leasings
financeiros, tendo em vista que todos os riscos e recompensas são transferidos substancialmente
para a Concessionária.
Os pagamentos de leasing futuros vencem como segue:
Pagam entos de
Valor
Juros
Leasing Mínim os
Presente
Em 31 de dezem bro de 2010........................................................................................................
977
7
970
Antes de com pletar um ano.................................................................................................................................
1.262
3
1.259
2.239
10
2.229
Pagam entos de
Valor
Juros
Presente
Leasing Mínim os
Em 31 de dezem bro de 2009........................................................................................................
973
12
961
Antes de com pletar um ano.................................................................................................................................
977
7
970
Mais de um ano e m enos de cinco anos.................................................................................................................................
1.262
3
1.259
3.212
22
3.190
Pagam entos de
Valor
Juros
Leasing Mínim os
Pres ente
Em 01 de janeiro de 2009........................................................................................................
869
15
854
Antes de com pletar um ano.................................................................................................................................
973
12
961
Mais de um ano e m enos de cinco anos .................................................................................................................................
2.239
10
2.229
4.081
37
4.044
O valor presente de pagamentos de leasings futuros é analisado como:
31/12/2010
31/12/2009
Pas s ivo Circulante........................................................................................................
1.198
1.054
01/01/2009
977
Pas s ivo Não Circulante.................................................................................................................................
976
1.789
1.198
2.030
2.766
g) Custos de Transação
Dos empréstimos relacionados o montante dos custos de transação incorridos no processo de
captação junto ao Banco Máxima, compõe-se conforme abaixo:
Ano de
Captação
Custo de
Transação
TIR
Banco Máxima.................................................................................................................................
2009
2.766
7,57%
O montante dos custos de transação a serem apropriados ao resultado em cada período
subsequente é demonstrado a seguir:
Notas Explicativas
Página |79
Banco
Máxima
2011.......................................................................................................................................................................................
594
2012.........................................................................................................................................................................................................
382
2013..............................................................................................................................................................................
299
2014.....................................................................................................................................................................
433
2015..............................................................................................................................................................................
840
2.548
38. Receita Recebida Antecipadamente
A ANEEL autorizou as empresas transmissoras de energia elétrica a reconhecerem contabilmente em
forma de degrau as suas receitas para as obras do segmento de transmissão autorizadas e licitadas
no período de 2001 a junho/2006. A receita em degrau significa o reconhecimento contábil de 66,7%
da receita dessas obras nos seus primeiros 15 anos de operação e de 33,3% da receita nos 15 anos
seguintes, sendo esta política adotada como forma de atrair investimentos para o setor.
Em 2010 a CVM determinou, de acordo com o CPC 30, que as receitas reconhecidas contabilmente
em forma de degrau pelas empresas do segmento de transmissão de energia elétrica sejam
ajustadas de forma linear ao longo de vigência dos contratos de concessão.
A CEEE-GT, no intuito de adequar as suas Demonstrações Financeiras de acordo com as
determinações da CVM, identificou as instalações e suas respectivas receitas em forma de degrau,
procedendo nos ajustes.
O reflexo no resultado da CEEE-GT é a diferença entre os valores mensais registrados em forma de
degrau e os valores da receita linear calculada para cada instalação desde sua data de operação até
o período a que se refere às Demonstrações Financeiras.
Ajuste Receita
Linearizada
01/01/2009
102.504
PIS
Notas Explicativas
31/12/2009
31/12/2010
22.176
21.608
Total
146.288
(720)
(184)
(192)
(1.096)
COFINS
(3.323)
(848)
(887)
(5.058)
IR
(25.627)
(5.544)
(5.401)
(36.572)
CSLL
(9.225)
(1.996)
(1.945)
(13.166)
Total
63.609
13.604
13.183
90.396
Saldo em 01/01/2009
63.609
Saldo em31/12/2009
77.213
Saldo em 31/12/2010
90.396
Página |80
39. Patrimônio Líquido
39.1. Controladora
39.1.1. Capital Social
O capital social da Controladora é de R$ 319.803, representado por 189.113.071 ações ordinárias,
nominativas, sem valor nominal. A sua composição é a seguinte:
31/12/2010
Governo do Estado do Rio Grande do Sul ....................................................................
Demais Acionistas ..........................................................................................................
99,99%
0,01%
100%
31/12/2009
99,99%
0,01%
100%
O montante de dividendos propostos de R$ 18.980 (R$ 47.125 em 31 de dezembro de 2009 e R$
19.175 em 01 de janeiro de 2009) apresentados na Demonstração Financeira Consolidada refere-se
à participação dos não controladores da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia
Elétrica – CEEE –GT.
40. Receita Operacional Líquida
A Receita Operacional Líquida possui a seguinte composição:
CONSOLIDADO
31/12/2010
31/12/2009
Receita Bruta
Suprimento de Energia Elétrica ........................................................................................................
318.888
298.272
Fornecimento de Energia Elétrica ..................................................................................................................................................
999.628
933.644
Disponibilização do Sistema de Transmissão ................................................................................................................................
456.223
438.735
Disponibilização do Sistema de Distribuição ..................................................................................................................................
1.522.526
1.424.236
Linearização ...................................................................................................................................................................................
(21.608)
(22.176)
Receita de O&M .............................................................................................................................................................................
(302.188)
(289.735)
Energia Elétrica de Curto Prazo .....................................................................................................................................................
23.886
17.762
Receita de Construção ...................................................................................................................................................................
240.577
224.958
Remunerção do Ativo Financeiro....................................................................................................................................................
276.471
285.053
Outras Receitas Operacionais ........................................................................................................................................................
368
72.155
3.514.771
3.382.904
Deduções da Receita
ICMS .................................................................................................................................................................
(571.578)
(540.954)
PASEP .................................................................................................................................................................
(31.539)
(29.732)
COFINS .................................................................................................................................................................
(145.286)
(136.994)
Quota RGR .................................................................................................................................................................
(28.718)
(31.486)
Outros Encargos .................................................................................................................................................................
(16.601)
(7.983)
Encargos do Consumidor - P&D / MME / FNDCT / PEE ................................................................................................................
(24.087)
(23.211)
Subvenções CCC .................................................................................................................................................................
(98.559)
(69.539)
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE ................................................................................................................................
(87.249)
(80.522)
(1.003.617)
Receita Operacional Líquida
Notas Explicativas
2.511.154
(920.421)
2.462.483
Página |81
40.1. Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D
a) Fornecimento de Energia Elétrica
Os saldos compõem-se de:
Número de Consumidores (*)
31/12/2010
31/12/2009
Fornecimento MWh (*)
31/12/2010
31/12/2009
Residencial ........................................................................................................................................................................................................
1.246.791
1.223.506
2.314.466
2.432.406
Industrial ........................................................................................................................................................................................................
12.444
11.865
1.690.331
1.414.721
Comercial ........................................................................................................................................................................................................
116.753
113.445
2.009.606
1.862.154
Rural ........................................................................................................................................................................................................
82.209
81.760
605.637
494.883
Poder Público ........................................................................................................................................................................................................
6.754
6.586
279.306
277.707
Outros ........................................................................................................................................................................................................
918
902
477.624
428.673
1.465.869
1.438.064
7.376.970
6.910.544
Disponibilização do Sistema de
Distribuição R$
31/12/2010
31/12/2009
Fornecimento R$
31/12/2010
31/12/2009
Residencial ........................................................................................................................................................................................................
375.646
364.189
682.917
642.475
Industrial ........................................................................................................................................................................................................
224.252
203.165
186.587
164.242
Comercial ........................................................................................................................................................................................................
308.786
301.079
432.776
406.661
Rural ........................................................................................................................................................................................................
42.963
38.492
59.286
55.051
Poder Público ........................................................................................................................................................................................................
39.105
39.025
62.257
61.545
Outros ........................................................................................................................................................................................................
52.424
37.370
98.723
94.262
1.043.176
983.320
1.522.546
1.424.236
(*) Dados não passíveis de exame pelo Auditor Independente.
A rubrica Outros refere-se principalmente ao fornecimento e disponibilização do sistema de
distribuição ao Serviço Público e a Iluminação Pública.
b) Serviços de Construção e Melhorias
Os serviços de construção e melhorias que representam potencial de geração de receita adicional
são integralmente registrados como ativo intangível (segmento Distribuição) e ativo financeiro
(segmento Transmissão) em sua fase de construção e tem sua parcela correspondente ao ativo
financeiro, para Distribuição, e ativo financeiro remunerável para a Transmissão transferida somente
quando na entrada em operação dos novos investimentos por um processo chamado “unitização”. Na
composição dos custos dos serviços de construção e melhorias estão incluídos os materiais e
serviços utilizados, além dos custos de gerenciamento, supervisão e acompanhamento de obras. Os
serviços de construção e melhorias são executados em sua maioria por empresas terceirizadas, a
Concessionária entende ser imaterial um eventual valor de margem de construção.
31/12/2010
Serviços de Construção e Melhoria
272.118
(-) Adição Obrigações Especiais
(31.542)
Total dos Serviços de Construção e Melhorias
240.576
Notas Explicativas
31/12/2009
Reapresentado
224.078
879
224.957
Página |82
40.2. Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT
31/12/2010
31/12/2009
Receita Bruta
Suprimento de Energia Elétrica ............................................................................................................................................................................
324.244
307.148
Disponibilização do Sistema de Transmissão ......................................................................................................................................................
456.223
438.735
Linearização..................................................................................................................................
(21.608)
(22.176)
Receita de O&M.........................................................................................................................
(302.188)
(289.735)
Remuneração do Ativo Financeiro.........................................................................................276.471
285.053
Energia Elétrica de Curto Prazo ...........................................................................................................................................................................
15.676
16.842
Receita de Construção.....................................................................................................
119.249
75.117
Outros Receitas Operacionais ..............................................................................................................................................................................
(6.819)
10.801
861.248
821.785
Deduções da Receita
ICMS/ISS .................................................................................................................................................................
(91)
(116)
PASEP .................................................................................................................................................................
(8.858)
(8.424)
COFINS .................................................................................................................................................................
(40.817)
(38.846)
Quota RGR .................................................................................................................................................................
(20.881)
(17.355)
Outros Encargos .................................................................................................................................................................
(9.547)
(7.021)
Encargos do Consumidor - P&D / MME / FNDCT ................................................................................................................................................
(6.789)
(6.776)
Subvenções CCC .................................................................................................................................................................
(20.183)
(10.685)
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE ......................................................................................................................................................
(15.563)
(12.175)
(122.729)
(101.398)
Receita Operacional Líquida
738.519
720.387
a) Suprimento de Energia Elétrica
O valor de R$ 324.244 (R$ 307.148 em 31 de dezembro de 2009) refere-se aos Contratos de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR.
A Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT vendeu no
primeiro leilão de energia existente, realizado em dezembro de 2004, 260 MW médios para o período
de 2005 a 2012 e 152 MW médios para o período 2006 a 2013.
A comercialização da energia da Área de Geração, durante 2005 e 2006 foi realizada através dos
Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado - CCEAR, firmados com trinta e
cinco empresas Distribuidoras de Energia Elétrica.
A partir de 2007, a Concessionária passou a comercializar energia no Ambiente de Contratação Livre,
assinando contratos bilaterais com comercializadoras e consumidores livres.
b) Disponibilização do Sistema de Transmissão
O valor de R$ 456.223 (R$ 438.735 em 31 de dezembro de 2009) refere-se às receitas derivadas da
disponibilização do sistema de conexão da Geração e do Sistema de Transmissão a terceiros.
c) Linearização da Receita da Transmissão
O valor de R$ 21.608 (R$ 22.176 em 31 de dezembro de 2009) refere-se ao ajuste da linearização
da receita da Transmissão das instalações que possuem receitas em forma de degrau (vide nota
explicativa nº 38).
Notas Explicativas
Página |83
41. Custo com Energia Elétrica
Energia Elétrica Comprada para Revenda
Os saldos compõem-se de:
SUPRIMENTO MWh (*)
CONSOLIDADO
31/12/2010
31/12/2009
AES Uruguaiana ...............................................................................................................................................................................................
162.790
Itaipu .....................................................................................................................................................................................................
1.867.455
1.968.354
CGTEE .....................................................................................................................................................................................................
326.809
572.857
ENERCAN .....................................................................................................................................................................................................
209.685
210.432
CHESF .....................................................................................................................................................................................................
832.163
756.685
Com ercialização de Energia na CCEE ........................................................................................................................................................
451.927
814.996
COPEL .....................................................................................................................................................................................................
290.182
290.182
CERAN .....................................................................................................................................................................................................
465.161
454.644
CESP .....................................................................................................................................................................................................
376.991
331.593
ELETRONORTE ...............................................................................................................................................................................................
562.532
364.777
DUKE PARANAPANEMA .................................................................................................................................................................................
116.781
116.781
FURNAS .....................................................................................................................................................................................................
1.030.542
949.355
PROINFA .......................................................................................................................
201.564
177.783
Outras .....................................................................................................................................................................................................
847.220
890.140
7.579.012
8.061.369
SUPRIMENTO R$
31/12/2010
31/12/2009
AES Uruguaiana ...............................................................................................................................................................................................
22.846
Itaipu .....................................................................................................................................................................................................
173.966
200.608
CGTEE .....................................................................................................................................................................................................
32.742
45.624
ENERCAN .....................................................................................................................................................................................................
24.467
24.350
CHESF .....................................................................................................................................................................................................
64.020
54.081
Com ercialização de Energia na CCEE ........................................................................................................................................................
160.392
119.644
COPEL .....................................................................................................................................................................................................
23.309
22.327
CERAN .....................................................................................................................................................................................................
69.589
66.994
CESP .....................................................................................................................................................................................................
34.338
27.015
ELETRONORTE ...............................................................................................................................................................................................
51.144
30.194
DUKE PARANAPANEMA .................................................................................................................................................................................
10.264
9.832
FURNAS .....................................................................................................................................................................................................
88.895
74.620
PROINFA .......................................................................................................................................................................
34.892
30.460
Outras .....................................................................................................................................................................................................
129.634
112.462
897.652
841.057
(*) Dados não passíveis de exame pelo Auditor Independente.
Custo com Energia Elétrica – Comprada de Terceiros
O valor de R$ 4.791 (R$ 1.737 em 31 de dezembro de 2009) R$ 1.294 refere-se à aquisição de
energia junto a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e R$ 3.497 refere-se à
energia comprada de Foz do Chapecó Energia S/A.
Encargo de Uso do sistema
O valor de R$ 34.135 (R$ 35.245 em 31 de dezembro de 2009) refere-se a encargo de uso do
sistema de transmissão e distribuição de energia.
Notas Explicativas
Página |84
42. Custos e Despesas Operacionais por Natureza
Os saldos compõem-se de:
Notas Explicativas
Página | 85
43. Outras Receitas e Despesas
Os saldos compõem-se de:
OUTRAS RECEITAS
CONSOLIDADO
31/12/2010
31/12/2009
8.055
11.627
Ganho nas Alienações e Outros Ganhos .......................................................................................................................................................
Conta de Resultados a Compensar - CRC .......................................................................
-
3.441.075
Outras ....................................................................................................................................................................................................
2.334
10.961
10.389
3.463.663
OUTRAS DESPESAS
Perdas na Alienação e Desativação de Bens e Direitos ..................................................................................................................................
(25.828)
(3.132)
Provisão para Desvalorz./Valoriz. de Outros Investimentos ............................................................................................................................
(328)
(506)
Outras ....................................................................................................................................................................................................
(3.036)
(12.516)
(29.192)
(16.154)
Conta de Resultados a Compensar
O valor de R$ 3.441.075 em 31 de dezembro de 2010 e 2009 refere-se ao reconhecimento dos
créditos da Subvenção Governamental para Investimento - Conta de Resultados a Compensar –
CRC, decorrentes das compensações realizadas na forma da Lei nº 8.631/93 (com alterações pela
Lei nº 8.724/93).
O CPC - 07 que trata da Subvenção e Assistência Governamentais, aprovado pela Deliberação CVM
nº 555 de 12 de novembro de 2008, determina que as doações e subvenções governamentais devam
ser registradas em conta de Resultado do Exercício (receitas).
Por proposta da Administração da Concessionária, foi constituída a Reserva de Incentivos Fiscais,
em atendimento ao art. 195 da Lei nº 6404/76, do valor referente à CRC.
De acordo com o art. 18 da Lei nº 11.941 de 27 de maio de 2007, os valores relativos à subvenção
governamental devem ser mantidos em Reserva para Incentivos Fiscais, não estando sujeitos à
tributação e não integram a base de cálculo do dividendo obrigatório.
44. Receita/Despesa Financeira
Os saldos compõem-se de:
RECEITA FINANCEIRA
CONSOLIDADO
31/12/2010
31/12/2009
Renda de Aplicações Financeiras ...................................................................................................................................................
13.301
13.723
Acréscimo Moratório - Energia Vendida ..........................................................................................................................................
38.083
37.765
Atualização Monetária dos Depósitos Judiciais .......................................................................
1.311
5.089
Receitas Financeiras com Parcelamentos .......................................................................................................................................
18.351
10.874
Variação Monetária - Energia Comprada .........................................................................................................................................
30.131
61.714
Base Negativa CSLL e IR Prejuizo Fiscal........................................................................................
Atualização Monetária dos Depósitos Judiciais........................................................
Atualização Monetária - Energia Livre - Despacho ANEEL nº 2.517 ............
36.907
-
1.794
75.569
-
Atualização Quota FIDC I .................................................................................................................................................................
4.239
Ganho com participações Societárias .....................................................
258
-
Outras Receitas Financeiras ...........................................................................................................................................................
32.578
14.391
213.821
182.257
DESPESA FINANCEIRA
Encargos de Dívidas ........................................................................................................................................................................
(30.928)
(22.824)
Despesas Financeiras de PEE/P&D/PLT ..........................................................................................................................................
(6.123)
(7.349)
Despesas Financeiras com PAES....................................................................................................................................................
0
(28.310)
Despesas Financeiras com Empreendimentos................................................................................................
(5.465)
(4.729)
Variação Monetária - Empréstimos e Financiamentos .....................................................................................................................
(99.324)
(85.691)
Variação Monetária - Energia Comprada .........................................................................................................................................
(3.511)
(3.699)
Penalidades ANEEL - Contrato de Concessão ..................................................................
(15.357)
Atualização Monetária dos Depósitos Judiciais ...........................................................................................
(5.232)
Correção Monetária e Juros ...........................................................................................
(17.616)
(14.541)
Outras Despesas Financeiras .........................................................................................................................................................
(21.281)
(21.244)
(204.837)
(188.387)
RECEITA/DESPESA FINANCEIRA
Notas Explicativas
8.984
(6.130)
Página | 86
45. Imposto de Renda e Contribuição Social
Reconciliação da despesa com Imposto de Renda - IRPJ e Contribuição Social – CSLL divulgados e
os montantes calculados pela aplicação das alíquotas oficiais em 31 de dezembro de 2010 e 2009:
Os saldos compõem-se de:
CONSOLIDADO
31/12/2010
Prejuízo/Lucro líquido antes do IRPJ e da CSLL
Ajustes Decorrentes do RTT
Prejuízo/Lucro líquido antes do IRPJ e da CSLL após ajustes
decorrentes do RTT
Efeito líquido de provisões temporárias não dedutíveis
constituídas/realizadas no exercício
Despesas não dedutíveis e outras adições permanentes
Receitas não tributáveis e outras exclusões permanentes
Compensação de prejuízos fiscais e base negativa da
contribuição
Lucro real e base de cálculo da contribuição social antes das
compensações
Alíquota aplicável
Imposto de renda e contribuição social às aliquotas da
legislação
31/12/2009
IRPJ
CSLL
IRPJ
(115.299)
(115.299)
CSLL
3.557.655
3.557.655
63.507
63.507
(100.352)
(51.792)
(51.792)
3.457.303
3.457.303
37.378
37.378
(3.300.147)
(3.300.147)
662
662
640
(100.352)
640
(26.614)
(26.614)
(29.883)
(29.883)
(38.911)
(38.911)
(58.130)
(58.130)
90.791
90.791
135.635
135.635
25%
22.675
9%
8.171
25%
33.885
9%
12.207
Incentivo PAT = 4%
(545)
-
(814)
-
Patrocinio - Lei Rouanet (8.313/91 Art.26º)
(545)
-
(814)
-
Contribuições FECA - CEDICA/RS
(136)
-
(203)
-
-
(100)
-
Incentivo a Lei do Esporte = 1%
-
IRPJ CSSL Diferido - Diferenças Temporárias
(10.581)
(3.809)
IRPJ CSSL Diferido - Prejuízos Fiscais
(48.895)
(5.499)
IRPJ CSSL em virtude de ajustes IFRS
Total IRPJ e CSLL
(59.213)
(21.316)
(5.402)
(1.945)
(5.544)
(1.996)
(43.429)
(3.082)
(32.803)
(11.105)
46. Transações com Partes Relacionadas
46. 1.Controladora
A Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações - CEEE-PAR controla diretamente a
Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT e a Companhia
Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D, visto que participa com 65,92% do capital
social de cada controlada.
