DOEPE 30/04/2019 - Pág. 37 - Poder Executivo - Diário Oficial do Estado de Pernambuco

Poder Executivo ● 30/04/2019 ● Diário Oficial do Estado de Pernambuco

Recife, 30 de abril de 2019

Diário Oficial do Estado de Pernambuco - Poder Executivo

Ano XCVI • NÀ 80 - 37

TRANSMISSORA DELMIRO GOUVEIA S.A. – TDG
RELATÓRIO ANUAL DA ADMINISTRAÇÃO:
Mensagem da Administração: A Administração da TDG – Transmissora Delmiro Gouveia S.A., em atendimento às disposições legais e estatutárias pertinentes, apresenta este Relatório Anual da Administração e as Demonstrações Contábeis da Companhia referentes ao
exercício de 2018, acompanhados do parecer dos auditores independentes. Toda a documentação relativa às contas ora apresentadas está à disposição dos senhores acionistas na sede da Companhia. A Companhia: A TDG - Transmissora Delmiro Gouveia S.A., sociedade criada em 12 de janeiro de 2010, tem como objeto social principal, a construção, implantação, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Interligado Nacional, incluindo os serviços de apoio e administrativos,
programações, medições e demais serviços necessários à transmissão de energia elétrica. Por meio do Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 004/2010/ANEEL, datado de 12 de julho de 2010, celebrado com a União, por intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), foi outorgada à Companhia, a concessão de serviço de transmissão de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, que consiste na implantação, manutenção e operação de instalações de transmissão compostas pela
Linha de Transmissão em 230 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 36 km, entre as subestações São Luís II e São Luís III, no Estado do Maranhão, pela Subestação Pecém II, 500/230 kV – 3.600 MVA e Subestação Aquiraz II, 230/69 kV – 450 MVA localizadas
no Estado do Ceará. São também de responsabilidade da TDG a implantação dos trechos de Linha de Transmissão em 500KV compreendidos entre o ponto de seccionamento da LT Sobral III/Fortaleza II C1 e C2 e a Subestação de Pecém II, e dos trechos de Linha de Transmissão em 230 kV compreendidos entre o ponto de seccionamento da LT Banabuiú/Fortaleza e a Subestação de Aquiraz. Composição Acionária: O Capital Social da Companhia, no montante de R$ 119.986 mil, é representado por 119.986 mil ações ordinárias nominativas, todas sem valor nominal. Deste total, 51% pertencem à ATP Engenharia Ltda e 49% à Chesf – Companhia Hidro Elétrica do São Francisco. Governança Corporativa. Administração: A Companhia é administrada por um Conselho de Administração e por uma Diretoria.
A Diretoria é constituída por dois diretores, eleitos pelo Conselho de Administração, com mandatos de três anos, podendo ser reeleitos. O Conselho de Administração é formado por cinco membros titulares e dois suplentes. Investimentos : Os investimentos na TDG, previstos quando da assinatura do Contrato de Concessão já foram praticamente todos concluídos. Desses ainda restam por concluir os investimentos na LT São Luís II/São Luís III, e suas respectivas entradas de linha nas SE São Luís II e São Luís III, no Estado do Maranhão.
Ainda não foram concluídos os investimentos correspondentes à implantação do 4º Transformador, 230/69 kV, 450 MVA, 2º Transformador de Aterramento 69kV, 10 ohms/fase e ampliação do Módulo Geral na SE Aquiraz II, autorizados pela ANEEL através da Resolução Autorizativa nº 4.877, de 14 de outubro de 2014. Desempenho Econômico-Financeiro: Empresa vem aplicando as mudanças nas praticas contábeis adotadas no Brasil introduzidas pelos pronunciamentos técnicos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC,
estando alinhado às Normas Internacionais de Contabilidade (IFRS) emitidas pelo IASB – (International Accounting Standard Board) com vigência para os exercícios sociais iniciados a partir de 1º de janeiro de 2011. No exercício foi registrada uma receita bruta de R$ 49,80
milhões e uma receita líquida de R$ 42,2 milhões. Os custos e despesas operacionais foram de R$ 13,6 milhões, o que proporcionou um resultado bruto de R$ 23,14 milhões. As receitas e despesas financeiras foram de R$ 5,5 milhões e o Imposto de Renda e Contribuição
Social sobre o Lucro Líquido apurados foram de R$ 4,9 milhões, resultando no lucro líquido de R$ 18,2 milhões. Finalizando, a Administração da Companhia está à disposição para prestar eventuais esclarecimentos adicionais. A Diretoria: Conselho de Administração: Adriano
Soares da Costa; Alfredo José Bezerra Leite; Armando José Pereira de Barros; Helder Rocha Falcão; Henrique Collier Perrusi Alves ; José Theodózio Netto; Rodrigo Lopes Theodózio. Diretoria: Antonio Lopes de Moraes Junior; Bernardo Feldman Neto. Contadora: Roberta
de Souza Leão - CRC-PE-017447/0-4
BALANÇO PATRIMONIAL EM 31 DE DEZ. DE 2018 E 2017 - (Em milhares de reais)
Nota
Explicativa 31.12.2018 31.12.2017
ATIVO
ATIVO CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa
4.3 e 5
33.186
21.211
Contas a receber
4.4 e 6
3.249
3.060
Serviços em curso
371
Devedores diversos
368
78
Tributos e contribuições sociais a compensar
4.9 e 7
5.633
5.457
Concessão do serviço público (Ativo Financeiro)
4.1 e 8
15.452
Concessão do serviço público (Ativo Contratual)
4.1 e 8
22.317
Despesas antecipadas
464
419
65.217
46.048
ATIVO NÃO CIRCULANTE
Concessão do serviço público (Ativo Financeiro)
4.1 e 8
302.118
Concessão do serviço público (Ativo Contratual)
4.1 e 8
344.335
Depósitos judiciais
8.338
9.198
Ativo imobilizado
4.6
101
124
352.774
311.440
TOTAL DO ATIVO
417.991
357.488
PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO
PASSIVO CIRCULANTE
Fornecedores
522
460
Folha de pagamento
72
52
Tributos e contribuições sociais
4.9 e 9
498
449
Empréstimos e financiamentos
10
3.711
3.301
Provisões de férias e respectivos encargos sociais
137
127
Encargos setoriais
11
651
1.190
Provisão para litígio
12
16.490
15.822
Outros créditos
646
641
22.727
22.042
PASSIVO NÃO CIRCULANTE
Empréstimos e financiamentos
10
154.694
157.501
Crédito de acionista – Chesf
13
101.000
101.000
Tributos e contribuições sociais
4.9 e 9
110.819
23.192
366.513
281.693
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital social
14
119.986
119.986
Prejuízos acumulados
(91.235)
(66.233)
28.751
53.753
TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO
417.991
357.488

DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO DO EXERCÍCIO FINDO
EM 31 DE DEZEMBRO DE 2018 E 2017
(Em mil|hares de reais)
Nota
Explicativa 31.12.2018 31.12.2017
Receita operacional líquida

15

Custos dos serviços
Custos de operação
Custos de construção

16

Lucro bruto
Despesas administrativas
Lucro operacional
Receitas (despesas) financeiras
Resultado antes da tributação
Imposto de Renda e Contribuição Social
- Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
- Imposto de Renda da Pessoal Jurídica
- Incentivo Fiscal limitado ao valor
do IRPJ Corrente
- Imposto de Renda e Contribuição Diferidos

Lucro líquido do exercício
Lucro por lote de mil ações – R$

17

42.257

35.348

7.009
619
7.628

10.173
1.778
11.951

34.629
(5.994)
28.635
(5.495)
23.140

23.397
(4.620)
18.777
(5.460)
13.317

(744)
(2.041)

(401)
(1.089)

1.898
(3.977)
(4.864)

945
(2.890)
(3.435)

18.276
0,15

9.882
0,08

4.8, 7 e 9

DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO
DO EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2018 E 2017
(Em milhares de reais)
CAPITAL
(PREJUÍZOS)
ACUMULADOS
SOCIAL
Saldos em 31 de dezembro de 2016
119.986
(76.115)
Lucro líquido do exercício
9.882
Saldos em 31 de dezembro de 2017
119.986
(66.233)
Adoção CPC 47, efeito em 01 de janeiro
de 2018 (Nota 8)
(43.278)
Lucro líquido do exercício
18.276
Saldos em 31 de dezembro de 2018
119.986
(91.235)

