DOEPE 16/04/2021 - Pág. 37 - Poder Executivo - Diário Oficial do Estado de Pernambuco
Recife, 16 de abril de 2021
Diário Oficial do Estado de Pernambuco - Poder Executivo
Ano XCVIII • NÀ 73 - 37
...Continuação - Companhia Hidro Eléttrica do São Francisco - CNPJ 33.541.368/0001-16 - Companhia Aberta
b) Caixa e equivalentes de caixa
4.20.7. Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
Caixa e equivalentes de caixa incluem saldos de caixa, depósitos bancários à vista e as aplicações financeiras com liquidez imediata, Criada pela Lei nº 10.438/2002, com a finalidade de prover recursos para: i) o desenvolvimento energético dos Estados; ii) a competitiou seja, prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e que estão sujeitas a um insignificante risco de mudança de vidade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral, nas áreas
valor.
atendidas pelos sistemas elétricos interligados; iii) promover a universalização do serviço público de energia elétrica em todo o território nacional. Os recursos são provenientes: (i) dos pagamentos anuais realizados a título de Uso de Bem Público – UBP, estabelecidos
c) Contas a receber de clientes
nas concessões de geração; (ii) multas aplicadas pela Aneel; e (iii) dos pagamentos de cotas anuais por parte de todos os agentes que
comercializam energia elétrica com o consumidor final no Sistema Interligado Nacional - SIN, com base nos valores da CCC dos sisteAs contas a receber de clientes, são decorrentes da venda de energia, da disponibilização do sistema de transmissão, de serviços pres- mas interligados referentes ao ano de 2001, atualizados anualmente pelo crescimento do mercado e pelo IPCA. A partir do exercício de
tados, acréscimos moratórios e outros, até o encerramento do exercício, contabilizados com base no regime de competência e ajusta- 2013, como um dos instrumentos para viabilizar a redução na conta de energia, essa contribuição foi reduzida para 25% da taxa vigente.
dos a valor presente.
4.20.8. Pesquisa e Desenvolvimento - P&D
A provisão para créditos de liquidação duvidosa é constituída em montante considerado suficiente pela Administração para cobrir eventuais perdas na realização dessas contas a receber.
Criado pela Lei nº 9.991/2000, o programa de P&D estabelece que as concessionárias e permissionárias do serviço público de geração
e transmissão de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 1% (um por cento) de sua receita
d) Títulos e valores mobiliários
operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do Setor Elétrico. Os recursos são destinados ao Ministério da Ciência e Tecnologia, Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT, ao Ministério de Minas e Energia e aos agentes, a serem
As aplicações financeiras em Letras do Tesouro Nacional – LTN e Notas do Tesouro Nacional - NTN, séries B e F, são mantidas para
aplicados em projetos aprovados pela Aneel. Estão envolvidos com a sua gestão os Ministérios da Ciência e Tecnologia e de Minas e
negociação em fundo de investimento exclusivo, conforme regulamentação em vigor. Os demais títulos e valores mobiliários, corresEnergia, como também a Aneel e os próprios agentes.
pondentes a menor parte, estão relacionados a Títulos da Dívida Agrária – TDA e Notas do Tesouro Nacional – NTN, série P, com vencimentos definidos, para os quais a Companhia tem a intenção de manter até o vencimento. São registrados pelo custo de aquisição
4.20.9. Taxa de Fiscalização do Serviço Público de Energia Elétrica – TFSEE
acrescido por juros e atualização monetária, com impactos no resultado e são ajustados ao valor provável de realização, quando aplicável.
Instituída pela Lei nº 9.427/1996, equivale a 0,5% do benefício econômico anual auferido pela concessionária, permissionária ou autorizada do Serviço Público de Energia Elétrica. Seu valor anual é estabelecido pela Aneel com a finalidade de constituir sua receita para
a cobertura do custeio de suas atividades. Para os segmentos de geração e de transmissão (produtores independentes, autoprodutoAs cauções e depósitos vinculados referem-se a garantias prestadas a instituições financeiras e em leilões de energia elétrica e depó- res, concessionários, permissionários) o valor é determinado no início de cada ano civil, e para os distribuidores, o cálculo se dá a cada
sitos judiciais vinculados a processos existentes nas esferas judicial e administrativa, estão registradas ao custo, acrescidos dos res- data de aniversário da concessão. Os valores estabelecidos em resolução são pagos mensalmente em duodécimos, e sua gestão é exercida pela Aneel.
