DOEPE 27/04/2017 - Pág. 63 - Poder Executivo - Diário Oficial do Estado de Pernambuco
Recife, 27 de abril de 2017
Diário Oficial do Estado de Pernambuco - Poder Executivo
...continuação - TRANSMISSORA DELMIRO GOUVEIA S.A. - TDG
financeiro da Concessão: De acordo com o ICPC 01 (IFRIC 12), as infraestruturas desenvolvidas no âmbito dos contratos de concessão não são reconhecidas como ativos fixos
tangíveis ou como uma locação financeira, uma vez que a concessionária não possui a
propriedade, tampouco controla a utilização dessas infraestruturas, passando a ser reconhecidas de acordo com o tipo de compromisso de remuneração a ser recebida pela concessionária. No caso dos contratos de concessão de transmissão de energia, entende-se
que a concessionária tem o direito incondicional de receber determinadas quantias monetárias independentemente do nível de utilização das infraestruturas abrangidas pela concessão na utilização do modelo de ativo financeiro, classificado como “recebíveis” e
registrado ao valor justo. As contas a receber – ativos financeiros – incluem os valores a
receber decorrentes dos serviços de desenvolvimento de infraestrutura, da receita financeira e dos serviços de operação e manutenção, bem como o valor do ativo indenizável, referente ao montante que a concessionária terá direito quando do término do contrato de
concessão. A Companhia considera que o valor de indenização a que terá direito deve corresponder ao valor novo de reposição ajustado pela depreciação acumulada de cada item.
i) Ativo imobilizado: O imobilizado está registrado pelo custo de aquisição e/ou construção, e se refere aos bens da administração. i) Tributação: • Tributos sobre a receita de
transmissão. As receitas de transmissão estão sujeitas aos seguintes tributos: a) Programa de Integração Social – PIS – 1,65%; b) Contribuição para Financiamento da Seguridade Social – COFINS –7,6%. • Imposto de Renda e Contribuição Social: A Companhia
está sob o regime de tributação pelo Lucro Real. A Administração periodicamente avalia a
posição fiscal das situações as quais a regulamentação fiscal requer interpretações e estabelece provisões quando apropriado. Em 13 de maio de 2014 foi publicada a Lei nº 12.973
que (i) revoga o Regime Tributário de Transição - RTT (instituído pela Lei n° 11.941/2009)
a partir de 2015, com a introdução de novo regime tributário; (ii) altera o Decreto-lei nº
1.598/77 pertinente ao cálculo do imposto de renda da pessoa jurídica e a legislação sobre
a contribuição social sobre o lucro líquido. A referida legislação já foi regulamentada pela
Instrução Normativa nº 1.515/2014. A Companhia elabora os cálculos baseado no anexo
III da referida IN, para aplicação dos valores que serão tributados quando do efetivo recebimento, e passou a tributar de acordo com o Art. 69 da Lei 12.973/14 – que determina adicionar (se negativa), ou excluir (se positiva), a diferença da apuração do lucro real e da
base de cálculo da CSLL, em quotas fixas mensais e durante o prazo restante de vigência
do contrato, e Art. 150 da IN 1.515/2014 que estabelece os critérios e as bases para cálculo do PIS/COFINS. A TDG obteve junto a Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste – SUDENE benefício fiscal que reduz seu imposto de renda em 75%, durante 10
anos, contados a partir do ano calendário de expedição do Laudo Constitutivo emitido pela
SUDENE. Esse incentivo fiscal é calculado com base do no lucro da exploração, proporcionalmente à Receita líquida das unidades produtoras incentivadas. Em 2016 não houve
utilização do benefício em face da apuração de prejuízo fiscal. 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
31.12.2016 31.12.2015
Fundos de caixa
11
11
Bancos conta movimento
Banco do Nordeste do Brasil S.A.
62
609
Banco do Brasil S.A.
27
34
Caixa Econômica Federal
1
89
644
Aplicações financeiras
Banco do Nordeste do Brasil S.A.
