Relatório de Gestão - Eletrobras Distribuição Acre

Transcrição

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A - ELETROBRAS
COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ACRE
RELATÓRIO DE GESTÃO - EXERCÍCIO DE 2015
RIO BRANCO, AC
2016
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS S.A - ELETROBRAS
COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ACRE
RELATÓRIO DE GESTÃO - EXERCÍCIO DE 2015
Relatório de Gestão do exercício de 2015, apresentado
aos órgãos de controle interno e externo como
prestação de contas ordinária anual a que esta Unidade
está obrigada nos termos do art. 70 da Constituição
Federal, elaborado de acordo com as disposições
contidas na Portaria TCU nº 321/2015 e das
orientações do órgão de controle interno.
RIO BRANCO, AC
2016
2
Companhia de Eletricidade do Acre – ELETROACRE
Demonstrações Financeiras – 2015 e 2014
LISTA DE ABREVIAÇÕES E SIGLAS
ANEEL
Agência Nacional de Energia Elétrica
CCC
Conta de Consumo de Combustível
CCEE
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CGU
Controladoria Geral da União
TCU
Tribunal de Contas da União
CMDE
Contrato de Metas de Desempenho Empresarial
DEC
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
FEC
Freqüência Equivalente por Unidade Consumidora
DEST
Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais
DN
Decisão Normativa
EDE
Empresas de Distribuição Eletrobras
MME
Ministério de Minas e Energia
P&D
Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico
PMSO
Pessoal, Material, Serviços e Outras Despesas
SE’s
Subestações
SGD
Sistema de Gestão de Desempenho
SIAFI
Sistema Integrado de Administração Financeira do Governo Federal
SIASG
Sistema Integrado de Administração de Serviços Gerais
SIN
Sistema Interligado Nacional
UPC
Unidade Prestadora de Contas
3
LISTA DE QUADROS
Quadro - Informações sobre áreas ou subunidades estratégicas ............................................................................ 18
Quadro – Macroprocessos Finalísticos .................................................................................................................. 14
Quadro – Composição Acionária do Capital Social .............................................................................................. 49
Quadro – Desempenho Orçamentário ................................................................................................................... 52
Quadro – Desempenho operacional ....................................................................................................................... 53
Quadro – Análise dos indicadores de desempenho ............................................................................................... 53
Quadro – Patrimônio Líquido Descoberto ............................................................................................................. 63
Quadro – Remuneração dos Conselhos de Administração e Fiscal ....................................................................... 68
Quadro – Síntese da Remuneração dos Administradores ...................................................................................... 68
Quadro – Detalhamento de Itens da Remuneração Variável dos Administradores ............................................... 68
Quadro – Força de Trabalho da UPC .................................................................................................................... 69
Quadro – Distribuição da Lotação Efetiva ............................................................................................................ 69
Quadro – Detalhamento da estrutura de cargos em comissão e funções gratificadas da UPC .............................. 71
Quadro – Despesas do pessoal .............................................................................................................................. 71
Quadro - Contratos de prestação de serviços com locação de mão de obra .......................................................... 73
Quadro – Contratos de Estagiários ........................................................................................................................ 73
Quadro - Contratos na Área de Tecnologia da Informação em 2015 .................................................................... 74
Quadro – Deliberações do TCU que permanecem pendentes de cumprimento..................................................... 75
Quadro – Despesas com publicidade .................................................................................................................... .77
4
LISTA DE ANEXOS E APÊNDICES
Parecer da Unidade de Auditoria Interna
Parecer de Colegiado
Declaração de Integridade
Demonstrações Contábeis
Relatório de Auditor Independente
5
SUMÁRIO
2 APRESENTAÇÃO.......................................................................................................................................... 8
3 VISÃO GERAL DA UNIDADE PRESTADORA DE CONTAS ............................................................................10
3.1 Finalidade e competências ....................................................................................................................10
3.2 Normas e Regulamentos de criação, alteração e funcionamento da unidade .....................................10
3.3 Ambiente de Atuação ............................................................................................................................11
3.4 Organograma Funcional ........................................................................................................................16
3.5 Macroprocessos Finalísticos..................................................................................................................18
3.6 Composição acionária do Capital Social ................................................................................................22
3.7 Participação em outras sociedades .......................................................................................................23
3.8 Principais eventos societários ocorridos no exercício ..........................................................................23
4 Planejamento Organizacional e Desempenhos Orçamentários Operacional ..........................................24
4.1 Planejamento Organizacional...............................................................................................................24
4.1.1 Descrição sintética dos objetivos dos exercícios................................................................................25
4.1.2 Estágio de implementação do Planejamento Estratégico .................................................................26
4.1.3 Vinculação dos Planos da Unidade com as competências institucionais e outros planos.................27
4.2 Desempenho Orçamentário* ................................................................................................................27
4.3 Desempenho Operacional* ...................................................................................................................28
4.4 Apresentação e análise dos indicadores de desempenho* ..................................................................29
5. GOVERNANÇA .........................................................................................................................................32
5.1 Descrição das estruturas de Governança ..............................................................................................32
5.2 Informações sobre dirigentes e colegiados...........................................................................................36
5.3 Política de designação de representantes nas assembleias e nos colegiados de controladas,
coligadas e sociedade..................................................................................................................................39
5.4 Atuação da unidade de auditoria interna .............................................................................................40
5.5 Atividades de Correição e apuração de ilícitos administrativos ...........................................................41
5.6 Gestão de riscos e controles internos ...................................................................................................41
5.7 Política de remuneração dos Administradores e membros de colegiados...........................................41
5.8 Informações sobre a Empresa de Auditoria Independente Contratada ...............................................45
5.9 Participação acionária de membros de colegiados da Entidade...........................................................45
6 RELACIONAMENTO COM A SOCIEDADE...................................................................................................46