pectivos rendimentos auferidos até a data do balanço.
e) Cauções e depósitos vinculados
f) Ativos indexados
4.20.10. Encargo de Energia de Reserva - EER
Os ativos indexados estão atualizados até a data do balanço, e os demais demonstrados ao custo, deduzidos de eventuais provisões Encargo cobrado de todos os usuários do Sistema Interligado Nacional - SIN, decorrente da comercialização da Energia de Reserva existente a partir do Decreto nº 6.353, de 16/01/2008, com objetivo de elevar a segurança no fornecimento de energia elétrica do SIN. Em
para perdas.
janeiro de 2009, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE passou a representar os agentes de consumo dessa energia e a responder pela centralização da relação contratual entre as partes (Contratos de Energia de Reserva - CER), pelo recolhimento
g) Contrato de concessão de serviços públicos
do encargo e gestão da Conta de Energia de Reserva - CONER. O encargo é apurado de acordo com as Regras de Comercialização
Ativo de contrato é um direito da Companhia à contraprestação em troca de bens ou serviços que a entidade transferiu ao cliente. Se a de Energia Elétrica, aprovadas por meio da Resolução Normativa da ANEEL nº 385/2009.
Companhia concluir o desempenho por meio da transferência de bens ou serviços ao cliente antes que o cliente pague a contraprestação, ou antes, que o pagamento seja devido, a Companhia deve apresentar o contrato como ativo de contrato, excluindo quaisquer va- 4.21. Reapresentação
lores apresentados como recebível. A Companhia deve avaliar um ativo de contrato quanto à redução ao valor recuperável de acordo
com o IFRS 9/CPC 48. A redução ao valor recuperável de ativo de contrato deve ser mensurada, apresentada e divulgada da mesma 4.21.1. Reapresentação da mensuração dos ativos de transmissão
forma que um ativo financeiro que esteja dentro do alcance do IFRS 9/CPC 48.
A Companhia, em decorrência das orientações dos Ofício SEP CVM 04/2020 e pelos fatos regulatórios após a revisão tarifária dos conh) Ajuste a Valor Presente
tratos renovados de transmissão, em especial aos ativos da RBSE, decidiu realizar a remensuração dos seus ativos de transmissão.
Como consequência houve a necessidade de reapresentação dos saldos destes ativos e seus reflexos na demonstração do resultado,
Os ativos e passivos decorrentes de operações de longo prazo e as de curto prazo quanto o efeito é considerado relevante em relação demonstração do fluxo de caixa, demonstração do valor adicionado, conforme prevê o CPC 23 – Políticas Contábeis, Mudanças de Esàs demonstrações financeiras, são ajustados a valor presente com base em taxas de desconto de mercado na data da transação.
timativas e Retificação de Erro.
i) Resultado
Aspectos da reapresentação:
É apurado pelo regime de competência e considera a constituição e a realização dos créditos fiscais no exercício e a redução do im- Ativos da RBSE
posto de renda com origem em incentivos fiscais Sudene, calculada com base no lucro da exploração (nota 44).
j) Receitas e despesas financeiras
As receitas e despesas financeiras são compostas principalmente de juros e variações monetárias decorrentes de aplicações financeiras, dos valores a receber - Lei nº 12.783/2013 e financiamentos e empréstimo, e são reconhecidas pelo regime de competência.
4.20. ASPECTOS ESPECÍFICOS DO SETOR ELÉTRICO
4.20.1 - Receita Anual Permitida – RAP
A Receita Anual Permitida - RAP definida no Contrato de Concessão do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica refere-se
ao valor autorizado pela Aneel, mediante resolução, a ser auferido pela Companhia pela disponibilização das instalações do seu Sistema de Transmissão. É composta pela parcela referente às instalações da Rede Básica mais as parcelas referentes às demais instalações de transmissão e conexões.
Em 11.09.2012 foi publicada a Medida Provisória nº579 convertida na Lei nº 12.783, a qual dispôs, dentre outros assuntos, sobre a prorrogação das concessões de transmissão alcançadas pela Lei nº 9.074/1995. A referida Lei 12.783/2013 facultou ao Poder Concedente
a antecipação dos efeitos dessas prorrogações e também definiu as diretrizes para o devido reconhecimento tarifário da parcela dos investimentos vinculados aos bens reversíveis dessas Concessionárias, segue citação da Lei 12.783.
