DOEPE 14/04/2015 - Pág. 28 - Poder Executivo - Diário Oficial do Estado de Pernambuco
Diário Oficial do Estado de Pernambuco - Poder Executivo
contábeis e as bases fiscais correspondentes usadas na apuração do lucro tributável. Os tributos diferidos passivos são geralmente reconhecidos apenas quando for provável que a empresa apresentará lucro tributável futuro em montante suficiente para que tais diferenças temporárias
dedutíveis possam ser utilizadas. j) Provisões - Provisões são reconhecidas quando a Companhia possui uma obrigação presente (legal ou construtiva) resultante de um evento passado, cuja liquidação seja considerada como provável e seu montante possa ser estimado de forma confiável. A despesa relativa a qualquer provisão é apresentada na demonstração do resultado. O montante reconhecido como uma provisão é a melhor estimativa do valor requerido para liquidar a obrigação na data do balanço, levando em conta os riscos e incertezas inerentes ao processo de
estimativa do valor da obrigação. k) Outros ativos e passivos - Um ativo é reconhecido no balanço quando for provável que seus benefícios
econômicos futuros serão gerados em favor da Companhia e seu custo ou valor puder ser mensurado com segurança. Um passivo é reconhecido no balanço quando a Companhia possui uma obrigação legal ou constituída como resultado de um evento passado, sendo provável que um
recurso econômico seja requerido para liquidá-lo. As provisões são registradas tendo como base as melhores estimativas do risco envolvido. l)
Ajuste a valor presente de ativos e passivos - Os ativos e passivos monetários de longo prazo, e os de curto prazo quando o efeito é considerado relevante em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto, são ajustados pelo seu valor presente. O ajuste a valor presente
é calculado levando em consideração os fluxos de caixa contratuais e a taxa de juros explícita, e em certos casos implícita (consideradas estimativas contábeis), dos respectivos ativos e passivos. Dessa forma, os juros embutidos nas receitas, despesas e custos associados a esses ativos
e passivos são descontados com o intuito de reconhecê-los em conformidade com regime de competência de exercícios. Posteriormente, esses
juros são realocados nas linhas de despesas e receitas financeiras no resultado por meio de utilização do método da taxa efetiva de juros em relação aos fluxos de caixa contratuais. Nas datas das demonstrações contábeis, a Companhia não possuía ajustes a valor presente de montantes
significativos. m) Demonstração do valor adicionado - A demonstração do valor adicionado foi preparada de acordo com o CPC 09, e é aplicável somente para companhias abertas e requeridas pela ANEEL para concessionárias do setor elétrico nas demonstrações contábeis anuais. Entretanto, a Administração da Companhia optou por divulgar a DVA como informação complementar.
5. Caixa e equivalentes de caixa
31/12/14
31/12/13
Fundos de caixa
11
Bancos conta movimento
Banco do Nordeste do Brasil S.A.
804
467
Banco do Brasil S.A.
113
458
Banco Itaú S.A.
17
Caixa Econômica Federal
1
918
942
Aplicações financeiras
Banco do Nordeste do Brasil S.A.
9.051
18.681
Banco do Brasil S.A.
2.134
2.088
Caixa Econômica Federal
121
1.257
Sul América Capitalização S.A.
21
23
Banco Itaú S.A.
2.087
11.327
24.136
Ordens de pagamento emitidas
(15.26)
(491)
10.730
24.587
As aplicações financeiras registradas como equivalentes de caixa, estão representadas por recursos aplicados, substancialmente, em fundos de
investimento de renda fixa, administrados pelo Banco do Nordeste do Brasil S.A.– BNB, cujas rentabilidades tendem a se igualar à taxa DI, sem
vencimento pré-determinado, podendo ser resgatados a qualquer momento pela Companhia.
6. Concessionários e permissionários
31.12.2014
31.12.2013
Usuários da Rede Básica(a)
3.263
1.174
CCT – Contratos de Conexão de Transmissão (b)
192
393
3.455
1.567
(a) – Contas a receber oriundas de faturamentos baseados na RAP – Receita Anual Permitida, formalizados por Contratos de Uso do Sistema de
Transmissão – CUST. (b) – Contas a receber oriundas de faturamentos baseados em Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão.