6.1 Canais de Acesso do Cidadão ................................................................................................................46
6
6.2 Carta de Serviços ao Cidadão ................................................................................................................49
6.3 Aferição do grau de satisfação dos cidadãos-usuários .........................................................................49
6.4 Mecanismos de transparência das informações relevantes sobre atuação da unidade ......................50
7 DESEMPENHO FINANCEIRO E INFORMAÇÕES CONTÁBEIS .....................................................................51
7.1 Desempenho Financeiro no exercício ...................................................................................................51
7.2 Tratamento Contábil da depreciação, da amortização e da exaustão de itens do patrimônio e
avaliação e mensuração de ativos e passivos .............................................................................................52
7.3 Sistemática de Apuração de Custos no âmbito da Unidade .................................................................53
7.3 Demonstrações Contábeis exigidas pela Lei nº 6.404/76 e Notas Explicativas ....................................54
8 ÁREAS ESPECIAIS DA GESTÃO..................................................................................................................55
8.1 Gestão de Pessoas .................................................................................................................................55
8.1.1 Estrutura de Pessoal da Unidade* .....................................................................................................55
8.1.2 Demonstrativo das despesas com pessoal.........................................................................................58
8.1.3 Informações sobre os controles para mitigar riscos relacionados ao pessoal...................................58
8.1.4 Contratação de Pessoal de Apoio e Estagiários .................................................................................59
8.2 Gestão do Patrimônio Imobiliário da União..........................................................................................65
8.3 Gestão de Tecnologia da Informação....................................................................................................66
8.3.1 Principais sistemas de informações ...................................................................................................66
8.3.2 Informações sobre o Planejamento Estratégico de Tecnologia da Informação (PETI) e sobre o
Plano Diretor de Tecnologia da Informação - PDTI .....................................................................................66
8.4 Gestão Ambiental e Sustentabilidade ...................................................................................................67
9 CONFORMIDADE DA GESTÃO E DEMANDAS DE ÓRGÃOS DE CONTROLE ...............................................69
9.1 Tratamento de determinações e recomendações do órgão do TCU ....................................................69
9.2 Tratamento de recomendações do Órgão de Controle Interno ...........................................................77
9.3 Medidas Administrativas para apuração de responsabilidades por dano ao erário ............................77
9.4 Demonstração da conformidade do cronograma de pagamentos de obrigações com o disposto no
art. 5º da Lei nº 8.666/1993 ........................................................................................................................77
9.5 Informações sobre ações de Publicidade e Propaganda.......................................................................78
7
2 APRESENTAÇÃO
A Administração da Companhia de Eletricidade do Acre – ELETROACRE tem a satisfação
de apresentar aos Órgãos de Controle Externo, Tribunal de Contas da União – TCU
– e Controladoria Geral da União – CGU, aos Conselheiros de Administração e
Fiscal, seus colaboradores e a Sociedade em geral, o Relatório de Gestão referente ao
exercício de 2015 em conformidade com as disposições da Portaria 321/2015, da Decisão
Normativa - TCU nº 146/2015 e das orientações do órgão de controle interno.
O presente Relatório de Gestão contém as seguintes informações:
 Visão Geral da Unidade Prestadora de Contas;
 Planejamento Organizacional e os desempenhos financeiro e operacional;
 Informações sobre a Governança Corporativa;
 Relacionamento com a Sociedade;
 Desempenho Financeiro e Informações Contábeis;
 Áreas especiais da Gestão, as quais apresentam informações sobre a estrutura de pessoal,
contratação de pessoal de apoio e estagiários, gestão do patrimônio, gestão da tecnologia
da informação e gestão ambiental;
 Conformidade da Gestão e Demandas de Órgãos de Controle.
No ambiente econômico-financeiro, a Companhia apresentou em 2015, um prejuízo líquido de
R$ 184.771 mil, contra um lucro líquido em 2014 de R$ 25,9 mil. Os motivos que levaram a
este resultado estão explicitados no item Desempenho Financeiro.
No que se refere à renovação das concessões, foi sancionado em 03 de junho o Decreto nº
8.461/2015, contendo a regulamentação para a renovação das concessões das empresas de
distribuição de energia elétrica. Segundo o Decreto, o Ministério de Minas e Energia poderá
prorrogar as concessões por até 30 anos, com vistas a atender os critérios de eficiência com
relação à qualidade do serviço prestado, à eficiência com relação a gestão econômicofinanceira e à modicidade tarifária.
De acordo com o Decreto a prorrogação dependeria da aceitação expressa pela concessionária,
das condições estabelecidas no termo aditivo ao contrato de concessão. Dentre os requisitos da
renovação, os relacionados à qualidade de energia serão medidos pelos indicadores Coletivos
de Continuidade: DEC - Duração Equivalente de interrupção por unidade consumidora e FEC Frequência Equivalente de Interrupção por unidade consumidora) Em relação à eficiência
econômica das distribuidoras, serão acompanhados os indicadores que apontem sua
capacidade de honrar os compromissos financeiros de forma sustentável.
O decreto estabelecia ainda que as concessões não prorrogadas ou que tenham sido objeto de
extinção seriam licitadas conforme diretrizes do Ministério de Minas e Energia (MME). Essa
licitação seria realizada sem reversão prévia dos bens e a indenização paga para a antiga
8
concessionária por investimentos nos bens reversíveis seria calculada com base no valor novo
de reposição e considerar a entrada em operação das instalações.
Segundo o art. 7º e o § 2º,do art. 11, da lei nº 12.783/2013, que dispõe sobre as concessões de
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica e dá outras providências:
“Art. 7o A partir de 12 de setembro de 2012, as concessões de distribuição de energia elétrica
alcançadas pelo art. 22 da Lei nº 9.074, de 1995, poderão ser prorrogadas, a critério do poder
concedente, uma única vez, pelo prazo de até 30 (trinta) anos, de forma a assegurar a
continuidade, a eficiência da prestação do serviço, a modicidade tarifária e o atendimento a
critérios de racionalidade operacional e econômica.”
Art. 11 (...)
§ 2º A partir da decisão do poder concedente pela prorrogação, o concessionário deverá
assinar o contrato de concessão ou o termo aditivo no prazo de até 30 (trinta) dias contados
da convocação.
(grifo nosso)
As Empresas de Distribuição da Eletrobras foram convocadas por meio da publicação de
Despacho do MME no dia 30/11/2015. Ocorre que em 28 de dezembro de 2015foi publicado
em edição extra do Diário Oficial da União, a Medida Provisória nº 706 alterando a Lei
nº12.783, de 11 de janeiro de2013,que dispõe sobre as concessões de geração, transmissão e
distribuição de energia elétrica.
Segundo o Art. 1º da Medida Provisória nº 706/2015, o § 2º, do art. 11, da Lei nº 12.783/2013,
passou avigorar com a seguinte alteração:
"Art. 11..........................................................................
§ 2º A partir da decisão do poder concedente pela prorrogação, o concessionário deverá
assinar o contrato de concessão ou o termo aditivo no prazo de até duzentos e dez dias,
contado da convocação.”
(grifo nosso)
Assim, em 29 de dezembro de 2015 foi publicado no Diário Oficial da União,o Despacho do
MME tornando sem efeito o Despacho de convocação anterior e outro Despacho do MME
convocando nos termos da nova redação do § 2º, do art. 11, da Lei nº 12.783, as Distribuidoras
para assinatura do Termo Aditivo ao Contrato de Concessão no prazo máximo de duzentos e
dez dias, a partir da datada publicação deste Despacho. Desta forma, as distribuidoras têm um
prazo até 26/07/2016 para assinatura dos termos aditivos ao contrato de concessão de
distribuição de energia elétrica.
