Source: https://studylibpt.com/doc/5168487/ceee-gt---rela%C3%A7%C3%B5es-com-investidores
Timestamp: 2020-01-26 03:52:51+00:00
Document Index: 109695215

Matched Legal Cases: ['artigo 15', 'artigo 6', 'artigo 2', 'artigo 9', 'artigo 6', 'artigo 1', 'artigo 6', 'artigo 5', 'artigo 10']

CEEE-GT - Relações com Investidores
Conforme as práticas contábeis adotadas no Brasil e de acordo com as
Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS)
Períodos findos em 30 de Junho de 2016 e 2015.
Valores expressos em milhares de reais.
A Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT (Companhia) com sede na
Avenida Joaquim Porto Villanova, nº 201, Prédio A, Sala 722, Bairro Jardim Carvalho, Porto Alegre, Estado do
Rio Grande do Sul, é uma sociedade anônima de capital aberto sendo seu acionista controlador o Estado do Rio
Grande do Sul através da Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE-Par, empresa detentora de 65,92% do
seu capital total. Foi organizada em conformidade com a autorização concedida pela Lei nº 12.593, em 13 de
setembro de 2006, e constituída a partir da cisão da Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE, em 26 de
novembro de 2006. A Companhia tem por objeto projetar, construir e explorar sistemas de produção (geração)
e transmissão de energia elétrica, bem como desenvolver atividades que visem idêntica finalidade; a prestação
de serviços de natureza pública ou privada, no setor de energia elétrica; a exploração de sua infraestrutura,
com a finalidade de gerar receitas alternativas, complementares ou acessórias, inclusive proveniente de
projetos associados.
No segmento de transmissão, a CEEE-GT exerce o controle acionário da Transmissora de Energia Sul Brasil Ltda
– TESB. Em janeiro de 2014 a sócia Procable Energia e Telecomunicações S.A. e a sócia Zhejiang United
Engeneering CO Ltda, transferiram cotas de capital subscrito para a CEEE-GT. Ainda no exercício de 2014 foi
efetuada a integralização de capital no montante de R$25.000 e durante o exercício de 2015 foi integralizado o
montante de R$9.947 pela CEEE-GT na Transmissora de Energia Sul Brasil Ltda – TESB. A participação acionária
da CEEE-GT no empreendimento é de 90,40% do capital integralizado.
No segmento de geração, a CEEE-GT também exerce o controle acionário das Sociedades de Propósito
Específico Ventos de Curupira S.A., Ventos de Povo Novo S.A. e Ventos de Vera Cruz S.A., constituídas em
fevereiro de 2014 e integrantes do consórcio responsável pela construção do Complexo Eólico Povo Novo. A
participação acionária da CEEE-GT no empreendimento é de 99,99%, conforme descrito na nota explicativa nº
1.1. Das Concessões
1.1.1. Concessão de Geração
Em 05 de abril de 2000 a Companhia firmou o Contrato de Concessão nº 025/2000 - ANEEL para exploração de
geração de energia elétrica. O contrato regula a exploração dos potenciais de energia hidráulica por meio das
centrais geradoras e das instalações de transmissão de interesse restrito às centrais geradoras.
Com o advento da Medida Provisória nº 579 de 11/09/2012, posteriormente convertida na Lei nº 12.783/13,
estabeleceu-se um novo marco regulatório no Setor Elétrico Brasileiro possibilitando a renovação antecipada
dos contratos de concessão de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, a partir de uma redução
tarifária nos segmentos de geração e de transmissão.
A referida MP estabeleceu que toda energia gerada pelas usinas cujas concessões vencem até 2017, serão
comercializadas em regime de cotas, por tarifas definidas pela ANEEL, que cobrirão somente os custos de
operação e manutenção, encargos setoriais reduzidos, tributos e a remuneração do uso das redes de
Em atendimento à legislação, em 04/12/2012, a Companhia firmou com a União, o Segundo Termo Aditivo ao
Contrato de Concessão nº 25/2000 - ANEEL, pelo prazo de 30 anos
A Usina de Itaúba ainda não foi alcançada pelo conteúdo da Lei 12.783/13, uma vez que sua concessão tem
previsão de término para 30/12/2021, já as demais usinas do parque gerador da CEEE-GT estão
disponibilizando sua energia para o regime de cotas.
Foram prorrogadas as concessões das usinas listadas no quadro abaixo:
* Usinas não despachadas centralizadamente.
A Usina de Toca, localizada no município de São Francisco de Paula, por ser menor que 1 MW, e estar
enquadrada em uma legislação específica, não é objeto de renovação nas atuais condições e portanto deverá
ser requerida a autorização ao poder concedente por ocasião do vencimento da atual concessão em
A CEEE-GT, conforme Despacho da ANEEL nº 259 de 21/07/1999 tem um registro da Pequena Central
Hidrelétrica Ivaí, com potência instalada de 0,768 MW, localizada no rio Ivaí, município de Júlio de Castilhos.
Em 31 de outubro de 2012 o Ministério de Minas e Energia publicou a Portaria Ministerial nº 578, definindo as
tarifas iniciais para as Usinas Hidrelétricas enquadradas no art. 1º da MP 579, com base no valor do Custo da
Gestão dos Ativos de Geração – GAG.
Em 01/11/2012, o Ministério de Minas e Energia e o Ministério da Fazenda, através da Portaria Interministerial
nº 580, estabeleceram os valores de indenização para as usinas hidrelétricas. Assim, nos termos das Portarias
publicadas pela União, ficou delineado que as usinas da CEEE-GT acobertadas pelo contrato de concessão nº
25/2000 não seriam indenizadas, sendo que, em paralelo, a Companhia protocolou junto ao Ministério de
Minas e Energia ofício contendo algumas questões, em especial no que se refere à indenização dos
investimentos ainda não depreciados inerentes as usinas renovadas. Vide nota explicativa nº 15.
1.1.1.1. Aspectos Regulatórios
a) Repactuação do Risco Hidrológico
As condições hidrológicas adversas ocorridas no último triênio, somada às decisões operativas e a outros
fatores que influenciam no despacho da geração pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), afetaram
financeiramente os agentes hidrelétricos participantes do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) que, ao
não conseguirem entregar energia suficiente para honrar seus contratos, ficaram expostos ao Preço de
Liquidação de Diferenças (PLD) no Mercado de Curto Prazo (MCP).
A Companhia, com o objetivo de se proteger financeiramente dos valores a ela atribuídos a título de risco
hidrológico, bem como do rateio dos valores proveniente de outros agentes protegidos judicialmente,
ingressou com ação judicial e obteve decisão liminar, com efeitos a partir de março de 2015, limitando a
redução, via Fator de Ajuste do MRE (GSF), a 5% da Garantia Física das usinas modeladas no perfil da CEEE-GT
junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica e que não foram objeto de renovação das Concessões
prevista na Lei nº 12.783/2013.
A Lei nº 13.203, publicada em 9 de dezembro de 2015, e a Resolução Normativa ANEEL nº 684, publicada em
14 de dezembro de 2015, estabeleceram as condições para a repactuação do risco hidrológico suportados
pelos agentes participantes do MRE, com efeitos a partir de 1º de janeiro de 2015.
A referida regulamentação apresentou propostas distintas para a energia contratada no ano de 2015 no
Ambiente de Contratação Regulado (ACR) e no Ambiente de Contratação Livre (ACL), porém ambas tinham
como condição para a repactuação a retirada de qualquer ação judicial relativa ao tema, com resolução de
Devido à característica do portfólio de contratos de venda de energia em 2015, a Companhia teve quase que a
totalidade de sua energia remetida à modalidade de repactuação no ACL, cuja proposta se caracteriza pela
contratação de energia de reserva.
Em janeiro de 2016 a Administração decidiu por não aderir à proposta, mantendo a ação judicial em curso.
1.1.2. Concessão de Transmissão
A Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT detém duas concessões para
exploração dos serviços públicos de transmissão de energia elétrica.
1.1.2.1. Contrato de Concessão nº 055/2001 – ANEEL
Em 1º de outubro de 2001 a Companhia firmou o Contrato de Concessão nº 055/2001 - ANEEL para
Transmissão de energia elétrica. Em razão da Medida Provisória nº 579 de 11/09/2012, convertida na Lei nº
12.783/2013 e Decreto nº 7.805/2013, o contrato de concessão foi aditado em 04/12/2012, tendo sofrido
alterações significativas. O Contrato de Concessão, já com as alterações realizadas, estabelece:
quais os bens vinculados à Concessão e a obrigação de operar e manter a infraestrutura existente;
as condições para a prestação do serviço;
a garantia de manutenção do equilíbrio econômico-financeiro da concessão;
a indenização, em caso de extinção da concessão, referente à parcela ainda não amortizada dos
investimentos realizados pela Companhia na infraestrutura a serviço da concessão.
nº 580, estabeleceram os valores de indenização para as instalações integrantes das concessões de transmissão
de energia elétrica enquadradas pela MP 579, ficando delineado o montante de R$661.086 mil a preço de
outubro de 2012, para indenização das instalações não depreciadas, posteriores a maio de 2000, relacionadas
ao contrato de Concessão nº 055/2001. Essas instalações são usualmente denominadas RBNI. Vide nota
explicativa nº 13.5.
Ainda, no que tange as instalações não depreciadas anteriores a maio de 2000, usualmente denominada RBSE,
a Lei nº 12.783/2013 em seu artigo 15, § 2º autoriza o poder concedente a pagar, na forma de regulamento, o
valor relativo aos ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de 2000, registrados pela
concessionária e reconhecidos pela ANEEL. A Companhia submeteu à ANEEL as informações para o cálculo dos
ativos não depreciados em 29/04/2015 e conforme a REN nº 589/13 no artigo 6º, a ANEEL tem um prazo de
150 dias para validar as informações. Outras informações complementares estão disponíveis na nota
explicativa nº 9.5.
Com a vigência da MP 579 (Lei 12.783/13), o prazo do Contrato de Concessão foi prorrogado por mais trinta
anos e tem prazo de vigência até 31 de dezembro de 2042. O Contrato de Concessão também estabelece que a
Receita Anual Permitida (nome dado à remuneração pela prestação do serviço de transmissão) será reajustada
anualmente no mês de julho e revisada a cada cinco anos. Além dos critérios para reajuste e revisão da receita,
previstos em contrato, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL estabelecerá em regulamentação
específica regras e metodologia para cálculo dessa revisão.
1.1.2.2. Contrato de Concessão nº 080/2002 - ANEEL
Em 19 de dezembro de 2002 a Companhia firmou o Contrato de Concessão nº 080/2002 - ANEEL para
Transmissão de Energia Elétrica. O Contrato de Concessão da LT 230kV UPME x Pelotas 3 estabelece:
a obrigação de construir, operar e manter a infraestrutura a serviço da concessão;
quais os serviços que o operador deve prestar e para quem os serviços devem ser prestados (área
geográfica de atendimento e classe de consumidores);
indenização ao final do contrato de concessão referente à parcela ainda não amortizada dos
O Contrato de Concessão tem prazo de vigência de 30 (trinta) anos, contados a partir da entrada em operação
das instalações de transmissão, objeto do contrato, podendo ser renovado por igual período desde que
requerida pela Companhia até 36 (trinta e seis) meses antes do término do contrato. A eventual prorrogação
do Contrato de Concessão estará subordinada ao interesse público e à revisão das condições gerais do
O Contrato de Concessão também estabelece que as tarifas sejam reajustadas anualmente no mês de julho e
revisadas nos casos de criação, alteração ou extinção de tributos ou encargos legais, quando comprovado seus
impactos. Os critérios e metodologias para reajuste e revisão das tarifas de energia elétrica são definidos pela
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL em regulamentação específica.
1.2 Plano de Ajuste
A Administração da Companhia instituiu um Plano de Ajuste Estrutural com o propósito de efetuar um
diagnóstico da situação econômico-financeira partindo de uma análise de sustentabilidade econômicofinanceira da Companhia. Uma série de ações descritas no Plano de Ajuste da CEEE-GT foi realizada,
especialmente aquelas que se referem às tratativas para alongamento e repactuação dos débitos setoriais e de
tributos federais, a criação do Comitê de Racionalização de Gastos e a reprogramação orçamentária.
Dentre as ações do Plano de Ajuste, é necessário salientar também aquelas que buscam a redução do custo
operacional, tais como a manutenção do Plano de Desligamento Incentivado – PDI, a implantação do novo
sistema ERP (Enterprise Resource Planning) que juntos viabilizam a reestruturação organizacional, buscando
equilibrar a relação do quanti-qualitativo de pessoal e melhorar a capacidade de atendimento dos serviços,
com ganhos de produtividade e redução de despesa de pessoal.
Combinando-se as metas de investimentos prudentes e regulatórios com o novo perfil do custo dos
financiamentos, a CEEE-GT trabalha para a realização de captações financeiras vinculadas aos investimentos,
com um período de carência adequado e custo compatível com a nova lógica financeira da empresa.
Registramos, ainda as principais ações tomadas pela Companhia as quais buscaram recuperação dos
resultados, otimizando os Custos e Despesas Operacionais:
Comitê de Racionalização de Gastos – criado no primeiro trimestre de 2015, com o objetivo
essencial de dar fluidez, priorização e assertividade nos gastos com investimentos, buscando
atingir o máximo de economicidade e eficiência. Verifica-se o impacto desta medida, em parte, na
redução da rubrica de Despesas Operacionais, a qual passou a registrar, no exercício de 2015, R$
302,8 milhões, enquanto em 2014 esta conta totalizava R$ 397,3 milhões.
Reprogramação Orçamentária – estabelecimento de orçamento conciso, ante a evolução dos
métodos de construção do mesmo. Dentre as ações iniciais, houve a suspensão dos recursos
administrados através do Sistema de Planejamento e Controle Financeiro (PCF), e a aplicação de
premissas reais para a política de investimentos na elaboração do Plano Plurianual de 2016-2019,
mais aderentes com as possibilidades financeiras da Companhia.
Manutenção do atual Plano de Desligamento Incentivado (PDI) – manutenção da política de
incentivo àqueles empregados que conquistem as carências para aposentadoria e se desliguem de
Equalização dos Custos Judiciais – Trabalho de identificação de nichos de litígios
institucionalizados em setores da área de concessão, passíveis de realizar trabalho combinado
entre a área jurídica e técnica de atendimento ao consumidor. Tal esforço permite programar
ações pró-ativas e antecipadas de forma a mitigar novas ações cíveis e indenizatórias, bem como
reduzir o valor de eventuais condenações.
Muito embora as diretrizes apontadas no Plano sejam fundamentais para a sustentabilidade da empresa, se
afigura importante que estas intenções sofressem uma avaliação técnica que permitisse a verificação de sua
viabilidade de implantação, comprometida com o resultado desejado.