7. Ativo financeiro da concessão - O Contrato de Concessão n° 04/2010, de 12 de julho de 2010 celebrado entre a União e a Companhia, com
prazo até julho de 2040 regulamenta a exploração dos serviços públicos de transmissão de energia elétrica da Companhia, onde: a) a Companhia tem a obrigação contratual de construir, operar e manter a infraestrutura; b) a vida útil econômica estimada do conjunto dos bens integrantes
da infraestrutura é superior ao prazo de concessão; c) a atividade de transmissão é não competitiva; d) a Companhia é interposta entre o Poder
Concedente e os usuários; e) a atividade é sujeita à condição de generalidade (direito de livre acesso) e de continuidade; f) o preço é regulado,
denominado Receita Anual Permitida (RAP), e não há negociação direta com os usuários; g) os bens são reversíveis ao final da concessão com
direito de recebimento de indenização da União; h) as linhas de transmissão são de uso dos geradores, das distribuidoras, dos consumidores
livres, exportadores e importadores. Com base nas características estabelecidas no contrato de concessão, a Administração entende que estão
atendidas as condições para aplicação da Interpretação Técnica ICPC 01 – Contrato de Concessão, a qual fornece orientações sobre a contabilização das concessões dos serviços públicos e operadores privados, de forma a refletir o negócio de transmissão de energia como ativo financeiro. A infraestrutura recebida ou construída da atividade de transmissão é recuperada através de dois fluxos de caixa, a saber: (i) parte, através
da transmissão de energia efetuada (emissão do faturamento mensal) durante o prazo da concessão; e (ii) parte, como indenização dos bens reversíveis no final do prazo da concessão, esta a ser recebida diretamente do Poder Concedente ou para quem ele delegar essa tarefa. Essa indenização será efetuada com base nas parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados, que
tenham sido realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do serviço concedido. Os direitos da Companhia decorrentes da
formação do ativo indenizável, investimentos vinculados a concessão de transmissão de energia elétrica, que serão amortizados até o término da
concessão, em julho de 2040, foram segregados em ativos, circulante e não circulante, em função da expectativa de amortização pela RAP – Receita Anual Permitida. O saldo do ativo circulante está representado pela parcela baseada no último mês amortizado, para o período de 12 meses.
O saldo remanescente é apresentado como ativo não circulante.
31.12.2014
31.12.013
Circulante
Não circulante
Circulante
Não circulante
Ativo financeiro – indenizável
112.575
112.575
85.633
Ativo financeiro – amortizável RAP
17.202
252.964
270.166
235.116
17.202
365.539
382.741
320.749
Ativo financeiro – Indenizável - Conforme termo final do contrato de concessão, a extinção da concessão determinará, de pleno direito, a reversão, ao Poder Concedente dos bens vinculados ao serviço, procedendo-se aos levantamentos e avaliações, bem como à determinação do montante da indenização devida à transmissora, observados os valores e as datas de sua incorporação ao sistema elétrico. O valor da indenização
dos bens reversíveis será aquele resultante de inventário realizado pela ANEEL ou por preposto especialmente designado, e seu pagamento será
realizado com os recursos do Tesouro Nacional. Ativo financeiro – Amortizável RAP - As concessões das linhas de transmissão de energia da
Companhia são remuneradas pela disponibilidade de suas instalações de transmissão, integrantes da Rede Básica, da Rede Básica de Fronteira
e das Demais Instalações de Transmissão, não estando vinculada à carga de energia elétrica transmitida, mas sim ao valor homologado pela
ANEEL quando da outorga do Contrato de Concessão. A prestação do serviço público de transmissão se dá mediante o pagamento à transmissora da Receita Anual Permitida - RAP auferida, a partir da data de disponibilização para operação comercial das instalações de transmissão. Receita Anual Permitida - RAP - Em conformidade com o Contrato de Concessão n° 04/2010, de 12 de julho de 2010 assinado com a União, por intermédio da ANEEL, foi outorgada à Companhia a concessão do Serviço de Transmissão de Energia Elétrica, pelo prazo de 30 anos, que consiste na implantação, manutenção e operação dos empreendimentos descritos na Nota 1. Após a data de assinatura do Contrato, a Receita Anual
Permitida da Companhia é acrescida em função da execução de reforços e ampliações nas instalações de transmissão, todas autorizadas pela
ANEEL. A TDG já implantou reforços na SE Aquiraz, em atendimento à Resolução Autorizativa nº 2.837, de 29 de março de 2011 e está se ultimando os preparativos para implantar os outros reforços, também na SE Aquiraz, constantes da Resolução Autorizativa nº 4.877, de 14 de outubro de 2014, fazendo jus aos acréscimos correspondentes em sua receita. A Receita Anual Permitida - RAP, é reajustada pelo IPCA, anualmente,
conforme descrito no Contrato de Concessão. De acordo com o CPC 37, ICPC-01 e OCPC-05, a receita a ser contabilizada no resultado da empresa não deverá ser mais a RAP, e sim as receitas com o Ativo Financeiro, de O&M e de Construção. A RAP continua representando o montante
a ser recebido pela empresa, servindo para amortização do Ativo Financeiro não indenizável.