TOTAL
43.871
9.882
53.753
(43.278)
18.276
28.751

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2018 E 2017(Valores expressos em milhares de Reais)
1. Informações gerais: A TDG – Transmissora Delmiro Gouveia S.A. foi constituída em
12 de janeiro de 2010 com o propósito específico de exploração da concessão do serviço
público de transmissão de energia elétrica, tendo como objeto social a construção, implantação, operação e manutenção de instalações de transmissão de energia elétrica da
Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, constituídas pela LT São Luís II/São Luís III,
em 230 kV, das respectivas Entradas de Linha na SE São Luís II e São Luís III, todas no
estado do Maranhão; pela SE Pecém, 500 kV; e pela SE Aquiraz, 230 kV, ambas no estado do Ceará. Por se tratar de uma concessionária de serviço público de transmissão de
energia elétrica, suas atividades são regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. Em 06.10.2013, a Companhia iniciou sua operação comercial com a energização da Subestação de Pecém e, em 10.12.2013, com a Subestação
de Aquiraz, ambas no estado do Ceará, e seus respectivos trechos de linhas de transmissão. A LT São Luís II/São Luís III, no estado do Maranhão, tem energização prevista para
Abril de 2020. A subestação Aquiraz II está sendo ampliada com a instalação do 4º transformador trifásico e do 2º transformador de aterramento, investimentos autorizados pela
ANEEL através da Resolução Autorizativa n° 4.877, de 14 de outubro de 2014. A conclusão está prevista para Setembro de 2020. A emissão das demonstrações contábeis foi autorizada pela Administração em 29 de março de 2019. 2. Concessões: Pelo Contrato de
Concessão n° 04/2010, de 12 de julho de 2010, foi outorgada à Companhia pela União, por
intermédio da ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, a concessão de serviço de
transmissão de energia elétrica, pelo prazo de 30 anos, que consiste na implantação, manutenção e operação de instalações de transmissão, assim compostas: Subestações
energizadas: • Subestação Pecém II 500/230 kV, 3.600 MVA, localizada no estado do
Ceará; e • Subestação Aquiraz II, em 230/69 kV, 450 MVA, localizada no estado do Ceará.
Subestações com previsão de energização para Abril de 2020: • Entradas de Linhas
nas SE São Luís II e São Luís III, em 230 kV, localizada no estado do Maranhão. Linhas
de Transmissão energizadas: • Trechos de Linha de Transmissão em 500 kV, em dois circuitos simples, entre a SE Pecém II e os pontos de seccionamento das LT Sobral III/Fortaleza II, no estado do Ceará. • Trechos de Linha de Transmissão em 230 kV, em circuito
simples, entre a SE Aquiraz II e o ponto de seccionamento da LT Banabuiu/Fortaleza, no
estado do Ceará. Linhas de Transmissão com previsão de energização para Abril de
2020: • LT São Luis II/São Luis III, em 230 kV, segundo circuito, circuito simples, com extensão aproximada de 36 km, entre as Subestações São Luís II e São Luis III, no estado
do Maranhão. A Receita Anual Permitida - RAP da TDG é reajustada anualmente, a partir
de 01 de julho de cada ano, pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor
Amplo - IPCA verificada nos 12 meses anteriores, conforme estipulado no Contrato de
Concessão n° 004/2010. Entretanto, a cada cinco anos a ANEEL promove uma revisão da
Receita Anual Permitida – RAP com bases em parâmetros também estabelecidos no Contrato de Concessão. A receita é recebida mensalmente, em duodécimos da RAP, após a
entrada integral em operação comercial das instalações e reajustada anualmente, no mês
de julho de cada exercício, pela variação acumulada do Índice de Preço ao Consumidor
Amplo – IPCA. As LT São Luís II/São Luís III, e as Entradas de Linha correspondentes nas
SE São Luís II/São Luís III, ainda estão em fase de construção. 3. Apresentação das demonstrações contábeis. a) Base de preparação: As demonstrações contábeis foram
preparadas em conformidade às normas internacionais de contabilidade (“IFRS” – International Financial Reporting Standards), emitidas pelo International Accounting Standard
Boards – IASB, e as práticas contábeis adotadas no Brasil. As práticas contábeis adotadas compreendem aquelas incluídas na legislação contábil brasileira e os pronunciamentos técnicos, as orientações e as interpretações técnicas, emitidos pelo Comitê de
Pronunciamentos Contábeis – CPC e aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários –
CVM. A Companhia também se utiliza das orientações contidas no Manual de Contabili-

