TJMG 17/03/2015 - Pág. 46 - Caderno 2 - Publicações de Terceiros e Editais de Comarcas - Tribunal de Justiça do Estado de Minas Gerais
46 – terça-feira, 17 de Março de 2015
Publicações de Terceiros e Editais de Comarcas Minas Gerais - Caderno 2
BRASIL PCH S.A. - CNPJ 07.314.233/0001-08
raibuna, entre os Municípios de Levy Gasparian, no Rio de Janeiro, e Santana do Deserto, em
Minas Gerais. Tem capacidade instalada de 30MW e energia anual assegurada de 228,6 GWh,
com investimento total de R$143.101, e iniciou sua operação comercial em 8 de maio de 2008
e o término de sua autorização se dará em 5 de novembro de 2032. • Carangola Energia S.A.
(“Carangola”). A PCH está localizada no Rio Carangola, no Município de Carangola, em Minas
Gerais. Tem capacidade instalada de 15MW e energia anual assegurada de 83,8 GWh, com investimento total de R$61.198, e iniciou sua operação comercial em 24 de junho de 2008 e o
término de sua autorização se dará em 22 de dezembro de 2029. • Jataí Energética S.A. (“Jataí”).
A PCH está localizada no Rio Claro, no Município de Jataí, em Goiás. Tem capacidade instalada de 30MW e energia anual assegurada de 178,3 GWh, com investimento total de R$113.974,
e iniciou sua operação comercial em 29 de julho de 2008 e o término de sua autorização se dará
em 18 de dezembro de 2032. • Bonfante Energética S.A. (“Bonfante”). A PCH está localizada
no Rio Paraibuna, entre os Municípios de Levy Gasparian, no Rio de Janeiro, e Simão Pereira,
em Minas Gerais. Tem capacidade instalada de 19MW e energia anual assegurada de 118,0
GWh, com investimento total de R$90.763, e iniciou sua operação comercial em 1º de agosto
de 2008 e o término de sua autorização se dará em 27 de agosto de 2031. • Irara Energética S.A.
(“Irara”). A PCH está localizada no Rio Doce, no Município de Rio Verde, em Goiás. Tem capacidade instalada de 30MW e energia anual assegurada de 159,5 GWh, com investimento total
de R$118.894, e iniciou sua operação comercial em 5 de setembro de 2008 e o término de sua
autorização se dará em 24 de setembro de 2032. • Calheiros Energia S.A. (“Calheiros”). A PCH
está localizada no Rio Itabapoana, entre os Municípios de Bom Jesus do Itabapoana, no Rio de
Janeiro, e São José do Calçado, no Espírito Santo. Tem capacidade instalada de 19MW e energia anual assegurada de 95,6 GWh, com investimento total de R$76.836, e iniciou sua operação
comercial em 11 de setembro de 2008 e o término de sua autorização se dará em 13 de janeiro
de 2030. • Caparaó Energia S.A. (“Caparáo). A PCH está localizada no Rio Preto, entre os
Municípios de Caiana Feliz, em Minas Gerais, e Dores do Rio Preto, no Espírito Santo. Tem
capacidade instalada de 4,5MW e energia anual assegurada de 22,8 GWh, com investimento
total de R$24.444 e iniciou sua operação comercial em 30 de dezembro de 2008 e o término de
sua autorização se dará em 29 de dezembro de 2029. • Monte Serrat Energética S.A. (“Monte
Serrat”). A PCH está localizada no Rio Paraibuna, entre os Municípios de Levy Gasparian, no
Rio de Janeiro, e Simão Pereira, em Minas Gerais. Tem capacidade instalada de 25MW e energia anual assegurada de 160,1 GWh, com investimento total de R$132.690, e iniciou sua operação comercial em 12 de fevereiro de 2009 e o término de sua autorização se dará em 27 de
agosto de 2031. • São Simão Energia S.A. (“São Simão”). A PCH está localizada no Rio Itapemirim, no Município de Alegre, no Espírito Santo. Tem capacidade instalada de 27MW e energia anual assegurada de 133,1 GWh, com investimento total de R$105.342, e iniciou sua operação comercial em 16 de fevereiro de 2009 e o término de sua autorização se dará em 22 de
março de 2031. • São Pedro Energia S.A. (“São Pedro”). A PCH está localizada no Rio Jucu
Braço Norte, no Município de Domingos Martins, no Espírito Santo. Tem capacidade instalada
de 30MW e energia anual assegurada de 161,2 GWh, com investimento total de R$133.718, e
iniciou sua operação comercial em 16 de junho de 2009 e o término de sua autorização se dará
em 18 de novembro de 2033. • Retiro Velho Energética S.A. (“Retiro Velho”). A PCH está localizada no Rio da Prata, no Município de Aporé, em Goiás. Tem capacidade instalada de
18MW e energia anual assegurada de 115,2 GWh, com investimento total de R$109.641, e
iniciou sua operação comercial em 18 de junho de 2009 e o término de sua autorização se dará
em 12 de novembro de 2032. As informações sobre capacidade de licença instalada e em operação, energia anual assegurada e quilômetros de extensão, não foram examinadas pelos auditores independentes. Em 31 de dezembro de 2014, os números mostram no consolidado capital
circulante líquido negativo, no montante de R$163.057 (R$ 46.714 em 31 de dezembro de
2013). No entanto, a Administração entende que não existe risco de inadimplência, visto que
parte substancial dos passivos circulantes refere-se às obrigações contraídas junto a instituições
¿QDQFHLUDVGHFRUUHQWHVGHHPSUpVWLPRVH¿QDQFLDPHQWRVHMXQWRD(/(752%5$6GHFRUUHQWHGRDMXVWH05(VHQGRTXHHVWDVREULJDo}HVHVWmRDWXDOL]DGDVHUHÀHWHPDVREULJDo}HVSDUDRV
próximos 12 meses, enquanto os ativos circulantes demonstram somente as contas a receber
levantadas na data das demonstrações contábeis. A Administração prevê a geração de caixa
GHFRUUHQWHGDHQHUJLDDVVHJXUDGDSHOR352,1)$HPPRQWDQWHVX¿FLHQWHSDUDOLTXLGDUDVREULgações de curto prazo da Companhia e de suas controladas. 1.1. Mecanismo de Realocação de
Energia (“MRE”): As controladas possuem a totalidade da sua capacidade de geração hidrelétrica inserida no MRE, responsável por mitigar os riscos hidrológicos entre as usinas hidrelétricas que aderirem ao mesmo. Por força do PROINFA, todos os anos, sempre em setembro, as
controladas informam a sazonalização para a ELETROBRAS considerar no Plano Anual do
PROINFA do ano seguinte. As contabilizações são realizadas mensalmente pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e repassadas a ELETROBRAS, que, por sua vez,
repassa os seus efeitos às companhias do Grupo, no ano seguinte, em 12 parcelas, conforme
GH¿QLo}HVFRQWUDWXDLV3RUPHLRGR'HVSDFKR$1((/6(0QGHDVHPSUHVDVWLWXODUHVGHHPSUHHQGLPHQWRVLQFOXtGRVQR05(¿FDUDPDXWRUL]DGDVDUHYLVDUDVD]RQDOL]Dção dos montantes de garantia física para o exercício de 2013, até 15 de fevereiro de 2013.