Nesta senda, a Diretoria acabou por criar um Comitê de Desenvolvimento do Plano de Ajuste e do Ciclo do
Planejamento Estratégico 2016-2020 com o intuito de priorizar estes projetos e desenvolvê-los contemplando
as premissas, restrições, objeto, cronograma de implantação e riscos associados.
2. ATIVIDADES NÃO VINCULADAS À CONCESSÃO
A Companhia possui uma estação de piscicultura no município de Tio Hugo, cujo objetivo é a produção de
alevinos e peixes a serem soltos nos reservatórios visando à manutenção e preservação da ictiofauna existente
nos mesmos. Estas atividades não são relevantes para operação da Companhia.
3. ELABORAÇÃO E APRESENTAÇÃO DAS INFORMAÇÕES TRIMESTRAIS
3.1. Base de Preparação e Apresentação das Informações Trimestrais
As Informações Trimestrais foram preparadas conforme as práticas contábeis adotadas no Brasil incluindo os
pronunciamentos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) e as normas internacionais de
relatório financeiro (International Financial Reporting Standards - IFRS), emitidas pelo International Accounting
Standards Board - IASB, e evidenciam todas as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras,
e somente elas, as quais estão consistentes com as utilizadas pela administração na sua gestão.
As Informações Trimestrais compreendem:
a) Informações Trimestrais Individuais
As Informações Trimestrais Individuais da Controladora foram preparadas conforme as práticas contábeis
adotadas no Brasil emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC). Pelo fato de que as práticas
contábeis adotadas no Brasil aplicadas nas demonstrações financeiras individuais, a partir de 2014, não diferem
do IFRS aplicável às demonstrações financeiras separadas, uma vez que ele passou a permitir a aplicação do
método de equivalência patrimonial em controladas, coligadas e joint ventures nas demonstrações separadas,
elas também estão em conformidade com as normas internacionais de relatório financeiro (International
Financial Reporting Standards - IFRS, emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB. Essas
demonstrações individuais são divulgadas em conjunto com as demonstrações financeiras consolidadas.
b) Informações Trimestrais Consolidadas
As Informações Trimestrais Consolidadas, identificadas como “Consolidado”, estão apresentadas,
simultaneamente, de acordo com as normas internacionais de contabilidade - International Financial Reporting
Standards - IFRS, IAS 34 – Interim Financial Reporting emitidas pelo International Accounting Standards Board IASB, e com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Essas práticas brasileiras incluem as disposições da Lei das
Sociedades por Ações, conjugadas com os pronunciamentos, interpretações e orientações emitidas pelo
Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM.
Como não existe diferença entre o patrimônio líquido consolidado e o resultado consolidado atribuíveis aos
acionistas da controladora, constantes nas demonstrações financeiras consolidadas preparadas de acordo com
as IFRS e as práticas contábeis adotadas no Brasil, e o patrimônio líquido da controladora e o resultado da
controladora, constantes nas demonstrações financeiras individuais preparadas de acordo com as práticas
contábeis adotadas no Brasil, a Companhia optou por apresentar essas demonstrações financeiras individuais e
consolidadas em um único conjunto, lado a lado.
A apresentação da Demonstração do Valor Adicionado (DVA), individual e consolidada, é requerida pela
legislação societária brasileira e pelas práticas contábeis adotadas no Brasil aplicáveis a companhias abertas. As
IFRS não requerem a apresentação dessa demonstração. Como consequência, pelas IFRS, essa demonstração
está apresentada como informação suplementar, sem prejuízo do conjunto das demonstrações contábeis.
3.1.2. Autorização e Emissão das Informações Trimestrais
A Administração da Companhia autorizou a emissão das Demonstrações Financeiras Intermediárias em
3.1.3. Base de Mensuração
As Informações Trimestrais Individuais e Consolidadas foram elaboradas considerando o custo histórico como
base de valor e ajustadas para refletir o custo atribuído de terrenos e edificações na data de transição para
IFRS/CPCs, com exceção dos instrumentos financeiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado,
reconhecido no balanço patrimonial.
3.1.4. Moeda de Apresentação e Moeda Funcional
As Informações Trimestrais Individuais são apresentadas em Reais (R$) que é a moeda funcional da Companhia.
Todas as informações financeiras foram arredondadas para o milhar de real mais próximo, exceto quando
indicado de outra forma. O arredondamento é realizado somente após a totalização dos valores, logo os
valores em milhares apresentados quando somados podem não coincidir com os respectivos totais já
A preparação das Informações Trimestrais Individuais 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 Informações Trimestrais. Tais estimativas são
feitas com base no princípio da continuidade e na experiência da Administração, e são suportadas pela melhor
informação disponível na data da apresentação das demonstrações financeiras. As estimativas são revisadas
quando novas informações se tornam disponíveis ou quando as situações em que estavam baseadas se
alterem. As estimativas podem vir a divergir para com o resultado real. As principais estimativas se referem ao
Vida útil do ativo intangível;
Transações de compra e venda de energia elétrica na CCEE;
Provisões para créditos de liquidação duvidosa;
Passivos contingentes;
Planos de aposentadoria e benefícios pós-emprego;
Imposto de renda e contribuição social corrente e diferido;
Ativo Financeiro da Concessão;
VIII. Instrumentos financeiros mensurados pelo valor justo;
IX. Vida útil do ativo imobilizado.
3.3. Procedimento de Consolidação
As Informações Trimestrais Consolidadas contemplam as informações da Companhia Estadual de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT e das suas controladas a Transmissora de Energia Sul Brasil Ltda –
TESB, Ventos de Curupira S.A., Ventos de Povo Novo S.A. e Ventos de Vera Cruz S.A., sediadas no Brasil, cujas
práticas contábeis estão consistentes com as adotadas pela CEEE-GT.
A consolidação das contas patrimoniais e de resultado ocorre pela soma dos saldos dos ativos, passivos,
receitas e despesas, de acordo com as suas naturezas, ajustados pelas eliminações das transações realizadas
com as empresas consolidadas.
A participação do acionista não controlador no patrimônio líquido e no lucro líquido da controlada, consolidada
integralmente, está apresentada de forma segregada no balanço patrimonial e na demonstração de resultado
consolidado, respectivamente, nas linhas denominadas “Participação de acionista não controlador” e “Lucro
atribuído ao acionista não controlador”.
As políticas contábeis adotadas na elaboração das informações contábeis intermediárias, bem como os
principais julgamentos e incertezas nas estimativas utilizadas na aplicação das práticas contábeis, são
consistentes com o praticado na preparação das demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2015,
publicadas no Diário Oficial do Estado do Rio Grande do Sul em 20 de abril de 2015.
Para melhor entendimento das informações apresentadas, as informações contábeis intermediárias devem ser
analisadas em conjunto com as demonstrações financeiras do exercício findo em 31 de dezembro de 2015.
Os pronunciamentos a seguir entrarão em vigor em períodos posteriores à data das demonstrações financeiras
do exercício findo em 31 de dezembro de 2015.
4.32.1. Vigentes a partir de 01/01/2016
A Companhia não espera impactos significativos em suas demonstrações contábeis quando da aplicação das
- IAS 19 - Planos de Benefícios Definidos: Contribuições dos Empregados: Estabelece que, se o valor das
contribuições por empregados ou terceiros for independente da qualidade de anos de serviço, permite-se que
uma entidade reconheça essas contribuições como redução no custo de serviço no período em que o serviço é
prestado, ao invés de alocar as contribuições aos períodos de serviço.
- IAS 1/CPC 26 (R1) – Apresentação das demonstrações contábeis: Oferece orientações com relação à aplicação
do conceito de materialidade, o qual deve ser avaliado tanto para fins das informações a serem divulgadas,
sejam elas requeridas ou não, quanto na ordenação das notas explicativas e no uso de critérios de agregação.
- IAS 16/CPC 27 e IAS 38/CPC 04 (R1) – Métodos aceitáveis de depreciação e amortização: Traz esclarecimentos
sobre os métodos aceitáveis de depreciação e amortização, restringindo os métodos baseados em receita.
- IFRS 10/CPC 36 (R3), IFRS 12/CPC 45 e IAS 28/CPC 18 (R2) – Demonstrações consolidadas e Investimentos em
coligada, em controlada e em empreendimento controlado em conjunto: Trata de questões específicas no
contexto da aplicação da exceção de consolidação para entidades de investimentos, esclarece o tratamento da
venda ou contribuição de ativos entre um investidor e sua associada ou joint venture, cujas exigências são
aplicáveis independentemente da forma jurídica da operação.
- IFRS 11/CPC 19 (R2) – Acordo contratual conjunto: Requer que o adquirente de uma participação em
operação conjunta que constitui um negócio, conforme definido no IFRS 3 – Combinação de negócios – aplique
os princípios desse IFRS, e de outros pronunciamentos, exceto aqueles que conflitem com o IFRS 11 – Negócios
4.32.2. Vigentes a partir de 01/01/2018 e 01/01/2019
A Companhia está avaliando os impactos que as normas a seguir descritas terão em suas demonstrações
- IFRS 9 – Instrumentos financeiros: Introduz novas exigências para a classificação, mensuração, impairment,
contabilidade de hedge e reconhecimento de ativos e passivos financeiros.
- IFRS 15 – Receita de contratos com clientes: Estabelece princípios para o registro da receita provenientes de
contratos com clientes e sua divulgação. Substituirá os pronunciamentos vigentes de reconhecimento de
- IFRS 16 – Leasing: introduz exigências para o reconhecimento, mensuração, apresentação e divulgação de
arrendamentos. A norma define um modelo único de contabilidade de leasing, exigindo que o arrendatário
reconheça ativos e passivos para todos os contratos de arrendamento, a menos que o prazo do contrato seja
inferior a doze meses ou o valor do ativo objeto do leasing tenha valor não significativo. Para os arrendadores
não há alterações substanciais, devendo continuar classificando os contratos de leasing como operacionais ou
financeiros, conforme definido no IAS 17.
5. CAIXA, EQUIVALENTES DE CAIXA E APLICAÇÕES FINANCEIRAS
5.1. Numerário Disponível
O valor de R$2.766 (R$2.467 em 31 de dezembro de 2015) refere-se a recursos depositados em instituições
5.2. Aplicações Financeiras
O valor de R$2.152 (R$35.517 em 31 de dezembro de 2015) registrado no ativo circulante refere-se a aplicação
no Sistema Integrado de Administração de Caixa - SIAC/BANRISUL instituído pelo Decreto Estadual nº33.959,
de 31 de maio de 1991, remunerado pela taxa SELIC OVER, com liquidez imediata.
O valor de R$8.331 em 31 de dezembro de 2015 no ativo não circulante refere-se a Quotas Subordinadas dos
Fundos de Investimentos em Direitos Creditórios – FIDC V CEEE-GT, que são atualizadas conforme definido em
6. CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS
Os saldos compõem-se de:
6.1. Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa
O valor de R$10.287 (R$9.987 em 31 de dezembro de 2015) refere-se à provisão de recebíveis relativos a
valores de concessionárias, permissionárias diversas e consumidores livres vencidos há mais de três meses.
Os saldos de estoques 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.
9. OUTROS CRÉDITOS A RECEBER
9.1. Pesquisa e Desenvolvimento – P&D
O valor de R$5.875 (R$7.466 em 31 de dezembro de 2015) refere-se a projetos de Pesquisa e Desenvolvimento
destinados à capacitação e desenvolvimento tecnológico da Companhia, visando à geração de novos processos
ou produtos, bem como o aprimoramento de suas características.
9.2. Conta Gráfica
O valor de R$13.296 (R$15.132 em 31 de dezembro de 2015) refere-se aos saldos de contratos de
compartilhamento das atividades de Tecnologia da Informação e de atividades de Telecomunicações entre a
Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT e a Companhia Estadual de
Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D.
9.3. Dividendos a Receber
O valor de R$8.524 (R$16.248 em 31 de dezembro de 2015) refere-se a dividendos declarados pelas investidas,
compostos da seguinte forma: Etau R$94, Complexo Eólico Povo Novo R$17, Ceran R$5.291, Enerfin R$1.328 e
Enercan R$1.795 (vide nota explicativa nº 14).
9.4. Custos a Reembolsar
O valor de R$18.979 (R$16.486 em 31 de dezembro de 2015) refere-se, principalmente, aos contratos de
prestação de serviços de operação e manutenção com as investidas Povo Novo e TESB.
9.5. Mútuo CEEE-D
Em 21 de maio de 2014, através do Despacho n° 1.585, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL anuiu a
operação de mútuo entre a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT
(mutuante) e a Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D (mutuária) no valor de até
R$150.000 (cento e cinquenta milhões de reais) com regramento contratual de devolução em 24 (vinte e
quatro) meses. O Contrato de Mútuo entre as partes foi celebrado em 29 de maio de 2014.
Em 11 de dezembro, através do Despacho nº 4.790, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL anuiu o
primeiro aditivo ao contrato alterando o valor para R$ 300.000 (trezentos milhões de reais) e mantendo o
prazo de 24 (vinte e quatro) meses, cujo objeto foi a alteração na Cláusula Primeira. Através do Despacho 1.384
de 25 de maio de 2016, a ANEEL anuiu o contrato de mútuo com prazo de vigência de até 24 (vinte e quatro)
meses, para refinanciamento do mútuo anterior, no montante de R$335.212 (trezentos e trinta e cinco milhões
duzentos e doze mil). As parcelas liberadas, corrigidas mensalmente pela CDI, perfazem o montante de
R$339.834.
9.6. Comercialização de Energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE – Energia Livre
Durante o período de racionamento de energia, ocorrido entre 1º de junho de 2001 e 28 de fevereiro de 2002,
vigorou a redução de consumo de energia elétrica imposta pelo PERCEE (Programa Emergencial de Redução de
Consumo de Energia Elétrica) nos submercados Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e, parcialmente, no
submercado Norte. Em maio de 2001 foi efetuado o Acordo Geral do Setor Elétrico, no qual foram
estabelecidos os compromissos de repasse da parcela de energia pelas Concessionárias Distribuidoras às
Nessa vertente, a Nota Técnica nº 001/2003 e a Resolução nº 36/2003, emitidas pela Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL), prescreveram as parcelas da chamada “Energia Livre” pertencentes às empresas
geradoras e distribuidoras que recorreram ao então denominado Mercado Atacadista de Energia (MAE), atual
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, durante o período do racionamento e que foram
impactadas pela redução da geração de energia elétrica das usinas participantes do Mecanismo de Realocação
de Energia (MRE), conforme prevê o artigo 2º da Lei nº 10.438/2002, estando a Companhia inserida neste
contexto de energia a receber.