8. Tributos e contribuições sociais
31.12.2014
31.12.2013
Circulante
Não circulante
Circulante
Não circulante
Obrigações tributárias
Imposto de Renda da Pessoa Jurídica – IRPJ Corrente
298
2.011
Imposto de Renda da Pessoa Jurídica – IRPJ Diferido
8.967
5.875
Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL Corrente
122
656
Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL Diferida
3.227
2.114
PIS
38
17
COFINS
176
77
Imposto de renda retido na fonte – serviços
8
22
PIS/COFINS/CSLL retidos
26
4
ISS retido – Pessoa Jurídica
32
270
-
PÚBLICOS
OS
ÊN
ERG CIA
EM
Conselho Tutelar
100
Obrigações sociais
INSS
FGTS
700
12.194
3.057
7.989
55
7
62
762
12.194
654
10
664
3.721
7.989
9. Empréstimos e financiamentos
31.12.2014
31.12.013
Circulante
Não circulante
Circulante
Não circulante
. Banco do Nordeste do Brasil S/A (9.1)
1.800
57.976
59.775
. Banco do Nordeste do Brasil S/A (9.2)
1.776
91.892
1.019
93.434
3.576
149.868
1.019
153.209
9.1 – Contrato de abertura de crédito por instrumento particular, no valor de R$ 60.743 mil, com liberação parcial de R$ 59.761 mil, em 20.12.2012,
com a finalidade de implantação das instalações de transmissão sob responsabilidade da TDG, com as seguintes principais características: a)
vencimento final: 30.03.2031; b) encargos financeiros: juros de 9,5% a.a, calculados de forma efetiva e capitalizados mensalmente na data de
aniversário e exigíveis trimestralmente; c) forma de pagamento:192 parcelas, mensais, a partir de 30.04.2015; d) fundo de liquidez em conta reserva: a TDG fica obrigada a constituir antes da liberação do crédito e manter por todo o prazo da operação um fundo de liquidez representado por
aplicação financeira em conta corrente, denominada conta reserva, correspondente ao montante de R$ 2.332 mil; e) fiadores: Companhia Hidro
Elétrica do São Francisco – Chesf e ATP Engenharia Ltda.
9.2 – Contrato de abertura de crédito por instrumento particular, no valor de R$ 119.074 mil, com liberações parciais de R$ 76.000 mil em
17.05.2013 e R$ 18.565 mil em 29.08.2013, com a finalidade de implantação das instalações de transmissão sob responsabilidade da TDG, com
as seguintes principais características: a) vencimento final: 30.10.2032; b) encargos financeiros: juros de 2,94% a.a, calculados de forma efetiva
e capitalizados mensalmente, na data de aniversário, e exigíveis trimestralmente; c) forma de pagamento: 228 parcelas, mensais, a partir de 30.11.2013;
d) fundo de liquidez em conta reserva: a TDG fica obrigada a constituir antes da liberação do crédito e manter por todo o prazo da operação um
fundo de liquidez representado por aplicação financeira em conta corrente, denominada conta reserva, correspondente ao montante de R$ 4.662
mil; e) fiadores: Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf e ATP Engenharia Ltda.