16.712
13.699
Sul América Capitalização S.A.
21
21
16.733
13.720
Ordens de pagamento emitidas
(103)
16.833
14.272
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
31.12.2016 31.12.2015
Usuários da Rede Básica (a)
2.867
2.793
CCT – Contratos de Conexão de Transmissão (b)
285
219
3.152
3.012
(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. Tributos a compensar
31.12.2016 31.12.2015
Imposto de renda retido na fonte - IRRF
850
872
IR da pess. jurídica - IRPJ a recup. - Art. 69 - Lei 12.973/14
3.388
3.532
Contribuição social sobre o lucro líquido - CSLL - retenções
95
120
Contribuição social sobre o lucro líquido
- CSLL a recuperar - Art. 69 - Lei 12.973/14
1.220
1.271
PIS a recuperar
58
3
COFINS a recuperar
118
121
INSS
9
9
Outros
23
23
5.761
5.951
8. 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 decontinuidade; f)o preço é regulado,
denominado Receita Anual Permitida (RAP), e não há negociação direta com os usuários;
g)os bens resultantes de reforços e ampliações autorizados pela Aneel 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 (reforços e ampliações autorizados) 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. Avaliação de impairment sobre os ativos
financeiros da concessão: A Companhia elaborou teste de Recuperabilidade de seus ativos financeiros vinculados ao Contrato de Concessão nº 04/2010, por serem estes a única
Unidade Geradora de Caixa – UGC. O valor recuperável da UGC foi determinado com base
no fluxo de caixa projetado até o final da concessão, descontado pelo Custo Médio Ponderado de Capital adotado. As principais permissas adotadas foram: • Custo Médio Ponderado de Capital: 6,52% a.a. • Receitas: receitas existentes e os acréscimos previstos
referentes às receitas dos ativos ainda em implantação. • Custos e Despesas: Projetadas
com base nos custos e despesas existentes, acrescidas daquelas referentes aos ativos
ainda em implantação. • Período do Fluxo de Caixa: até julho de 2040, encerramento da concessão. • Não foram considerados os efeitos dos R$ 101.000 mil registrados como crédito
de acionista – Chesf (passivo não circulante), em função das indefinições, à época da realização do teste de impairment, com relação aos procedimentos e destinações que serão
dadas a esse crédito. Os estudos indicaram a necessidade de proceder ao ajuste no valor
registrado no Ativo Financeiro da Concessão, com uma redução de R$ 86.818 mil. 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.
31.12.2016
31.12.2015
Em Serviço:
- Terrenos
3.936
3.936
- Edificações, obras civis e benfeitorias
20.098
20.098
- Máquinas e equipamentos
327.400
327.400
- Móveis e utensílios
651
651
- Intangíveis (softwares)
10
10
352.095
352.095
Em Curso:
- Remuneração (nota 4a)
92.273
66.355
94.376
- Outros
2.103
(494)
65.861
446.471
417.956
- Amortização
(48.434)
(22.756)
398.037
395.200
Ajuste para redução ao
valor recuperável (impearment)
(86.818)
311.219
395.200
31.12.2016
31.12.2015
Circulante
10.943
4.353
Não Circulante
300.276
390.847
311.219
395.200
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.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. 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.
9. Tributos e contribuições sociais
31.12.2015
31.12.2016
Circulante
Obrigações tributárias
IR da Pessoa Jurídica – IRPJ Diferido
41
Contribuição Social sobre
o Lucro Líquido – CSLL Diferida
PIS
447
COFINS
2.088
Imposto de renda retido na fonte – serviços
4
PIS/COFINS/CSLL retidos
36
ISS retido – Pessoa Jurídica
12
2.628
Obrigações sociais
INSS
76
FGTS
9
85
2.713
Não
circulante
Não
Circulante circulante
12.327
-
11.918
4.879
17.206
307
1.403
9
40
12
1.771
4.290
16.208
17.206
102
7
109
1.880
16.208
O imposto de renda e a contribuição social diferidos são calculados sobre as correspondentes diferenças temporárias entre as bases de cálculo do imposto sobre ativos e passivos e os valores contábeis. As alíquotas desses tributos, definidas atualmente para
determinação desses créditos diferidos são de (i) para o imposto de renda, 25% com redução de 75% do valor devido em face do benefício do Lucro da Exploração para o imposto
de renda e (ii) de 9% para a contribuição social. Em 2015 com as alterações constantes na
Lei n° 12.973/2014, os valores apurados anteriormente de despesa com IRPJ e CSLL diferidos foram recalculados, de acordo com os artigos 83 e 150 da Instrução Normativa
1.515/2014.