Adicionalmente, o artigo 9º, §1º, da Resolução nº 36/2003 dispõe que o repasse de energia livre está
condicionado à solução de controvérsias contratuais e normativas e à eliminação de eventuais litígios judiciais
ou extrajudiciais, em conformidade com o art.4º §13 da Lei nº 10.438/2002. Neste cenário, em 2002, a então
Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE (empresa antecessora da Companhia Estadual de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT) ajuizou a ação nº 2002.34.00.036038-5, processo CEEE nº
3.494/2002, que tem por objetivo a declaração de nulidade do item IV do Despacho ANEEL nº 288 no que
tange ao alivio de exposição dos quotistas de Itaipu localizados na região Sul. Também foram impetradas as
ações judiciais nº 2002.61.00.026519-4 e nº 2002.61.00.029736-5, processo CEEE nº 3.555/2002, contra a
ANEEL e o MAE, que buscam a suspensão do andamento da liquidação das transações de energia elétrica
prevista para o dia 22/11/2002.
Em março de 2004, a Resolução ANEEL nº 45 atualizou o percentual da Recomposição Tarifária Extraordinária
(RTE) referente à Energia Livre e o percentual que cabe a cada agente, até que, em 2010, a ANEEL publicou o
Despacho nº 2.517, o qual fixou os montantes finais de Energia Livre a serem repassados entre Distribuidoras e
Geradoras. No item V do referido despacho a ANEEL informa que os montantes pertencentes à CEEE devem ser
registrados contabilmente como direito ou obrigação das distribuidoras, conforme o caso, e atualizados
monetariamente até serem solucionados os litígios judiciais.
Considerando o atual contexto econômico e financeiro vivenciado pelas Distribuidoras do Setor Elétrico
Nacional, em especial frente ao momento de excepcionalidade referente ao regime hidrológico, a Companhia
constituiu provisão desses créditos no exercício de 2014, a partir da análise dos devedores.
10. INVESTIMENTOS EM TÍTULOS DO GOVERNO
O saldo de R$120.045 (R$149.963 em 31 de dezembro de 2015) refere-se à liquidação judicial do processo Nº
2006.71.00.047783-2 – Conta de Resultados a Compensar – CRC, originado da ação ordinária nº 93.00.02153-2,
cuja decisão favorável do Superior Tribunal de Justiça – STJ (RESP nº 435.948-RS) proferida em 2005, transitou
em julgado no ano de 2009 junto ao Supremo Tribunal Federal – STF.
Em 26 de janeiro de 2012 a Companhia firmou um Termo de Acordo com a União, homologado judicialmente
em 31 de janeiro de 2012, liquidando uma lide que perdurou aproximadamente 20 anos. O acordo foi firmado
junto a Advocacia Geral da União - AGU, com autorização do Ministério de Minas e Energia - MME e do
Ministério da Fazenda, assim como, com a efetiva participação da Agência Nacional de Energia Elétrica –
ANEEL, da Secretaria do Tesouro Nacional – STN, da Receita Federal do Brasil – RFB, da Procuradoria Geral da
Fazenda Nacional – PGFN e da Eletrobrás.
Nesse contexto a Companhia obteve um valor a receber de R$ 1.209.304 inerente à Conta de Resultados a
Compensar apurado na data base de 27 de dezembro de 2011, sendo que desse montante foram compensados
de forma direta com a União, débitos da Companhia junto a Receita Federal do Brasil – RFB e junto a Secretaria
do Tesouro Nacional – STN que totalizavam o montante de R$55.673. Assim, o valor líquido dos créditos da CRC
a receber na data base de 31 de dezembro de 2011 ficou em R$1.153.631, os quais foram pagos pela União em
três parcelas (tranches), mediante a emissão de Notas do Tesouro Nacional, Série B – NTN-B, com as seguintes
Data-base: 15 de julho de 2000;
Valor Nominal na data-base: R$ 1.000,00 (Um mil reais);
Modalidade: nominativa e negociável;
Atualização do valor nominal: IPCA do mês anterior;
Juros remuneratórios: 6% a.a
Pagamento do principal e juros:
Principal – em parcela única na data de vencimento do título;
Juros – semestralmente, no dia 15 dos meses de maio e novembro, com ajuste do prazo no primeiro
período de fluência.
Em 09/02/2012, 18/12/2012 e 17/12/2013 a Secretaria do Tesouro Nacional transferiu a primeira, a segunda e
a terceira tranche para a Companhia no valor de R$451.310, de R$459.759 e de R$365.370, correspondentes a
197.135, 160.231 e 160.231 NTN-B, respectivamente.
Em 31 de dezembro de 2011, a Companhia havia classificado o direito de recebimento dos títulos como “Ativos
Financeiros mantidos até o vencimento” levando em consideração a data de conversão do crédito em Notas do
Tesouro Nacional - série B "NTN-B".
O Termo de Acordo, estabeleceu a transferência dos títulos em três tranches, sendo a primeira em até 10 (dez)
dias úteis após a homologação do acordo, o que ocorreu em 09 de fevereiro de 2012, a segunda e a terceira
tranches em 18/12/2012 e 17/12/2013, respectivamente. No entanto, o recebimento por parte da Companhia
da segunda e terceira tranche estava condicionado à quitação de débitos relativos a encargos setoriais junto ao
órgão regulador, débitos intrassetoriais e financiamentos perante a Eletrobrás, no prazo de 60 dias após a
emissão da primeira tranche. Em abril de 2012 a Companhia efetivou a liquidação dos débitos nos prazos
estabelecidos no Termo de Acordo, atendendo a cláusula condicionante para transferência das NTN-Bs nas
datas previstas, reclassificando o ativo financeiro para a categoria de disponível para venda.
A Companhia considerou as seguintes características, nas quais não é possível identificar uma categoria
específica de instrumento financeiro, exceto Ativo financeiro disponível para venda:
- a intenção de vender os títulos nos prazos estabelecidos nos termos do acordo, sendo Dezembro de 2012 e
de 2013, portanto não foram adquiridos para a finalidade de venda em curto prazo, bem como existe restrição
de uso desses recursos, devendo os mesmos serem utilizados para investimentos em ativos da concessão.
- as NTN-Bs possuem fluxos de caixa determináveis com vencimentos definidos, mas a Concessionária não
possui a intenção e a capacidade financeira de mantê-los até os vencimentos nos anos de 2017, 2035 e 2045.
- as NTN-Bs estão cotadas em mercado ativo.
10.3. Forma de Atualização das NTN-Bs
Considerando a categoria de instrumentos financeiros na qual foram classificadas as NTN-Bs, após o
reconhecimento inicial, os títulos são medidos pelo valor justo e as mudanças, que não sejam perdas por
redução ao valor recuperável, são reconhecidas em outros resultados abrangentes e apresentadas dentro do
patrimônio líquido. Quando há a realização do ativo pela venda, o saldo acumulado em outros resultados
abrangentes é transferido para o resultado do exercício. Adicionalmente, os juros calculados usando o método
dos juros efetivos são reconhecidos no resultado.
Os juros efetivos das NTN-Bs classificadas na conta de aplicações financeiras de curto prazo são calculados com
base no valor nominal atualizados pelos termos contratuais (IPCA do mês anterior e Juros remuneratórios: 6%
a.a. calculados pró-rata-die).
O valor justo da totalidade dos valores a receber está calculado com o preço unitário divulgado pelo mercado
secundário apurado pela Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiros e de Capitais (Anbima).
10.4. Movimentação
O valor justo e os juros efetivos das NTN-Bs estão reconhecidos contabilmente conforme segue:
11. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOS
11.1. Base de Cálculo dos Tributos Diferidos
Nos termos do Pronunciamento Técnico CPC 32 (IAS 12), a Companhia estimou seus tributos diferidos
cotejando as diferenças temporárias tributáveis com as diferenças temporárias dedutíveis e créditos fiscais não
11.1.1. Diferenças Temporárias Tributáveis
O valor das diferenças temporárias tributáveis compõe-se de:
11.1.2. Diferenças Temporárias Dedutíveis e Créditos Fiscais Não Utilizados
A Companhia, em consonância com o CPC 32 (IAS 12), contabiliza seu ativo fiscal diferido referente a Imposto
de Renda e Contribuição Social calculado à alíquota de 34%. Esse ativo refere-se ao valor do tributo sobre o
lucro, que será recuperado em período futuro, relacionado a diferenças temporárias entre a base de cálculo
fiscal e a base de cálculo societária da CEEE-GT, assim como referente aos créditos de prejuízos fiscais de IRPJ e
base negativa de CSLL, originados de períodos anteriores. Conforme a legislação tributária vigente, o limite de
compensação dos prejuízos fiscais de IRPJ e da base negativa de CSLL é de 30% do lucro real apurado em cada
exercício, tendo natureza imprescritível.
O CPC 32 (IAS 12) descreve as condições para o reconhecimento do ativo fiscal diferido. Essas condições
incluem expectativa de geração de lucros tributáveis futuros, fundamentada em estudo técnico de viabilidade,
que comprovam a realização desse crédito fiscal. A Companhia revisa anualmente o estudo técnico de
realização do crédito, sendo que o valor do ativo fiscal diferido reconhecido pela CEEE-GT não foi incrementado
no exercício de 2015. O valor do crédito não reconhecido totaliza, em 30 de junho de 2016, R$299.322 (R$
297.821 em 31 de dezembro de 2015).
11.1.3. Tributos Diferidos Líquidos
11.2. Estimativa de Liquidação dos Tributos Diferidos
Conforme preconiza a Instrução CVM nº 371/2002, a análise de realização do valor contábil do ativo diferido é
elaborada anualmente pela Companhia, com base em estudo técnico submetido à aprovação pelos órgãos de
Administração da Companhia. Esse estudo projeta a expectativa de resultados tributáveis em um período de 10
As estimativas de recuperação dos créditos fiscais foram suportadas pelas projeções dos lucros tributáveis
levando em consideração diversas premissas financeiras e de negócios consideradas no encerramento do
exercício. Nesse sentido, essas estimativas estão sujeitas a não se concretizarem no futuro tendo em vista as
incertezas inerentes a essas previsões. Portanto, não devem ser utilizadas para tomada de decisão em relação
A Administração estimou a realização do passivo fiscal diferido nos exercícios futuros, cotejando com a
estimativa de realização do ativo fiscal diferido.
O valor de R$49.467 (R$48.835 em 31 de dezembro de 2015) 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 o saldo das Provisões para Contingências Passivas a que se referem. (Vide nota
explicativa nº 24).
13. ATIVO FINANCEIRO DA CONCESSÃO
Composição dos saldos do Ativo Financeiro da Concessão de Transmissão:
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 a entidades privadas.
Foram considerados como ao alcance da ICPC 01 somente aqueles ativos exclusivamente a serviço da
concessão sob os quais a Companhia obtém remuneração do capital investido.
Com base no Contrato de Concessão nº 080/2002 e no Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº
055/2001, a Administração entende que a aplicação do modelo “financeiro” é o que melhor representa
o negócio de Transmissão de Energia Elétrica, considerando que a infra-estrutura construída é recuperada por
meio da RAP (Receita Anual Permitida), a qual contempla os seguintes valores:
I. receita para cobrir os custos de operação e manutenção (O&M) da infra-estrutura vinculada aos contratos
de concessão; e
II. receita para amortização do capital investido na infra-estrutura a serviço da concessão. Esta parcela de
receita é definida mediante a metodologia do WACC (weighted average cost of capital), a qual estabelece a
remuneração mínima para o investimento realizado.
No caso de extinção da concessão, os bens reversíveis e classificados no ativo financeiro, ainda não
amortizados pela RAP, serão indenizados pelo poder concedente ou por outro órgão por ele delegado para tal
Em 30 de junho de 2016, o valor de R$152.463, é composto por R$50.549, referente aos bens vinculados ao
Contrato de Concessão nº 080/2002 e por R$101.914, referente aos bens das obras em curso pertencentes às
instalações abrangidas no Contrato de Concessão nº 055/2001 e seu Primeiro Aditivo. O registro é
demonstrado por seu valor líquido, deduzido da perda por valor recuperável para aquelas obras em curso que
ainda não possuem Resolução Autorizativa emitida pela ANEEL, uma vez que ainda não há homologação de
receita para indenização destes investimentos em andamento.
13.1. Movimento do Ativo Financeiro da Concessão
O Contrato de Concessão 001/2011 da Transmissora de Energia Sul Brasil - TESB ainda não se encontra em fase operacional, dessa
forma, não há receita de O&M (operação e manutenção) ou amortização do ativo financeiro. A Receita Anual Permitida – RAP
prevista na Resolução Homologatória ANEEL nº 1.756/2014 de 24 de junho de 2014 é de R$25.449.
13.2. Vinculação dos Bens à Concessão
De acordo com os Artigos 63º e 64º 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.
13.3. 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, sendo
esta a prática adotada por esta Companhia quando da apuração do valor dos bens vinculados ao Contrato de
Concessão Nº 055/2001 alcançados pela Lei n° 12.783, de 11 de janeiro de 2013. (Vide nota explicativa nº
1.1.2.1).
13.4. Valor Recuperável dos Ativos da Concessão
Os ativos da concessão são examinados periodicamente para verificar se existem indícios de que estejam
registrados contabilmente por um valor superior àquele passível de ser recuperado por uso ou por venda.
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:
As atividades desenvolvidas são suportadas por um contrato de concessão que tem como objetivo,
dentre outros, assegurar o equilíbrio econômico e financeiro da Concessão;
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;
Custos extraordinários e relevantes e eventuais desajustes econômicos serão objeto de revisão
O contrato de concessão ou permissão é de longo prazo, o que viabiliza melhor planejamento das
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;
Ao término da concessão, os bens retornarão à União, sendo a Companhia devidamente indenizada
pelo valor residual desses bens, determinado conforme normas específicas estabelecidas pela
14. Rede Básica do Sistema Existente – RBSE
O Montante de R$ 1.333.934 refere-se à parcela dos ativos de transmissão não depreciados e existentes em 31
de maio de 2000 pertencentes à Rede Básica do Sistema Existente – RBSE, os quais conforme previsão da Lei Nº
12.783, de 11 de janeiro de 2013, em seu §2º, art. 15º, são passiveis de indenização pela União.
Na sequência deste processo de indenização dos ativos vinculados à RBSE, a ANEEL divulgou a Resolução
Normativa nº 589, de 10 de dezembro de 2013, definindo os critérios para cálculo do Valor Novo de Reposição
(VNR) das instalações de transmissão, para fins de indenização. Nesse sentido, considerando os comandos da
Resolução ANEEL, a CEEE-GT, em 27 de dezembro de 2013, enviou ao órgão regulador o cronograma para
realização do laudo de avaliação que valoraria estes ativos considerando o critério de valor novo de reposição.