Contudo, a revisão da sazonalização não foi solicitada pela ELETROBRAS às empresas do
Grupo. Os efeitos negativos da sazonalização ex-post informado pela ELETROBRAS em 31 de
dezembro de 2013 foi de R$13.781. Por meio da ABRAGEL, foi interposto recurso administrativo junto a ANEEL e a Administração acompanha o assunto junto à associação. O Grupo
considerou todos os impactos negativos nas suas demonstrações contábeis de 2013 e 2014.
Outro aspecto relevante consiste na aplicação do fator de ajuste das garantias físicas das usinas
pertencentes ao MRE. Devido a um regime hidrológico muito desfavorável, a redução da geração em relação as garantias físicas das usinas do grupo foram em média 33,9% em 2014, com
impacto já contabilizado pelo CCE até novembro de R$97.168, e o Grupo projeta o impacto
total de R$113.105 para o exercício de 2014, o qual foi provisionado conforme mencionado no
parágrafo anterior. 1.2. Revisão da Garantia Física: De acordo com o previsto na Portaria MME
463/2009, a partir do quadragésimo oitavo mês de operação comercial serão revisados anualmente e, em seguida, semestralmente, os montantes de garantia física dos empreendimentos que
apresentarem desempenho inferior às metas de geração líquida estabelecidas em 80% e 90%,
respectivamente. a) Aumento de garantia física: A empresa Jataí Energética S.A., através da
Portaria nº 38 de 13 de junho de 2012 do Ministério de Minas e Energia - MME, teve sua energia anual assegurada acrescida, fato que gerou aumento no volume de energia vendida ao
PROINFA a partir de 1º de janeiro de 2013 e o respectivo aumento nas receitas auferidas a
SDUWLUGDGDWDGHYLJrQFLDGDSRUWDULD(QWUHWDQWRDLQGD¿FRXSHQGHQWHGHDXWRUL]DomRGHIDWXUDmento no montante de R$407 (tarifa base 2015) que será realizado em 2015, referente aos meses
de junho, julho e agosto de 2012. b) Reduções de garantia física realizadas em 2014:
Garantia física antes da Garantia física após
,PSDFWR¿QDQFHLUR
revisão
a revisão
em 2015
(Não auditado)
(Não auditado)
Bonfante
13,48 MW
12,81 MW
(826)
Caparaó
2,61 MW
2,48 MW
(123)
Funil
13,12 MW
13,09 MW
(2.264)
c) Estimativa de revisão de garantia física para os próximos anos
,PSDFWR¿QDQFHLURHVSHUDGR
Ano
%
2016
2017
(Não auditado) (Não auditado)
Bonfante
2015
5
(2.793)
(2.164)
Caparaó
2015
5
(497)
(379)
São Pedro
2015
5
(2.227)
(1.485)
Retiro Velho
2015 e 2016
10
(2.600)
(2.229)
Monte Serrat
2015
10
(3.078)
(2.623)
Irara
2015 e 2016
10
(1.085)
(3.624)
Santa Fé
2016
5
(2.714)
São Simão
2016
5
(1.760)
1.3. Sinistros nas PCHs Bonfante e Monte Serrat: Os sinistros podem ser assim sumarizados: (i)
$XQLGDGHJHUDGRUDGD%RQIDQWH¿FRXLQGLVSRQtYHOQR¿QDOGHGHYLGRDYHUL¿FDomRGHGDnos no multiplicador de velocidade. Em abril de 2013, a unidade geradora retomou parcialmente
a produção, após reparos no multiplicador de velocidade. Em novembro de 2013, houve nova
interrupção da unidade em função da substituição de algumas peças, retomando a produção em
janeiro de 2014, entretanto, em seguida havendo nova paralisação para correção de vazamento
no circuito da unidade hidráulica de regulação - UHR, devidamente sanada em janeiro de 2014.
A controlada indireta recebeu adiantamentos da seguradora que montam em R$ 8.000. (ii) A
XQLGDGHJHUDGRUD,,GD0RQWH6HUUDW¿FRXLQGLVSRQtYHOQR¿QDOGHGHYLGRDYHUL¿FDo}HV
de danos na grade de proteção da unidade geradora II, sendo a produção retomada em fevereiro
de 2014. A controlada indireta recebeu adiantamento da seguradora no montante de R$ 900. Em
ambos os casos, os valores adiantados pela seguradora para cobrir os gastos já incorridos com os
sinistros foram registrados como redutores do custo de aquisição dos ativos em que ocorreram
RV VLQLVWURV $ DGPLQLVWUDomR HVWi DJXDUGDQGR D DQiOLVH ¿QDO SHOD VHJXUDGRUD VREUH R YDORU
total dos sinistros. Estima-se que os processos relativos aos sinistros se encerrem ao longo do
primeiro semestre de 2015. 2. Apresentação das demonstrações contábeis: 2.1. Declaração
de conformidade: As demonstrações contábeis da Companhia compreendem as demonstrações
contábeis consolidadas e individuais da controladora preparadas de acordo com as práticas
contábeis adotadas no Brasil. As práticas contábeis adotadas no Brasil compreendem aquelas
incluídas na legislação societária brasileira e os Pronunciamentos, as Orientações e as Interpretações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC e aprovadas pelo Conselho
Federal de Contabilidade (“CFC”) e pelas normas da Agência Nacional de Energia Elétrica
(“ANEEL”). 2.2. Bases de elaboração: As demonstrações contábeis foram elaboradas com base
QR FXVWR KLVWyULFR H[FHWR SRU GHWHUPLQDGRV LQVWUXPHQWRV ¿QDQFHLURV PHQVXUDGRV SHORV VHXV
valores justos, conforme descrito nas práticas contábeis a seguir. O custo histórico geralmente
é baseado no valor justo das contraprestações pagas em troca de ativos. Ativos e passivos são
FODVVL¿FDGRVFRQIRUPHVHXJUDXGHOLTXLGH]HH[LJLELOLGDGH2VPHVPRVVmRFODVVL¿FDGRVFRPR
circulantes quando provável que sua realização ou liquidação ocorra nos próximos doze meses.