9
3 VISÃO GERAL DA UNIDADE PRESTADORA DE CONTAS
3.1 Finalidade e competências
A Companhia de Eletricidade do Acre é uma concessionária do serviço público e detém
contrato de concessão junto à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), vigente até
2015, para a distribuição de energia elétrica no Estado Acre, estando presente nos 22
municípios acreanos, e ainda nas Vilas Redenção, Campinas e Humaitá, atendendo a um
total de 222.570 (duzentos e vinte mil e quinhentos e setenta) consumidores. Em 15 de
outubro de 2012, considerando o disposto no § 2° do art. 2°do Decreto nº 7.805, de 14
de setembro de 2012, que regulamenta a Medida Provisória, nº 579 de 11 de setembro de
2012, a ELETROACRE ratificou seu interesse quanto à prorrogação do Contrato de
Concessão nº 006/2001.
O Sistema Elétrico do Acre, atualmente, é atendido por 84% de energia proveniente do
Sistema Interligado Nacional (SIN) e os 16% restantes da área de concessão com
energia de sistemas isolados no interior do Estado, cujo parque gerador, de
responsabilidade do Produtor Independente de Energia Guascor do Brasil Ltda., é
formado por nove usinas termelétricas.
De acordo com o art. 4º do Estatuto Social, a Companhia tem por objeto a
exploração dos serviços de energia elétrica, realizando, para tanto, estudos, projetos,
construções e operações de usinas produtoras, subestações, linhas de transmissão e redes de
distribuição de energia elétrica, e a prática dos atos de comércio necessários ao desempenho
dessas atividades.
3.2 Normas e Regulamentos de criação, alteração e funcionamento da unidade
A Companhia de Eletricidade do Acre, pertencente ao grupo Eletrobras, atua na
distribuição de energia elétrica no Estado de Acre, é uma sociedade de economia mista com
sede na Rua Valério Magalhães, 226 – Bosque, em Rio Branco, capital do Estado do Acre.
Foi criada através de Lei Estadual Nº. 60, de 17 de dezembro de 1965, constituída
mediante escritura pública, em 20 de abril de 1966, e autorizada a funcionar como
empresa concessionária de serviços públicos de energia elétrica para o Estado do Acre,
em 20 de agosto de 1968, por intermédio do Decreto Federal Nº. 63.121.
Através da Medida Provisória nº. 1.580-3, de 17 de outubro de 1997, o Governo
Federal autorizou a federalização da Companhia de Eletricidade do Acre, a fim de incluí-la
no Programa Nacional de Desestatização - PND.
O Governo Estadual vendeu a Companhia de Eletricidade do Acre e todo o controle
10
acionário que detinha sobre a empresa acreana e, a partir de 30 de janeiro de 1998, 93,3%
do capital social da Companhia passou a ser controlado pela ELETROBRAS.
3.3 Ambiente de Atuação
O Acre é um dos 27 estados brasileiros. Ele é o 15º em extensão territorial, com uma superfície
de 164.221,36 Km², correspondente a 4,26% da Região Norte e a 1,92% do território nacional.
O Estado está situado num planalto com altitude média de 200 m, localizado no sudoeste da
Região Norte, entre as latitudes de -7°06´56 N e longitude - 73º 48' 05"N, latitude de - 11º 08'
41"S e longitude - 68º 42' 59"S.
Os limites do estado são formados por fronteiras internacionais com Peru (O) e Bolívia (S) e
por divisas estaduais com os estados do Amazonas (N) e Rondônia (L). As cidades mais
populosas são: Rio Branco, Cruzeiro do Sul, Feijó, Tarauacá e Sena Madureira.
Unificada a partir de 1920, a administração do Acre passou a ser exercida por um governador
nomeado pelo Presidente da República. Até que em 15 de junho de 1962 foi sancionada pelo
Presidente da República João Goulart a Lei 4.070, que elevou o Acre a categoria de Estado. E
em outubro de 1962 foi eleito o primeiro governador do Estado do Acre, José Augusto de
Araújo.
Os rios do estado constituem um meio de transporte muito importante. A maioria das cidades e
povoados acreanos se originou às margens dos rios. Os principais cursos d’água da rede
hidrográfica do estado correm na direção Nordeste e são afluentes da margem direita do rio
Solimões, que a partir de Manaus recebe o nome de Amazonas. Estes rios são cheios de
curvas, chamadas de “meandros”, uma forma típica dos rios de planície. No estado há
ocorrências de cachoeiras, corredeiras e quedas d’água somente na região da Serra do Divisor,
pois o restante do estado é formado por terras planas e de origem sedimentar. Os principais
cursos d'água são os Rios Tarauacá, Purus, Gregório, Envira, Acre e Juruá. Eles formam a rede
hidrográfica estadual, dividida entre a Bacia do Acre-Purus e a Bacia do Juruá.
De acordo com a Classificação de Köppen, o clima acreano é do tipo equatorial, quente e
úmido. Com temperaturas médias anuais variando entre 24,5ºC e 32ºC (máxima),
permanecendo uniforme em todo o estado e predominando em toda a região amazônica.
Ocorrem duas estações distintas: uma seca e uma chuvosa. Durante a estação seca, que se
inicia no mês de maio prolongando-se até o mês de outubro, desaparecem as chuvas, sendo
comuns as ¨friagens¨. Estas são resultantes do avanço de uma Frente Polar impulsionada por
uma Massa de Ar Polar Atlântica que avança pela Planície do Chaco até a Amazônia Ocidental
provocando queda de temperatura (até 10ºC).
11
A estação chuvosa, ocorre de novembro a abril, sendo caracterizado por chuvas constantes e
abundantes. A umidade relativa do ar atinge 90%, índice bastante elevado se comparado ao de
outras regiões brasileiras. Já os índices pluviométricos variam de 1.600 mm a 2.750 mm/ano.
A estrutura do relevo do Estado do Acre está representada pela Depressão Amazônica, pelo
Planalto Rebaixado da Amazônia Ocidental e pela Planície Amazônica. Caracterizados,
respectivamente, por uma extensa superfície rebaixada, baixos platôs e grandes áreas
alagadiças e lagos.
Do total do território acriano 45,7% é composto de áreas naturais protegidas, que dificultam
sobremaneira a implementação de investimentos na rede de distribuição, assim como os
serviços de manutenção preventiva e corretiva.
A economia do Acre ainda tem forte dependência do Estado, sendo este responsável por mais
de 36% do PIB. Como segunda maior área econômica do estado está a Agropecuária, seguida
pelas áreas de comércio e serviços. O setor industrial representa apenas 2,83% do PIC acriano.