Foi concluído em 23 de março de 2015 o Relatório de Avaliação Patrimonial para Indenização da Rede Básica da
CEEE-GT, elaborado pela Consultoria American Appraisal. O referido relatório foi entregue na Agência Nacional
de Energia Elétrica – ANEEL em 29 de abril de 2015. Conforme a REN nº 589/13 no artigo 6º, a ANEEL tinha um
prazo de 150 dias para validar as informações, sendo 30 dias contados a partir da data de protocolo para
manifestar o aceite do laudo de avaliação enviado pela empresa e mais 120 dias a partir do aceite para
validação das informações com consequente aferição do valor indenizável.
Finalmente, conforme Despacho Nº 1.643 emitido pela ANEEL em 16 de junho de 2016, a CEEE-GT obteve
como montante homologado de indenização pertinente aos ativos não totalmente depreciados e existentes em
31 de maio de 2000, o valor de R$836.283, na data base de 31 de dezembro de 2012. Sendo que o valor bruto
dos bens para fins de indenização (Valor Novo de Reposição - VNR) totalizou R$ 2.741.278, conforme processo
nº 48500.000805/2014-52.
Dentro deste contexto, foi emitida em 20 de abril de 2016 a Portaria Nº 120 MME, a qual estabeleceu que os
valores homologados pela ANEEL a título dos ativos não depreciados em 31 de maio de 2000, passem a compor
a Base de Remuneração Regulatória das transmissoras, sendo o custo de capital destes adicionados às suas
Receitas Anuais Permitidas – RAP.
Também determinou a Portaria, que o custo de capital destes ativos será reconhecido a partir do processo
tarifário de 2017, passando pelo reajuste e revisão conforme as regras previstas nos contratos de concessão, e
deverá incorporar a RAP a partir do referido processo, pelo prazo de oito anos.
Além disso, a Portaria Nº 120 MME determinou que o custo de capital não incorporado desde as prorrogações
das concessões até a revisão tarifária, deve ser atualizado e remunerado pelo custo de capital próprio, real, do
segmento de transmissão, definido pela ANEEL.
Desta maneira, o montante final de R$ 1.333.934 é composto pelo valor homologado para fins de indenização,
pertinente aos bens da Rede Básica Sistema Existente – RBSE, adicionado do custo de capital (remuneração e
depreciação) atualizado até o período de junho de 2016, sendo este remunerado pelo custo de capital próprio
do segmento, cálculo este efetuado na melhor estimativa da administração considerando os dados e
informações disponíveis, sendo o ganho de R$ 606.482 líquido dos efeitos tributários, reconhecido no
resultado do trimestre findo em 30 de junho de 2016 na rúbrica Remuneração do Ativo Financeiro.
Destaca-se que está prevista na Agenda Regulatória da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para o
segundo semestre de 2016, a Audiência Pública a qual regulamentará e definirá o processo de cálculo do custo
de capital relativo aos ativos da Rede Básica Sistema Existente – RBSE, conforme diretrizes da Portaria Nº
120/2016 MME.
15.1. Composição
15.2. Participações Societárias Permanentes Avaliadas pelo Método de Equivalência Patrimonial
Os investimentos avaliados pelo método de equivalência patrimonial da CEEE-GT estão classificados nos
seguintes seguimentos de negócio:
Os saldos compõem-se de participação no capital das seguintes empresas:
15.3 Controladas
15.3.1. Transmissora de Energia Sul Brasil Ltda – TESB
A Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT, juntamente com a Procable
Energia e Telecomunicações S.A. e a Zhejiang United Engeneering CO Ltda, constituíram uma sociedade
limitada, sob a denominação Transmissora de Energia Sul Brasil Ltda – TESB.
A Sociedade tem como objeto social a exploração da concessão do serviço público de transmissão de energia
elétrica, prestando mediante a construção, a montagem, a operação e a manutenção das instalações de
transmissão das seguintes Linhas e Subestações pelo prazo de 30 anos:
- LT 230Kv, com extensão aproximada de 12Km, com origem na subestação Porto Alegre 9 e término na
subestação Porto Alegre 8;
- LT 230Kv, com extensão aproximada de 29Km, com origem na subestação Porto Alegre 9 e término na
subestação Nova Santa Rita;
- LT 230Kv, com extensão aproximada de 29Km, com origem na subestação Campo Bom e término na
subestação Taquara;
- LT 230Kv, com extensão aproximada de 19Km, com origem na subestação Restinga e término na subestação
Porto Alegre 13;
- LT 230Kv, com extensão aproximada de 13Km, com origem na subestação Restinga e término na subestação
Viamão 3;
- SE Porto Alegre 12;
- SE Viamão 3;
- SE Candelária 2; e
- SE Porto Alegre 13.
A composição acionária originária foi assim estabelecida: Procable Energia e Telecomunicações S.A. – 40%,
Zhejiang United Engeneering CO Ltda – 40% e Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia
Elétrica – CEEE-GT – 20%.
Em julho de 2012, em virtude da subscrição do capital a ser integralizado, as sócias Procable Energia e
Telecomunicações S.A., detentora de 40% das quotas e a sócia Zhejiang Isigma United Engeneering CO Ltda
detentora de 40% das quotas, cederam e transferiram cada uma 3%, totalizando 6% de cessão e transferência
de cotas de capital subscrito e não integralizado para a sócia Companhia Estadual de Geração e Transmissão de
Energia Elétrica – CEEE-GT, passando para a seguinte composição acionária: Procable Energia e
Telecomunicações S.A. – 37%, Zhejiang Insigma United Engeneering CO Ltda – 37% e Companhia Estadual de
Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT – 26%.
Em março de 2013, a sócia Procable Energia e Telecomunicações S.A. cedeu e transferiu, 27% das cotas não
integralizadas para a sócia Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT,
passando para a seguinte composição acionária: Procable Energia e Telecomunicações S.A. – 10%, Zhejiang
United Engeneering CO Ltda – 37% e Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEEGT – 53% do capital subscrito.
Ainda em 2013, a sócia Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT recebeu
transferências de cotas da seguinte forma:
- a sócia Procable Energia e Telecomunicações S.A. cedeu e transferiu gratuitamente 9,2% das cotas,
correspondendo a 5.520.000 cotas. As cotas cedidas pela sócia Procable correspondem a 1.830.000 cotas de
capital integralizado e 3.690.000 cotas de capital não integralizado.
- a sócia Zhejiang Insigma United Engeneering CO Ltda cedeu e transferiu 28,2% das cotas, correspondendo a
16.920.000 cotas, gerando uma contrapartida de R$16.920 cujo pagamento se dará mediante condições
estabelecidas em Termo de Compromisso a ser firmado entre as partes (vide nota explicativa nº 24.4).
Com as transferências, a TESB passa ter seguinte composição acionária: Procable Energia e Telecomunicações
S.A – 0,8%, Zhejiang Insigma United Engeneering CO Ltda – 8,8% e Companhia Estadual de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT – 90,4% do capital subscrito.
A transferência de controle acionário estava condicionada a aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica
– ANEEL.
No encerramento do exercício de 2013 a participação da CEEE-GT no capital da TESB, considerando as cotas
integralizadas era de 0,02%.
Em 2014 a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL anuiu através da Resolução Autorizativa nº 4.495 de
21 de janeiro a transferência do Controle Acionário da TESB para CEEE-GT. A participação acionária da CEEE-GT
no empreendimento é 90,4% do capital social subscrito.
15.3.2. Complexo Eólico Povo Novo
O complexo Eólico Povo Novo está localizado no município de Rio Grande – RS sendo formado por 3 Centrais
Geradoras Eólicas (CGE), totalizando a potência instalada de 55MW.
Em 05 de fevereiro de 2014 a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL publicou Despacho nº 276
habilitando as vencedoras do Leilão nº 09/2013 referente a empreendimentos de energia eólica. A CEEE GT
participa de 3 consórcios vencedores relativo ao Complexo Eólico Povo Novo:
- Consórcio Curupira formado pela CGE Curupira Ltda. (0,01%) e CEEE-GT (99,99%), responsável pela
construção da Central Geradora Eólica Curupira cuja potência instalada é de 25MW;
- Consórcio Povo Novo formado pela CGE Povo Novo Ltda. (0,01%) e CEEE-GT (99,99%), responsável pela
construção da Central Geradora Eólica Povo Novo cuja potência instalada é de 7,5MW;
- Consórcio Fazenda Vera Cruz formado pela CGE Fazenda Vera Cruz Ltda. (0,01%) e CEEE-GT (99,99%),
responsável pela construção da Central Geradora Eólica Vera Cruz cuja potência instalada é de 22,5MW;
O conjunto de investimentos ocorrerá em 2014 e 2015, uma vez que o início da operação comercial do
empreendimento deverá ocorrer em 2016.
Em 26 de fevereiro de 2014 foram constituídas a Ventos de Povo Novo S.A, Ventos de Curupira S.A e Ventos de
Vera Cruz S.A cujo capital social subscrito em cada empresa foi de R$10 representado por 10.000 (dez mil)
ações ordinárias nominativas. Os principais grupos do ativo, passivo e resultado das controladas em 31 de
dezembro de 2015, conforme demonstrados a seguir, são reconhecidos nas demonstrações contábeis
consolidadas da CEEE-GT.
15.4. Coligadas
15.4.1. Fronteira Oeste Transmissora de Energia S A - FOTE
Em novembro de 2013, a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT,
juntamente com a Eletrosul Centrais Elétricas S.A, constituíram uma sociedade anônima fechada, sob a
denominação Fronteira Oeste Transmissora de Energia S.A – FOTE, com a seguinte composição acionária:
Eletrosul – 51% e CEEE-GT – 49%.
A Sociedade tem como objetivo a construção, projeto, implantação, operação, manutenção e exploração sob o
regime de autorização ou concessão, de instalações de transmissão de energia elétrica da rede básica do
Sistema Interligado Nacional e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção,
comando, controle, telecomunicação, administração e apoio das seguintes Linhas e Subestações:
- LOTE I – Fronteira Oeste Transmissora de Energia S.A;
- LT 230 kV Santo Ângelo – Maçambará;
- LT Pinhalzinho - Foz do Chapecó, C1;
- LT Pinhalzinho - Foz do Chapecó, C2;
- SE 230/138 kV Pinhalzinho, 3 x 150 MVA; e
- SE 230/138 kV Santa Maria 3, 2 x 83 MVA (novo pátio)
Em reunião do Conselho de Administração foi aprovado o adiantamento para futuro aumento de capital - AFAC
no valor total de R$30.345 na proporção de 49% para a CEEE-GT e de 51% para a Eletrosul. Tendo em vista os
adiantamentos para futuro aumento de capital aprovados e realizados pelos acionistas, em 15 de dezembro de
2014 foi autorizado o aumento do capital social da Fronteira Oeste Transmissora de Energia S.A - FOTE em
R$23.205 com a subscrição de 23.205.000 ações ordinárias nominativas sem valor nominal.
15.4.2. Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A - TSLE
Em junho de 2012 a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE GT e a
ELETROSUL Centrais Elétricas S.A constituíram uma sociedade anônima fechada, sob a denominação
Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A com a seguinte composição acionária: Eletrosul – 51% e CEEE-GT –
- LT Nova Santa Rita, com extensão aproximada de 281Km, com origem na SE Nova Santa Rita e término na SE
- LT Povo Novo - Marmeleiro, com extensão aproximada de 154Km, com origem na SE Povo Novo e término na
SE Marmeleiro;
- LT Marmeleiro – Santa Vitória do Palmar, com extensão aproximada de 52Km, com origem na SE Marmeleiro
e término na SE Santa Vitória do Palmar;
- SE 525/230 kV Povo Novo;
- SE 525kV Marmeleiro;
- SE 525/138 kV Santa Vitória do Palmar; e
- Instalações de Transmissão de Rede Básica na SE Povo Novo.
Em reunião do Conselho de Administração foi aprovado o adiantamento para futuro aumento de capital –
AFAC no valor total de R$498.500 na proporção de 49% para a CEEE-GT e de 51% para a Eletrosul. Tendo em
vista os adiantamentos para futuro aumento de capital aprovados e realizados pelos acionistas, em 11 de
dezembro de 2014 foi autorizado o aumento do capital social da Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A TSLE em R$245.990 com a subscrição de 245.990.000 ações ordinárias nominativas sem valor nominal.
15.4.3. 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 corresponde a 360 MW.
A UHE Monte Claro iniciou a operação comercial de fornecimento de energia em 29 de dezembro de 2004 com
a primeira unidade geradora e em 29 de novembro de 2006 com a segunda unidade geradora. A UHE Castro
Alves iniciou a operação comercial em 04 de março de 2008 com a primeira unidade geradora, em 02 de abril
de 2008 com a segunda unidade geradora e em 06 de junho de 2008 com a terceira unidade geradora. A UHE
14 de Julho iniciou a operação comercial em 25 de dezembro de 2008 com a primeira unidade geradora e em
12 de março de 2009 com a terceira unidade geradora.
15.4.4. Transmissora Porto Alegrense Ltda - TPAE
Em junho de 2009, a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT juntamente
com a Procable Energia e Telecomunicações S.A constituíram a Sociedade de Propósito Específico denominada
Transmissora Porto Alegrense de Energia Ltda - TPAE com a seguinte composição acionária: Procable – 80% e–
CEEE-GT – 20%.
Transmissora Porto Alegrense de Energia Ltda - TPAE 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 construção, montagem, operação e manutenção da Linha de Transmissão Subterrânea em 230kV
Porto Alegre 9 - Porto Alegre 4.
Conforme memorando de entendimentos firmado entre as partes, a CEEE-GT seria responsável pela operação e
manutenção do empreendimento, pelas licenças ambientais, e pelas revisões de acompanhamento técnico e
de 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 CEEE-GT e a Procable, em conjunto, são responsáveis pela estruturação e contratação do
financiamento para implantação do empreendimento.
A TPAE iniciou sua operação comercial em 21 de novembro de 2013.
15.4.5 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 Companhia 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 Companhia caso a sociedade obtivesse um financiamento mínimo de 80%, o
qual não foi aprovado pelo BNDES, que financiou 55,2% do projeto.
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%.
O investimento é avaliado pela equivalência patrimonial considerando que a CEEE-GT possui membros no
conselho de administração da investida e participa dos processos de elaboração de políticas e nas decisões
sobre dividendos e distribuições.
A investida foi ressalvada no relatório de seus auditores independentes por não registrar em suas
Demonstrações Financeiras em 31/12/2015, os efeitos do reconhecimento de provisão para perdas dos saldos
de aplicações financeiras junto ao Banco Santos.
15.4.6. 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/Santa Marta de 230 kV, bem como das subestações de Lagoa Vermelha 2
- RS, Barra Grande - SC e das entradas de linhas e instalações associadas a estas. A construção da linha de
transmissão foi iniciada ao longo do exercício de 2002 e foi concluída em 1º de setembro de 2005. A
Companhia tem participação de 10% na ETAU.