46. 2.Consolidado
Foram realizadas transações com partes relacionadas incluindo compra e venda de energia elétrica e
transações de financiamento, sendo que a energia elétrica vendida é baseada em tarifas aprovadas
pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL em condições de similaridade com o praticado no
mercado.
Notas Explicativas
Página | 87
As operações realizadas com parte relacionadas estão demonstradas conforme segue:
Consolidado
Parte Relacionada
Governo do Estado do Rio Grande do Sul
Eletrobras
Fundação ELETROCEEE
CERAN
MAESA
ETAU
Total
Ativo
Passivo
31/12/2010
Resultado
Ativo
Passivo
31/12/2009
Resultado
Ativo
64.625
9.670
93
74.388
107.765
248.152
84
356.001
40.529
(6.418)
(96.908)
133
(62.664)
181.882
5.621
116
187.619
83.124
263.882
2.505
349.511
39.814
(8.290)
(104.830)
2.070
(71.236)
69.511
29.478
135
99.124
01/01/2009
Passivo
113.739
289.928
403.667
(a) Relação de controle do Consolidado
A Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT e a Companhia
Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D sofrem o controle indireto do Governo do
Estado do Rio Grande do Sul, que participa com 99,99% do capital da Companhia Estadual de
Energia Elétrica Participações - CEEE-PAR.
O montante transacionado com o Governo do Estado do Rio Grande do Sul foi de:
CONSOLIDADO
CONTAS PATRIMONIAIS
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
ATIVO CIRCULANTE
SIAC / BANRISUL ..........................................................................................................................................................................................................
32.883
114.455
5.043
Parcelamento - Venda de Energia Elétrica .................................................. 13.778
Cedência de Funcionários............................................................................
460
370
122
Convênio SEINFRA/CEITEC ..............................................................................
637
-
ATIVO NÃO CIRCULANTE
SIAC ..........................................................................................................................
5
5
SIAC Especial / BANRISUL ............................................................................................................................................................................................
2.148
18.936
22.161
CEEE - SIAC BANRISUL ................................................................................................................................................................................................
2.435
3.779
3.437
Rendimentos SIAC ............................................................................................
4.753
7.976
834
Parcelamento - Venda de Energia Elétrica .....................................................
4.768
4.768
24.546
Parcelamento - FAMURS ..............................................................................
17.178
Total a Receber
64.625
17.178
181.882
13.363
69.511
CONSOLIDADO
CONTAS DE RESULTADO
31/12/2010
31/12/2009
Receitas Operaconais/Venda de Energia Elétrica ........................................................................................................................................................
34.658
34.409
Receitas Financeiras/Rendimentos SIAC .....................................................................................................................................................................
5.871
5.405
Total
40.529
39.814
(b) Entidades com controle conjunto ou influência significativa sobre a entidade
A Controladas estão sob influência significativa das Centrais Elétricas Brasileiras – ELETROBRÁS.
Notas Explicativas
Página | 88
I) A ELETROBRÁS participa com 32,59% de ambos capitais sociais das concessionárias Companhia
Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT e da Companhia Estadual de
Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D, participando nas decisões financeiras e operacionais
destas.
O montante transacionado com as Centrais Elétricas Brasileiras S/A - ELETROBRÁS foi de:
O montante transacionado com a ELETROBRÁS foi de:
CONSOLIDADO
CONTAS PATRIMONIAIS
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
ATIVO CIRCULANTE
Program a RELUZ ...................................................................................................................................................................................................
9.670
2.183
1.484
4.633
Em prés tim o Com puls ório ELETROBRÁS .............................................................................
Subvenção ELETROBRÁS CDE - PLT ...............................................................................................................................................................
3.438
23.361
Total a Receber
9.670
5.621
29.478
PASSIVO CIRCULANTE
Em prés tim os ...........................................................................................................................................................................................................
12.778
26.923
49.562
Total a Pagar
12.778
26.923
49.562
PASSIVO NÃO CIRCULANTE
Em prés tim os ...........................................................................................................................................................................................................
94.987
56.201
64.177
Total a Pagar
94.987
56.201
64.177
CONSOLIDADO
CONTAS DE RESULTADO
31/12/2010
31/12/2009
Des pes as Financeiras
(6.418)
(8.290)
Em prés tim os ...........................................................................................................................................................................................................
Total
(6.418)
(8.290)
Os valores transacionados com a ELETROBRÁS são provenientes de diversos empréstimos, vide
nota explicativa 38, sendo obtidos a taxas inferiores as do mercado.
(c) Coligadas
I) Jaguari Energética S/A
A Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT detém 10,50% do
capital social da Jaguari Energética S/A (vide nota explicativa 22).
II) Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S/A – ETAU
A Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT detém 10% do
capital social da Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S/A - ETAU (vide nota explicativa 22). Foi
firmado contrato entre as empresas que apresenta como objeto a prestação por parte da
Concessionária à Empresa de Transmissão do Alto Uruguai S/A - ETAU de todos os serviços de
O&M, em conformidade com os Procedimentos de Rede utilizando a mesma infraestrutura e logística
com as quais realiza a Operação e Manutenção das instalações e equipamentos que compõem as
suas concessões de transmissão. O contrato é valido até o término do Contrato de Concessão.
CONTAS DE RESULTADO
31/12/2010
31/12/2009
Renda da Pres tação de Serviços ..................................................................................................................................................................................
2.111
Receitas Operacionais
2.111
Contrato de Mútuo .............................................................................................................................................................................................................
(41)
Des pesas Financeiras
(41)
Total
Notas Explicativas
-
2.070
Página | 89
III) Companhia Energética Rio das Antas - CERAN
A Concessionária detém 30% do capital social da CERAN (vide nota explicativa 22), em 2010, foi
registrado o valor de R$ 133 referente à receita de prestação de serviços.
IV) Campos Novos Energia S/A – ENERCAN
A Concessionária detém 6,51% do capital social da Empresa Campos Novos Energia S/A –
ENERCAN (vide nota explicativa 22).
V) Machadinho Energética S/A – MAESA
O saldo a pagar de R$ 84 (R$ 2.505 em 31 de dezembro de 2009) refere-se ao arrendamento da
usina, sobre o qual não incide juros, multas ou outro tipo de atualização monetária.
(d) Outros Investimentos
I) Transmissora Porto Alegrense Ltda
A Concessionária possui investimentos avaliados pelo custo na Transmissora Porto Alegrense Ltda.
Através de memorando entre as partes ficou sob responsabilidade da Concessionária a Operação e
Manutenção do Empreendimento, sendo que no ano de 2010 não foram prestados serviços dessa
natureza (vide nota explicativa 22.2.2.c.3).
(e) Pessoal chave da administração da entidade ou da respectiva controladora
A Companhia considera como pessoal-chave da administração seus Diretores e os Membros do
Conselho Fiscal e do Conselho de Administração. O montante gasto com remuneração, encargos e
benefícios dos Administradores em dezembro de 2010 foi de R$ 3.738 (R$ 2.066 em 31 de dezembro
de 2009).
As Controladas contam com diretores empregados e não-empregados.
A remuneração dos Diretores empregados é composta por salário ou honorários mais a verba de
representação, sendo que os custos dos Diretores estão contabilizados na rubrica de Pessoal
conforme Plano de Contas da ANEEL.
A remuneração dos Diretores não-empregados com vínculo empregatício em outro órgão é composta
do seu salário integral (reembolsado pela Concessionária ao órgão de origem) mais a verba de
representação.
A remuneração dos Diretores não-empregados sem vínculo empregatício em outro órgão é composta
de honorários mais a verba de representação.
31/12/2010
31/12/2009
Remuneração/ Benerficios/ Encargos
Conselho de Administração
629
380
Conselho Fiscal
289
145
Verba de Representação
361
250
Honorário Diretor não Empregado
244
95
Encargos
524
151
Subtotal
2.047
1.021
Diretores Empregados
1.691
1.045
Total
3.738
2.066
Notas Explicativas
Página | 90
(f) Outras partes relacionadas
I) Fundação ELETROCEEE
As Controladas proporcionam a seus funcionários a opção de se associarem a um plano de
benefícios pós-emprego, sendo que para os funcionários admitidos na Concessionária até o ano de
2002 foi oferecida a participação no plano de benefício definido denominado Plano Único o qual,
atualmente, está em extinção. Após 2002 o plano de benefícios oferecido é o CEEEPREV, que se
caracteriza por ser um plano de contribuição definida.
Os saldos existentes relacionados com a Fundação ELETROCEEE são os seguintes:
CONTAS PATRIMONIAIS
31/12/2010
CONSOLIDADO
31/12/2009
01/01/2009
ATIIVO CIRCULANTE
Cedência de Funcionários....................................................................
Total a Receber
93
93
116
116
135
135
PASSIVO CIRCULANTE
Emprestimo Fundação ELETROCEEE / Aluguel / Imóveis ..........................................................................................................................................
6.871
5.703
5.369
Contribuição Patrocinadora - Fundação ELETROCEEE ...........................................................................................................................................
8.248
7.051
7.620
31.612
27.537
30.480
Empréstimo Fundação ELETROCEEE Contr. 1254 /95...............................................................................................................................................
Total a Pagar
PASSIVO NÃO CIRCULANTE
46.731
40.291
43.469
9.111
14.773
19.557
Emprestimo Fundação ELETROCEEE / Aluguel / Imóveis ..........................................................................................................................................
192.310
208.818
226.902
Empréstimo Fundação ELETROCEEE Contr. 1254/95 ...............................................................................................................................................
Total a Pagar
201.421
223.591
246.459
CONSOLIDADO
CONTAS DE RESULTADO
31/12/10
31/12/09
Contribuição Patrocinadora - Fundação ELETROCEEE.............................................................................................................................................
(56.078)
(63.482)
Emprestimo Fund. ELETROCEEE Contr. 1254 /95.....................................................................................................................................................
(33.553)
(31.832)
Fundação ELETROCEEE - Ex-Autárquicos ................................................................................................................................................................
(4.675)
(6.700)
Despesas Operacionais - Pessoal
(94.306)
(102.014)
Aquisição de bens .......................................................................................................................................................................................................
(2.602)
(2.816)
Despesas Financeiras
(2.602)
(2.816)
Total
(96.908)
(104.830)
II) Empresas controladas pelo Estado do Rio Grande do Sul
A CEEE-GT e CEEE-D também reconhecem como partes relacionadas às empresas que possuem
como acionista controlador o Estado do Rio Grande do Sul, entretanto, não realiza transações com
estas partes.