No último trimestre de 2013, o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística -IBGE divulgou
as Contas Regionais do Brasil – 2012 que detalha a participação dos Estados no Produto
Interno Bruto (PIB) daquele ano. Segundo o Instituto, oito unidades da federação
concentravam 77,3% da geração do PIB brasileiro: São Paulo (32,6%), Rio de Janeiro (11,2%),
Minas Gerais (9,3%), Rio Grande do Sul (6,4%), Paraná (5,8%), Bahia (4,1%), Distrito
12
Federal (4,0%) e Santa Catarina (3,9%). Já os dez Estados com menor PIB somavam 5,4% de
participação: Paraíba (0,9%), Rio Grande do Norte (0,9%), Alagoas (0,7%), Sergipe (0,7%),
Rondônia (0,6%), Piauí (0,6%), Tocantins (0,4%), Acre (0,2%), Amapá (0,2%) e Roraima
(0,2%). O estado representa 4,16% do PIB da Região Norte e 0,2% do PIB Nacional.
A tabela abaixo apresenta a participação das principais atividades econômicas no PIB do Acre.
Tipo de Atividade
Participação
Administração, Saúde e Educação Públicas e Seguridade Social
36,17%
Agropecuária
18,28%
Comércio
10,91%
Outros Serviços
8,20%
Atividades Imobiliárias e Aluguéis
8,12%
Construção Civil
7,30%
Intermediação Financeira, Seguros e Previdência Complementar e Serviços
Relacionados
3,01%
Indústria de Transformação
2,83%
Transportes, Armazenagem e Correio
2,15%
Produção e Distribuição de Eletricidade e Gás, Água, Esgoto e Limpeza Urbana
1,72%
Serviços de Informação
1,28%
Indústria Extrativa
0,02%
Total
100%
Participação das atividades econômicas no PIB do Acre
Fonte: IBGE – Contas Regionais.
Energia fornecida
A Eletrobras Distribuição Acre distribuiu 856,8 GWh de energia em 2015 para cerca de
245mil unidades consumidoras. A tabela abaixo apresenta um resumo do Mercado Cativo da
Empresa.
13
Nível de Tensão
Número de Unidades
Consumidoras
Consumo de
Energia (MWh)
Participação no
consumo
A3
2
1.648
0,17%
A3a
16
3.787
0,40%
A4
868
256.042
26,76%
B
244.470
695.408
72,67%
Total
245.356
956.885
100%
Número de consumidores e consumo de energia por nível de tensão em 2015
A próxima tabela apresenta o perfil do consumo da Classe Residencial Convencional, onde se
constata o baixo consumo médio mensal.
Faixa de Consumo Mensal (kWh)
Número de Unidades Consumidoras
até 30
25.662
31 a 100
47.120
101 a 200
59.662
201 a 300
27.714
301 a 400
11.967
401 a 500
7.484
501 a 1.000
11.736
Acima de 1.000
2.653
Total
193.958
Perfil do Consumo da Classe Residencial Convencional.
A tabela abaixo apresenta a evolução do número de consumidores entre 2012 e 2015
segregados por Classe de Consumo, além dos respectivos percentuais de crescimento anual.
Evolução do Número de Consumidores
2012
Classes
Residencial
UC
173.893
2013
(%)
4,82
UC
181.295
2014
(%)
4,26
2015
UC
188.572
UC
4,01
193.461
2,59
14
Industrial
754
-1,18
716
-5,04
716
-
712
-0,56
Comercial
18.015
4,35
18.899
4,91
19.609
3,76
20.102
2,48
Rural
26.502
1,96
26.780
1,05
27.532
2,81
27.480
-0,19
Poder Público Municipal
1.437
2,72
1.482
3,13
1.523
2,77
1.551
1,83
Poder Público Estadual
1.283
9,28
1.196
-6,78
1.274
6,52
1.258
-1,25
Poder Público Federal
335
13,56
342
2,09
355
3,80
344
-3,10
Iluminação Pública
256
5,79
256
-
259
1,17
258
-0,39
Serviço Público
76
137,50
145
90,79
158
8,97
161
1,90
Consumo Próprio
16
-42,86
25
56,25
26
4,00
25
-3,85
Suprimento
2
-
2
-
2
-
2
-
Livre
3
-
6
-
6
-
7
-
PIE
-
-
-
-
-
-
-
-
222.572
4,45
231.144
3,85
240.032
3,85
245.361
2,22
Total
Evolução do Consumo de Energia
A tabela a seguir apresenta a evolução do mercado faturado entre os anos de 2012 a 2015, com
as respectivas taxas de crescimento e participação por Classe de Consumo, onde se constata
também um baixo consumo Industrial.
2012
Classes de Consumo
GWh
2013
(%)
Part.
(%)
GWh
2014
(%)
Part.
(%)
GWh
2015
(%)
Part.
(%)
GWh
(%)
Part.
(%)
Residencial
362,0
0,09
44,60
373,1
0,03
44,68
400,2
0,07
45,14
431,3
7,77
45,07
Industrial
43,8
0,16
5,40
37,3
- 0,15
4,47
36,9
- 0,01
4,16
39,1
3,37
3,98
Comercial
188,6
0,18
23,24
193,3
0,02
23,15
209,7
0,08
23,65
225,2
7,63
23,58
Rural
38,9
0,10
4,80
39,8
0,02
4,76
41,5
0,04
4,68
45,7
10,29
4,78
Poder Público
125,5
0,22
15,47
116,9
- 0,07
14,00
117,3
0,00
13,23
122,0
4,07
12,75
37,1
0,16
4,57
46,3
0,25
5,54
46,1
- 0,00
5,20
47,2
2,52
4,93
Serviço Público
14,5
- 0,37
1,79
27,2
0,87
3,25
33,7
0,24
3,81
45,6
35,22
4,77
Consumo Próprio
1,1
0,04
0,13
1,2
0,11
0,14
1,2
0,00
0,13
974
-17,85
0,10
Total
811,7
0,12
100,00
835,1
0,03
100,00
886,7
0,06
100,00
956,8
7,92
100
15
Evolução do consumo de energia com percentual de crescimento e participação.
Considerando os montantes de energia supridos e a energia entregue aos consumidores livres, a
energia fornecida através do sistema de distribuição da Eletrobras Distribuição Acre alcançou
o montante de 980,4 GWh em 2015, apresentando crescimento de cerca de 19% em relação ao
ano de 2012.
2012
2013
2014
2015
GWh
GWh
GWh
GWh
Energia Vendida
811,7
835,1
886,7
956,8
Suprimento + Mercado Livre
7,53
16,69
17,88
23,6
Total
819,23
851,8
904,6
980,4
Mercado Distribuído
Mercado da Eletrobras Distribuição Acre de 2012 a 2015.