15.4.7. Parques Eólicos Palmares S.A
Em 23 de abril de 2013 a CEEE-GT assinou com a Elecnor S.A o contrato de compra e venda de ações da
Sociedade de Propósito Específico Parques Eólicos Palmares S.A, para a entrada da CEEE-GT nesta sociedade no
percentual de 10% do capital social, com consequente aporte de R$13.563 em 08 de maio de 2013. As referidas
ações foram negociadas com ágio, restando em 31/12/2015 R$890.
A empresa é composta por três parques eólicos situados no município de Palmares do Sul/RS: Parque Eólico
Fazenda Rosário, Parque Eólico Fazenda Rosário 2 e Parque Eólico Fazenda Rosário 3 com capacidade total de
geração de 50MW. O Parque Eólico Fazenda Rosário e o Parque Eólico Fazenda Rosário 3 entraram em
operação em 30 de junho de 2011, e o Parque Eólico Fazenda Rosário 2 iniciou a fase de teste em 6 de
15.4.8. Ventos da Lagoa Energia S.A
Sociedade de Propósito Específico Ventos da Lagoa Energia S.A, para a entrada da CEEE-GT nesta sociedade no
percentual de 10% do capital social, com consequente aporte de R$10.531 em 08 de maio de 2013. As referidas
ações foram negociadas com ágio, restando em 31/12/2015 R$687.
A empresa é composta por dois parques eólicos situados no município de Osório/RS: Parque Eólico
Sangradouro 2 e Parque Eólico Sangradouro 3 com capacidade total de geração de 50MW. O Parque Eólico
Sangradouro 2 entrou em operação em 14 de setembro de 2012 e o Parque Eólico Sangradouro 3 em 22 de
15.4.9. Ventos do Litoral Energia S.A
Sociedade de Propósito Específico Ventos do Litoral Energia S.A, para a entrada da CEEE-GT nestas sociedade
no percentual de 10% do capital social, com consequente aporte de R$11.516 em 08 de maio de 2013. As
referidas ações foram negociadas com ágio, restando em 31/12/2015 R$507.
A empresa é composta por dois parques eólicos situados no município de Osório/RS: Parque Eólico Osório 2 e
Parque Eólico Osório 3 com capacidade total de geração de 50MW. O Parque Eólico Osório 2 entrou em fase de
teste em 14 de novembro de 2012 e o Parque Eólico Osório 3 em 10 de novembro de 2012.
15.4.10. Ventos do Sul Energia S.A
Em 15 de dezembro de 2014 a CEEE-GT assinou com a Enerfin Enervento Exterior S.L o contrato de compra e
venda de ações da Sociedade de Propósito Específico Ventos do Sul S.A, para a entrada da CEEE-GT nesta
sociedade no percentual de 10% do capital social, com consequente aporte de R$35.000 em 15 de dezembro
de 2014. As referidas ações foram negociadas com ágio, restando em 31/03/2016 R$18.174.
A empresa é composta por três parques eólicos situados no município de Osório/RS: Parque Eólico
Sangradouro, Parque Eólico Osório e Parque Eólico dos Índios com capacidade total de geração de 150MW.
O ágio por expectativa de rentabilidade futura (goodwill) mensurado como o excesso de valor justo da
contraprestação efetivamente transferida sobre o valor justo líquido dos ativos identificáveis e dos passivos da
entidade está disposto abaixo:
15.4.10. Ventos dos Índios Energia S.A
Em 30 de junho de 2015 a CEEE-GT assinou com a Elecnor S.A o contrato de compra e venda de ações da
Sociedade de Propósito Específico Ventos dos Índios Energia S.A, para a entrada da CEEE-GT nesta sociedade
no percentual de 10% do capital social, com consequente aporte de R$7.243.
A empresa é composta por dois parques eólicos situados no município de Osório/RS, denominados Parque dos
Índios 2 e Parque dos Índios 3, com capacidade total de geração de 52,9MW.
15.4.11 Chapecoense Geração 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 específicas – 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 quota-parte detida
pela Chapecoense Geração S.A na concessão do UHE Foz do Chapecó para a Foz do 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, corresponde a 855 MW, distribuída em quatro grupos
geradores, e em março de 2011 passou a operar com sua capacidade máxima.
Demonstrações Financeiras em 31/12/2015, os efeitos da obrigação do direito de exploração (concessão
onerosa), denominado Uso do Bem Público - UBP.
15.4.12. 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, 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.
Demonstrações Financeiras, os efeitos da utilização das taxas de depreciação dos bens integrantes do seu ativo
imobilizado considerando o prazo de concessão. As taxas de depreciação estão de acordo com as estipuladas
pelo poder concedente (ANEEL).
15.5. Informações Financeiras das Investidas
As investidas foram ressalvadas no relatório de seus auditores independentes por não registrarem em suas
Demonstrações Financeiras em 31/12/2015, os efeitos de:
- Ausência de registro da obrigação do direito de exploração (concessão onerosa), denominado Uso do Bem
Público - UBP (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).
- O não reconhecimento de provisão para perdas dos saldos de aplicações financeiras junto ao Banco Santos
(Jaguari).
Por decisão da administração, para o cálculo de equivalência patrimonial a Companhia ajustou as
Demonstrações Financeiras Intermediárias das investidas contemplando os efeitos das ressalvas dos Auditores
15.6. Movimentação dos investimentos
15.7. Participações Societárias Permanentes Avaliadas pelo Custo
15.7.1. Centrais Elétricas S.A. - ELETROSUL
Refere-se à participação equivalente a 49.519 ações no Capital Social da Centrais Elétricas S.A.- Eletrosul.
15.7.2. 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.
15.8. Adiantamento para Futuro Aumento de Capital
Os valores de aportes totalizam em junho de 2016, na empresa TESB, o montante de R$212.406 sendo
R$84.305 relativos aos montantes transferidos a título de Aporte e R$128.101 referentes à dação em
pagamento das NTNB’s, utilizadas para a quitação do empréstimo contraído pela SPE com o Banco Goldman
16. IMOBILIZADO
O Ativo imobilizado da Companhia é composto por Usinas de Geração, bens administrativos, bens não
vinculados à Concessão, veículos e móveis e utensílios, inclusive a serviço das concessões de transmissão, mas
que não foram considerados no 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 existir, são imateriais. Estes
ativos da Companhia, 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.
As taxas de depreciação utilizadas levam em consideração a vida útil econômica dos bens e estão em
conformidade com a Resolução Normativa ANEEL Nº 367, de 02 de junho de 2009, e suas alterações
posteriores impostas pela Resolução Normativa N° 474, de 07 de fevereiro de 2012.
A partir do encerramento do exercício de 2010 a CEEE GT passou a adotar os pronunciamentos técnicos
emitidos pelo CPC, os quais estão consistentes com as práticas contábeis internacionais – IFRS. Para os valores
de suas usinas de geração a Companhia 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.
Na adoção do custo atribuído foram considerados os valores justos de recuperação admitidos pelo Órgão
Regulador, bem como a vida útil econômica estimada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e
aceita pelo mercado como adequada.
Renovação do contrato de Concessão 025/2000
Em referência à matéria que trata da prorrogação das concessões, o Ministério de Minas e Energia, em 01 de
novembro de 2012, através da Portaria Interministerial Nº 580, estabeleceu os valores de indenização para as
usinas hidrelétricas enquadradas no art. 1º da Medida Provisória Nº 579, posteriormente convertida na Lei nº
12.783/2013 a qual não reconheceu originalmente valores de indenização para as usinas de geração da CEEEGT com vencimento da concessão em 2015. Diante deste arcabouço legal, a Companhia providenciou a baixa
dos valores residuais dos seus ativos de geração vinculados ao Contrato de Concessão Nº 025/2000, com
exceção dos ativos pertencentes à usina geradora de Itaúba, com vencimento da concessão em 2021, outras
usinas que a CEEE GT detém o direito de exploração, além de imobilizações em curso e bens administrativos
do segmento de geração.
Na sequência, em 30/11/2012, o Decreto Nº 7.850, em seu art. 2º, determinou que, até 31 de dezembro de
2013 as informações complementares para mensuração da indenização, excetuados o projeto básico dos
empreendimentos de Geração das usinas renovadas, fossem encaminhadas à ANEEL para identificação do
valor indenizável daqueles bens ainda não depreciados ou amortizados. Como forma de atendimento a esse
dispositivo legal, a Companhia protocolou junto à Agência Nacional de Energia Elétrica, no prazo estipulado,
correspondência relatando a existência de investimentos após o projeto básico pendentes de indenização.
Ainda nessa esteira, em 19 de dezembro de 2013, a ANEEL publicou a Resolução Normativa Nº 596, a qual
estabeleceu os critérios e procedimentos para o cálculo da parcela de investimentos relacionados aos bens
reversíveis, ainda não depreciados ou não amortizados de que trata o art. 2º do Decreto Nº 7.850/2012. A
ANEEL reconheceu esses investimentos no processo tarifário da Companhia a partir da Resolução
Homologatória nº 1.924, de 28 de julho de 2015 que reajustou a Receita Anual de Geração – RAG associada às
Cotas de Garantia Física de Energia e de Potência das usinas hidrelétricas prorrogadas da CEEE-GT, nos termos
da Lei nº 12.783/2013.
No que se refere a remuneração dos novos investimentos que forem realizados nas Usinas de Geração
renovadas, a ANEEL, em 16 de dezembro de 2014, editou a Resolução Normativa Nº 642, disciplinando os
procedimentos de regulação tarifária – PRORET para esses ativos.
É composto pelos gastos realizados com a aquisição das licenças e demais gastos com serviços complementares
à utilização produtiva de softwares. Tais itens são amortizados linearmente por um período de 5 anos.
19. OBRIGAÇÕES TRABALHISTAS
O valor de R$5.885 (R$8.593 em 31 de dezembro de 2015) refere-se à folha de pagamento, consignações em
favor de terceiros (diversas Entidades de Classe, como a Associação dos Funcionários das Companhias e
Empresas de Energia Elétrica do Rio Grande do Sul - AFCEEE, Sindicato dos Eletricitários do Rio Grande do Sul SENERGISUL e a Fundação CEEE de Seguridade Social - ELETROCEEE) e tributos e contribuições sociais retidos
20. OBRIGAÇÕES FISCAIS
20.1. Parcelamento PIS/COFINS - RFB
O valor de R$966 no passivo circulante e R$3.059 no passivo não circulante referem-se aos parcelamentos,
junto à Receita Federal do Brasil, dos processos administrativos nº 11080-725.321/2011-55 e 11080-725363/2011-96. O montante acordado na data de adesão era de R$ 4.401 e será pago em 60 parcelas atualizadas
mensalmente pela taxa SELIC, já tendo sido liquidada 10(dez) parcelas.
A tabela abaixo ilustra o saldo remanescente:
21. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E OUTRAS CAPTAÇÕES
21.1. Empréstimos e Financiamentos e Outras Captações – Controladora e Consolidado
21.2. Fundo de Investimento em Direitos Creditórios – FIDC V
Visando obter recursos para investimento, bem como para atender necessidades de caixa para o ano de 2009,
a Companhia firmou termo de contrato com o Banco do Estado do Rio Grande do Sul - BANRISUL estruturando
o FIDC V, num montante de R$200.000 com recursos advindos do FI – FGTS. O prazo de duração do contrato foi
alterado de 80 meses para 104 meses por meio de decisão em assembleia geral de cotistas do fundo realizada
em 20 de outubro de 2014. A liquidação da última parcela está prevista para outubro de 2017.
21.3. Banco Interamericano de Desenvolvimento – BID e Agência Francesa de Desenvolvimento – AFD
Em 28 de dezembro de 2012 foi assinado o contrato de empréstimo nº 2813/OC-BR entre a CEEE-GT e o Banco
Interamericano de Desenvolvimento – BID, com objetivo de financiar o Programa Pró Energia RS GT (Programa
de Expansão e Modernização do Sistema Elétrico da Região Metropolitana de Porto Alegre e Áreas de
Abrangência da CEEE-GT) no valor de US$147.760. O valor do financiamento concedido pelo BID é de US$
88.656, sendo que a primeira parcela de desembolso foi recebida em 18 de fevereiro de 2013, no valor de
US$2.567.
Em 21 de dezembro de 2012 foi assinado o contrato de empréstimo nº CBR 1043, entre a CEEE-GT e a Agência
Francesa de Desenvolvimento – AFD, no montante de US$59.104, sendo que a liberação da primeira parcela
de desembolso foi recebida em 27 de março de 2013, no valor de US$20.024.
Os contratos de financiamentos com BID e AFD possuem garantia da República Federativa do Brasil e do
Estado do Rio Grande do Sul, nos termos dos contratos de garantia assinados em 28 de dezembro de 2012 e
21 de dezembro de 2012, assim respectivamente.
Durante o prazo de execução do projeto, os contratos prevêem o monitoramento da margem EBITDA da
Companhia. Na hipótese da margem EBITDA se mostrar inferior aos limites originalmente previstos a CEEE-GT
deve apresentar um plano de ação às instituições financeiras, identificando as causas dos desvios, as medidas
de gestão ou as medidas financeiras a serem adotadas e seu respectivo cronograma. A Companhia
encaminhou o seu Plano de Ajuste Estrutural para os organismos internacionais (BID/AFD) os quais vêm
monitorando o status da evolução das ações da Administração.
Até 31 de dezembro de 2015 foi liberado o valor de US$12.419 que corresponde à R$35.651 referente ao BID e
US$41.287 que corresponde à R$97.345 referente ao AFD.
21.4. BNDES
Em 27 de dezembro de 2012 foi assinado o contrato de empréstimo nº 12.2.1391.1, entre a CEEE-GT e o Banco
Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, com objetivo de financiar o Programa Pró Energia
RS GT, por meio da ampliação e modernização de 25 subestações, linhas de transmissão e modernização dos
Sistemas de Comunicação da CEEE-GT em todo o Estado do Rio Grande do Sul.
O valor do financiamento concedido é de R$236.340, sendo que o total liberado até 30 de junho de 2016 foi de
R$69.037.
O contrato de empréstimo com o BNDES tem como garantia a Cessão Fiduciária de Títulos Públicos Federais,
denominados Notas do Tesouro Nacional – Série B. A cedente (CEEE-GT) cede fiduciariamente em favor do
credor (BNDES), os títulos públicos federais, de sua propriedade, em valor equivalente a 130% do valor
concedido por meio do Contrato de Financiamento.
21.5. Notas Promissórias Banco ABC S.A
Em outubro de 2014 a CEEE-GT assinou contrato de financiamento na modalidade de notas promissórias com o
Banco ABC S.A, com subscrição e integralização de 130 notas promissórias, em série única, no valor nominal
unitário de R$500, perfazendo o valor total de R$65.000 com vencimento em 360 dias da emissão,
remuneradas pela variação da taxa DI mais 1,90% ao ano.