Notas Explicativas
Página | 91
47. Instrumentos Financeiros
CONSOLIDADO
CONSOLIDADO
Valor contábil
Descrição
Categoria
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
Valor de mercado
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
ATIVO
Caixa e Equivalentes de Caixa
1
58.153
144.103
42.771
58.153
144.103
42.771
Consumidores, Concessionárias e Permissionárias
1
615.904
608.045
580.924
615.904
608.045
580.924
Títulos de Créditos a Receber
1
Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa
1
Aplicações Financeiras
1
Retenção Banco Máxima
2
Depósitos Judiciais - Ativo
Depósitos Judiciais - Retificadora do Passivo
505
(138.773)
873
527
(131.909)
(118.667)
4.619
22.755
25.611
3.292
3.000
-
1
48.122
21.966
1
159.708
153.227
- Fundo de Investimentos Creditórios
2
10.999
- Quotas Subordinadas do FIDC
2
34.525
- Outros
5
2.503
2.503
- Outros
1
1.530
1.146
- Conta de Resultados a Compensar - CRC
1
3.441.075
- Nota Técnica Reajuste Tarifário
1
44.906
505
(138.773)
873
527
(131.909)
(118.667)
4.619
22.755
25.611
3.292
3.000
-
21.071
48.122
21.966
21.071
142.827
159.708
153.227
142.827
9.098
7.604
10.999
9.098
7.604
42.075
22.425
34.525
42.075
22.425
2.503
2.503
2.503
2.503
946
1.530
1.146
946
3.441.075
-
3.441.075
3.441.075
-
43.327
43.755
44.906
43.327
43.755
Outros Créditos a Receber:
Bens e Direitos Destinados a Alienação
5
2.390
3.145
3.257
2.390
3.145
3.257
Cauções e Depósitos Vinculados - DMLP
2
34.342
31.708
49.560
34.342
31.708
49.560
Fornecedores
3
250.898
185.461
245.764
250.898
185.461
245.764
Empréstimos e Financiamentos
3
854.014
763.341
541.195
854.014
763.341
541.195
PASSIVO
Outros Passivos :
- Consumidores
4
15.669
9.291
9.825
15.669
9.291
9.825
- Nota Técnica Reajuste Tarifário
3
59.514
24.578
33.108
59.514
24.578
33.108
- Obrigação com Obras da Transmissão
3
17.046
17.737
16.083
17.046
17.737
16.083
- Parcela de Ajuste-Receita Anual Permitida
3
18.045
8.778
14.428
18.045
8.778
14.428
- Outros Passivos - Outros
3
3.040
3.040
3.040
3.040
3.040
3.040
Categoria
1)
2)
3)
4)
5)
Empréstimos e Recebíveis
Mantidos até o vencimento
Mensurado pelo custo amortizado
Não destinado a negociação
Disponível para a venda
47.1. Gerenciamento dos Instrumentos Financeiros
A Companhia mantém operações com instrumentos financeiros, sendo que o risco referente a tais
operações é monitorado através de estratégias de posições financeiras, controles internos, limites e
políticas de risco da Companhia.
Alguns instrumentos financeiros têm seu custo amortizado substancialmente próximo ao valor de
mercado, como contas a receber, empréstimos de capital de giro e operações específicas sem
liquidez; assim, o valor de mercado é considerado o próprio custo amortizado. Para os instrumentos
financeiros cotados em mercado ativo, sua cotação representa o valor de mercado.
Notas Explicativas
Página | 92
a) Risco de Liquidez
A Companhia se utiliza do monitoramento constante de seu fluxo de caixa, observando a política de
caixa mínimo visando a necessidade de captação de recursos para assegurar a capacidade de
pagamentos. A gestão das aplicações financeiras tem como foco instrumento de curtíssimo prazo,
com liquidez diária. O caráter gerador de caixa da Companhia, em virtude das peculiaridades do
setor, faz com que ocorram com pouca volatilidade nos recebimentos e obrigações de pagamento ao
longo dos meses do ano o que torna os fluxos da Companhia estáveis, minimizando seu risco de
liquidez.
b) Risco de Taxa de Câmbio
Este risco decorre da possibilidade de perda por conta da variação cambial. O resultado das
operações da Companhia são afetados pelo fator do risco cambial em virtude do seu endividamento
atrelado à moeda estrangeira. Em 31 de dezembro de 2010 a Companhia possuía saldo devedor em
moeda estrangeira no montante de R$ 75,5 milhões. A Companhia não possui mecanismos de
travamento da variação da moeda em função da sua flutuação. A variação da moeda no ano de 2010
contribuiu com um impacto positivo no resultado do exercício.
c) Riscos de Encargos da Dívida
Este risco é oriundo da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas por conta da flutuação
da taxa de juros e também da variação dos índices atrelados a inflação, visto que seus empréstimos
e financiamentos são vinculados a esses índices. Também há a possibilidade de redução na receita
financeira relativa às aplicações financeiras. Estas taxas são constantemente monitoradas no sentido
de se avaliar o impacto das mesmas no resultado da Concessionária.
d) Risco de Crédito
No mercado de geração, a CEEE-GT tem 93% da energia disponível – garantia física das usinas
próprias e cota de energia em outros empreendimentos - vendida a 36 concessionárias de
distribuição, através de CCEAR’s – Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente
Regulado, com suprimento desde 2005. Estes contratos apresentam um risco bastante baixo, como
pode observado pelo índice de adimplência de 100% ao longo de anos.
A energia restante foi vendida a geradores e comercializadores, através de contratos no ambiente
livre, onde a geradora exige como garantia, Carta de Fiança Bancária ou CDB - Certificado de
Depósito Bancário.
e) Risco de Preço
Os preços referentes aos contratos de Geração, até 2004 eram autorizados pela Agência Nacional de
Energia Elétrica – ANEEL a partir da realização do leilão 001/04 a geração passou a comercializar
sua energia com um grande número de distribuidoras, a preços definidos pelo mercado. A
Transmissão tem sua remuneração definida pela ANEEL através da receita permitida e corrigida pelo
IGP-M.
As tarifas, de acordo com o contrato de concessão, devem permitir o equilíbrio econômico - financeiro
da concessão.
f) Risco de Mercado
A energia da Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT foi
comercializada através de Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado CCEAR´s e através de Contratos Bilaterais no Ambiente de Contratação Livre – ACL.
Os montantes comercializados no ano de 2010 estão relacionados nas tabelas a seguir:
Notas Explicativas
Página | 93
(*) Dados em MWh não passíveis de exame pelo auditor independente.
As sobras de energia foram vendidas no mercado de curto prazo e, portanto, sujeitos a variação dos
preços deste mercado (nota explicativa nº 40.2.a).
A quantidade de energia comprada para atendimento à Concessionária está baseada na previsão de
consumo para os próximos 5 anos. A legislação (Lei nº 10.848 de março de 2004 e Decreto nº 5.163
de julho de 2004) permite que a Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D
descontrate mensalmente a energia correspondente ao atendimento de consumidores livres, quando
de sua saída. Também prevê a possibilidade de descontratação de energia decorrente da entrada em
operação de energia contratada anteriormente a 16 de março de 2004, anualmente por variação de
mercado até 4% da energia contratada nos leilões de energia existente, duas vezes no ano através
de cessões para outras distribuidoras em função de outros desvios de mercado, sem limites de
montante de declaração. A Resolução Normativa nº 21/06 prevê alterações nas quotas-parte de Itaipu
para cada concessionária, essas alterações podem gerar sobras ou déficits que também podem ser
compensadas através do mecanismo de compensação de sobras e déficits.
Além do recurso de descontratação, a Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica CEEE-D tem cobertura tarifária para uma sobrecontratação de até 3% do seu requisito regulatório
(mercado faturado acrescido das perdas regulatórias).
Em dezembro de 2010, os contratos para suprimento de energia da Companhia Estadual de
Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D estão relacionados na tabela abaixo, com sua
correspondente participação no mercado.
(*) Dados em MWh não passíveis de exame pelo Auditor Independente.
Notas Explicativas
Página | 94
Em 2010, a CEEE-D não teve sobras de energia, visto que foi encerrado o contrato com a AES
Uruguaiana e o lastro não foi totalmente recomposto. Dessa forma, a participação no MCSD foi para
adquirir energia para atendimento ao mercado.
O risco de mercado para a Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D, no
que se refere à contratação de energia, pode ser considerado como médio a alto. Os riscos
existentes são:
• não atendimento a 100% do mercado – exposição ao mercado de curto prazo e sujeito a
penalidades aplicadas pela ANEEL;
• repasse não integral da energia comprada;
• outras variações de mercado;
• saída de consumidores livres especiais (com demanda superior a 500 kW, suprido por fontes
renováveis) – não há na regulamentação vigente procedimentos a serem adotados pelas
distribuidoras quando da saída destes consumidores para o mercado livre;
g) Risco de Moeda
Os riscos de moeda da CEEE-D referem-se à energia comprada de Itaipu, que é valorada em dólar,
Os montantes mensais de energia, assim como o valor da tarifa, são definidos pela ANEEL, através
de Resoluções Homologatórias.
Os riscos são elevados, mas possuem cobertura tarifária integral. No entanto, a elevação do dólar
pode impactar em problemas de caixa.
Em dezembro de 2010, os valores realizados com a energia comprada de Itaipu estão relacionados
na tabela abaixo.
2010
JANEIRO
FEVEREIRO
MARÇO
ABRIL
MAIO
JUNHO
JULHO
AGOSTO
Energia no
Centro
de Gravidade
157,637
142,470
157,896
152,802
157,249
153,634
159,254
159,385
POTêNCIA
333,562
333,562
333,562
333,562
333,562
334,292
335,167
335,458
(US$/Kw)
24,63
24,63
24,63
24,63
24,63
24,63
24,63
24,63
154,039
158,167
334,875
333,562
153,366
157,281
1.863,181
334,000
334,583
SETEMBRO
OUTUBRO
NOVEMBRO
DEZEMBRO
TOTAL
(MW)
Tarifa
Valor Fatura
US$
Cotação
dólar
Valor Fatura
8.216
8.216
8.216
8.216
8.216
8.234
8.255
8.262
1,8748
1,8102
1,7810
1,7306
1,8167
1,8015
1,7572
1,7560
R$
15.403
14.872
14.632
14.218
14.925
14.833
14.506
14.509
24,63
24,63
8.248
8.216
1,6942
1,7112
13.974
14.059
24,63
24,63
1.000,000
8.226
8.241
98.760
1,7161
1,6662
1,7596
14.117
13.731
173.778
47.2. Gerenciamento de riscos relacionados à Concessionária e suas operações
a) Riscos Hidrológicos
As usinas hidrelétricas representam aproximadamente 75% da capacidade instalada no sistema
elétrico brasileiro, e estão sujeitas ao risco de escassez água ao longo do tempo. O arranjo
institucional estabelecido pelo Poder Concedente procura reduzir o risco hidrológico das usinas, seja
através da definição de garantia física para cada um dos empreendimentos de geração,
independentemente da fonte de energia, seja através da instituição do MRE - Mecanismo de
Realocação de Energia, instrumento financeiro para compartilhamento do risco, de modo que a
operação do SIN seja realizada buscando a otimização eletro energética do sistema como um todo. O
MRE é compulsório para todas as hidrelétricas despachadas centralizadamente, mas como estratégia
para mitigação de risco a CEEE-GT exerceu a opção de adesão de suas Pequenas Centrais
Hidrelétricas ao mecanismo.