“Art. 15. A tarifa ou receita de que trata esta Lei deverá considerar, quando houver, a parcela dos investimentos vinculados a bens
reversíveis, ainda não amortizados, não depreciados ou não indenizados pelo poder concedente, e será revisada periodicamente
na forma do contrato de concessão ou termo aditivo.
...
§ 2º Fica o poder concedente autorizado a pagar, na forma de regulamento, para as concessionárias que optarem pela prorrogação prevista nesta Lei, nas concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo § 5º do art. 17 da Lei nº 9.074, de 1995,
o valor relativo aos ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de 2000, registrados pela concessionária e reconhecidos pela Aneel”.
Para regulamentar e operacionalizar esse pagamento, o Ministério de Minas e Energia emitiu a Portaria MME nº 120 na qual definiu que
De acordo com o primeiro termo aditivo ao Contrato de Concessão nº 061/2001, a RAP desse contrato será reajustada pelo IPCA, em
os valores referentes aos ativos previstos no mencionado art. 15, § 2º, da Lei 12.783/2013 passariam a compor a Base de Remunerasubstituição ao IGP-M, e passará por revisões tarifárias a cada 5 anos, alterando a determinação anterior, vigente até a prorrogação da
ção Regulatória (“BRR”) das Concessionárias de Transmissão de Energia e que o custo de capital não incorporado desde as prorrogasua concessão, que previa revisões tarifárias a cada 4 anos.
ções dessas concessões deveria ser atualizado e remunerado pelo custo do capital próprio (parâmetro Ke):
Nas novas concessões, obtidas em Leilões Públicos de Transmissão, a receita corresponderá ao valor indicado nos lances, sendo fixa
e reajustada anualmente pelo IPCA ao longo do período de concessão e está sujeita, também, a revisões tarifárias a cada cinco anos,
durante os 30 anos da concessão.
“Art. 1º Determinar que os valores homologados pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL relativos aos ativos previstos
no art. 15, § 2º, da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, passem a compor a Base de Remuneração Regulatória das concessionárias de transmissão de energia elétrica e que o custo de capital seja adicionado às respectivas Receitas Anuais Permitidas.
4.20.2. Receita Anual de Geração - RAG
Homologada pela Aneel, corresponde à receita pela disponibilização da garantia física, em regime de cotas, de energia e de potência
de suas usinas, a ser paga em parcelas duodecimais e sujeita a ajustes por indisponibilidade ou desempenho de geração, excluído o
montante necessário à cobertura das despesas com as contribuições sociais ao Programa de Integração Social e ao Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PIS/Pasep), e com a Contribuição Social para o Financiamento da Seguridade Social (Cofins).
§ 1º O custo de capital correspondente aos ativos, de que trata o caput, será composto por parcelas de remuneração e depreciação, acrescidos dos devidos tributos, observada a legislação societária, e será reconhecido a partir do processo tarifário de 2017,
sendo reajustado e revisto conforme as regras previstas nos Contratos de Concessão.
§ 2º As parcelas de remuneração e depreciação serão definidas considerando as metodologias de Revisão Tarifária Periódica das
Receitas das Concessionárias Existentes, aprovadas pela ANEEL, e a Base de Remuneração Regulatória, definida no caput, será
depreciada considerando a vida útil residual dos ativos e atualizada pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA.
4.20.3. Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica
Representam o saldo de valores e/ou bens recebidos da União Federal e de Consumidores em geral, em parceria com a Companhia.
§ 3º O custo de capital não incorporado desde as prorrogações das concessões até o processo tarifário, estabelecido no § 1º, deverá ser atualizado e remunerado pelo custo do capital próprio, real, do segmento de transmissão definido pela ANEEL nas metodologias de Revisão Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes.