Todo o montante foi liberado em novembro de 2014 para utilização como aporte no empreendimento
Complexo Eólico Povo Novo. Em garantia das notas promissórias, a CEEE-GT cedeu os direitos creditórios de
Notas do Tesouro Nacional – Série B – NTN –B de titularidade da emissora em montante suficiente para
perfazer 100% do montante total da emissão acrescido da remuneração conforme termos e condições em
instrumento particular. Em novembro de 2015 o financiamento foi liquidado.
21.6. Goldman Sachs do Brasil Banco Múltiplo S.A.
Em 25 de junho de 2013 foi emitida a cédula de crédito bancário no valor de R$120.000, cujo objetivo era
financiar a infraestrutura da Transmissora de Energia Sul Brasil Ltda. - TESB. O montante foi pago em apenas
uma parcela em junho de 2015, a remuneração do empréstimo foi de 100% do CDI, acrescido de juros de 2,5%
21.7. Cronograma das Parcelas de Longo Prazo
As parcelas de Longo Prazo dos Empréstimos e Financiamentos vencem como segue:
21.8. Composição do Saldo da Dívida por Indexador
Demonstrativo de Composição do Saldo da Dívida por Indexador:
22. PROVISÃO PARA BENEFÍCIOS A EMPREGADOS
A Companhia, através da Fundação CEEE de Seguridade Social – ELETROCEEE, concede aos seus empregados os
planos de previdência complementar, denominados CEEEPREV e Plano Único, este último fechado para novas
adesões. Mantém também a obrigação do pagamento de aposentadoria a ex-autárquicos e a obrigação de
complementação de aposentadoria a ex-empregados desligados por aposentadoria incentivada – CTP.
A Companhia registra seu passivo atuarial com base em laudos emitidos por atuários independentes, sendo
que o passivo referente ao Plano CEEEPREV e Plano Único é composto pelo valor presente da obrigação na data
do balanço, menos o valor justo dos ativos do plano e considera o contrato de dívida SF Nº 1254/95 firmado
junto a Fundação CEEE.
O contrato SF Nº 1254/95 refere-se a contribuições passadas inadimplidas, cuja renegociação foi efetuada em
maio de 2013, estabelecendo uma carência até junho de 2018, tendo o reinicio dos pagamentos das
amortizações do valor de principal a partir de julho de 2018, com término previsto para maio de 2031. Durante
o período de carência a Companhia realiza o pagamento referente à atualização monetária e aos juros mensais.
Os saldos registrados no passivo compõem-se de:
22.1. Contas a Pagar Aposentadoria Incentivada - CTP
Em decorrência de acordo coletivo de trabalho, a Companhia 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, a Companhia, provisionou 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.
22.2. Planos de Benefícios CEEEPREV
O CEEEPREV é um plano com características de contribuição definida, exceto no que se refere aos benefícios de
risco e à parte dos benefícios saldados.
O benefício saldado é um benefício vitalício proporcionado a uma parcela de participantes do CEEEPREV que
migraram do Plano Único. É o valor calculado no momento dessa migração, com base em Nota Técnica Atuarial
e atualizado pelo Índice de Reajuste do Plano, tendo como finalidade preservar os direitos já acumulados dos
ex-participantes do Plano Único, o qual tem características de plano de benefício definido.
Os benefícios do CEEEPREV são acessíveis a todos os empregados da categoria CLT da Companhia, onde esta
efetua contribuições de forma conjunta com seus empregados. O Plano CEEEPREV é viabilizado também por
uma contribuição suplementar de amortização de responsabilidade da patrocinadora do plano, na forma da lei,
denominada Reserva a Amortizar.
Em 2014, houve a implantação das alterações regulamentares do plano CEEEPREV, aprovadas pela Portaria nº
213/2014. As alterações contemplaram a recomposição dos Benefícios Saldado e Referencial dos participantes
que migraram do Plano Único, atribuindo a estes, o crescimento de 3% ao ano de novembro de 2002 até a data
em que o empregado completar as carências para a aposentadoria normal (55 anos de idade e 10 anos de
contribuição) ou até a data em que se desvinculou da patrocinadora, o que ocorrer primeiro.
22.3. Plano Único
O Plano Único tem modalidade de benefício definido e encontra-se fechado para novas adesões de
participantes desde 02 de setembro de 2002. Este plano recebe contribuições paritárias entre patrocinadora e
Por imposição Constitucional, em conformidade com toda a legislação infraconstitucional de regência, e, com
fundamento nas normas administrativas previdenciárias do Brasil, a Companhia, na condição de patrocinadora
de Plano de Benefício Definido para seus funcionários – Plano Único decidiu reconhecer os eventuais déficits
atuariais na forma paritária.
A Lei Complementar nº 108/2001 disciplina, nos termos de seu artigo 1º, a relação entre a União, os Estados, o
Distrito Federal e os Municípios, inclusive no tocante às Sociedades de Economia Mista, enquanto
patrocinadoras de entidades fechadas de previdência complementar. Nessa esteira, o Parágrafo 1º, artigo 6º
da referida Lei determina que “A contribuição normal do patrocinador para plano de benefício definido, em
hipótese alguma, excederá a do participante, observado o disposto no artigo 5º da Emenda Constitucional nº
20, de 15 de dezembro de 1998, e as regras específicas emanadas do órgão regulador e fiscalizador”. Ainda é
vedado ao patrocinador, pelo Parágrafo 3º, da mesma Lei Complementar, assumir encargos adicionais para
financiamento dos planos de benefício, além daqueles previstos nos respectivos planos de custeio.
Diante desse arcabouço legal, considerando que o Regulamento do Plano Único prescreve que as eventuais
insuficiências (déficits) serão equacionadas conforme a legislação aplicável, e, na medida em que a Resolução
do Conselho Gestor de Previdência Complementar – CGPC Nº 26/2008 determina em seu art. 29º que “o
resultado deficitário apurado no plano de benefícios deverá ser equacionado por participantes, assistidos e
patrocinadores, observada a proporção quanto às contribuições normais vertidas no exercício em que apurado
aquele resultado, sem prejuízo de ação regressiva contra dirigentes ou terceiros que tenham dado causa a
dano ou prejuízo ao plano de benefícios administrados pela Entidade Fechada de Previdência Complementar”,
a Companhia, na qualidade de empresa de economia mista patrocinadora do Plano Único, pelo conteúdo do
ordenamento legal brasileiro, não pode exceder a paridade contributiva em caso de equacionamento de déficit
eventualmente apurado.
O déficit do Plano Único não reconhecido referente à premissa da paridade perfaz R$106.458, sendo que, no
entendimento da administração, um resultado atuarial deficitário apurado para efeito de accounting (cálculo
atuarial da patrocinadora) não acarreta necessariamente impacto real e prático na gestão patrimonialfinanceira do Plano, na medida em que a Companhia só será acionada para contribuir no equacionamento do
déficit quando o mesmo se apresenta pelas regras do funding (cálculo atuarial pelas regras da previdência
Nessa esteira, considerando que o reconhecimento paritário do déficit atuarial não se encontra pacificado
junto a Comissão de Valores Mobiliários - CVM, a administração, considerando a natureza societária da
Companhia (S/A Economia Mista) e a responsabilidade de seus administradores na condição de gestores
públicos, firmou entendimento de manter o ajuste do passivo do Plano Único na proporção paritária,
correspondente a 50% do déficit calculado pelas regras do accounting, até que haja um entendimento
homogêneo, aguardando eventuais recomendações e/ou modificações do órgão de controle.
22.4. Provisão para Complementação Aposentadoria - Ex-Autárquicos - Lei Estadual nº 3.096/56 - EXA
Esta provisão, registrada conforme o cálculo atuarial refere-se ao compromisso da Companhia com
empregados denominados ex-autárquicos aposentados, remanescentes da antiga Comissão Estadual de
Energia Elétrica, autarquia que foi sucedida pela Companhia por força da Lei Estadual nº 4.136/61.
Entre as vantagens adquiridas por esses servidores encontra-se o direito de reajuste dos proventos de
aposentadoria na proporção de 70% do aumento que os servidores da ativa possuíssem. Este percentual é
denominado complementação. Adicionalmente, suplementa-se o que já fora revisado com mais 30% de modo
a assegurar aos ex-autárquicos a integralidade dos proventos em relação ao que percebiam os ativos, por
imposição da Lei Estadual Nº 3.096, de 31 de dezembro de 1956.
Assim, essa é uma obrigação não gerenciável pela Companhia, que se deriva da sua constituição originária,
sendo um compromisso previdenciário pós-emprego de caráter vitalício e com benefícios definidos, sendo
assumido pela Companhia o pagamento integral destes proventos.
No inicio do exercício de 2012, a Companhia obteve o direito de receber da União 1,2 bilhões pelo pagamento
dessas obrigações, sendo que o recebimento desse direito comportou os exercícios de 1981 até fevereiro de
1993, nos termos do processo de liquidação judicial Nº 2006.71.00.047783-2 – Conta de Resultados a
Compensar – CRC, originado da ação ordinária nº 93.00.02153-2 (Vide nota explicativa n° 10)
No final do exercício de 2014, considerando a completude e o esgotamento de todos os elementos referentes à
1ª ação de cobrança, a Companhia interpôs contra União e a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL,
uma nova ação (Processo Judicial Nº 0002230-10.2015.4.01.3400), de natureza declaratória, cumulada com
pedido indenizatório, requerendo a indenização dos valores despendidos após o exercício de 1993 até os dias
atuais, a serem quantificados em liquidação de sentença.
23. OBRIGAÇÕES DA CONCESSÃO
23.1. Programa Pesquisa e Desenvolvimento
Criado pela Lei nº 9.991/2000, o P&D é um programa de investimento, estabelecido pela Agência Nacional de
Energia Elétrica – ANEEL, para as concessionárias de energia elétrica, calculados com base na receita
operacional líquida das empresas, que resulta na capacitação e desenvolvimento tecnológico.
Ao programa de Pesquisa e Desenvolvimento, a Companhia destina anualmente, no mínimo, 1% da receita
operacional líquida. A aplicação dos recursos, registrada no ativo circulante, perfaz o montante de R$5.875
referente ao P&D (vide nota explicativa nº 9.1).
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.
24. PROVISÃO PARA CONTINGÊNCIAS TRABALHISTAS, CÍVEIS E TRIBUTÁRIAS
A Companhia é parte em processos judiciais de natureza trabalhista, cível e tributária que na avaliação da
administração, baseada em experiência em processos com natureza semelhante, atribuem riscos prováveis,
possíveis e remotos. Os riscos possíveis e remotos não foram provisionados.
24.1. Composição dos processos de riscos prováveis
A provisão e contas a pagar reconhecido sobre a parte dos processos cujo risco de perda é considerado
provável líquido dos depósitos judiciais correspondentes, estão compostas como segue:
24.2. Movimentação da provisão para contingências
24.3. Natureza das ações
24.3.1. Trabalhistas
A Companhia vem permanentemente aprimorando a apuração dos valores contingentes embasada no histórico
de dados referentes aos pagamentos com a finalização das discussões judiciais de assuntos de natureza
trabalhista. Foi realizada uma análise criteriosa das chances de êxito da Companhia 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 determinados
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 a CEEE GT referemse a verbas rescisórias, responsabilidade subsidiária, complementação de proventos de aposentadoria,
responsabilidade solidária, vínculo empregatício, Fundo de Garantia por Tempo de Serviço - FGTS, correto
enquadramento, prêmio assiduidade e outras.
24.3.2. Cíveis
A Companhia está sendo citada 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 a Companhia
referem-se a danos morais e materiais, sustação de cobrança, honorários advocatícios, contrato de compra e
venda de energia, desapropriação e revisão de contratos.
24.3.3 Tributárias
Do saldo provisionado de R$4.173 refere-se à eventual insuficiência no recolhimento de contribuições
previdenciárias relacionadas ao Auto de Lançamento nº 35.067.180-0. A Companhia busca defesa na esfera
administrativa, classificando o processo, através de opinião legal, como perda provável.
Com relação aos contenciosos cujo entendimento legal opina por expectativa de perda possível, as principais
questões são:
24.3.3.1. Contribuições Previdenciárias
Com relação à matéria previdenciária a CEEE-GT impugnou cobranças relativas à suposta insuficiência de
recolhimento sobre os serviços contratados bem como a eventual inconsistência em obrigações acessórias que
somam aproximados R$3.918.
24.3.3.2. Tributos Federais (PIS, COFINS, IRPJ, CSLL, IRRF)
No tocante aos tributos federais a Companhia possui cerca de R$81.658 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 ao extinto art. 3º, parágrafo 1º da Lei n° 9.718/98, bem como em relação ao contido na
Lei n° 10.833/03, artigo 10º, inciso XI.
25. OUTROS PASSIVOS
25.1. Acordo Judicial Cível - ABB
A Companhia efetuou acordo judicial cível referente à demanda impetrada pela ABB Ltda. O processo de
conciliação foi efetivado em dezembro de 2011, o valor da obrigação perfaz R$41.233. O montante acordado
será pago em 60 parcelas mensais e consecutivas, corrigidas mensalmente pelo IGP-M, já tendo sido liquidadas
59 (cinquenta e nove) parcelas.
A tabela abaixo ilustra o saldo remanescente de R$687 (R$4.811 em 31 de dezembro de 2015):
25.2. Acordos Judiciais Reclamatórias Trabalhistas
24.2.1. Sindicato dos Engenheiros do Estado do Rio Grande do Sul – SENGE
A Concessionária efetuou acordo judicial referente a reclamatórias trabalhistas impetradas pelo SENGE. O
processo de conciliação foi efetivado em abril de 2011, o valor da obrigação perfaz R$ 68.212. O montante
acordado foi pago em 60 parcelas mensais e consecutivas, corrigidas mensalmente pelo IGP-M, sendo que a
última parcela foi liquidada no mês corrente, restando liquidado tal parcelamento.
25.2.2. Sindicato dos Assalariados Ativos, Aposentados e Pensionistas nas Empresas Geradoras, ou
Transmissoras, ou Distribuidoras, ou afins, de Energia Elétrica no Estado do Rio Grande do Sul e Assistido por
Fundações de Seguridade Privada Originadas no Setor Elétrico - SENERGISUL
A Concessionária efetuou acordo judicial relativo à reclamatória trabalhista impetrada pelo SENERGISUL. O
processo de conciliação foi efetivado em maio de 2011. O valor da obrigação de responsabilidade da CEEE-GT
perfaz R$ 32.549. O montante acordado foi pago em 60 parcelas mensais e consecutivas, corrigidas
mensalmente pelo IGP-M, sendo que a última parcela foi liquidada no mês corrente, restando liquidado tal
25.3. Comercialização de Energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
O valor de R$43.671 (R$41.232 em 31 de dezembro de 2014) refere-se à provisão de energia comprada no
âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (órgão sucessor do Mercado Atacadista de
Energia – MAE) no período de setembro de 2000 a setembro de 2002. A Companhia ajuizou ações no intuito
de suspender o andamento da liquidação das transações de energia elétrica prevista para novembro de 2002,
remanescendo suspenso tais valores até a decisão final.