Notas Explicativas
Página | 95
b) Risco de não Renovação das Concessões
As Controladas detêm concessões para exploração dos serviços de geração, transmissão e
distribuição de energia elétrica com a expectativa, pela Administração, de que sejam renovadas pela
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e/ou Ministério das Minas e Energia.
Ainda não foi editada legislação específica estabelecendo os critérios para prorrogação ou renovação
das concessões a vencer a partir de 2015, se esta será uma prorrogação especial com custo ou sem
custo ou, ainda, se será uma nova licitação com custo. Também não existe histórico de prorrogação
ou renovação no Brasil. Desde 1995 (Nova Lei das Concessões), nenhuma empresa de distribuição
ou transmissão passou pelo processo de análise sobre prorrogação ou renovação. Ocorreram
algumas prorrogações com custo e sem custo para atendimento a situações específicas na atividade
de geração, nada que pudesse ser considerado um histórico de tendências. Atualmente, no Brasil
existem temas legais, regulatório e constitucional sendo discutidos pelo mercado. Já existem diversos
projetos de lei e de emenda constitucional sendo discutidos na Câmara dos Deputados, mas ainda
não é possível prever o resultado dessa discussão no Congresso Brasileiro.
Caso a renovação das concessões não seja deferida pelo Poder Concedente ou esta ocorra
mediante a imposição de custos adicionais para as Controladas, os atuais níveis de rentabilidade
podem ser alterados.
Não há garantia de que a concessão hoje outorgada às Controladas será prorrogada pelo Poder
Concedente.
c) Riscos Ambientais
O Brasil possui uma das legislações ambientais mais severas do mundo. A legislação brasileira impõe
sanções que responsabilizam e exigem um grande esforço das empresas nacionais para o seu
atendimento. Os processos de produção envolvidos no setor de geração e transmissão de energia
produzem impactos ambientais, muitas vezes significativos, que precisam ser prevenidos e
minimizados, sob pena de acarretarem grandes prejuízos ao meio ambiente e consequentemente ao
agente responsável, independentemente da ação ter sido realizada inadvertidamente. Desta forma,
além dos recursos financeiros necessários para a recuperação da área atingida pela degradação
ambiental, a empresa responsável poderá ter seus dirigentes envolvidos em processos civis,
administrativos e penais.
A recuperação de áreas afetadas ambientalmente normalmente exige recursos expressivos que
poderiam ser destinados a novos investimentos voltados exclusivamente para a atividade fim da
Concessionária.
A questão da sustentabilidade, envolvendo as áreas ambiental, social e financeira, tem levado as
empresas a buscarem ferramentas que possibilitem desenvolver suas atividades respeitando estes
aspectos e potencializando diretrizes e políticas que viabilizem a integração de seus processos
produtivos de forma a atender os interesses da sociedade, respeitando o meio ambiente e
propiciando uma constante expansão e crescimento do seu negócio.
48. Programa de Participação de Resultados
As Controladas possuem um programa de participação dos empregados nos resultados cujo objetivo
é incentivar a melhoria de qualidade, níveis de produtividade e resultados globais das investidas,
através do comprometimento de todos os empregados. O montante contabilizado em 2010 totalizou
R$ 22.262, tendo sido distribuído o montante de R$ 11.468 durante o exercício.
49. Questões Ambientais
49.1. Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D
A Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D busca minimizar impactos
ambientais negativos e potencializar impactos ambientais positivos decorrentes de suas atividades.
A empresa mantém um convívio baseado na ética e na transparência, incentivando-os a preservar a
natureza, qualificar a mão-de-obra, manter a segurança e combater a exploração infantil.
Dentre as ações mais relevantes em 2010 destacam-se:
Notas Explicativas
Página | 96
a) Programa de Reflorestamento e Produção de Postes de Madeira
A produção de postes de madeira preservada é uma atividade realizada pela CEEE-D há quase 60
anos. Sendo uma das únicas empresas a deter todo o ciclo de produção em grande escala no país,
possui atualmente quatro hortos florestais de produção, situados nos municípios de Alegrete,
Candiota, Charqueadas e Triunfo totalizando 6.010 ha.
A utilização de madeira de reflorestamento contribui para o abrandamento da poluição, através da
captação de CO2 em todo o período de crescimento das árvores, que pode variar de oito a doze
anos. Nesse período cada árvore chega a limpar 605 quilos de CO2 da atmosfera.
b) Programa de Monitoramento de Instalações Existentes
Outras atividades de monitoramento são realizadas conforme determinação dos órgãos ambientais,
como por exemplo, o monitoramento dos impactos sobre a avifauna, realizado previamente, para
identificação da necessidade de implantação de sinalizadores e após sua implantação, para avaliar
sua eficácia.
c) Reciclagem e Descontaminação de Lâmpadas e Destinação de Resíduos Industriais
Resíduos Perigosos
As atividades operacionais e de manutenção da CEEE-D geram lâmpadas fluorescentes usadas
contendo mercúrio e baterias usadas contendo ácidos e metais pesados como o chumbo. As
lâmpadas fluorescentes e as baterias usadas são enviadas para reciclagem em empresas
especializadas e ambientalmente licenciadas.
Em atendimento à legislação, a CEEE-D vem retirando da rede os equipamentos que contêm
bifenilas policloradas (PCB – ascarel), usadas como isolantes em células capacitivas mais antigas, o
qual tem sido objeto de atenção especial, devido a seu potencial de impacto ambiental. Os descartes
de ascarel ocorridos no período de cobertura do relatório são referentes ao material estocado de
forma segura.
Resíduos Não Perigosos, Inertes e Não Inertes
A CEEE-D gera sucatas de cobre, ferro e alumínio, além de pneus e óleo mineral isolante. Os metais
são reciclados, os pneus serão entregues ao revendedor que os devolver para o fabricante, e o óleo
mineral isolante será regenerado ou recondicionado.
Em decorrência das nossas atividades, em 2010, não houve registro de nenhum vazamento
significativo de substâncias químicas, óleos e combustíveis que pudessem ter afetado o solo, a água
u o ar, ou seja, nada que tenha ocasionado algum impacto negativo no ambiente.
d) Programa Recicle
O convênio assinado em 2002 com o Centro de Educação Ambiental da Vila Pinto - CEA, em Porto
Alegre, permite a retirada de lixo seco e sucata de papel dos prédios do CAENMF. O centro cultural
além de oferecer atendimento extracurricular para pré-adolescentes proporciona, em suas diversas
oficinas, atendimento para toda a comunidade.
No ano de 2010 foram doados às comunidades um total de 19.025 quilos de resíduos, entre lixo seco
e sucata de papéis.
e) Descarte de Materiais Inservíveis
A sucata dos materiais inservíveis, de ferro e motores, entre outras, é recolhida e estocada em
estrutura própria, para ser comercializada por meio de leilões. Com esta medida é reduzida a
agressão à natureza, a compra de materiais novos, os furtos e os custos de armazenagem.
A CEEE-D arrecadou em leilões descentralizados cerca de R$ 1,31 milhões provenientes de
materiais inservíveis.
Notas Explicativas
Página | 97
f) Doação de Uniformes
Este projeto tem por objetivo a doação dos uniformes que foram utilizados pelos empregados da
Empresa CEEE-D, para entidades que proporcionarão a geração de renda às comunidades carentes,
uma vez que estas comunidades utilizarão o material doado para a confecção de tapetes, bolsas,
porta sapatos, jogos americanos, etc.
g) Programa de Eficiência Energética – PEE
Desde o ciclo de 2000/2001 quando foram iniciados os Programas de Eficiência Energética, até 2010
a CEEE-D investiu aproximadamente R$ 53 milhões no desenvolvimento de mais de 500 projetos,
que proporcionaram uma economia de energia de 75.297,28 MWh/ano. Este resultado decorre da
implantação de projetos que utilizam tecnologias mais modernas e eficientes, como a melhoria ou
modernização em processos produtivos e substituições de equipamentos obsoletos.
h) Educação e Conscientização Ambiental
Em 2010 a CEEE-D promoveu a realização de palestras na sede da empresa e em escolas,
distribuição de mudas de árvores nativas, oriundas de seus hortos e realização de oficinas de
EcoArte, projeto este que busca através da arte valorizar os conceitos ligados ao meio ambiente e
combate ao desperdício.
48.2. Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT
A CEEE-GT planeja, constrói, opera e promove manutenção de seus sistemas de geração e
transmissão de modo a eliminar, minimizar ou compensar agressões ao meio ambiente.
Dentre as ações mais relevantes em 2010 destacam-se:
a) Programa de Repovoamento de Alevinos
A atividade tem por objetivo a produção de alevinos e peixes a serem soltos nos reservatórios
visando a manutenção e preservação da ictiofauna existente nos reservatórios.
Dentre outras ações desenvolvidas pela Estação de Piscicultura, destaca-se o monitoramento
qualiquantitativo da ictiofauna, realizada em 16 reservatórios da CEEE-GT e que serve de subsídios
para o programa de repovoamento de alevinos dos reservatórios, anualmente realizado.
O Programa de Repovoamento de Alevinos, atendendo a sinalização do Programa de Monitoramento
da Ictiofauna, contemplou a soltura de 396,2 mil alevinos que ocorreram nos reservatórios da CEEEGT: Bugres, Capiguí, Divisa, Ernestina, Forquilha, Guarita, Itaúba, Maia Filho e Passo Real.
b) Programa de Monitoramento da Ictiofauna
O programa consiste na avaliação anual realizada em 16 reservatórios da CEEE-GT, onde são
avaliados quantiqualitativamente todas as espécies capturadas nas expedições de campo realizadas
anualmente. As campanhas são realizadas no final da primavera e início do verão de acordo com a
determinação do órgão licenciador. Os dados obtidos são enviados ao órgão ambiental e servem de
base para eventuais estudos que possam ser necessários para a preservação dos peixes que
compõem as microbacias de cada reservatório.
c) Programa de Salvamento e Resgate de Peixes
Paralelamente às atividades de soltura e monitoramento, outra ação bastante importante e que muito
contribui para a preservação e manutenção da ictiofauna é o Programa de Salvamento e Resgate de
Peixes realizado sempre que ocorre a manutenção programada das unidades geradoras.
As paradas programadas em 2010, já possibilitaram o salvamento e resgate de aproximadamente
136.380 mil unidades de peixes, nas UHEs de Itaúba, Leonel de Moura Brizola, Passo Real e nos
reservatórios de Ernestina e Maia Filho.