3.4 Organograma Funcional
A atual estrutura organizacional é constituída pela Presidência e mais cinco diretorias:
Diretoria de Gestão, Diretoria Financeira, Diretoria Comercial, Diretoria de Planejamento e
Expansão e Diretoria de Regulação e Projetos Especiais. A última alteração da estrutura
organizacional da Eletrobras Distribuição Acre ocorreu em 2014.
Assembleia Geral
Conselho Fiscal
Conselho de
Administração
Auditoria Interna CAD
Aprovado na 31ª Reunião Ordinária
da Diretoria Executiva
RES nº 049/2014, de 29/07/2014
Diretoria Executiva
Presidência – PR
Ass. de Comunicação Social
e Rel. Institucionais - PRC
Diretoria de Regulação
e Projetos Especiais DR
Departamento de Regulação
e Projetos Especiais - DRE
Diretoria de
Planejamento e
Expansão - DP
Departamento de Projetos,
Normatização e Engenharia
do Empreendimento - DPE
Gerência de Planejamento, Projetos
e Estudos da Expansão - DPEP
Assessoria Jurídica - PRJ
Ouvidoria - OUVI
Gerência de Mercado de Energia –
DCME
Departamento Comercial
– DCA
Gerência de Orçamentação e
Controle - DPEC
Gerência de Grandes Consumidores
– DCAC
Gerência de Implantação do
Empreendimento - DPEA
Gerência de Atenção aos Clientes –
DCAA
Secretaria Geral - PRSG
Gerência de Universalização do
Acesso à Energia - DPLT
Gerência do Escritório de Projetos,
Planejamento e Acompanhamento
dos Indicadores – PRPI
Diretoria Comercial
DC
Gerência de Faturamento – DCFF
Gerência de Cobrança – DCFC
Gerência de Cadastro e Leitura de
Medidores - DCFL
Gerência de Riscos Corporativos,
Seguros e SOX - PRRC
Departamento de Medição
e Combate às Perdas DCM
Gerência de Sustentabilidade e
Responsabilidade Socioambiental –
PRRS
Gerência de Engenharia e Operação
da Medição - DCMM
Gerência de Serviços Gerais, e
Infraestrutura – PRAS
Gerência de Medição de Grandes
Consumidores - DCMG
Gerência de Transportes, Protocolo e
Arquivo – PRAT
Gerência de Fiscalização - DCMF
Superintendência de
Operação - PRO
Departamento de
Serviços - PRS
Gerência de Serv. Técnicos
Comerciais e Manut. Vale do Baixo
Acre – PRSBA
Gerência de Serviços Técnicos
Comerciais e Manut. do Vale do
Alto Acre - PRSA
Gerência de Serviços Técnicos
Comerciais e Manut. do Vale do
Juruá - PRSJ
Gerência de Gestão de
Manutenção e Obras MT/BT PRSM
Gerência de Planejamento e
Controle de Manutenção e Obras
da MT/BT - PRSP
Diretoria Financeira
DF
Departamento de
Contabilidade e Gestão
de Ativos - DFC
Gerência de Gestão de Ativos DFCA
Gerência de Planejamento e Gestão
de Tributos - DFCT
Departamento de
Orçamento e Gestão
Financeira - DFF
Gerência de Caixa, Tesouraria,
Contas a Pagar e a Receber - DFFT
Orçamento - DFFO
Diretoria de Gestão
DG
Gerência da Qualidade dos
Processos e Documentação
Normativa - DGQP
Departamento de Gestão
de Pessoas - DGP
Gerência de Administração de
Pessoal - DGPP
Gerência de Desenvolvimento de
Pessoas - DGPD
Gerência de Segurança e Medicina
do Trabalho - SESMT
Departamento de Tecnologia
da Informação e
Telecomunicações – DGT
Gerência de Infraestrutura e
Suporte de Informática - DGTI
Gerência de Sistemas e Análise de
Negócios - DGTS
Departamento de Logística
e Suprimentos – DGS
Controle de Estoques - DGSP
Gerência de Aquisição e
Contratação - DGSA
Gerência de Suporte à Gestão de
Contratos - DGSC
Departamento de
Operação - PRP
Gerência do Centro de Operação
Integrado - COI
Gerência de Pós Operação e
Apuração de Indicadores - PRPQ
Gerência da Geração - PRPG
Gerência de Estudos Elétricos e
Manut. de Prot. Automação –
PRPM
Gerência da Manutenção de AT e
Telecom Operativa - PRPT
Gerência de Pré-Operação e
Cadastro Técnico - PRPC
16
As atribuições de todas as Unidades Organizacional estão descritas no Manual de Organização
cuja revisão foi aprovada em 31 de março de 2015 através da Resolução nº 022/2015 da
Diretoria Executiva.
As diretrizes estratégicas da empresa são definidas pela Diretoria Executiva, a qual é composta
por um colegiado que responde pela direção geral da Companhia, alinhada às diretrizes fixadas
pelo Conselho de Administração.
Quadro - Informações sobre áreas ou subunidades estratégicas
Áreas/
Subunidades
Estratégicas
Auditoria
Interna
Presidência
Diretoria
Regulação
Projetos
Especiais
Competências
Verificar o cumprimento das
diretrizes e atos normativos
internos e externos, através do
exame
dos
procedimentos,
registros, arquivos, documentos e
dados das funções e atividades
exercidas pela Companhia.
À Presidência compete, por meio
da atuação do Diretor Presidente, a
orientação político-administrativa e
a representação da Companhia.
de Compete à Diretoria de Assuntos
e Regulatórios e Projetos Especiais
planejar, orientar, supervisionar,
coordenar e controlar as atividades
referentes à regulação técnica,
comercial e econômico-financeira,
bem como aquelas que dizem
respeito a projetos de pesquisa e
desenvolvimento,
eficiência
energética, ouvidoria e projetos
especiais, de acordo com o que
estabelece o contrato de concessão
e a legislação vigente.
Diretoria
de À Diretoria de Planejamento e
Planejamento e Expansão
compete
planejar,
Expansão
orientar, supervisionar, coordenar e
controlar as atividades referentes
ao planejamento e implantação da
expansão dos sistemas elétricos de
distribuição e subtransmissão, de
forma a garantir o atendimento da
demanda do mercado consumidor
de energia na área de concessão,
bem como as atividades vinculadas
à
gestão
e
monitoramento
ambiental das atividades da
Companhia.
Titular
Solange
Correa
Cargo
C.