Caso contrário, são demonstrados como não circulantes. Essas demonstrações contábeis são
DSUHVHQWDGDVHPUHDLVTXHpDPRHGDIXQFLRQDOGD&RPSDQKLD7RGDVDVLQIRUPDo}HV¿QDQFHLras apresentadas em milhares de reais foram arredondadas para o valor mais próximo, exceto
quando indicado de outra forma. 2.3. Base de consolidação e investimentos em controladas: As
demonstrações contábeis consolidadas incluem as demonstrações contábeis da Companhia e de
entidades controladas diretamente pela Companhia ou indiretamente através de suas controladas. O controle é obtido quando a Companhia: • tem poder sobre a investida; • está exposta,
ou tem direitos, a retornos variáveis decorrentes de seu envolvimento com a investida; • tem a
capacidade de usar esse poder para afetar seus retornos. A Companhia reavalia se retém ou não
o controle de uma investida se fatos e circunstâncias indicarem a ocorrência de alterações em
um ou mais de um dos três elementos de controle relacionados anteriormente. A consolidação
de uma controlada começa quando a Companhia obtém o controle sobre a controlada e termina
TXDQGRD&RPSDQKLDSHUGHRFRQWUROHVREUHDFRQWURODGD(VSHFL¿FDPHQWHDVUHFHLWDVHGHVSHsas de uma controlada adquirida ou alienada durante o exercício são incluídas na demonstração
do resultado e outros resultados abrangentes a partir da data em que a Companhia obtém o
controle até a data em que a Companhia deixa de controlar a controlada. O resultado e cada
componente de outros resultados abrangentes são atribuídos aos proprietários da Companhia
e às participações não controladoras. O resultado abrangente total das controladas é atribuído
aos proprietários da Companhia e às participações não controladoras, mesmo se isso gerar saldo
negativo para as participações não controladoras. Quando necessário, as demonstrações contábeis das controladas são ajustadas para adequar suas políticas contábeis àquelas estabelecidas
pelo Grupo. Todas as transações, saldos, receitas e despesas entre as empresas do Grupo são
eliminados integralmente nas demonstrações contábeis consolidadas. Nas demonstrações conWiEHLVLQGLYLGXDLVGD&RPSDQKLDDVLQIRUPDo}HV¿QDQFHLUDVGDVFRQWURODGDVGLUHWDVHLQGLUHWDV
são reconhecidas através do método de equivalência patrimonial. 3. Resumo das principais
práticas contábeis: As políticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de
maneira consistente a todos os exercícios apresentados nessas demonstrações contábeis. (a)
,QVWUXPHQWRV¿QDQFHLURV: 2VDWLYRVHSDVVLYRV¿QDQFHLURVVmRUHFRQKHFLGRVTXDQGRXPDHQtidade do Grupo for parte das disposições contratuais dos instrumentos. L $WLYRV¿QDQFHLURV
não derivativos: A Companhia e suas controladas reconhecem os empréstimos e recebíveis e
GHSyVLWRV LQLFLDOPHQWH QD GDWD HP TXH IRUDP RULJLQDGRV 7RGRV RV RXWURV DWLYRV ¿QDQFHLURV
(incluindo os ativos designados pelo valor justo por meio do resultado) são reconhecidos inicialmente na data da negociação na qual a Companhia se torna uma das partes das disposições
contratuais do instrumento. • Empréstimos e recebíveis: Empréstimos e recebíveis são ativos
¿QDQFHLURVFRPSDJDPHQWRV¿[RVRXFDOFXOiYHLVTXHQmRVmRFRWDGRVQRPHUFDGRDWLYR7DLV
ativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação
atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, os empréstimos e recebíveis são medidos pelo custo
amortizado através do método dos juros efetivos, decrescidos de qualquer perda por redução
ao valor recuperável. • Caixa e Equivalente de caixa: Caixa e equivalentes de caixa abrangem
VDOGRVGHFDL[DHLQYHVWLPHQWRV¿QDQFHLURVFRPYHQFLPHQWRRULJLQDOGHWUrVPHVHVRXPHQRV
DSDUWLUGDGDWDGDFRQWUDWDomRRVTXDLVVmRVXMHLWRVDXPULVFRLQVLJQL¿FDQWHGHDOWHUDomRQR
valor, e são utilizadas no pagamento das obrigações de curto prazo. LL 3DVVLYRV¿QDQFHLURV
não derivativos: $&RPSDQKLDHVXDVFRQWURODGDVUHFRQKHFHPSDVVLYRV¿QDQFHLURVLQLFLDOPHQWH
na data de negociação na qual a Companhia se torna uma parte das disposições contratuais do
LQVWUXPHQWR$&RPSDQKLDEDL[DXPSDVVLYR¿QDQFHLURTXDQGRWHPVXDVREULJDo}HVFRQWUDWXDLV
retirada ou cancelada. $&RPSDQKLDHVXDVFRQWURODGDVFODVVL¿FDPRVSDVVLYRV¿QDQFHLURVQmR
GHULYDWLYRVQDFDWHJRULDGHRXWURVSDVVLYRV¿QDQFHLURV7DLVSDVVLYRV¿QDQFHLURVVmRUHFRQKHcidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após
RUHFRQKHFLPHQWRLQLFLDOHVVHVSDVVLYRV¿QDQFHLURVVmRPHGLGRVSHORFXVWRDPRUWL]DGRDWUDYpV