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, por solicitação da Companhia, efetuou a mensuração
dos valores devidos e, considerando a avaliação do órgão competente, a provisão foi ajustada aos valores
calculados pela CCEE.
25.4. TESB
O valor de R$16.925 (R$16.925 em 31 de dezembro de 2015) refere-se quotas integralizadas do capital da
TESB. A variação de R$16.920 refere-se a quotas cedidas pela acionista Zheijiang que serão ressarcidas pela
Companhia. Sobre este valor não estão previstas atualizações e o pagamento se dará de acordo com as
condições estabelecidas em termo de compromisso a ser firmado entre as partes.
25.5. Parcelamentos ANEEL
A Concessionária efetuou parcelamento junto à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL referente ao
Auto de Infração nº 0083/2015-SFE, cujo montante acordado na data de adesão era de R$ 1.231, e será pago
em 12 parcelas atualizadas mensalmente pela taxa SELIC, já tendo sido liquidadas 6(seis) parcelas.
A tabela abaixo ilustra o saldo:
26.1. Capital Social
O Capital Social é representado por 9.680.746 ações nominativas, sem valor nominal, sendo 9.516.732 ações
ordinárias e 164.014 ações preferenciais, sem direito a voto, permanecendo inalterado o valor do capital
social da Companhia no montante de R$588.447, com a seguinte composição:
Ressalta-se que em 29 de abril de 2016, os acionistas aprovaram o grupamento da totalidade das ações
representativas do capital social da Companhia, nos termos do Art.12 da Lei n° 6.404/76, determinando que a
totalidade das ações representativas do capital social da Companhia passa a ter a proporção de 40 (quarenta)
ações para 1 (uma) ação da mesma espécie, tornando-se o capital com a representatividade das ações,
demonstradas na tabela acima.
26.2. Reserva de Incentivos Fiscais
A Administração da Companhia constituiu a Reserva de Incentivos Fiscais em atendimento ao art. 195 e art.195
– A da Lei nº 6404/76, no valor de R$1.153.687 correspondente à Conta de Resultados a Compensar - CRC
contabilizada no resultado do exercício de 2009 e atualizada nos exercícios de 2010 em R$10.728 e R$44.889
em 01 de janeiro de 2012 perfazendo total de R$ 1.209.304.
26.3. Reserva de Lucros
A reserva de lucros é composta da Reserva Legal, Reserva Estatutária e da Reserva de Dividendos não
26.3.1. Reserva Legal
Pela legislação societária brasileira, a Companhia deve transferir 5% do lucro líquido apurado nos seus livros
societários, preparados de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, para a reserva legal até que
essa reserva seja equivalente a 20% do capital integralizado. A reserva legal pode ser utilizada para aumentar o
capital ou para absorver prejuízos, mas não pode ser usada para fins de dividendos. Em 2014 a Companhia
absorveu o montante de R$13.168 referente ao prejuízo do exercício.
26.3.2. Reserva Estatutária
O estatuto da Companhia determina a destinação de 10% do lucro líquido com a finalidade de expansão das
instalações, tendo por limite 10% do Capital Social. Em 2014 a Companhia absorveu o montante de R$26.335
referente ao prejuízo do exercício.
26.3.3. Dividendos Não Distribuídos
De acordo com a Ata 187 da Assembléia Geral Ordinária, realizada em 27 de abril de 2012, ficou deliberado
pelos acionistas que o montante de R$41.613, referente à proposta de dividendos obrigatórios e R$32.852
referente à proposta de dividendos remanescentes, a constituição de uma Reserva Especial. Em 2014 a
Companhia absorveu o montante de R$33.750 referente ao prejuízo do exercício.
26.4. Outros Resultados Abrangentes
27. LUCRO POR AÇÃO
O numerador utilizado para cálculo do lucro básico e diluído foi o lucro líquido após os tributos.
27.1. Básico
27.2. Diluído
28. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
A Companhia passou a efetuar a apropriação das despesas referentes à Taxa de Fiscalização dos Serviços de
Energia Elétrica – TFSE e à Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH na rubrica de
deduções da receita operacional, tendo em vista as instruções e orientações do órgão regulador.
28.1. Suprimento de Energia Elétrica
O valor de R$ 173.181 (R$157.137 em 30 de junho de 2015) refere-se às receitas provenientes dos Contratos
de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEARs, Contratos de Comercialização de
Energia Elétrica no Ambiente Livre – CCEALs e pela disponibilização de Garantia Física de Energia e de Potência
na forma de Cotas.
28.2. Disponibilização do Sistema de Transmissão
O valor de R$180.822 (R$150.117 em 30 de junho de 2015) refere-se às receitas derivadas da disponibilização
do sistema de Conexão e do Sistema de Transmissão a terceiros.
29. CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA
29.1. Energia Elétrica Comprada de Terceiros
O valor de R$35.632 (R$18.231 em 30 de junho de 2015) refere-se à aquisição de energia de terceiros,
negociados no Ambiente de Contratação Livre.
28.2. Encargo de Uso do Sistema
O valor de R$25.637 (R$22.250 em 30 de junho de 2015) refere-se a encargo de uso do sistema de transmissão
30. CUSTO E DESPESAS OPERACIONAIS
30. 1. Controladora
30. 2. Consolidado
31. OUTRAS RECEITAS E OUTRAS DESPESAS
32. RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS
33. 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 30 de junho de 2016 e 2015:
As controladas Transmissora de Energia Sul Brasil - TESB e Complexo Eólico Povo Novo apuram os referidos
tributos através da metodologia de apuração do Lucro Presumido, totalizando a controlada TESB em 31 de
março de 2016 a despesa de R$225, referente ao Imposto de Renda e à Contribuição Social.
34. INFORMAÇÕES POR SEGMENTOS
Em atendimento ao pronunciamento técnico CPC 22 apresentamos as Demonstrações Financeiras
Intermediárias, em 30 de junho de 2016 e 30 junho de 2015 das Unidades de Negócio: Geração e Transmissão.
A coluna eliminações refere-se a operações entre os segmentos Geração e Transmissão.
34.1. Balanço Patrimonial
34.1.1. Ativo
34.1.2. Passivo
34.2. Demonstração do Resultado do Exercício
35. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
35.1. 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 30 de junho de 2016 foi de R$875 (R$1.117 em 30 de junho de 2015), contando 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.
A remuneração dos Diretores não-empregados com vínculo empregatício em outro órgão é composta do seu
salário integral (reembolsado pela Companhia 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.
36. INSTRUMENTOS FINANCEIROS E GERENCIAMENTO DE RISCOS 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
Para os instrumentos financeiros cotados em mercado ativo, sua cotação representa o valor de mercado e para
os demais, os respectivos valores contábeis, devido a sua natureza de realização, como segue:
36.1. Gerenciamento de Riscos Financeiros
Os valores contábeis dos empréstimos e financiamentos obtidos em moeda nacional junto a instituições
financeiras estão compatíveis com o valor de tais operações.
As contas a receber de Concessionárias, Permissionárias e Consumidores Livres referem-se a suprimento de
energia elétrica e encargos de uso da rede e vendas de energia na CCEE, e estão registradas em contas
patrimoniais no montante de R$117.410.
Os principais fatores de risco de mercado que afetam o negócio da Companhia são os seguintes:
36.1.1. Risco de Crédito
Risco de crédito é o risco de a Companhia incorrer em perdas decorrentes de um cliente ou de uma
contraparte em um instrumento financeiro, decorrentes da falha destes em cumprir com suas obrigações
O valor contábil dos ativos financeiros que representam a exposição máxima ao risco do crédito na data das
Demonstrações Financeiras Intermediárias foi:
Os saldos apresentados em Caixa e Equivalentes de Caixa e Aplicações Financeiras de Longo Prazo referem-se
respectivamente a recursos depositados em instituições bancárias e a montantes aplicados no Sistema
Integrado de Administração de Caixa – SIAC/BANRISUL bem como as quotas subordinadas do FIDC.
O risco inerente às aplicações e investimentos que a Companhia possui é considerado baixo uma vez que são
oriundos, conforme legislação vigente, de aplicações no Banco do Estado do Rio Grande do Sul e de
investimentos em Notas do Tesouro Nacional, Série B – NTN – B.
O recebimento da indenização dos empreendimentos da Rede Básica de Novos Investimentos – RBNI,
conforme Anexo II da Portaria Interministerial nº 580, de 1/11/2012 será realizado em trinta (30) parcelas
mensais, corrigidas por IPCA mais WACC (Weighted Average Cost Of Capital) de 5,59% real ao ano e possui
risco considerado baixo uma vez que se trata de um montante a receber do Poder Concedente.
O segmento de Geração da empresa CEEE-GT possui Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no
Ambiente Regulado - CCEARs e no Ambiente Livre - CCEALs. As receitas atreladas a estes contratos possuem,
como forma de mitigação dos riscos de crédito, mecanismos de garantia envolvendo recebíveis de seus
clientes, Cartas de Fiança Bancária, Cartas de Fiança Corporativa ou Certificados de Depósito Bancário – CDBs.
A receita proveniente de usinas prorrogadas e que disponibilizam energia na forma de Cotas de Garantia Física
de Energia e Potência tem como garantia de pagamento os Contratos de Constituição de Garantia (CCGs)
celebrados entre distribuidora e órgãos reguladores.
No geral a Administração entende que o risco de crédito no qual a Companhia está exposta é baixo, devido às
características das contrapartes, as garantias financeiras apresentadas e a diversificação de clientes.
Perdas por redução no valor recuperável – (Impairment)
A Companhia mensura pelo custo histórico de aquisição ou construção o seu imobilizado e intangível, deduzido
de depreciação e amortização acumulada, respectivamente, e perdas de redução ao valor recuperável
(impairment) acumuladas.
A Companhia concedeu garantia quando da captação de recursos através do Fundo de Investimento em
Direitos Creditórios – FIDC, sendo que parte do contas a receber é repassada ao Fundo no momento do
faturamento, até o limite da parcela mensal.
A Companhia não possui operações com derivativos.
36.1.2. Risco de Preço
O segmento de Geração tem uma remuneração chamada de Custo da Gestão dos Ativos de Geração – GAG,
referente à disponibilização de Garantia Física de Energia e de Potência na forma de Cotas. Esta variável é
reajustada anualmente pela variação do IPCA e revisada a cada cinco anos, sendo uma das componentes da
Receita Anual de Geração – RAG, a qual deve permitir, de acordo com o contrato de concessão, a adequada
prestação dos serviços concedidos e a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro.
Outra parcela da remuneração, proveniente dos CCEARS e CCEALs, tem seus preços definidos a partir de leilões
regulados ou chamadas/ofertas públicas, cujos contratos apresentam cláusulas de reajuste por índices de
inflação como IPCA e IGPM.
A energia não comercializada fica sujeita às variações do preço de mercado, e aquela não vendida em contrato
é liquidada ao Preço de Liquidação das Diferenças - PLD, valor calculado e divulgado semanalmente pela
Câmara de Comercialização de Energia – CCEE, cujos limites máximos e mínimos são estabelecidos anualmente
O segmento de Transmissão tem sua remuneração definida pela ANEEL através da receita permitida e
reajustada, conforme cláusulas contratuais ou pelo IGP-M ou pelo IPCA. As receitas, de acordo com o contrato
de concessão, devem permitir o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.
36.1.3. Risco de Mercado
No Ambiente de Contratação Regulada - ACR o risco de mercado é baixo por envolver agentes de distribuição
que compram sua energia em leilões promovidos pelos órgãos reguladores do Setor Elétrico. Essas empresas
têm contratos de concessão de longo prazo, portanto mais estáveis.
No Ambiente de Contratação Livre - ACL os agentes negociam a compra e venda em condições livremente
acordadas entre as partes, à exceção de empresas estatais, cujos contratos são resultado de ofertas e
chamadas públicas. Os contratos no ACL normalmente possuem menor duração se comparados com o ACR,
sendo um mercado mais dinâmico, o que pode trazer inconsistências econômicas e contratuais provenientes
da concorrência entre as empresas, tornando os agentes, no geral, mais instáveis.
As Cotas de Garantia Física de Energia e Potência são alocadas, através de procedimentos estabelecidos pela
ANEEL, às distribuidoras do país, apresentando baixo risco de mercado.
36.1.4. Risco da Taxa de Câmbio
Este risco decorre da possibilidade de perda por conta da variação cambial. O resultado das operações da
Companhia é afetado pelo fator do risco cambial em virtude do seu endividamento atrelado à moeda
O risco cambial está atrelado aos contratos de Empréstimos e Financiamentos, vinculados ao Dólar Americano
e que não possuem dispositivos de proteção contra alterações na taxa de câmbio.
O cenário base corresponde aos saldos contábeis existentes em 30/06/2016 cuja cotação do dólar corresponde
a R$3,21 e, para o cenário provável, considerou-se os saldos com a variação da taxa de câmbio prevista na
mediana das expectativas de mercado do Bacen para 31/06/2016, correspondente ao dólar a R$3,35. A
Companhia fez uma análise de sensibilidade dos efeitos nos resultados advindos de depreciação cambial de
25% e 50% em relação ao cenário provável, considerados como possível e remoto, respectivamente.
36.1.5. Risco de Liquidez
Risco de liquidez é o risco que a Companhia irá encontrar dificuldades em cumprir com as obrigações
associadas com seus passivos financeiros. A CEEE-GT se utiliza do monitoramento constante de seu fluxo de
caixa, observando a política de caixa mínimo visando à 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.
A tabela demonstra os valores esperados de liquidação em cada faixa de tempo.
36.1.6. Gestão de Capital
A Companhia visa uma estrutura de capital que seja coerente com o cenário macroeconômico e setorial e que
também seja capaz de salvaguardar sua capacidade de continuidade a fim de que se mantenha a confiança do
investidor e que seja possível a captação de novos financiamentos para garantir a execução de seus
Por meio de uma estrutura de capital saudável é possível equilibrar o saldo de dívidas e de patrimônio e para
manter ou ajustar a sua estrutura de capital, a Companhia tem a possibilidade de revisar a sua prática de
pagamento de dividendos, de alongar o perfil de sua dívida bem como de alienar os ativos alheios à concessão.
Condizente com outras companhias do setor, a Companhia monitora a sua estrutura de capital por meio do
endividamento do patrimônio líquido. Esse índice corresponde à dívida líquida expressa como percentual do
capital próprio. A dívida líquida corresponde ao total de empréstimos (incluindo empréstimos de curto e longo
prazo), subtraído do montante de caixa e equivalentes de caixa e de investimentos em títulos do governo. O
capital próprio corresponde ao patrimônio líquido.