dade do Setor Elétrico Brasileiro e das normas da Agência Nacional de Energia Elétrica –
ANEEL, quando estas não são conflitantes com as práticas contábeis adotadas no Brasil
e/ou com as práticas contábeis internacionais. As principais práticas contábeis adotadas
estão descritas na nota explicativa 4. Normas, alterações e interpretações: As normas
CPC 47 – Receitas de contratos com clientes e CPC 48 – Instrumentos financeiros foram
adotadas pela primeira vez para o exercício em 1° de janeiro de 2018 e os impactos dessa
adoção estão demonstrados na sequência das Notas Explicativas. b) Base de mensuração: As demonstrações contábeis foram preparadas com base no custo histórico, exceto
se indicado de outra forma. c) Moeda funcional e moeda de apresentação: Estas demonstrações contábeis são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia. Todas as informações financeiras são apresentadas em milhares de Reais. d) Uso
de estimativas e julgamento: A preparação das demonstrações contábeis de acordo com
as práticas contábeis adotadas no Brasil e as IFRSs exige que a Administração faça julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem
divergir dessas estimativas. Estimativas e premissas são revisadas de forma contínua. Alterações nas estimativas contábeis são reconhecidas no exercício em que as estimativas
são revisadas e em quaisquer exercícios futuros afetados. As principais áreas que envolvem essas estimativas e premissas são: (i) critério de apuração e remuneração do ativo
contratual; (ii) análise de risco de crédito para determinação da provisão para perdas esperadas de créditos de liquidação duvidosa; (iii) definição do valor justo através de técnicas de avaliação, incluindo o método do fluxo de caixa descontado, para ativos e passivos
financeiros não obtidos em mercados ativos; (iv) reconhecimento de provisões para riscos
fiscais, cíveis, trabalhistas e regulatórios, por meio de avaliação de probabilidade de perda
que inclui avaliação das evidências disponíveis, as jurisprudências disponíveis, bem como
a avaliação dos assessores jurídicos. 4. Principais políticas contábeis. 4.1 – Contrato
de Concessão de Serviços Públicos – Ativo Contratual: Os Contratos de Concessão
de Serviços Públicos de Energia Elétrica celebrados com a União (Poder Concedente –
Outorgante) regulamentam a exploração dos serviços públicos de transmissão de energia.
De acordo com o Contrato, a Companhia é responsável por transportar a energia dos centros de geração até os pontos de distribuição tendo, por conseguinte, como obrigação de
desempenho manter e operar a infraestrutura de transmissão, mantendo-a disponível para
os usuários e, em contrapartida, recebe uma remuneração denominada RAP – Receita
Anual Permitida, durante a vigência do Contrato de Concessão. Esses recebimentos amortizam os investimentos feitos na infraestrutura. Eventuais investimentos não amortizados
geram o direito de indenização do Poder Concedente, que recebe toda infraestrutura de
transmissão ao final do Contrato de Concessão. A infraestrutura construída, ampliada, reforçada ou melhorada pelo operador não é registrada como ativo imobilizado do próprio
operador porque o contrato de concessão não transfere à concessionária o direito de controle do uso da infraestrutura de serviços públicos. É prevista apenas a cessão de posse
desses bens para realização dos serviços públicos, sendo revertidos ao Poder Concedente no vencimento do respectivo contrato. Até 31 de dezembro de 2017, a infraestrutura de transmissão era classificada como Ativo Financeiro sob o escopo do ICPC 01 /
IFRIC 12 e mensurada ao custo amortizado. Eram contabilizadas receitas de construção
e de operação com margem zero, além de receita de remuneração da infraestrutura com
base na TIR – Taxa Interna de Retorno de cada projeto, juntamente com a variação do
IPCA. Com a entrada em vigor do CPC 47 / IFRS 15, em 01.01.2018, o direito à contraprestação por bens e serviços condicionada ao cumprimento de obrigações de desempenho, enquadram a Companhia nessa norma. Com isso, as contraprestações passam a ser
classificadas como um Ativo Contratual. As receitas relativas à infraestrutura de transmissão passam a ser mensuradas da seguinte forma: • Receita de implantação da infraes-

DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA - DO EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2018 E 2017 (Em milhares de reais)
31.12.2018 31.12.2017
Atividades operacionais
Lucro líquido do exercício
18.276
9.882
Ajustes para conciliar o lucro do exercício com recursos
provenientes de atividades operacionais:
- Ajuste por redução ao valor recuperável de ativos
1.278
3.176
- Depreciações e amortizações
23
23
19.577
13.081
Redução (Aumento) nos ativos operacionais
Contas a receber
(189)
92
Serviços em curso
371
(286)
Devedores diversos
(290)
(7)
Tributos e contribuições sociais a compensar
(176)
304
Despesas antecipadas
(45)
(73)
Depósitos judiciais
860
(79)
531
(49)
Aumento / (Redução) nos passivos operacionais
Fornecedores
62
(277)
Folha de pagamento
20
9
Tributos e contribuições sociais
5.375
3.722
Provisões para férias e respectivos encargos sociais
10
(76)
Encargos setoriais
(539)
(752)
Provisão para litígio
668
427
Outros créditos
5
530
5.601
3.583
Caixa oriundo de atividades operacionais
25.709
16.615
Atividades de financiamento
Empréstimos e financiamentos
(2.397)
(2.710)
Total de ingresso de recursos
23.312
13.905
Atividades de investimentos
Concessão do serviço público (ativo financeiro)
(9.527)
Concessão do serviço público (ativo contratual)
(11.337)
(11.337)
(9.527)
Variação líquida de caixa e equivalentes
11.975
4.378
Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa
21.211
16.833
Saldo final de caixa e equivalentes de caixa
33.186
21.211
Variação líquida no caixa
11.975
4.378
DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE
DEZEMBRO DE 2018 E 2017 (Em milhares de reais)
Receitas
Receita operacional
49.800
41.082
(-) Tributos diretos
(4.606)
(3.800)
45.194
37.282
Insumos adquiridos de terceiros
Custo de construção
(619)
(1.777)
Serviços de terceiros
(6.066)
(6.559)
Provisão para litígio
(668)
(427)
Ajuste por redução ao valor recuperável de ativos
(1.278)
(3.176)
Outros custos operacionais
(2.048)
(1.818)
(10.679)
(13.757)
Valor adicionado bruto
34.515
23.525
Valor adicionado recebido em transferência (receitas financeiras)
2.677
3.019
Valor adicionado total a distribuir
37.192
26.544
Distribuição do valor adicionado
Colaboradores
2.943
2.814
Tributos
4.864
3.435
Encargos setoriais
2.937
1.934
Remuneração de capital de terceiros (despesas financeiras)
8.172
8.479
Remuneração de capitais próprios - Lucro do exercício
18.276
9.882
37.192
26.544
trutura (Receita de Construção): Tem por base a parcela da RAP destinada ao investimento
do ativo, que considera a margem de construção de acordo com as projeções iniciais do projeto. Toda a margem de construção é reconhecida durante a obra e variações positivas ou negativas ao custo de construção são alocadas de imediato ao Resultado. Para essa estimativa,
a Companhia utilizou modelo que apura o custo de financiar o cliente (no caso, o Poder Concedente). A taxa definida para o valor presente líquido da margem de construção (e de operação) é definida no momento inicial do projeto e não sofre alterações posteriores, sendo
apurada de acordo com o risco de crédito do cliente e prazo de financiamento. • Receita de
operação e manutenção: Reconhecimento da receita de operação e manutenção decorrente dos custos incorridos para cumprir as obrigações de performance previstas no Contrato de Concessão, após o término da fase da construção. O valor da receita pode ser
mensurado com segurança, e os benefícios são atingidos para as atividades de transmissão
de energia, uma vez que, na atividade, a receita prevista no contrato de concessão, a RAP,
é realizada (auferida/recebida) pela disponibilização das instalações do sistema de transmissão e não depende da utilização da infraestrutura pelos usuários do sistema. • Remuneração dos ativos da concessão: Reconhecimento de receita de remuneração financeira,
a partir da entrada em operação, sob a rubrica “remuneração do ativo contratual”, utilizando
a taxa de desconto definida no início de cada projeto. A infraestrutura recebida ou construída
da atividade de transmissão é recuperada através de dois fluxos de caixa, a saber: (i) parte,
através de valores garantidos pela Receita Anual Permitida - RAP (emissão do faturamento
mensal) durante o prazo da concessão. Os valores da RAP (garantida) são determinados
pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, conforme contrato, e recebidos dos participantes de setor elétrico por ela designados pelo uso da rede de transmissão disponibilizada; 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 aos bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados,
que tenham sido realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do serviço
concedido. 4.2 – Instrumentos financeiros: Ativos e passivos financeiros são reconhecidos
inicialmente na data em que são originados ou na data da negociação em que a Companhia
se torna uma das partes das disposições contratuais do instrumento. a) Ativos financeiros
A Companhia reconhece os recebíveis inicialmente na data em que foram originados. Os ativos financeiros incluem caixa e equivalentes de caixa, contas a receber de clientes, títulos e
continua...