GRPpWRGRGRVMXURVHIHWLYRV$&RPSDQKLDHVXDVFRQWURODGDVWHPRVVHJXLQWHVSDVVLYRV¿QDQFHLURVQmRGHULYDWLYRV ¿QDQFLDPHQWRVIRUQHFHGRUHVHRXWUDVFRQWDVDSDJDU(iii) Capital social
$o}HVRUGLQiULDVVmRFODVVL¿FDGDVFRPRSDWULP{QLROtTXLGR2VGLYLGHQGRVPtQLPRVREULJDWyULRVFRQIRUPHGH¿QLGRHPHVWDWXWRVmRUHFRQKHFLGRVFRPRSDVVLYR LY ,QVWUXPHQWRV¿QDQFHLros derivativos: 2 *UXSR SRVVXL LQVWUXPHQWRV ¿QDQFHLURV GHULYDWLYRV SDUD DGPLQLVWUDU D VXD
exposição à oscilação do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD nas compras de energia no
mercado de curto prazo, em decorrência dos ajustes do Mecanismo de Realocação de Energia
- MRE, contabilizados a valor justo através do resultado. A nota explicativa nº 9 inclui informao}HV PDLV GHWDOKDGDV VREUH RV LQVWUXPHQWRV ¿QDQFHLURV GHULYDWLYRV (b) Contas a receber de
clientes: As contas a receber de clientes são registradas pelo valor faturado menos os impostos
retidos na fonte, os quais são considerados créditos tributários, conforme legislação tributária
vigente. (c) Imobilizado: Registrado ao custo histórico de aquisição, formação ou construção
LQFOXVLYHMXURVHGHPDLVHQFDUJRV¿QDQFHLURVOtTXLGRV GHGX]LGRGHGHSUHFLDomRDFXPXODGDH
perdas de redução ao valor recuperável (impairment) acumuladas. O custo inclui gastos que são
diretamente atribuíveis à aquisição de um ativo. Considerando a conclusão das obras e o início
das operações em março de 2008, aliado ao custo do imobilizado atender aos requerimentos do
CPC 27 - Ativo Imobilizado, a Companhia e suas controladas mantiveram o custo histórico
FRPREDVHGHPHQVXUDomRGRDWLYR¿[R4XDQGRSDUWHVGHXPLWHPGRLPRELOL]DGRWrPGLIHUHQtes vidas úteis, elas são registradas como itens individuais (componentes principais) de imobilizado. O custo de reposição de um componente do imobilizado é reconhecido no valor contábil
do item caso seja provável que os benefícios econômicos incorporados dentro do componente
LUmR ÀXLU SDUD D &RPSDQKLD H TXH R VHX FXVWR SRGH VHU PHGLGR GH IRUPD FRQ¿iYHO 2 YDORU
contábil do componente que tenha sido reposto por outro é baixado. Os custos de manutenção
no dia-a-dia do imobilizado são reconhecidos no resultado conforme incorridos. (d) Depreciação: A depreciação, exceto de móveis e utensílios e computadores e periféricos, é calculada a
partir do início das operações das controladas indiretas da Companhia, pelo método linear, às
taxas determinadas pela Portaria DNAEE nº 815, de 15 de novembro de 1994, alteradas pelas
Resoluções nº 367, de 2 de junho de 2009 e 474, de 7 de fevereiro de 2012, que, no entendimento da Administração, se aproximam das vidas úteis destes ativos. A Companhia e suas controladas considera essas taxas apropriadas, uma vez que, conforme avaliação jurídica da legislação
em vigor e, conforme avaliação da Administração do que consta na Resolução de autorização
SDUDHVWDEHOHFLPHQWRFRPRSURGXWRUDLQGHSHQGHQWHFRQFHGLGDSHOD$1((/DR¿QDOGRSUD]R
dessa autorização que é de 30 anos, caso não seja renovada, o valor residual dos bens será indenizado à Companhia. A Administração considera provável a renovação da autorização, considerando, inclusive, as Portarias MME nº 956/10 e nº 197/12, autorizando a prorrogação das PCH’s
3DFt¿FR0DVFDUHQKDVH6DQ-XDQUHVSHFWLYDPHQWHSRUPDLVDQRVFRQGLFLRQDGDjUHDOL]DomR
de pequena melhoria operacional, o que a Administração entende demonstrar a evidência concreta de possibilidade de prorrogação de autorização da PCH por mais 20 anos, entendendo
assim estar em linha com um dos requerimentos do CPC-27. Autorização e indenização: A autorização para exploração do potencial hidrelétrico, como produtora independente de energia
elétrica vigorará pelo prazo de 30 anos (ver Nota explicativa nº 1), podendo ser prorrogada, a
FULWpULRGD$1((/$R¿QDOGRSUD]RGDUHVSHFWLYDDXWRUL]DomRQmRKDYHQGRSURUURJDomRRV
bens e instalações vinculados à produção de energia elétrica passarão a integrar o patrimônio da
União mediante indenização dos investimentos realizados, desde que previamente autorizados,
e ainda não amortizados, apurada por auditoria da ANEEL, ou poderá ser exigido que a Companhia restabeleça, por sua conta, o livre escoamento das águas. (e) Intangível: Estão registrados ao custo de aquisição, deduzidos da amortização acumulada e perdas por redução do valor
UHFXSHUiYHOTXDQGRDSOLFiYHLV2VDWLYRVLQWDQJtYHLVTXHSRVVXHPYLGD~WLOHFRQ{PLFDGH¿QLda, conforme demonstrados na nota explicativa nº 14, são amortizados levando-se em consideUDomRVXDYLGD~WLOTXHUHÀHWHREHQHItFLRHFRQ{PLFRGRVUHIHULGRVDWLYRVLQWDQJtYHLV8PDWLYR