10. Taxas Regulamentares
31.12.2014
31.12.2013
Quota da Reserva Global de Reversão – RGR
862
84
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D
21
9
Fundo Nacional de Desenvolvimento Ciência e Tecnologia – FNDCT
115
11
MME – Ministério das Minas e Energia
11
4
1.009
108
Reserva Global de Reversão – RGR – Encargo do setor elétrico pago mensalmente, com a finalidade de prover recursos para reversão, expansão e melhoria dos serviços públicos de energia elétrica. Seu valor anual equivale a 2,5% dos investimentos efetuados pela concessionária em
ativos vinculados à prestação do serviço de eletricidade, limitado a 3% da receita anual da concessionária. Pesquisa e Desenvolvimento (P&D),
Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e Ministério das Minas e Energia – MME.Programas de reinvestimento
exigidos para as concessionárias de energia elétrica, que estão obrigadas a destinar 1% da sua Receita Operacional Líquida (ROL) para esses
programas. 11. Provisão para litígio - Processo nº. 0037020-88-2013.4.01.3400 (Ação Ordinária) - Em março 2013 a ANEEL encaminhou o Ofício no 237/2013-SCT/ANEEL notificando a abertura de processo destinado à execução de garantia vinculada ao contrato de concessão haja vista
sua “expectativa de ocorrência de sinistro” em razão do empreendimento não ter entrado em operação comercial na data limite indicada no respectivo instrumento. A Companhia apresentou manifestação administrativa prévia, onde demonstrou (i) a ausência de processo administrativo
para a constatação da responsabilidade da TDG pelo atraso no cronograma contratual; (ii) que a garantia contratual não se presta ao pagamento de multa-sanção, mas sim ao ressarcimento de eventuais prejuízos decorrentes de falha na execução contratual, que não dispensam apuração
e identificação das causas e da autoria; e (iii) a ausência de responsabilidade da TDG pelo atraso no cronograma. Não obstante o alerta manifestado, em 28.06.2013, a ANEEL determinou que a Berkley International do Brasil Seguros S.A. realizasse o recolhimento à União Federal do
valor da garantia, o que ensejou a interposição de Ação Ordinária em 11.07.2013, com Pedido de Antecipação dos Efeitos da Tutela, requerendo
deferimento de Medida Liminar. Por insistência na execução da garantia contratual, foi interposto, em 19.07.2013, Agravo de Instrumento com pedido de efeito suspensivo no Tribunal Regional Federal da 1ª Região. Em 23.05.2014, foi publicada no Diário Oficial, a sentença, julgando improcedentes os pedidos formulados pela TDG que, em sequência, interpôs Recurso de Apelação em 09.06.2014, perdurando os efeitos da decisão liminar concedida pelo Tribunal Regional Federal da 1ª Região em sede de Agravo de Instrumento, obstando a execução da garantia do
Contrato de Concessão até o julgamento definitivo. Por decorrência, a Companhia impetrou ação contra a ANEEL e o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, visando a concessão de medida liminar para que o ONS, se abstenha de aplicar qualquer desconto da parcela variável do
Pagamento Base da autora. Em 05.08.2014, os autos foram remetidos para a Advocacia Geral da União, órgão de representação da Aneel, para
cumprimento do despacho que determinou a intimação das rés para a especificação das provas que pretendem produzir. A Administração, consubstanciada na opinião dos seus assessores jurídicos, constituiu provisão para o processo, classificado na condição de perda provável, com o
objetivo de evidenciar o suporte ao risco de eventual decisão desfavorável. 12. Obrigações com concessionárias e permissionárias - Por meio
dos Memorandos de Entendimentos, firmados com as empresas Porto Pecém Geração de Energia S.A. (25.08.2011) e com MPX Pecém II Geração de Energia S.A. (22.09.2011), essas empresas se comprometeram a antecipar à TDG, na forma de adiantamento, parcela de Encargos de
Conexão para que se iniciassem, anteriormente à celebração do Contrato de Conexão do Sistema de Transmissão – CCT, os investimentos e execução dos serviços necessários à implantação dos Pontos de Conexão, nos montantes globais de R$ 10.583 mil e R$ 5.292 mil.Com a entrada
em operação da SE Pecém II a partir de outubro de 2013e, portanto, o início do faturamento, os saldos dos seus adiantamentos foram amortizados. 13. Passivo não Circulante – Crédito de acionista – Chesf - Recursos liberados pela investidora, Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - Chesf, com a finalidade de cobrir o programa de investimentos. 14. Patrimônio líquido - O capital social integralizado, em 31 de dezembro de 2014 e 2013, é representado por ações ordinárias sem valor nominal e está assim composto:
Composição acionária:Quantidade de ações (mil) - Integralizadas
31/12/14
31/12/13
% capital
ATP Engenharia Ltda.