4.20.4. Reserva Global de Reversão - RGR
Encargo criado pelo Decreto nº 41.019, de 26/02/1957, tendo a sua vigência estendida até 2035, por intermédio da Lei nº 12.431, de
24/06/2011. Refere-se a um valor anual estabelecido pela Aneel, pago mensalmente em duodécimos pelas concessionárias, com a finalidade de prover recursos para reversão e/ou encampação do Serviço Público de Energia Elétrica, como também para financiar a expansão e a melhoria desse serviço. Seu valor anual equivale a 2,5% dos investimentos efetuados pela concessionária em ativos
vinculados à prestação do serviço de energia elétrica e limitado a 3,0% da sua receita anual. As concessões de Geração e Transmissão de energia elétrica prorrogada ou licitada nos termos da lei nº 12.783/2013, ficam desobrigadas, a partir de 01/01/2013, do recolhimento da cota anual da RGR.
§ 4º A partir do processo tarifário estabelecido no § 1º, o custo de capital será remunerado pelo Custo Ponderado Médio do Capital definido pela ANEEL, devendo ser incorporado a partir do referido processo, pelo prazo de oito anos.”
Em 20 de abril de 2016, o Ministério das Minas e Energia - MME publicou a Portaria nº 120 que regulamentou as condições de recebimento das remunerações relativas aos ativos de transmissão de energia elétrica existentes em 31 de maio de 2000, denominados instalações da Rede Básica Sistema Existente - RBSE e demais Instalações de Transmissão - RPC, não depreciados e não amortizados,
conforme parágrafo segundo do artigo 15 da Lei 12.783/2013.
A remuneração desses ativos se dará pela seguinte forma:
4.20.5. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - Proinfa
(i) pelo custo do capital correspondente aos ativos, composto por remuneração e depreciação acrescidos dos devidos tributos a partir
Instituído pela Lei nº 10.438/2002, em seu art. 3º, alterado pelo art. 9º da Lei nº 10.762/2003, e pelo artigo 2º da Lei nº 10.889/2004, tem do processo tarifário de 2017; sendo que a remuneração será dada através do Custo Médio Ponderado de Capital e a depreciação será́
o objetivo de aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica, privilegiando empreendedores paga em função da vida útil de cada ativo incorporado a Base de Remuneração Regulatória;
que não tenham vínculos societários com concessionárias de geração, transmissão, ou distribuição de energia elétrica, e visando, também, ao aumento da participação de agentes no Setor Elétrico.
(ii) o custo de capital não incorporado desde as prorrogações das concessões até o processo tarifário será́ atualizado e remunerado pelo
custo de capital próprio;
4.20.6. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH
A partir do processo tarifário de 2017 o custo de capital será remunerado pelo Custo Médio Ponderado de Capital pelo prazo de oito anos.
Criada pela Lei nº 7.990/1989, destina-se a compensar os municípios afetados pela perda de terras produtivas, ocasionada por inundação
de áreas na construção de reservatórios de usinas hidrelétricas. Do montante arrecadado mensalmente a título de compensação financeira, 45% destinam-se aos Estados, 45% aos Municípios, 3% ao Ministério do Meio Ambiente, 3% ao Ministério de Minas e Energia e
4% ao Ministério da Ciência e Tecnologia. O cálculo da CFURH baseia-se na geração efetiva das usinas hidrelétricas, de acordo com
a seguinte fórmula: CFURH = TAR x GH x 6,75%, onde TAR refere-se à Tarifa Atualizada de Referência, estabelecida anualmente pela
Aneel (em R$/MWh) e GH é o montante (em MWh) da geração mensal da usina hidrelétrica. Sua gestão está a cargo da Aneel. A partir da Lei nº 12.783/2013, a compensação financeira pela utilização de recursos hídricos relativa às usinas hidrelétricas que tiveram sua
concessão prorrogada, passou a ser recolhida pela Companhia e arrecadada das distribuidoras por meio de seu faturamento.
Em 30 de junho de 2016, considerando o cenário há época, a Companhia efetuou sua estimativa e registrou os efeitos da referida Portaria. Por se tratar na essência de uma indenização a ser incorporada na tarifa da concessão renovada, a classificação contábil inicial
foi realizada como ativo financeiro a custo amortizado.
Com a entrada em vigor em 01 de janeiro de 2018 do CPC 48 / IFRS 9 e suas alterações, a Companhia reavaliou seus ativos da RBSE
e considerando sua essência indenizatória permaneceu justificando a classificação de ativo financeiro a valor justo por não se enquadrar nos critérios de mensuração a custo amortizado.
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - continua...