intangível é baixado na alienação ou quando não há benefícios econômicos futuros resultantes
do seu uso ou alienação. Os ganhos ou as perdas resultantes da baixa de um ativo intangível,
mensurados como a diferença entre as receitas líquidas da alienação e o valor contábil do ativo,
são reconhecidos no resultado quando o ativo é baixado. (f) Diferido: Registrado ao custo de
formação. Na Companhia, a amortização é calculada de forma proporcional em relação a cada
controlada indireta (PCHs), desde a data do início de suas operações pelo prazo de dez anos. A
Companhia optou por manter o saldo do ativo diferido até a sua realização total por meio de
amortização. Em atendimento ao CPC 43(R1) - Adoção Inicial dos Pronunciamentos Técnicos
&3&DTXHGHWHUPLQDTXHSDUD¿QVGHGHPRQVWUDo}HVFRQVROLGDGDVRHIHLWRGDPDQXWHQção dos saldos de ativo diferido foi eliminado contra as reservas de lucros. (g) Valor recuperável de ativos: 1R¿PGHFDGDH[HUFtFLRR*UXSRUHYLVDRYDORUFRQWiELOGHVHXVDWLYRVWDQJtYHLV
e intangíveis para determinar se há alguma indicação de que tais ativos sofreram alguma perda
por redução ao valor recuperável. Se houver tal indicação, o montante recuperável do ativo é
HVWLPDGR FRP D ¿QDOLGDGH GH PHQVXUDU R PRQWDQWH GHVVD SHUGD VH KRXYHU 4XDQGR QmR IRU
possível estimar o montante recuperável de um ativo individualmente, o Grupo calcula o montante recuperável da unidade geradora de caixa à qual pertence o ativo. Quando uma base de
DORFDomRUD]RiYHOHFRQVLVWHQWHSRGHVHULGHQWL¿FDGDRVDWLYRVFRUSRUDWLYRVWDPEpPVmRDORFDdos às unidades geradoras de caixa individuais ou ao menor grupo de unidades geradoras de
FDL[DSDUDRTXDOXPDEDVHGHDORFDomRUD]RiYHOHFRQVLVWHQWHSRVVDVHULGHQWL¿FDGD2PRQWDQte recuperável é o maior valor entre o valor justo menos os custos na venda ou o valor em uso.
1DDYDOLDomRGRYDORUHPXVRRVÀX[RVGHFDL[DIXWXURVHVWLPDGRVVmRGHVFRQWDGRVDRYDORU
SUHVHQWHSHODWD[DGHGHVFRQWRDQWHVGRVLPSRVWRVTXHUHÀLWDXPDDYDOLDomRDWXDOGHPHUFDGR
GRYDORUGDPRHGDQRWHPSRHRVULVFRVHVSHFt¿FRVGRDWLYRSDUDRTXDODHVWLPDWLYDGHÀX[RV
de caixa futuros não foi ajustada. Se o montante recuperável de um ativo (ou unidade geradora
de caixa) calculado for menor que seu valor contábil, o valor contábil do ativo (ou unidade geradora de caixa) é reduzido ao seu valor recuperável. A perda por redução ao valor recuperável
é reconhecida imediatamente no resultado. Quando a perda por redução ao valor recuperável é
revertida subsequentemente, ocorre o aumento do valor contábil do ativo (ou unidade geradora
de caixa) para a estimativa revisada de seu valor recuperável, desde que não exceda o valor
contábil que teria sido determinado, caso nenhuma perda por redução ao valor recuperável tivesse sido reconhecida para o ativo (ou unidade geradora de caixa) em exercícios anteriores. A
reversão da perda por redução ao valor recuperável é reconhecida imediatamente no resultado.
(h) Provisões: Uma provisão é reconhecida para obrigações presentes (legal ou presumida) reVXOWDQWHGHHYHQWRVSDVVDGRVHPTXHVHMDSRVVtYHOHVWLPDURVYDORUHVGHIRUPDFRQ¿iYHOHFXMD
liquidação seja provável. O valor reconhecido como provisão é a melhor estimativa das consiGHUDo}HVUHTXHULGDVSDUDOLTXLGDUDREULJDomRQR¿QDOGHFDGDSHUtRGRGHUHODWyULRFRQVLGHUDQdo-se os riscos e as incertezas relativos à obrigação. Quando a provisão é mensurada com base
QRVÀX[RVGHFDL[DHVWLPDGRVSDUDOLTXLGDUDREULJDomRVHXYDORUFRQWiELOFRUUHVSRQGHDRYDORU
SUHVHQWHGHVVHVÀX[RVGHFDL[D HPTXHRHIHLWRGRYDORUWHPSRUDOGRGLQKHLURpUHOHYDQWH
Quando alguns ou todos os benefícios econômicos requeridos para a liquidação de uma provisão são esperados que sejam recuperados de um terceiro, um ativo é reconhecido se, e somente
VHRUHHPEROVRIRUYLUWXDOPHQWHFHUWRHRYDORUSXGHUVHUPHQVXUDGRGHIRUPDFRQ¿iYHO(i)
Apuração do resultado: O resultado das operações é apurado em conformidade com o regime
contábil de competência. (j) Receita operacional: A receita é mensurada pelo valor justo da
contrapartida recebida ou a receber. A receita é reconhecida quando a energia é gerada e a titularidade legal é transferida, conforme determinações legais do contrato de suprimento de energia elétrica, ou seja, todos os riscos e benefícios inerentes são transferidos para o comprador, o
YDORUGDUHFHLWDSRGHVHUPHQVXUDGRFRPFRQ¿DELOLGDGHHRVEHQHItFLRVHFRQ{PLFRVDVVRFLDGRV
j WUDQVDomR ÀXLUmR SDUD D &RPSDQKLD H VXDV FRQWURODGDV Receita diferida: Os Contratos de