Notas Explicativas
Página | 98
d)Sistema de Gestão de Resíduos
d.1) Programa Recicle CEEE
Programa de reciclagem de lixo incentiva a segregação de resíduos em sua origem, a coleta seletiva
e a destinação adequada dos mesmos, inclusive com a doação de resíduos recicláveis à associação
de catadores, de maneira a propiciar geração de renda em comunidade carente, situada próxima à
sede.
No ano de 2010 foi doado às comunidades um total de 12.682 quilos de resíduos, entre lixo seco e
sucata de papéis.
d.2) Projeto Socioambiental - Doação de Uniformes
Este projeto tem por objetivo a doação dos uniformes que foram utilizados pelos empregados da
CEEE-GT, para entidades que proporcionarão a geração de renda às comunidades carentes, uma
vez que estas comunidades utilizarão o material doado para a confecção de tapetes, bolsas, porta
sapatos, jogos americanos, etc.
d.3) Descarte de Materiais Inservíveis
Os resíduos gerados em nossos processos produtivos são tratados de acordo com o princípio de
ecoeficiência que está vinculado ao “fazer mais utilizando menos” e aspira às seguintes perspectivas
macroeconômicas: minimizar a utilização de material; minimizar a utilização de energia; minimizar a
geração de resíduos; aumentar a durabilidade do produto; aumentar a reciclabilidade; maximizar os
recursos renováveis e aumentar a utilização de serviços.
A CEEE-GT arrecadou em leilões descentralizados cerca de R$ 875 provenientes de materiais
inservíveis.
e) Programa de monitoramento de Emissão de Fumaça Preta
Gradualmente vem sendo implementado processo para gestão especializada do controle de fumaça
preta de veículos, por meio do qual o acompanhamento da emissão atmosférica de veículos é
realizado com periodicidade trimestral, superando a exigência da legislação e o padrão de controle do
restante da frota. Já foram vistoriados 68 veículos em duas operações. Os veículos que são
reprovados nas inspeções são encaminhados para manutenção.
f) Consumo de Combustíveis
A CEEE-GT possui uma frota de 282 veículos, distribuídos entre automóveis, utilitários, caminhões
leves e pesados. A constituição desta frota por tipo de combustível é a seguinte: 50 veículos
bicombustível, 150 diesel, 81 a gasolina e 1 elétrico. Possui, também, 47 veículos locados: 9
bicombustível, 36 diesel e 2 a gasolina.
g) Projeto Semear
As faixas de domínio, existentes sob as linhas de transmissão de energia elétrica, são liberadas pela
CEEE-GT para o plantio de frutas, verduras e legumes, transformando em produtiva a terra ociosa. É
o Projeto Semear, de promoção e inclusão social, existente desde 2006.
No primeiro ano do convênio entre a Companhia e a Prefeitura de Cachoeirinha, o Semear beneficiou
93 famílias, que juntas colheram 18 toneladas de produtos. Entre 2007 e 2008, a produção subiu para
46 toneladas e o número de famílias envolvidas chegou a 199. Até dezembro de 2009, os agricultores
alcançaram a marca de 80 toneladas/ano num total de 220 famílias. A iniciativa tem duração de cinco
anos, o término do contrato será em 2011, porém há a possibilidade de renovação.
Dos hortigranjeiros colhidos, uma parte é destinada para o consumo dos envolvidos no processo e o
restante é comercializado em uma feira que ocorre todos os domingos no município. Conforme a
Diretoria de Transmissão, uma exigência da CEEE-GT foi de que os alimentos fossem plantados sem
o uso de agrotóxicos. O intuito é o de despertar a consciência ambiental dos agricultores e também
agregar valor aos produtos. Com as vendas de mandioca, moranga, feijão, melancia, batata e milho.
Notas Explicativas
Página | 99
h) Plantando Energia
A área sob as linhas de transmissão da Subestação Gravataí 2 servirá para o plantio de alimentos: é
o “Plantando com energia”, uma parceria com e a prefeitura de Gravataí. A colheita será utilizada na
subsistência de famílias carentes moradoras da região e, no futuro, poderá ser destinada à merenda
escolar. O projeto será realizado nos mesmos moldes do Semear, de Cachoeirinha.
i) Projeto Alimentar
O Projeto Alimentar começou a ser instalado oficialmente em Canoas, em Maio de 2010, num total de
48,6 hectares. A idéia é seguir os moldes do programa implantado em Cachoeirinha – Semear – e
utilizar a área embaixo das linhas de transmissão para o plantio de hortigranjeiros. Nesta primeira
fase, 15 famílias cultivarão a terra em 140 metros de extensão entre uma torre e outra. A primeira
medida foi o cercamento da área.
50. Assuntos Regulatórios
50.1. Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica- CEEE-GT
a) Geração – Comercialização de Energia
A energia da CEEE-GT foi comercializada nos Leilões de Energia Existente, realizados no Ambiente
de Contratação Regulada a partir de dezembro de 2004, através de Ofertas Públicas realizadas pela
Companhia e participação em Chamadas Públicas de compradores. A seguir relação de produtos
contratados vigentes em 2010.
(*) Dados em MWm não passíveis de exame pelo auditor independente.
b) Receita Anual Permitida da Transmissão
b.1) Revisão Tarifária Periódica
De acordo com a Décima e a Décima Primeira Subcláusulas da Cláusula Sexta do Contrato de
Concessão de Transmissão nº 055/01, assinado entre a CEEE e a Agência Nacional de Energia
Elétrica – ANEEL em 1º de outubro de 2001, as Revisões Tarifárias Periódicas devem ocorrer de 4
em 4 anos sendo a primeira em 2005 e a segunda em 2009. A primeira Revisão Tarifária Periódica da
parcela referente à Rede Básica Novos Investimentos - RBNI, componente da Receita Anual
Permitida – RAP que deveria ter ocorrido em julho de 2005 só aconteceu em julho de 2007.
No ano de 2009 deveria ter ocorrido a 2ª Revisão Tarifária Periódica, que não aconteceu, pois a
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL adiou a implantação para 2010, devido a fortes
pressões das empresas de Transmissão.
Notas Explicativas
Página | 100
No dia 8 de julho de 2010, foi emitida a Resolução Homologatória nº 989 relativa à 2ª Revisão
Tarifária Periódica, cujo impacto do reposicionamento tarifário foi de -5,80% sobre a receita total,
considerando Rede Básica e Rede Básica Novos Investimentos.
Decorrente deste reposicionamento tarifário foi definida uma parcela de ajuste de R$ (24.577), sobre
a Receita Anual Permitida – RAP, a ser compensados em 12 meses a partir de 1º de julho de 2010.
b.2) Reajuste Tarifário - Transmissão
A Resolução Homologatória nº 1.021 de 29 de junho de 2010 e a Nota Técnica 60/2010 SRT/ANEEL
de 23 de junho de 2010 ajustou a RAP da CEEE-GT para o período 2010-2011 em -3,53%.
Referente à parcela de ajuste sobre a Receita Anual Permitida o impacto foi de R$ (36.090), divididos
em parcela de ajuste relativo ao reajuste R$ (11.513) e parcela relativa à 2ª revisão tarifária periódica
R$ (24.577). Este montante será compensado nas tarifas de julho de 2010 a junho de 2011.
Os valores foram registrados contabilmente na rubrica no Passivo Circulante (Nota Explicativa 26).
b.3) Formação da Receita da Transmissão
A primeira autorização de receita aconteceu em 25/10/2000. A partir desta data a evolução da receita
ao longo dos anos foi conseqüência da aplicação do mecanismo de reajuste previsto no Contrato de
Concessão, com atualização pelo do índice IGP-M e da entrada em operação de novas obras.
De acordo com cláusula contratual, a primeira revisão tarifária periódica ocorrida em julho/2007, com
base em junho/2005, destinou-se apenas às novas instalações, designadas de Rede Básica Novos
Investimentos - RBNI, autorizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL a partir de
2000 mediante ato específico, com direito a uma receita anual permitida inicial. As instalações
existentes em outubro de 2000 não sofreram revisão tarifária, apenas o reajuste anual.
Na segunda revisão tarifária periódica ocorrida em junho/2010, retroativa a junho/2009 a ANEEL
revisou a Base de Remuneração Regulatória das instalações que entraram em operação no período
entre a primeira e a segunda revisão, e manteve blindada a base de ativos avaliada na 1ª revisão
tarifária.
b.4) Reforços Implantados
A empresa está pleiteando junto à ANEEL a receita de reforços e melhorias implantados nas
subestações de Campo Bom, Livramento 2, Porto Alegre 10, Porto Alegre 13 e Pelotas 3.
b.5) Parcela Variável
A Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT obteve uma
redução de R$ 1.298 relativos a Parcela Variável, devido à indisponibilidade de Linhas de
Transmissão e Equipamentos em Subestações.
c) Processo do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD (*)
O Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD, por saída de consumidores livres,
alterações de mercado até 4% a partir do ano seguinte, e a entrada em operação da energia
decorrente de contratos assinados até 16 de março de 2004, previstos pelo Decreto nº 5.163, de 30
de julho de 2004, cujas regras foram aprovadas pela Resolução Normativa nº 161 de julho de 2005 e
homologadas pela Resolução ANEEL nº 211 de 03 de outubro de 2005, reduziram os montantes de
energia e potência associada consideradas nos Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica no
Ambiente Regulado - CCEAR. Em decorrência da aplicação do MCSD, ocorreram reduções
contratuais para Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT de
17,57 MW médios do produto 2005-2012, 7,08 MW médios do produto 2006-2013 e 0,52 MW médios
do produto 2006-2008 desde o início dos respectivos contratos. Esta energia descontratada foi
comercializada novamente, nos leilões de energia do ACR e em ofertas realizadas pela Companhia
Notas Explicativas
Página | 101
Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT, gerando a contratação de
montantes apresentados na tabela anterior.
O saldo de energia descontratada está sendo comercializada através de ofertas públicas mensais ou
liquidada no mercado de curto prazo ao Preço de Liquidação de Diferenças.
(*) Dados em MW não passíveis de exame pelo auditor independente.
d) Comercialização de Energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE
Os saldos compõem-se de:
31/12/2010
31/12/2009
01/01/2009
ATIVO CIRCULANTE
Energia de Curto Prazo - CCEE (vide nota explicativa 7) .....................................................................................................................................
1.848
6.760
1.814
ATIVO NÃO CIRCULANTE
(*) Ressarcimento Acordo - CCEE (vide nota explicativa 16) ................................................................................................................................
123.891
65.777
65.136
PASSIVO CIRCULANTE
Energia de Curto Prazo - CCEE (vide nota explicativa 27) ...................................................................................................................................