49.522
49.522
51
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf
47.579
47.579
49
97.101
97.101
100
15. Receita operacional líquida
31.12.2013
31.12.2012
RReceita de implantação de infraestrutura
44141
29265
Receita de operação e manutenção
21715
2025
Remuneração dos ativos da concessão
25424
32747
(-) PIS
(255)
(207)
(-) COFINS
(1176)
(952)
(-) Quota para a Reserva Global de Reversão – RGR
(778)
(84)
(-) Pesquisa e Desenvolvimento – P&D
(260)
(28)
Receita Operacional Líquida
88811
62766
16. Instrumentos financeiros - Em atendimento ao Pronunciamento Técnico CPC 14, a Companhia efetuou uma avaliação de seus instrumentos financeiros de acordo com a sua classificação. Os valores dos instrumentos financeiros reconhecidos nas demonstrações contábeis em 31 de
dezembro de 2014 e de 2013 são equivalentes aos seus valores de mercado, considerando os critérios de mensuração de cada um. Em 30 de
dezembro de 2014 e de 2013, a Companhia não tinha contratos em aberto envolvendo operações com derivativos. A Companhia possui os seguintes
riscos associados à utilização de seus instrumentos financeiros: - Risco de mercado - É o risco de que mudanças de mercado, como mudanças
nas taxas de juros, nos preços e na variação do IPCA, poderão afetar as receitas e despesas da Companhia ou o valor de seus instrumentos financeiros. - Risco de estrutura de capital (ou risco financeiro) Decorre da escolha entre capital próprio (aportes de capital e retenção de lucros) e
capital de terceiros que a Companhia faz para financiar suas operações. A Companhia segue a estrutura de capital determinada pelos estudos
técnicos elaborados para a definição do negócio, bem como pelos limites estabelecidos pelos agentes financeiros. 17. Cobertura de seguros A Companhia mantém Seguro Garantia de obrigações públicas na modalidade “executante construtor” (Grupo Riscos Financeiros) no valor de R$
12.000 mil (BerkleyInternational do Brasil Seguros S.A.), com vigência de 03.03 a 31.12.2014, referente, exclusivamente, à construção, operação
e manutenção das instalações de transmissão caracterizadas no Anexo 6c do Edital do Leilão n° 005/2009 - ANEEL. A Companhia mantém ainda,
Seguros Garantia de Financiamento para Conclusão de Obras com a Seguradora Liberty International Underwriters, com prazos de vigência de
30.04.2014 a 30.09.2015, no valor assegurado de R$ 25.491 mil, referente à garantia de indenização dos eventuais prejuízos decorrentes do inadimplemento do tomador, exclusivamente, no que se refere à finalização da implantação da Linha de Transmissão São Luis II/São Luis III, e respectivas Entradas de Linha nas SE São Luís II e SE São Luis II, no estado do Maranhão, conforme Contratos de Financiamento n° 44.2012.3284.4926
e 44.2012.3697.7181. 18. Evento subsequente – Revisão tarifária - O Contato de Concessão nº 004/2010, de 12 de julho de 2010, firmado
entre a UNIÃO, representada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a TDG, na sua Cláusula Sétima estipula que a cada cinco
anos de vigência da concessão a ANEEL procederá à revisão da Receita Anual Permitida – RAP. No primeiro semestre de 2015 a ANEEL procederá ao cálculo do impacto da revisão da RAP, segundo as regras estipuladas no Contrato de Concessão, que será aplicado a partir do mês
de julho e vigorará para os cinco anos seguintes. O impacto definitivo dessa revisão só será conhecido quando da divulgação de resolução da
Agência, que ocorrerá, provavelmente, no mês de junho próximo. Entretanto, estimativas atuais da Companhia avaliam que a sua RAP poderá
vir a ser reduzida em um percentual em torno de 15% em relação à RAP vigente para o ciclo 2014/2015.
EIS E DE
ÚT
ÊN
ERG CIA
EM
EIS E DE
ÚT
Recife, 14 de abril de 2015
TRANSMISSORA DELMIRO GOUVEIA S.A. - TDG
PÚBLICOS
OS
Continuação
SERV
IÇ
28
Previdência Social
135
SERV
IÇ