Compra e Venda de Energia, celebrados entre as controladas indiretas e a ELETROBRAS, estabelecem que seja apurada em cada ano (período de janeiro a dezembro) o resultado da comerFLDOL]DomRQRkPELWRGD&&(($SDUFHODGHDMXVWH¿QDQFHLURUHVXOWDQWHGHVVDDSXUDomRVHUi
compensada nas faturas mensais do ano subsequente. N 5HFHLWDV¿QDQFHLUDVHGHVSHVDV¿QDQceiras: $VUHFHLWDV¿QDQFHLUDVDEUDQJHPUHFHLWDVGHMXURVVREUHDSOLFDo}HV¿QDQFHLUDV$UHFHLWDGHMXURVpUHFRQKHFLGDQRUHVXOWDGRDWUDYpVGRPpWRGRGRVMXURVHIHWLYRV$VGHVSHVDV¿QDQFHLUDVDEUDQJHPGHVSHVDVFRPMXURVVREUHHPSUpVWLPRVH¿QDQFLDPHQWRV&XVWRVGHHPSUpVWLmo são mensurados no resultado através do método de juros efetivos. (l) Imposto de renda e
contribuição social: O imposto de renda e a contribuição social correntes da Companhia e da
controlada direta PCH Participações S.A. são registrados pelo regime de competência e calculados com base nas alíquotas de 15%, acrescidas do adicional de 10% sobre o lucro tributável
excedente de R$240 para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição soFLDOVREUHROXFUROtTXLGRHFRQVLGHUDPDFRPSHQVDomRGHSUHMXt]RV¿VFDLVHEDVHQHJDWLYDGH
contribuição social, limitada a 30% do lucro real. $VLVWHPiWLFD¿VFDODGRWDGDSHODVFRQWURODGDV
LQGLUHWDVIRLGROXFURSUHVXPLGR&RPEDVHQHVVHFULWpULRRUHVXOWDGRSDUD¿QVGHLPSRVWRGH
UHQGDHFRQWULEXLomRVRFLDOIRLFDOFXODGRDSOLFDQGRVHVREUHDUHFHLWDDVDOtTXRWDVGH¿QLGDVSDUD
sua atividade, que são de 8% e 12%, respectivamente. Sobre o resultado presumido foram aplicadas as alíquotas de imposto de renda e contribuição social vigentes na data do encerramento
de cada exercício (25% para imposto de renda e 9% para contribuição social). (m) Distribuição
de dividendos: A distribuição de dividendos para os acionistas da Companhia, quando aplicável,
pUHFRQKHFLGDFRPRXPSDVVLYRQDVVXDVGHPRQVWUDo}HVQR¿PGRH[HUFtFLRFRPEDVHQRVHX
estatuto social. Qualquer valor acima do mínimo obrigatório somente é provisionado na data em
que são aprovados pelos acionistas em Assembleia Geral. (n) Demonstração do valor adicionado: (VVD GHPRQVWUDomR WHP SRU ¿QDOLGDGH HYLGHQFLDU D ULTXH]D FULDGD SHOD &RPSDQKLD VXDV
controladas, e sua distribuição durante determinado período. A DVA é apresentada pela Companhia e suas controladas como parte de suas demonstrações contábeis e como informação suplementar, nos termos do pronunciamento técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado. (o) Lucro por ação: O lucro básico por ação foi calculado com base no número médio de
ações ordinárias em circulação da Companhia em cada um dos exercícios apresentados. A
Companhia não possui instrumentos que poderiam potencialmente diluir o lucro básico por
ação, motivo pelo qual o lucro básico por ação é igual ao lucro por ação diluído. (p) Adoção de
pronunciamentos contábeis, orientações e interpretações novos e/ou revisados: (i) Alterações às
IFRSs e as novas interpretações de aplicação obrigatória a partir do exercício Corrente. No
exercício corrente, a Companhia e suas controladas aplicaram diversas emendas e novas interpretações às IFRSs e aos CPCs emitidas pelo IASB e pelo CPC, que entram obrigatoriamente
em vigor para períodos contábeis iniciados em 1º de janeiro de 2014. • Alterações ao CPC 36
(R3), CPC 45 e CPC 35 (R2) - Entidades de Investimento A Companhia aplicou as alterações
aos CPC 36 (R3), CPC 45 e CPC 35 (R2) pela primeira vez no exercício corrente. As alterações
GR&3& 5 GH¿QHPXPDHQWLGDGHGHLQYHVWLPHQWRHUHTXHUTXHXPDHQWLGDGHTXHDWHQGDj
GH¿QLomRGH(QWLGDGHGH,QYHVWLPHQWRQmRFRQVROLGHVXDVVXEVLGLiULDVPDVVLPDYDOLHDVVXDV
VXEVLGLiULDVSHORVHXYDORUMXVWRFRPUHÀH[RQRUHVXOWDGRGRH[HUFtFLRHPVXDV'HPRQVWUDo}HV
Contábeis. • Alterações ao CPC 39 - Apresentação de Instrumentos Financeiros Ativos e Passivos Líquidos. Os ajustes do CPC 39 esclarecem os requerimentos relacionados à compensação
GHDWLYRV¿QDQFHLURVFRPSDVVLYRV¿QDQFHLURV$OWHUDo}HVDR&3& 5 'LYXOJDomRGH
Valor Recuperável de Ativos Não Financeiros. As alterações do CPC 01 (R1) retiram os requerimentos de divulgar o montante recuperável de uma unidade geradora de caixa para a qual o
ágio de expectativa de rentabilidade futura (goodwill) ou outro ativo intangível com vida útil
LQGH¿QLGDWHQKDVLGRDORFDGRTXDQGRQmRWHQKDRFRUULGRUHGXomRDRYDORUUHFXSHUiYHOGHXP
ativo ou reversão de redução ao valor recuperável relacionado a essa unidade geradora de caixa.
• Alterações ao CPC 38 - Novação de Derivativos e Continuidade de Contabilidade de Hedge.