(1)
(583)
PASSIVO NÃO CIRCULANTE
Energia de Curto Prazo .........................................................................................................................................................................................
(73.058)
(73.058)
(73.058)
Total
52.681
(522)
(6.691)
(*) Valor referente ao acordo de ressarcimento correspondente a despesa com a compra de energia
no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, denominada como “Energia
Livre”, realizadas durante o período de racionamento, decorrentes da redução da geração de energia
elétrica nas usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE. Este valor está
sendo cobrado dos consumidores finais dos submercados sujeitos ao racionamento pelas respectivas
distribuidoras e será repassado à Concessionária.
50.2. Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica- CEEE-D
a) Processo do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD (*)
O Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD, por saída de consumidores livres,
alterações de mercado até 4% a partir do ano seguinte, e a entrada em operação da energia
decorrente de contratos assinados até 16 de março de 2004, previstos pelo Decreto nº 5.163, de 30
de julho de 2004, cujas regras foram aprovadas pela Resolução Normativa nº 161 de julho de 2005 e
homologadas pela Resolução ANEEL nº 211 de 03 de outubro de 2005, alteram os montantes de
energia e potência associada consideradas nos Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica no
Ambiente Regulado - CCEAR. Estas regras levaram a Companhia Estadual de Distribuição de
Energia Elétrica - CEEE-D, por necessidade de aquisição adicional de energia, a efetuar uma compra
adicional de 12,476 MW médios a partir de janeiro e 2,524 MW médios a partir de fevereiro de 2005 e
descontratar em janeiro de 2006 16,435 MW médios por saída de consumidores livres. Em 2007,
descontratamos 9,767 MW médios devido a sobra de energia na época. A partir desta data, a
Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D não participou mais deste
mecanismo.
(*) Dados não passíveis de revisão pelo Auditor Independente.
Notas Explicativas
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b) Comercialização de Energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE
Os saldos compõem-se de:
31/12/2010
31/12/2009 01/01/2009
ATIVO CIRCULANTE
Energia de Curto Prazo - CCEE (vide nota explicativa 7) ............................................................................................................................................................
3.945
1
364
ATIVO NÃO CIRCULANTE
(*) Ressarcimento Acordo - CCEE (vide nota explicativa 16) ....................................................................................................................................................
37.952
20.165
19.969
PASSIVO CIRCULANTE
Energia de Curto Prazo - CCEE (vide nota explicativa 27) .........................................................................................................................................................
(22.640)
(10.101)
(24.548)
PASSIVO NÃO CIRCULANTE
Energia de Curto Prazo ........................................................................................................................................................................................................
(27.400)
(27.400)
(27.400)
Encargo do Serviço do Sistem a ......................................................................................................................................................................................................
(13.207)
(13.207)
(13.207)
(40.607)
(40.607)
(40.607)
Total
(21.350)
(30.542)
(44.822)
(*) Valor referente ao acordo de ressarcimento correspondente a despesas com a compra de energia
no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, denominada como “Energia
Livre”, realizadas durante o período de racionamento, decorrentes da redução da geração de energia
elétrica nas usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Este valor está
sendo cobrado dos consumidores finais dos submercados sujeitos ao racionamento pelas respectivas
distribuidoras e será repassado à Concessionária.
A Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D realizou a contabilização da
energia de Curto Prazo negociada no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE, conforme contabilização definitiva elaborada por aquela entidade, porém impetrou ações
judiciais nas seguintes bases:
PROCESSO CEEE Nº 3.494/02
OBJETO:
Ação Ordinária visando a nulidade do item IV do Despacho nº 288 da ANEEL, em face dos vícios
formais e materiais desse ato administrativo e declaração de que a Companhia Estadual de Energia
Elétrica - CEEE possuía o direito de não optar pelo alívio de exposição da energia elétrica oriunda de
contrato de Itaipu nos exercícios de 2001 e 2002, de sorte a ter direito ao resultado dos riscos de
exposição positiva no âmbito do mercado.
Houve requerimento de liminar de antecipação da tutela para que fosse a Agência Nacional de
Energia Elétrica - ANEEL ordenada a instruir a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE, a recontabilizar os valores da Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE relativos à
comercialização da energia elétrica da cota-parte de Itaipu Binacional referentes ao exercício de 2001
e 2002, contabilizando e liquidando em favor da Concessionária a exposição positiva verificada em
razão da não opção pelo alívio de exposição.
ANDAMENTO:
Ajuizada a demanda, o juízo concedeu à Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE a
antecipação de tutela requerida determinando a suspensão da contabilização dos valores da energia
produzida por Itaipu e referente à quota a que tem direito a Autora, a qual não foi objeto de registro
nos exercícios de 2001 (total) e 2002 (parcial), até que fosse proferida decisão final quanto à validade
do Despacho nº 288/02 da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, tendo ainda sido
determinado a vedação de qualquer exigência de valores decorrentes da contabilização
eventualmente lançada e que foi liminarmente suspensa, até final julgamento da ação.
Da decisão que concedeu a antecipação de tutela, a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
interpôs agravo de instrumento que foi autuado perante o Tribunal Regional Federal de Brasília em
ata de 17 de dezembro de 2002, sob o nº 2002.01.00.045107-3, ao qual não foi concedido o efeito
suspensivo pleiteado pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e o recurso encontra-se
aguardando inclusão em pauta para julgamento de mérito pela 6ª Turma do Tribunal.
Notas Explicativas
Página | 103
Em data de 07 de dezembro de 2004 sobreveio despacho saneador nos autos principais em que o
Juízo declara que a lide está sustentada em fatos que dependem de comprovação através de perícia
técnica, manifestando a necessidade de realização da prova. A Companhia Estadual de Energia
Elétrica - CEEE peticionou nos autos tecendo esclarecimentos sobre a lide e concordando com a
realização da perícia técnica.
A perícia foi realizada e o laudo pericial foi considerado favorável pela área de
Comercialização/CEEE-GT e pela área Jurídica, tendo sua concordância em juízo, impugnando
aspectos de menor importância em relação ao contexto geral. Houve também manifestação da outra
parte. Em 17 de outubro de 2008 foi juntado aos autos cópia de decisão exarada na ação de objeto
idêntico ajuizada pela AES Sul em face da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL com
decisão favorável a Autora. A última movimentação do processo inclui a União no pólo passivo da
ação, não tendo sido proferida ainda decisão de mérito do feito, estando os autos conclusos para
decisão desde 30.04.2009.
PROCESSO CEEE Nº 3.555/2002
AÇÃO CAUTELAR
OBJETO:
Ação Cautelar Preparatória com pedido de liminar, para o fim de determinar que a Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE suspenda o andamento da liquidação financeira das
transações de energia elétrica prevista para o dia 22 de novembro de 2002, relativamente à parte
Autora.
ANDAMENTO:
Foi deferida a medida liminar para que a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
suspenda o andamento da liquidação das transações de energia elétrica prevista para o dia 22 de
novembro de 2002, relativamente à Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE (período de
setembro de 2000 a setembro de 2002), até ulterior deliberação do Juízo. Após, houve despacho do
Juízo esclarecendo que as liquidações futuras em relação às operações realizadas nos meses de
outubro a dezembro de 2002 não estão abrangidas pela decisão liminar.
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, interpôs agravo de instrumento autuado
sob o nº 2002.03.00.051118-9 em data de 06 de dezembro de 2002, tendo sido indeferida a liminar
de efeito suspensivo pleiteada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE ante a
ausência dos requisitos necessários ao acolhimento do pleito liminar, estando o processo concluso ao
Desembargador Relator desde 10 de junho de 2004, restando este agravo de instrumento baixado
desde agosto de 2006.
Os últimos andamentos processuais na ação cautelar são relativos à despacho do Juízo em data de
06 de agosto de 2004, determinando prosseguimento na ação principal, e juntada de petição em 16
de dezembro de 2004.
AÇÃO ORDINÁRIA
OBJETO:
Ação Declaratória com Pedido Condenatório objetivando a declaração de nulidade do Despacho
ANEEL nº 346/02, por infração aos princípios da legalidade e segurança jurídica, bem como
condenação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE a liquidar as contabilizações
do período de setembro de 2000 a outubro de 2002 somente mediante auditoria prévia dos
programas computacionais utilizados pelo sistema de contabilização e liquidação, e das
transferências de recursos entre os agentes participantes da Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica - CCEE, atendendo estritamente aos termos da Convenção de Mercado aprovada pela
Resolução ANEEL nº 102/02, que possibilite à Autora conferir e controlar a exata origem e o objeto do
seu débito.
ANDAMENTO:
Ação Ordinária proposta em data de 19 de dezembro 2002 e autuada sob o nº 2002.61.00.029736-5.
Em 10 de março de 2004 houve despacho do Juízo requerendo manifestação das partes sobre o
pedido de ingresso no feito formulado por ELEKTRO ELETRICIDADE E SERVIÇOS S/A E OUTROS
como assistente da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica - CCEE. A Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE peticionou requerendo
Notas Explicativas
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realização de prova pericial. Em 06 de agosto de 2004, houve despacho do Juízo determinando
autuação em apenso das petições de impugnação à assistência simples, bem ainda determinando a
apresentação de quesitos à prova pericial pela Autora, fins de aferir-se a pertinência da realização da
prova pericial. A petição da Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE com os quesitos foi
apresentada em data de 13 de agosto de 2004. Em 29 de outubro de 2008 foram arbitrados pelo
Juízo os valores referentes aos honorários periciais. Em 07 de novembro a Concessionária
apresentou os quesitos para realização da pericia. A última movimentação processual foi a juntada de
petição ocorrida no dia 13 de novembro de 2008. Em 23/09/2010 o laudo foi apresentado a
Concessionária, tendo essa se manifestado contrariamente ao mesmo. O processo ainda não foi
sentenciado.
SERGIO SOUZA DIAS
Diretor Presidente
GERSON CARRION DE OLIVEIRA
Diretor
HALIKAN DANIEL DIAS
Diretor
GILBERTO SILVA DA SILVEIRA
Diretor
RUBEM CIMA
Diretor
LUIZ ANTONIO TIRELLO
Diretor
MARCIA BEATRIZ GARCIA RODRIGUES
Contadora CRCRS 42897
Notas Explicativas
Página | 105
DECLARAÇÃO DOS DIRETORES
Em atendimento aos incisos V e VI do artigo 25 da Instrução CVM nº 480, de 07 de dezembro de
2009, o Diretor Presidente e os demais Diretores da Companhia Estadual de Energia Elétrica
Participações – CEEE-Par, sociedade de economia mista por ações, de capital aberto, com sede na
Avenida Joaquim Porto Villanova, 201 – Prédio “A2”, Porto Alegre-RS, inscrita no CNPJ sob nº
08.420.472/0001-05, declaram que:
1.