10. Empréstimos e financiamentos
31.12.2015
31.12.2016
Não
Não
Circulante circulante Circulante circulante
• Banco do Nordeste do Brasil S/A (9.1)
2.496
53.221
2.429
55.575
• Banco do Nordeste do Brasil S/A (9.2)
707
107.088
2.050
107.374
3.203
160.309
4.479
162.949
Ano XCIV • NÀ 77 - 63
10.1 – 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. 10.2 – 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.
11. Encargos setoriais
31.12.2016
31.12.2015
Quota da Reserva Global de Reversão – RGR
1.343
1.087
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D
486
226
Fundo Nacional de Desenv. Ciência e Tecnologia – FNDCT
48
14
MME – Ministério das Minas e Energia
24
7
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE
41
1.942
1.334
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. Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Criada pela Lei no 10.438, de
26.04.2002 (Resolução ANEEL no. 42, de 31.01.2003), tem por objetivo promover o desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas de energia, nas áreas atendidas pelos Sistemas Elétricos Interligados e
promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo território nacional. Os
valores a serem pagos são definidos pela ANEEL. 12. 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, constitui provisão para o processo, classificado na condição de perda provável, com o objetivo de evidenciar o suporte ao risco de eventual decisão desfavorável. 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 2016 e 2015
está representado por ações ordinárias sem valor nominal e está assim composto:
Composição acionária:
Quantidade de ações (mil) - Integralizadas
31.12.2015
31.12.2014
% capital
ATP Engenharia Ltda.
61.193
61.193
51
Companhia Hidro Elétrica do
São Francisco – Chesf
58.793
58.793
49
119.986
119.986
100
15. Receita operacional líquida
31.12.2016 31.12.2015
Receita operacional bruta:
Receita de implantação de infraestrutura
2.507
18.392
Receita de operação e manutenção
10.854
11.941
Remuneração dos ativos da concessão
25.918
9.716
Outras receitas
4.079
39.279
44.128
Tributos diretos e taxas regulamentares:
(-) PIS
(648)
(728)
(-) COFINS
(2.985)
(3.352)
(-) Quota para a Reserva Global de Reversão – RGR
(1.880)
(827)
(-) CDE - Conta de Desenvolvimento Energético
(3.596)
(54)
(-) PROINFA
(3.213)
(18)
(-) TFSEE - Taxa de Fiscalização do Serviço de Energia Elétrica
(113)
(73)
(-) Pesquisa e Desenvolvimento – P&D
(166)
(110)
(-) FNDCT - Fundo Nacional de Desenvol. Ciência e Tecnologia
(166)
(110)
(-) MME - Ministério das Minas e Energia
(83)
(55)
(12.850)
(5.327)
Receita Operacional Líquida
26.429
38.801
16. Receitas (despesas) financeiras
31.12.2016 31.12.2015
Receitas
Renda de aplicações financeiras
1.828
2.522
Descontos obtidos
1.331
1.514
Atualização de créditos fiscais
189
Outras receitas financeiras
16
1
3.364
4.037
Despesas
Encargos de financiamentos
(8.449)
(8.708)
Outros encargos
(332)
(190)
PIS e COFINS sobre receitas financeiras
(156)
(88)
Variação monetária encargo setorial (P&D)
(95)
Despesas bancárias
(32)
(21)
(9.064)
(9.007)
(5.700)
(4.970)
continua...