Ricardo
Alexandre
Xavier Gomes
Período de atuação
Gerente da
Auditoria Interna
Diretor Presidente
Nélisson Sérgio
Hoewell
Diretor
Pedro Mateus de
Oliveira
Diretor
17
Diretoria
Comercial
Diretoria
Financeira
Diretoria
Gestão
Compete à Diretoria Comercial
referentes
ao
relacionamento
comercial da Companhia com seus
consumidores, de acordo com o
que estabelece o contrato de
concessão e a legislação vigente,
bem como as atividades relativas a
projeções de mercado e compra de
energia.
Compete à Diretoria Financeira
referentes contabilidade geral e de
custos, contas a pagar e a receber,
orçamento,
tesouraria,
gestão
tributária e fiscal, controle
patrimonial, seguros, captação de
recursos,
investimentos
e
aplicações.
de Compete à Diretoria de Gestão
referentes à gestão de pessoas,
treinamento e desenvolvimento,
segurança e medicina do trabalho,
relações trabalhistas e sindicais,
suprimentos e administração de
materiais, transporte, tecnologia da
informação,
organização
e
métodos, documentação e arquivo
e serviços gerais.
Luiz Armando
Crestana
Diretor
Paulo Roberto
dos
Santos
Silveira
Diretor
Luis
Hiroshi Diretor
Sakamoto
3.5 Macroprocessos Finalísticos
As empresas Eletrobras têm realizado esforços para melhorar sua integração, rentabilidade e
sustentabilidade, incluindo ações voltadas para o aumento da eficiência operacional, buscando
elevá-las a níveis de referência do mercado.
Através da Resolução nº 411, de 27 de julho de 2015 a holding aprovou a Arquitetura de
Processos das empresas Eletrobras cujo objetivo é estabelecer a visão sistêmica, a cadeia de
valor e os dois primeiros níveis de detalhamento do mapa de processos, bem como os objetivos
e indicadores estratégicos a fim de identificar os processos críticos afetados pela estratégia e
estabelecer seus indicadores de desempenho. A arquitetura de processos das empresas
Eletrobras encontra-se representada em três níveis de detalhamento, na seguinte sequência:
 Cadeia de Valor, composta pelo conjunto de Macroprocessos;
18
 Visão Sistêmica dos negócios de Geração & Comercialização, Transmissão e
Distribuição;
 Mapa de Processos, composto por Processos de 1º Nível e Processos de 2º Nível.
Os Macroprocessos do negócio de Distribuição são apresentados no Quadro A.1.4. As ações
empresariais no âmbito de cada macroprocesso são conduzidas de acordo com as orientações
dos Diretores das áreas pertinentes, de acordo com o Plano Estratégico da Distribuição 20122022.
Quadro – Macroprocessos Finalísticos
Macroprocessos
Prospecção do
Negócio
Descrição
Objetivo: Embasar a
tomada de decisões para o
Planejamento Empresarial
através da disponibilização
de informações de
mercado e carga de forma
organizada.
Descrição: Do Estudo de
Mercado até a
disponibilização de
informações de mercado e
carga.
Objetivo: Elaborar o
plano de obras para
expansão com o objetivo
de atender ao mercado em
conformidade com o
ambiente regulatório e a
estratégia da empresa.
Planejamento da
Descrição: Da análise das
Expansão
informações sobre
mercado, necessidades
operacionais e comerciais,
passando pela realização
dos estudos elétricos, até a
elaboração do plano de
obras da expansão da
empresa.
Objetivo: Cumprir a
Implantação do
execução do plano de
Empreendimento
obras em conformidade
Produtos e Serviços
Principais Clientes
Subunidades
Responsáveis
Macroprocesso
Contratação de
Energia
- Informações para Macroprocesso
Projeção de Mercado e Planejamento da
Carga (Projeção).
Expansão
- Dados de
medições de fronteira.
- Informações para Macroprocesso
Projeção de Mercado e Disponibilização de
Carga.
Energia
- Demanda de
suporte técnico pelas
empresas Eletrobras;
- Demanda de
Tecnologia e P&D+I.
- Demandas de
DC
DCC
DCME
Macroprocesso
Tecnologia e P&D+I
Macroprocesso
Tecnologia e P&D+I
- Demandas de
Tecnologia e P&D+I.
Macroprocesso
Gestão Empresarial
DP
DPE
DPEP
DPEO
DPEA
DPLT
- Plano de Expansão
Macroprocesso
do Sistema.
Implantação do
Empreendimento
- Empreendimento
com Termo de
conclusão da obra;
Macroprocesso
Disponibilização de
Energia
DP
DPE
DPEP
19
Macroprocessos
Disponibilização
de Energia
Descrição
com o prazo, custos e
exigências do órgão
regulador.
- Cadastro da obra
no SGTD;
-
As Built da obra;
Descrição: Do plano de
obras da expansão até o
encerramento da obra.
-
LO.
- Informações de
atendimento ao
serviço;
- Apoio técnico e
operacional às áreas;
- Cadastro da rede
no SGTD.
- Capitalização do
Ativo Imobilizado.
- Informações e
resultados dos
indicadores de
desempenho do
Sistema;
- Respostas às
solicitações de
ouvidoria, ofícios da
ANEEL e indicadores;
Objetivo: Contribuir para - Respostas às
a máxima disponibilidade solicitações dos órgãos
de mídia sobre
do fornecimento de
interrupções do
energia elétrica, com
qualidade e continuidade, Sistema;
- Informações dos
preservando o meio
ambiente, a satisfação dos resultados de
indicadores de gestão
clientes e colaboradores,
da Operação;
conforme estabelecido
pelo Órgão Regulador.
- DIC, FIC e
compensação por nível
Descrição: Desde o
de tensão;
planejamento da operação - Histórico de
e da manutenção até a
queima de
análise de desempenho das transformadores por
mesmas.
sobrecarga;
- Histórico de
atendimento às
ocorrências módulo
OPER;
- Histórico de
manutenção módulo
MAN.
- Relatório das
necessidades
Principais Clientes
Subunidades
Responsáveis
DPEO
DPEA
DPLT
PRO
DF
Macroprocesso
Comercialização e
Relacionamento com
o Cliente
Macroprocesso
Gestão de Finanças
Macroprocesso
Comercialização e
Relacionamento com
o Cliente
PRP
PRS
PRO
PRRS
DC
DCC
DCCA
DCME
DR
Macroprocesso
Planejamento da
20
Macroprocessos
Descrição
Principais Clientes
operacionais;
Expansão
Subunidades
Responsáveis
- Cadastro de rede
atualizado;
- Disponibilizar
módulo OPER /
módulo PROJ
- Disponibilizar
módulo MAN /
módulo PROJ
- Acesso ao módulo
5: Estudos e
Planejamento;
- Disponibilização
do módulo PROJ /
módulo CADASTRO.