As alterações ao CPC 38 retiram a obrigatoriedade de descontinuar a contabilidade de hedge
quando um derivativo designado como instrumento de hedge é renovado sob determinadas circunstâncias. • IFRIC 21 - Tributos. O IFRIC 21 endereça o momento de reconhecer um passivo
decorrente da obrigação de pagamento de tributos impostos por um governo, A interpretação
GH¿QHWULEXWRVHHVSHFL¿FDTXHRIDWRJHUDGRUGDREULJDomRpDDWLYLGDGHTXHUHVXOWDHPSDJDPHQWR GR WULEXWR FRQIRUPH GH¿QLGR QD OHJLVODomR $ &RPSDQKLD DYDOLRX WRGDV DV QRYDV
QRUPDVDFLPDUHVXPLGDVHQmRLGHQWL¿FRXHIHLWRVVLJQL¿FDWLYRVQDVGHPRQVWUDo}HVFRQWiEHLV
(ii) Normas e interpretações novas e revisadas já emitidas e ainda não adotadas: A Companhia
não adotou as IFRSs novas e revisadas a seguir, já emitidas e ainda não adotadas: i) IFRS 9 ,QVWUXPHQWRV¿QDQFHLURV Financial Instruments) - A IFRS 9 emitida em novembro de 2009
LQWURGX]LXQRYRVUHTXHULPHQWRVGHFODVVL¿FDomRHPHQVXUDomRGHDWLYRV¿QDQFHLURV$,)56
IRLDOWHUDGDHPRXWXEURGHSDUDLQFOXLUUHTXHULPHQWRVSDUDFODVVL¿FDomRHPHQVXUDomR
GH SDVVLYRV ¿QDQFHLURV H SDUD GHVUHFRQKHFLPHQWR 2XWUD UHYLVmR GD ,)56 IRL HPLWLGD HP
julho de 2014 e incluiu, principalmente a) requerimentos de impairmentSDUDDWLYRV¿QDQFHLURV
H E DOWHUDo}HV OLPLWDGDV SDUD RV UHTXHULPHQWRV GH FODVVL¿FDomR H PHQVXUDomR DR LQWURGX]LU
um critério de avaliação a “valor justo reconhecido através de outros resultados abrangentes”
(FVTOCI) para alguns instrumentos de dívida simples. ii) IFRS 15 - Receitas de Contratos com
clientes - Em maio de 2014, a IFRS 15 foi emitida e estabeleceu um modelo simples e claro para
as empresas utilizarem na contabilização de receitas provenientes de contratos com clientes. A
IFRS 15 irá substituir o guia atual de reconhecimento da receita presente no IAS 18/CPC 30
(R1) - Receitas, IAS 11/CPC 17 (R1) - Contratos de Construção e as interpretações relacionadas, quando se tornar efetivo. LLL 0RGL¿FDo}HVj,)56&3& 5 $FRUGRFRQWUDWXDO
conjunto - As alterações à IFRS 11/CPC 19 (R2) fornecem instruções de como contabilizar a
DTXLVLomRGHXPQHJyFLRHPFRQMXQWRTXHFRQVWLWXDXP³QHJyFLR´FRQIRUPHDGH¿QLomRGDGD
SHOD,)56&3& 5 &RPELQDomRGH1HJyFLRV(VSHFL¿FDPHQWHDVDOWHUDo}HVHVWDEHOHcem que os princípios relevantes na contabilização de uma combinação de negócios sob a IFRS
3/CPC 15 (R1) e outras normas (como o IAS 36/ CPC 01 (R1) Redução ao Valor Recuperável
de Ativos no que se refere ao teste de recuperabilidade de uma unidade geradora de caixa para
a qual o goodwill originado na aquisição de um negócio em conjunto foi alocado) devem ser
aplicados. LY 0RGL¿FDo}HVjV,$6&3&H,$6&3& 5 (VFODUHFLPHQWRVGRV
métodos de depreciação e amortização aceitáveis - As alterações à IAS 16/CPC 27 proíbem as
empresas a usarem o método de depreciação baseada na receita para itens do imobilizado. As
alterações da IAS 38/CPC 04 (R1) introduzem a premissa refutável de que a receita não é uma
base apropriada para determinar a amortização de um ativo intangível. Y 0RGL¿FDo}HVj,$6
&3& 5 3ODQRGH%HQHItFLR'H¿QLGR &RQWULEXLomRDRHPSUHJDGR - As alterações à
IAS 19 / CPC 33 (R1) esclarecem como uma entidade deve contabilizar as contribuições feitas
SRUHPSUHJDGRVRXWHUFHLURVSDUDSODQRVGHEHQHItFLRGH¿QLGRGHSHQGHQGRVHHVVDVFRQWULEXLções dependem do número de anos de serviços prestados pelo empregado. vi) Melhoria anual
das IFRS de dezembro de 2013 - Ciclo 2011-2013 (Annual Improvements to IFRSs 2011-2013
Cycle) - As Melhorias Anuais às IFRSs para o ciclo 2011-2013 incluem alterações em diversos
IFRSs, conforme sumariado abaixo. As alterações na IFRS 3 esclarecem que o IFRS 3 não se
aplica na contabilização da formação de todos os tipos de operações compartilhadas na demonsWUDomR¿QDQFHLUDGDHPSUHVDGHFRQWUROHFRPSDUWLOKDGR$VDOWHUDo}HVQD,)56HVFODUHFHP
que o escopo das alternativas de exceções para a mensuração do valor justo de um grupo de
DWLYRV¿QDQFHLURVHSDVVLYRV¿QDQFHLURVHPEDVHVFRPSHQVDGDVLQFOXHPWRGRVRVFRQWUDWRVTXH
estão dentro do escopo ou registrados de acordo com a IAS 39 ou IFRS 9, mesmo se os contraWRVQmRVHHQTXDGUDUHPQDGH¿QLomRGHDWLYRV¿QDQFHLURVRXSDVVLYRV¿QDQFHLURVSHOD,$6
As alterações da IAS 40 esclarece, que a IAS 40 e a IFRS 3 não são mutualmente excludentes e a
aplicação de ambas as normas pode ser requerida. vii) Melhoria anual das IFRS de dezembro de
2012 - Ciclo 2010-2012 (Annual Improvements to IFRSs 2010-2012 Cycle) - As Melhorias Anuais às IFRSs para o ciclo 2010-2012 incluem alterações em diversos IFRSs. viii) Em dezembro de
2013, o IASB emitiu uma revisão das normas IFRS 2, IFRS 3, IFRS 8, IFRS 13, IAS 16, IAS 24
e IAS 38. Estas normas são efetivas para períodos anuais iniciando em/ou após 1º de julho de
2014. Considerando as atuais operações da Companhia e de suas controladas, a Administração
não espera que essas normas, interpretações e alterações tenham efeitos relevantes sobre as suas
demonstrações contábeis a partir de sua adoção. O Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC
DLQGDQmRHGLWRXWRGRVRVUHVSHFWLYRVSURQXQFLDPHQWRVHPRGL¿FDo}HVFRUUHODFLRQDGDVjV,)56V