36.1.7. Risco de Taxa de Juros
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 Companhia.
As operações da Companhia são indexadas a taxas pré e pós-fixadas, sendo as taxas pós-fixadas, por CDI e
IPCA. A CEEE-GT desenvolveu a análise de sensibilidade com o objetivo de mensurar o impacto das taxas de
juros pós-fixadas e de variações monetárias sobre os seus passivos financeiros expostos a tais riscos.
O cenário base corresponde aos saldos contábeis existentes em 31/12/2015 e, para o cenário provável,
considerou-se os saldos com a variação dos indicadores - CDI/Selic previstos na mediana das expectativas do
Relatório Focus, do Bacen, de 31/12/2015. Para os cenários possível e remoto, foi considerada uma
deterioração de 25% e 50%, respectivamente, no fator de risco principal do instrumento financeiro em relação
ao nível utilizado no cenário provável.
Além da análise de sensibilidade em atendimento à Instrução CVM nº475/08, a Companhia avaliou os possíveis
efeitos no resultado e patrimônio líquido de seus instrumentos financeiros tendo em vista os riscos avaliados
na data das Demonstrações Financeiras conforme sugerido no CPC 40 e IFRS 7.
Sendo assim, a administração de uma maneira geral, entende que os possíveis efeitos seriam próximos aos
valores mencionados na coluna do cenário projetado provável da tabela acima.
36.1.8. Valor Justo
Os valores justos dos ativos e passivos financeiros, juntamente com os valores contábeis apresentados no
balanço patrimonial, são os seguintes:
Assume-se que os instrumentos financeiros que a Companhia possui, exceto na rubrica Empréstimos e
Financiamentos, estão registrados com um valor próximo ao seu respectivo valor de mercado, em razão da sua
natureza e prazo de realização.
36.1.9. Hierarquia de valor justo
Os diferentes níveis foram definidos como a seguir:
Nível 1 - Preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos e passivos idênticos.
Nível 2 - Inputs, exceto preços cotados, incluídas no Nível 1 que são observáveis para o ativo ou passivo
diretamente (preços) ou indiretamente (derivado de preços).
Nível 3 - Premissas, para o ativo ou passivo, que não são baseadas em dados observáveis de mercado (inputs
não observáveis).
A tabela abaixo apresenta instrumentos financeiros registrados pelo valor justo, utilizando um método de
36.1.10. Apuração do Valor Justo
Nível 1 – O valor justo das quotas subordinadas do FIDC, Aplicações Financeiras de Liquidez Imediata e dos
Investimentos em Títulos do Governo foi apurado e registrado levando-se em consideração as cotações de
mercado ou informações de mercado que possibilitaram tal cálculo.
Nível 2 – O valor justo da aplicação SIAC/BANRISUL e da Indenização Rede Básica Novos Investimentos - RBNI,
uma vez que não possui mercado ativo, é avaliado utilizando metodologia de avaliação/apreçamento.
Nível 3 – O valor justo do Ativo Financeiro da Concessão foi apurado por meio de técnicas que usam variáveis
que tenham efeito significativo no valor justo registrado, mas que não são baseadas em dados observáveis no
36.2. Gerenciamento de Riscos Relacionados à Companhia e suas Operações
36.2.1. Riscos Hidrológicos
O suprimento de energia do Sistema Interligado Nacional - SIN é realizado, na sua maior parte, a partir de
usinas hidrelétricas, as quais estão sujeitas ao risco de escassez de água ao longo do tempo. Como o SIN opera
em sistema de despacho otimizado e centralizado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, cada
usina hidrelétrica está sujeita a variações nas condições hidrológicas verificadas, tanto na sua região geográfica
como em outras regiões do país.
O arranjo institucional estabelecido pelo Poder Concedente procura reduzir o risco hidrológico destes
empreendimentos através da definição de uma garantia física e da instituição do Mecanismo de Realocação de
Energia (MRE). Este mecanismo é um instrumento financeiro de compartilhamento do risco hidrológico entre
todos os agentes de geração hidrelétricos, sendo compulsório para todas as usinas hidrelétricas despachadas
centralizadamente pelo ONS.
A ocorrência de condições hidrológicas desfavoráveis, em conjunto com a obrigação de entrega da Garantia
Física, poderá resultar em exposições no Mercado de Curto Prazo – MCP, podendo impactar negativamente a
Companhia, apesar dos mecanismos de mitigação de risco existentes.
O risco hidrológico associado às usinas que foram prorrogadas no âmbito da Lei nº 12.783/2013, o que no caso
da CEEE-GT representa cerca de 47% de sua garantia física, são de responsabilidade das empresas
Distribuidoras que recebem as Cotas de Garantia Física de Energia e Potência.
36.2.2. 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 conseqüentemente 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 Companhia.
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
37. 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, contrato 9947695 foi renovado por mais 12(doze), meses tendo vigência de
11/04/2016 até 11/04/2017. O valor do ativo segurado no segmento Geração é de R$68.851 e o prêmio é
R$110 e no de Transmissão é de R$263.256 e o prêmio é R$409.
38. ASSUNTOS REGULATÓRIOS
38.1. Reajuste Tarifário – Geração
A Resolução Homologatória nº 2.107, de 19 de julho de 2016, reajustou a Receita Anual de Geração – RAG
associada às Cotas de Garantia Física de Energia e de Potência das usinas hidrelétricas prorrogadas da CEEE-GT,
nos termos da Lei nº 12.783/2013. Para estas usinas a RAG homologada é de R$ 74.109 para o período de 1º de
julho de 2016 a 30 de junho de 2017. A essa receita homologada são adicionados os custos incorridos com
CFURH, PIS/PASEP e COFINS, os quais são ressarcidos pelas distribuidoras.
38.2. Receita Anual Permitida da Transmissão
38.2.1. Reajuste Tarifário - Transmissão
A Resolução Homologatória nº 2.098 de 28 de junho de 2016 publicada no Diário Oficial da União em 28 de
junho do mesmo ano, estabeleceu as Receitas Anuais Permitidas pela disponibilização das instalações sob
responsabilidade das concessionárias de serviço público de transmissão de energia. A Companhia Estadual de
Geração e Transmissão de Energia Elétrica CEEE-GT, teve sua RAP – Receita Anual Permitida, ajustada para o
ciclo 2016-2017 no montante de R$336.312, sendo R$311.954 para o Contrato de Concessão nº055/2001 e
R$24.358 para o Contrato de Concessão nº080/2002.
39. INFORMAÇÕES REGULATÓRIAS
39.1 Investimentos
A Companhia aplicou o montante de R$ 79,1 em investimentos no exercício de 2016. Entende-se por
investimento o somatório das adições no ativo imobilizado, desconsiderando as obrigações especiais.
ELISANGELA MOURA RODRIGUES
Contadora CRCRS 62384
Demonstração dos Resultados dos períodos findos em 30 de junho de 2016 e 2015
A receita operacional bruta é valor faturado pela empresa em suas operações. A Companhia Estadual de
Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT encerrou o mês junho de 2016 com uma receita
operacional bruta de R$1.282.009, representando um acréscimo de 298,92% em relação ao mesmo período do
ano anterior, que foi de R$321.374.
Esse resultado deve-se basicamente ao reconhecimento da remuneração do Ativo Financeiro, no valor de
R$925.070 em junho de 2016 ante R$7.050 no mesmo período do ano anterior.
As deduções da receita operacional são os valores deduzidos diretamente do faturamento, tais como os
impostos sobre venda e os encargos intra-setoriais. As deduções da receita operacional aumentaram de
R$51.522 em junho de 2015 para R$75.732 em junho de 2016 devido, principalmente às variações positivas da
receita bruta e pelo aumento dos encargos intra-setoriais.
A receita operacional líquida representa a diferença entre a receita bruta e as deduções A receita líquida em
junho de 2015 foi de R$269.852, já em junho de 2016 foi de R$708.625, refletindo aumento de 162,6%. Este
aumento deve-se a combinação das variações apresentadas na receita operacional bruta e nas deduções da
receita operacional, conforme identificado anteriormente.
O Custo do Serviço de Energia Elétrica compreende os custos necessários para a realização dos objetivos da
atividade da empresa, inclui todos os gastos incorridos diretamente na produção e na prestação de serviços e
se divide em Custo com Energia Elétrica e Custo de Operação.
Custo com Energia Elétrica: O custo com energia elétrica reduziu 34,96% se comparado com junho de
2015. Os valores estão inferiores, devido ao fim da necessidade de compra resultante da Lei Nº
12.783/13, a partir da qual a CEEE-GT teve usinas com a concessão prorrogada, de forma antecipada,
alocando a totalidade de suas garantias físicas na forma de cotas para as distribuidoras, pelo prazo de
Custo de Operação: Com relação ao custo de operação, o acréscimo apresentado em junho de 2016
em relação ao mesmo período do ano anterior foi de 7,34%.
As despesas operacionais são os gastos para a manutenção da atividade da empresa, inclui as despesas com
vendas, administrativas e outras despesas operacionais. As despesas operacionais apresentaram um acréscimo
de 15,01% em relação a junho de 2015, passando de R$83.330 para R$95.845 em junho de 2016.
A composição do EBITDA de 30 de junho de 2016, bem como do mesmo período do ano anterior é de:
(*) Na composição das Despesas/Receitas Operacionais não são consideradas as receitas e despesas financeiras
e o Resultado da Equivalência Patrimonial.
Em linhas gerais o EBTIDA representa o quanto a empresa gera de recursos considerando apenas as suas
atividades operacionais, é o lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização.
A variação positiva de 923.318% do EBITDA em junho de 2016, em comparação ao mesmo período do ano
anterior deve-se, principalmente, ao aumento da receita operacional. Da mesma forma a margem do EBITDA
apresentou uma variação positiva, passando de -14,99% em junho de 2015 para 76,54% em junho de 2016.
Receita Financeira – No mês de junho de 2016, as receitas somaram R$103.522, ocorrendo uma
redução de 31,32% se comparadas com o mesmo período do ano anterior, no qual as receitas
somavam R$150.720.
Despesa Financeira – reduziu em 47,77%, passando de R$100.202 no mês de junho de 2015 para
R$52.334 em junho de 2016, devido, principalmente às variações monetárias e cambiais de
O resultado do período é obtido pela diferença entre todas as receitas e todas as despesas do período. Como
consequência da combinação de todos os efeitos anteriormente mencionados, o lucro líquido em 30 de junho
de 2016 alcançou R$702.452, apresentando em relação ao mesmo período de 2015, uma variação positiva de
2.417,85%.
Revisamos as informações contábeis intermediárias, individuais e consolidadas, da Companhia Estadual de
Geração e Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT ("Companhia"), contidas no Formulário de Informações
Trimestrais - ITR referente ao trimestre findo em 30 de junho de 2016, que compreendem o balanço
patrimonial em 30 de junho de 2016 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente
para o período de três e seis meses findo nessa data e das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa
para o período de seis meses findo nessa data, assim como o resumo das principais políticas contábeis e as
A administração é responsável pela elaboração das informações contábeis intermediárias individuais de acordo
com o Pronunciamento Técnico CPC 21 - Demonstração Intermediária e das informações contábeis
intermediárias consolidadas de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 21 - Demonstração Intermediária e
com a norma internacional de contabilidade IAS 34 -Interim Financial Reporting, emitida pelo International
Accounting Standards Board (IASB), assim como pela apresentação dessas informações de forma condizente
Trimestrais - ITR. Nossa responsabilidade é a de expressar uma conclusão sobre essas informações contábeis
intermediárias com base em nossa revisão.
Conforme mencionado na Nota 22.3 às informações contábeis intermediárias, a Companhia através da
Fundação CEEE de Seguridade Social - Eletroceee concede aos seus empregados planos de previdência
complementar, os quais são denominados CEEEPrev e Plano Único. Este último é um plano de previdência
complementar da modalidade de benefício definido, e recebe contribuições paritárias entre patrocinadora e
participante. Em 30 de junho de 2016 este plano apresentava déficit atuarial no montante de R$ 268.132 mil
(em 31 de dezembro de 2015 – R$ 212.916 mil), calculado com base no método de crédito unitário projetado
de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 33 (R1) - Benefícios a Empregados. Em 30 de junho de 2016, a
Companhia reconheceu uma provisão para fazer frente ao referido passivo atuarial no montante de R$ 134.066
mil (em 31 de dezembro de 2015 – R$ 106.458 mil), equivalente a 50% do déficit atuarial apurado nesta data
(“paridade”). Entendemos que, para fins de reconhecimento contábil do saldo passivo decorrente de déficit
atuarial, este somente poderia ser registrado contabilmente limitado a razão de 50%, nos termos da Lei
Complementar no 108/2001, se o saldo do déficit atuarial calculado de acordo com o Pronunciamento Técnico
CPC 33 (R1) – Benefícios a Empregados estivesse equacionado mediante acordo aprovado entre as partes
(patrocinadora e participante). Dessa forma, o passivo está apresentado a menor e o patrimônio líquido a
maior no montante de R$ 134.066 mil (em 31 de dezembro de 2015 – R$ 106.458 mil) em 30 de junho de 2016
e o lucro líquido do período de seis meses findo nessa data está apresentado a maior em R$ 6.358 mil (em 30
de junho de 2015 – R$ 5.713 mil), líquido dos efeitos tributários. Cabe salientar que não foram preparados
laudos de avaliação atuarial para a data-base de 30 de junho de 2016 e de 2015 que poderiam, eventualmente,
impactar os montantes registrados e correspondentes demonstrações nesses períodos.
Conclusão com ressalva sobre as informações intermediárias
Com base em nossa revisão, exceto pelos efeitos do assunto mencionado no parágrafo "Base para conclusão
com ressalva", não temos conhecimento de nenhum fato que nos leve a acreditar que as informações
contábeis intermediárias incluídas nas informações trimestrais acima referidas não foram elaboradas, em todos
os aspectos relevantes, de acordo com o CPC 21 e o IAS 34, aplicáveis à elaboração das Informações Trimestrais
- ITR, e apresentadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários.
período de seis meses findo em 30 de junho de 2016, preparadas sob a responsabilidade da administração da
Companhia, cuja apresentação nas informações intermediárias é requerida de acordo com as normas
expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários aplicáveis à elaboração de Informações Trimestrais - ITR e
considerada informação suplementar pelas IFRS, que não requerem a apresentação da DVA. Essas
demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de revisão descritos anteriormente e, com base
em nossa revisão, exceto pelos efeitos do assunto descrito em "Base para conclusão com ressalva", não temos
conhecimento de nenhum fato que nos leve a acreditar que não foram elaboradas de maneira consistente, em
todos os seus aspectos relevantes, em relação às informações contábeis intermediárias individuais e
CRC 2SP000160/O-5 "F" RS
Contador CRC 1PR042584/ O-7 "S" RS