- Demandas de
- Demandas de
Tecnologia e P&D+I.
- Solicitação de
regularização de nível
de tensão.
Comercialização
e
Relacionamento
com o Cliente
Objetivo: Atender a
demanda do cliente com
qualidade, segurança e
dentro dos prazos
regulatórios, garantindo
sua satisfação e visando a
Sustentabilidade do
Negócio.
Descrição: Da análise e
cumprimento da
regulamentação atinente à
comercialização de
Energia e prestação de
serviços, até a gestão do
relacionamento com o
cliente.
- Manifestação
respondida com
posicionamento
técnico.
- Demandas de
- Demandas de
Tecnologia e P&D+I.
Macroprocesso
Tecnologia e P&D+I
Macroprocesso
Implantação do
Empreendimento
Macroprocesso
Gestão do
Relacionamento com
as Partes
Interessadas;
Desempenho do
Sistema
Macroprocesso
Tecnologia e P&D+I
- Solicitação de
extensão de Rede.
Macroprocesso
Implantação do
Empreendimento
- Solicitação de
acesso;
- Informações do
Sistema Comercial;
- Informações de
carga.
Macroprocesso
Prospecção do
Negócio
- Solicitações de
Acesso.
Macroprocesso
Planejamento da
Expansão
DR
DC
DCC
DCCA
DCCF
DCCC
DCCL
DCCG
OUVI
21
Macroprocessos
Descrição
-
Contratação de
Energia
Objetivo: Atender à
totalidade do mercado
através da contratação de
energia elétrica de forma
rentável.
Descrição: Desde a
análise e cumprimento da
regulamentação até à
gestão dos contratos.
Principais Clientes
Subunidades
Responsáveis
Emissão de fatura;
- Fatura para
recuperação da perda;
- Baixa de
arrecadação;
- Informações de
Inadimplência;
- Repasse de valores
de terceiros;
- Tratamento das
situações de
inadimplência;
- Recuperação da
receita.
- Repostas das
reclamações dos
clientes com
posicionamento
técnico enviadas para
ouvidoria;
- Solicitações de
intervenção do
Sistema oriundas da
área Comercial;
- Cadastro da
Unidade Consumidora
Consolidado.
- Demandas de
- Demandas de
Tecnologia e P&D+I.
- Relatórios de
contabilização e
liquidação da CCEE;
- Processo de
Pagamento referente à
contratação de
energia;
- Documento de
penalização.
Macroprocesso
Macroprocesso
Disponibilização de
Energia
Macroprocesso
Tecnologia e P&D+I
Macroprocesso
DR
DC
DCC
DCME
DF
DFC
3.6 Composição acionária do Capital Social
Quadro – Composição Acionária do Capital Social*
22
ACIONISTA
Centrais Elétricas Brasileiras-ELETROBRAS
QUANTIDADE
AÇÕES
104.706.713.291
Próspero Serviços LTDA.
VALOR
(R$ MIL)
448.497
2.414.789.260
18.487
Cia. Indústria H. C. Schineider
341.270.106
2.613
Coop. Eletrificação Rural Mal. C. Rondon
253.482.139
1.941
Atrium Participacões Ltda
333.430.888
2.553
Outros Acionistas
221.730.839
Total
108.271.416.523
1.698
475.789
* O quadro foi alterado conforme a composição acionária da UPC.
3.7 Participação em outras sociedades
A empresa possui uma participação mínima nas ações das Centrais Elétricas do Norte do Brasil
– Eletronorte.
3.8 Principais eventos societários ocorridos no exercício
O principal evento societário registrado na Companhia no exercício de 2015, foi a apuração de
créditos a receber da conta de consumo de combustíveis fósseis – CCC-ISOL, no montante de
R$ 174.518 milhões, líquido dos valores registrados no ativo, no montante de R$ 325.029
milhões, e no passivo, no montante de R$ 150.511 milhões, referentes a parcelamento de
impostos do período de julho de 2009 a dezembro de 2014, e a reembolsos de impostos de
janeiro a dezembro de 2015. Tais créditos a receber vem sendo calculados e registrados
mensalmente pela Companhia, com basse na Lei nº 12.111/2009, no decreto nº 7.246/2010 e
em Resoluções da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
23
4 Planejamento Organizacional e Desempenhos Orçamentários Operacional
4.1 Planejamento Organizacional
O processo de planejamento e gestão do Sistema Eletrobras vem avançando ao longo dos anos.
O Plano Estratégico 2010-2020, com atualização em 2014 para a versão 2015-2030 contou
com a avaliação de diversos cenários, as atratividades dos negócios no mercado de energia, as
potencialidades existentes nas empresas Eletrobras e as aspirações de nossos acionistas. Foram
também elaborados estudos para apoiar as decisões quanto ao portfólio de negócios, a revisão
da Identidade Empresarial (Missão, Visão e Valores) e o estabelecimento de Diretrizes,
Objetivos e Estratégias para o período de 2015-2030. A partir do desdobramento do
Planejamento Estratégico foi elaborado o Plano Diretor para os Negócios do Sistema
Eletrobras, contemplando focos, objetivos, estratégias, projetos e iniciativas, capaz de orientar
as grandes metas para Geração, Transmissão, Distribuição e Gestão Corporativa.
Em 2012, o Plano Diretor de Negócios e Gestão (PDNG) para o quinquênio 2013-2017,
refletia uma imediata tomada de posição da Eletrobras diante do novo ambiente de negócios do
setor elétrico brasileiro que então se apresentava, por meio de uma atenção ainda maior na
redução de seus custos em relação às suas receitas, na reestruturação de seus processos
empresariais e na otimização dos esforços de integração e sinergia entre as suas empresas. Por
conseguinte, o PDNG 2014-2018, publicado em 2014, da mesma forma que seu antecessor,
colocou em prática um realinhamento estratégico apoiado em pilares voltados à eficiência
operacional, expansão sustentável e novo modelo de governança e gestão, que resultou na
pactuação de Planos de Negócio específicos, passíveis de imediata tradução em planos de ação
operacionais. O PDNG para o período 2015-2019 surge como o primeiro desdobramento do
PE 2015-2030, contemplando metas e projetos para o alcance dos objetivos estratégicos
descritos nesse Plano Estratégico, e se apresenta como uma evolução do PDNG 2014-2018.