Revisaram, discutiram e concordam com as opiniões expressas no Relatório da BDO
Auditores Independentes, relativamente às Demonstrações Financeiras da CEEE-Par
referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2010; e
2. Revisaram discutiram e concordam com as Demonstrações Financeiras da CEEE-Par
relativas ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2010.
Porto Alegre, 24 de março de 2011.
SERGIO SOUZA DIAS
Diretor Presidente
GERSON CARRION DE OLIVEIRA
Diretor
HALIKAN DANIEL DIAS
Diretor
GILBERTO SILVA DA SILVEIRA
Diretor
RUBEM CIMA
Diretor
LUIZ ANTONIO TIRELLO
Diretor
Declaração dos Diretores
Página | 106
RELATÓRIO DOS
FINANCEIRAS
AUDITORES
INDEPENDENTES
SOBRE
AS
DEMONSTRAÇÕES
Aos Acionistas e Administradores da Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações – CEEEPAR
Porto Alegre - RS
Examinamos as demonstrações financeiras individuais e consolidadas da Companhia Estadual de
Energia Elétrica Participações – CEEE-PAR (“Companhia”), identificadas como Controladora e
Consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2010
e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de
caixa para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e
demais notas explicativas.
RESPONSABILIDADE DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
A Administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das
demonstrações financeiras individuais de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e das
demonstrações financeiras consolidadas de acordo com as normas internacionais de relatório
financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standard Board (IASB), e de acordo com as
práticas adotadas no Brasil, assim como pelos controles internos que ela determinou como
necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações financeiras livres de distorção
relevante, independentemente se causada por fraude ou erro.
RESPONSABILIDADE DOS AUDITORES INDEPENDENTES
Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras com
base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de
auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a
auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as
demonstrações financeiras estão livres de distorção relevante.
Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a
respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações financeiras. Os procedimentos
selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção
relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa
avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e
adequada apresentação das demonstrações financeiras da Companhia para planejar os
procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar
uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Companhia. Uma auditoria inclui, também,
a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas
contábeis feitas pela Administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações
financeiras tomadas em conjunto.
Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa
opinião.
Relatório dos Auditores Independentes
Página | 107
RELATÓRIO DOS
FINANCEIRAS
AUDITORES
INDEPENDENTES
SOBRE
AS
DEMONSTRAÇÕES
Aos Acionistas e Administradores da Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações – CEEEPAR
Porto Alegre - RS
OPINIÃO SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS INDIVIDUAIS
Em nossa opinião, as demonstrações financeiras individuais acima referidas apresentam
adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Companhia
Estadual de Energia Elétrica Participações – CEEE-PAR em 31 de dezembro de 2010, o
desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de
acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as normas internacionais de relatório
financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standard Board (IASB).
OPINIÃO SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS
Em nossa opinião, as demonstrações financeiras consolidadas acima referidas apresentam
adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Companhia
Estadual de Energia Elétrica Participações – CEEE-PAR em 31 de dezembro de 2010, o
desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de
acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as normas internacionais de relatório
financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standard Board (IASB).
ÊNFASE
Conta de Resultado a Compensar (CRC)
Conforme descrito na nota explicativa número 14 as controladas, Companhia Estadual de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica – CEEE- GT e a Companhia Estadual de Distribuição de Energia
Elétrica – CEEE D, contabilizaram em suas demonstrações financeiras. O montante de R$ 3.441.075
o valor é decorrente do trânsito em julgado em 31 de março de 2009 da decisão proferida nos autos
da Ação Ordinária ajuizada em face da União Federal, onde foi reconhecido o direito de computar na
Conta
de
Resultados
a
Compensar
(CRC)
os
valores
pagos
a
título
de
complementação/suplementação de aposentadoria com os servidores ex-autárquicos que integravam
seu quadro. A Companhia aguarda designação do perito judicial, no processo de liquidação de
sentença. O montante contabilizado está suportado pelo cálculo realizado por especialista contratado
pela Administração para a data base de 31 de dezembro de 2009. Esse montante permanece no
exercício findo em 31 de dezembro de 2010 considerando que não houve nenhuma decisão em
definitivo que alterasse os critérios de liquidação. Consequentemente, somente após a homologação
dos cálculos do perito pelo juízo da liquidação será possível determinar os reflexos nas
demonstrações financeiras, se houver, bem como a realização destes créditos, considerando que as
formas de utilização do saldo credor da Conta de Resultados está disciplinada em lei federal (Lei n°
8.631/93).
Relatório dos Auditores Independentes
Página | 108
RELATÓRIO DOS
FINANCEIRAS
AUDITORES
INDEPENDENTES
SOBRE
AS
DEMONSTRAÇÕES
Aos Acionistas e Administradores da Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações – CEEEPAR
Porto Alegre - RS
Programa de parcelamento de tributos federais (REFIS IV)
Conforme descrito na nota explicativa nº 29 b. a controlada Companhia Estadual de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica – CEEE GT, em 20 de novembro de 2009, aderiu ao programa de
parcelamento de tributos federais estabelecido pela Lei nº 11.941 de 27 de Maio de 2009 (REFIS IV).
As diferenças entre os valores registrados na contabilidade e os informados no sistema junto a
Receita Federal, relativamente aos débitos existentes no Pedido de Parcelamento Especial – PAES
até 30 de setembro de 2009 foram incluídas na composição do saldo do novo parcelamento. A
Companhia aguarda a definição dos trâmites na Receita Federal relativos ao Processo Administrativo
solicitando a homologação dos valores calculados, sendo que a contabilização e classificação das
dívidas foram efetuadas de acordo com as condições estabelecidas nos programas.
Conseqüentemente, a confirmação da totalidade das obrigações dependerá da finalização, pelas
autoridades competentes, das análises das dívidas declaradas. Assim, somente após a conclusão
desta análise será possível determinar os possíveis reflexos nas demonstrações, se houver.
Ativos e Passivos relativos às transações de venda e compra de energia realizada no âmbito
da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica — CCEE
Conforme detalhado na nota explicativa nº 49.1 d. e 49.2 b. as controladas, Companhia Estadual de
Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE GT e a Companhia Estadual de Distribuição de
Energia Elétrica CEEE –D, em 31 de dezembro de 2010, tem registrado no ativo não circulante
valores a receber nos montantes de R$ 161.843, referentes ao reembolso a receber da Revisão
Tarifária Extraordinária e no passivo não circulante R$ 13.207 referentes a Encargos de Serviço do
Sistema (ESS) e R$ 100.458 relativos às transações de venda e compra de energia realizada no
âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica — CCEE (anteriormente Mercado
Atacadista de Energia Elétrica — MAE) ocorridas em exercícios anteriores. Esses valores foram
registrados com base em cálculos preparados e divulgados pela CCEE e podem estar sujeitos à
modificação dependendo de decisão de processos judiciais em andamento movidos pela Companhia
e por outras empresas do setor, relativos, em sua maioria, à interpretação das regras do mercado em
vigor para aquele período. Os demais assuntos regulatórios que impactam as demonstrações
financeiras estão descritos na nota explicativa nº 49 às demonstrações financeiras.
Relatório dos Auditores Independentes
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RELATÓRIO DOS
FINANCEIRAS
AUDITORES
INDEPENDENTES
SOBRE
AS
DEMONSTRAÇÕES
Aos Acionistas e Administradores da Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações – CEEEPAR
Porto Alegre - RS
OUTROS ASSUNTOS
Práticas contábeis
Conforme descrito na nota explicativa 4.13. a, as demonstrações financeiras individuais foram
elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Essas práticas diferem do IFRS,
aplicável às demonstrações financeiras separadas, somente no que se refere à avaliação dos
investimentos em controladas, coligadas e controladas em conjunto pelo método de equivalência
patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria custo ou valor justo.
Auditoria dos valores correspondentes ao exercício anterior
Os valores correspondentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2009, apresentados para fins
de comparação, foram anteriormente por nós auditados de acordo com as normas de auditoria
vigentes por ocasião da emissão do relatório em 1° de março de 2010, sem modificação e com
ênfase sobre os mesmos assuntos descritos no tópico ênfase deste relatório. As normas de auditoria
anteriormente vigentes permitiam divisão de responsabilidade, portanto os investimentos da
controlada Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica foram auditados por
outros auditores independentes cujo o saldo naquela data considerando o percentual de participação
da companhia é de R$ 231.111 e está baseada exclusivamente nos pareceres desse auditores.
Porto Alegre, 24 de março de 2011.
Paulo Ricardo Pinto Alaniz
Sócio-contador
CRC 1RS042460/O-3
BDO Auditores Independentes
CRC 2SP013439/O-5 “S” RS
Relatório dos Auditores Independentes
Página | 110
PARECER DO CONSELHO FISCAL
Os membros do Conselho Fiscal da Companhia Estadual de Energia Elétrica Participações – CEEEPar, em cumprimento às disposições legais e estatutárias, tendo analisado no decorrer do exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2010, a gestão econômico-financeira da Empresa, bem como
examinado o Relatório da Administração, as Demonstrações Financeiras, o Parecer dos Auditores
Independentes, BDO Auditores Independentes, e as informações complementares da Administração,
opinam no sentido de que os documentos referidos representam a situação patrimonial e financeira
da Companhia, naquela data, observadas as Ênfases contidas no Relatório dos Auditores
Independentes, estando, portanto, em condições de serem submetidos à deliberação dos acionistas.
Porto Alegre, 24 de março de 2011.
Argeu da Silva Brum
Presidente
Fernando Magalhães Coronel
Conselheiro
Luiz Carlos Dias Garcia
Conselheiro
Vicente Paulo Mattos de Britto Pereira
Conselheiro
Parecer do Conselho Fiscal
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MANIFESTAÇÃO DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
O Conselho de Administração, tendo examinado o Relatório da Administração, Manifestação sobre o
Balanço Patrimonial, a Demonstração do Resultado do Exercício, a Demonstração das Mutações do
Patrimônio Líquido, a demonstração do fluxo de caixa e respectivas Notas Explicativas referentes ao
Exercício de 2010, encerrado em 31 de dezembro de 2010, documentos estes assinados pelos
administradores responsáveis pela Empresa, e considerando os pareceres dos Auditores
Independentes e do Conselho Fiscal, manifesta-se por unanimidade, pela aprovação dos referidos
documentos e submete a matéria à apreciação dos Senhores Acionistas.
Porto Alegre, 24 de março de 2011.
Claudemir Bragagnolo,
Presidente do Conselho de Administração.
Sérgio Souza Dias
Mari Ivane Oliveira Perusso
Caleb Medeiros de Oliveira
Fabiano Pereira
Baltazar Balbo Garagorri Teixeira
Manifestação do conselho de Administração
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