novas e revisadas apresentadas acima. Em decorrência do compromisso do CPC de manter atualizado o conjunto de normas emitido com base nas atualizações feitas pelo International AccounWLQJ6WDQGDUGV%RDUG,$6%pHVSHUDGRTXHHVVHVSURQXQFLDPHQWRVHPRGL¿FDo}HVVHMDPHGLWDdos pelo CPC até a data de sua aplicação obrigatória e que seus impactos nas Demonstrações
Contábeis da Companhia sejam os mesmos da adoção dos pronunciamentos do IASB descritos
acima. 4. Gerenciamento de risco: A Companhia e suas controladas avaliaram e consideraram
relevante a exposição aos seguintes riscos: • Risco de crédito: O risco de crédito refere-se ao risco
de uma contraparte não cumprir com suas obrigações contratuais, levando a Companhia e suas
FRQWURODGDVLQGLUHWDVDLQFRUUHUHPSHUGDV¿QDQFHLUDV$VFRQWDVDUHFHEHUGHFOLHQWHVVmRIRUPDdas por um único cliente - ELETROBRAS via contrato de compra de energia pelo prazo de 20
DQRV(VWHIDWRUHGX]RULVFRGHSHUGD¿QDQFHLUDSRUPRWLYRGHLQDGLPSOrQFLD$VVLPQmRKiH[SRVLomRVLJQL¿FDWLYDGD&RPSDQKLDHGHVXDVFRQWURODGDVDULVFRVGHFUpGLWRRXSHUGDVSRUUHGXção no valor recuperável relacionadas às contas a receber de clientes, conforme apresentado na
Nota Explicativa nº 8. • Risco de mercado: O risco de mercado decorre da possibilidade da Companhia e suas controladas sofrerem ganhos ou perdas decorrentes de oscilações de taxas de juros
LQFLGHQWHVVREUHVHXVDWLYRVHSDVVLYRV¿QDQFHLURV$&RPSDQKLDHVXDVFRQWURODGDVDYDOLDPTXH
RVULVFRVGDVDSOLFDo}HV¿QDQFHLUDVGHVXDVGLVSRQLELOLGDGHVVmREDL[RVSRUVHUHPUHDOL]DGDVHP
bancos de reconhecida liquidez e remuneradas a taxas de mercado que variam entre 95% a 102%
do CDI, conforme apresentado na Nota Explicativa nº 7. A Companhia e suas controladas admiQLVWUDPHPHQVXUDPHVVHVULVFRVDWUDYpVGRSODQHMDPHQWRGHÀX[RGHFDL[DUHDOL]DGR2VSDVVLYRV
¿QDQFHLURV H[LVWHQWHV DEUDQJHP RV VDOGRV GH ¿QDQFLDPHQWRV REWLGRV SHOD &RPSDQKLD MXQWR D
Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS (IGP-M - índice de reajuste do contrato) e
pelas suas controladas ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social -BNDES
(TJLP - índice de reajuste do contrato), conforme apresentado nas notas explicativas nº 16 e 17.
Uma análise de sensibilidade dos ativos e passivos que representam riscos relevantes para a Companhia está apresentada na nota explicativa nº 24. • Risco operacional: O objetivo da Companhia
HVXDVFRQWURODGDVpDGPLQLVWUDURULVFRRSHUDFLRQDOSDUDHYLWDUDRFRUUrQFLDGHSUHMXt]RV¿QDQFHLros. As controladas indiretas da Companhia realizam as atividades de operação e manutenção das
suas usinas de acordo com as práticas do setor elétrico brasileiro, inclusive realizando sistematicamente as atividades de manutenções preventiva e corretiva dos equipamentos eletromecânicos
das instalações, bem como o monitoramento das estruturas civis e barragens. Caso ocorram eventuais sinistros, considerando a natureza de sua atividade, as controladas indiretas da Companhia
contrataram cobertura de seguros de operação sobre máquinas, equipamentos e estrutura de obras,
conforme nota explicativa nº 26. • Risco de liquidez: A Companhia e suas controladas utilizam o
FRQWUROHGRFXVWHLRSDUDDX[LOLDUQRPRQLWRUDPHQWRGHH[LJrQFLDVGRÀX[RGHFDL[DHQDRWLPL]Dção de seu retorno de caixa em investimentos. Todo decêndio é estimado o desembolso em comparação com a sua entrada de caixa. A Companhia não possui operações contratadas em moeda
estrangeira. Desta forma, não está sujeita a riscos decorrentes de oscilações de taxas de câmbio. •
Gestão de capital: A política da Administração é manter uma sólida base de capital para preservar
DFRQ¿DQoDGRLQYHVWLGRUFUHGRUHPHUFDGRHFRPLVVRPDQWHURGHVHQYROYLPHQWRIXWXURGRQHgócio. A Administração monitora o retorno de capital sobre a operação da empresa através do
acompanhamento mensal da realização orçamentária aprovada pelo Conselho de Administração.
A Administração entende que a exposição da Companhia e de suas controladas diretas e indiretas
a riscos é remota, sendo o gerenciamento realizado através de ferramentas de controle, planejamento e orçamento, coordenadas pela Diretoria. • Riscos hidrológicos: O suprimento de energia
do Sistema Interligado Nacional (SIN) é realizado, na sua maior parte, por usinas hidrelétricas.
Como o SIN opera em sistema de despacho otimizado e centralizado pelo ONS, cada usina hidreOpWULFDLQFOXLQGRDVGD&RPSDQKLDHVWiVXMHLWDDYDULDo}HVQDVFRQGLo}HVKLGUROyJLFDVYHUL¿FDGDVWDQWRQDUHJLmRJHRJUi¿FDHPTXHRSHUDFRPRHPRXWUDVUHJL}HVGRSDtV$RFRUUrQFLDGH
condições hidrológicas desfavoráveis, em conjunto com a obrigação de entrega da energia contratada, poderá resultar em uma exposição da Companhia ao mercado de energia de curto prazo, o
TXHDIHWDULDVHXVUHVXOWDGRV¿QDQFHLURVIXWXURV(QWUHWDQWRDWRWDOLGDGHGDFDSDFLGDGHGHJHUDomR
hidrelétrica da Companhia está inserida no Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), que mitiga parte do risco hidrológico, alocando-o entre todas as usinas vinculadas ao MRE. 5. Principais
julgamentos contábeis e fontes de incertezas nas estimativas apresentadas: Na aplicação
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