Em outro sentido, visando dar sustentação ao equilíbrio econômico e financeiro futuro das
empresas e atender aos objetivos estratégicos da Eletrobras e suas controladas de atingir os
objetivos de eficiência, expansão e rentabilidade, foram aprovadas, através da Deliberação
DEL-134/2009, de 30/10/09, as “Novas Regras de Governança Corporativa das Controladas do
Sistema Eletrobras” e dentro das Novas Regras de Governança ficou determinado a elaboração
do Contrato de Metas de Desempenho Empresarial, sendo estabelecidas as metas e os
resultados a serem alcançados para maior eficiência, robustez e rentabilidade financeira para a
Eletrobras e suas controladas, bem como as condições de acompanhamento e monitoramento
do CMDE.
Em outubro de 2009 foi apresentada ao Conselho de Administração da Eletrobras (CAE), a
proposta da Eletrobras para a capitalização das dívidas das suas empresas controladas. Na
ocasião, o CAE resolveu condicionar essa capitalização à celebração de um Contrato de Metas
de Desempenho Empresarial (CMDE) entre a Holding e suas controladas. Assim, em 30 de
24
dezembro de 2009, após aprovação pelo CAE dos estudos que resultaram na definição de
indicadores metas a serem pactuados, a Eletrobras e cada uma de suas Controladas assinaram o
contrato pactuando metas de desempenho para o ano de 2010.
Durante o primeiro semestre de 2011, após apurados os resultados do CMDE-2010, e o CAE
recomendou a incorporação de novos indicadores aos já existentes, ainda em 2011, adequando
ao novo padrão IFRS (International Financial Reporting Standards). O CAE estabeleceu,
ainda, um conjunto de indicadores para apuração do desempenho global das operações
consolidadas da Eletrobras, o que inclui o resultado das operações da holding e o resultado
consolidado das empresas Eletrobras.
As empresas Eletrobras vêm atuando para melhorar os seus mecanismos de gestão na busca de
melhores níveis de desempenho. O CMDE é um dos pilares importantes nesse processo, pois
induz a gestão da performance dos processos em diferentes níveis das empresas e da holding.
A nova realidade do setor elétrico nacional impõe um necessário e imediato realinhamento
estratégico da Eletrobras. As condicionantes introduzidas para a gestão e obtenção de receitas a
partir de concessões prorrogadas implicam forçosamente redução do custeio e aumento das
receitas, captura de sinergias inerentes à atuação integrada das empresas Eletrobras,
reestruturação societária e organizacional, melhorias nos processos de gestão e um enfoque
sobre a expansão que garanta o retorno adequado sobre o investimento e o melhor
desempenho.
Portanto, o momento vivido pela Eletrobras conjuga desafios importantes a serem superados,
assim como um conjunto de oportunidades cujo descarte representa um equivoco estratégico.
Dessa forma, as metas do CMDE para o período de 2013 a 2017, cuja discussão vem
ocorrendo entre a holding e suas Controladas, desde maio de 2013, apontam para uma elevação
consistente dos padrões de desempenho operacional e níveis de investimento capazes de
produzir novas receita e absoluta prioridade para a redução do custeio.
4.1.1 Descrição sintética dos objetivos dos exercícios
Em 06.11.2013 foi aprovado pelo Conselho de Administração a DEL-025/2013, a proposta de
Metas para os indicadores a serem pactuados no 3º Termo aditivo ao Contrato de Metas de
Desempenho Empresarial da Companhia, contemplando o período 2013 a 2017, em
observância ao que estabelece o Estatuto Social da Empresa.
Neste sentido, foram adotadas as seguintes premissas para a proposição de metas do CMDE
2013-2017 para as Empresas de Distribuição:
1) PMSO: atingir até 2015 os valores de PMSO regulatório definidos pela ANEEL. As
metas para 2016 serão corrigidas pelo IPCA, tendo como base o exercício anterior. No
total das distribuidoras a redução deverá ser igual a 30%, com uma variação de +/- 10%
25
2)
3)
4)
5)
6)
7)
e o valor total dos gastos com PMSO das EDE não deverá exceder o total dos gastos
estabelecidos pela ANEEL.
ROL: adoção dos valores propostos pelas empresas de distribuição em novas projeções
apresentadas, em ago-set/2013, à Diretoria Financeira da holding.
Realização de Investimentos: adoção de percentual de realização igual a 90%.
Indicadores das dimensões do ISE: crescimento gradual para atingir em 2017 o valor
médio da carteira do ISE ou crescimento anual de 5%, tendo como referência o
resultado apurado em 2012, da seguinte forma: i) ED Acre: média do realizado de 2012
de Amazonas Energia e ED Piauí.
Indicadores Operacionais DEC, FEC e perdas: adoção, tanto quanto possível, dos
padrões regulatórios vigentes.
Para o indicador abaixo relacionado houve mudança no seu protocolo de cálculo em
relação àquele que já vinha sendo adotado em ciclos anteriores do CMDE.
a) EBITDA/ROL
ROL: foi ajustada para não incluir a Receita de Construção.
Nos indicadores abaixo relacionados, a meta/resultado pactuada/apurado obedecerá ao
seguinte critério:
a) DÍVIDA LIQUIDA / EBITDA: será considerada a DÍVIDA LÍQUIDA;
b) LUCRO LÍQUIDO / PATRIMONIO LÍQUIDO: será considerado o LUCRO
LÍQUIDO.
4.1.2 Estágio de implementação do Planejamento Estratégico
Conforme informado, os objetivos estabelecidos no Contrato de Metas de Desempenho
Empresarial – CMDE passaram a vigorar desde o ano de 2010. Anualmente as metas são
revistas de forma a promover um alinhamento entre a atuação do mercado e as necessidades
da Companhia.
A seguir os resultados dos indicadores e metas de desempenho no período de 2013 a 2017:
Indicadores e Metas para o Período de 2013 a 2017
Indicadores de
Desempenho Melhor
PMSO/ROL
Serviço da
Dívida
Líquida/Ebitda
Retorno sobre
o Patrimônio
Líquido
Uni.
Realizado
2013
%
39,60%
Índice
N/A
%
Meta
2013
Realiz.
2014
Meta
2014
Realiz.
2015
Meta
2015
Meta
2016
Meta
2017
40,80% 34,20% 24,50% 49,50% 42,70% 15,50% 14,50%
30,5
-18,5%
N/A
9,58
5,9%
N/A
6,67
149,2% 14,8%
6,3
5,90
12,5%
15,8%
26
Invest.
Realizado /
Invest.
Aprovado
%
54,47%
Margem % do
EBITDA
(EBITDA/ROL)
%
-29,96%
2,7%
28,2%
15,9%
-56,1%
23,7%
24,8%
25,8%
IASC ANEEL
%
N/A
50,0%
N/A
51,5%
N/A
53,0%
54,6%
56,3%
DEC
horas
72
54,4
63,9
40,8
56,4
53,6
29,5
25,0
FEC
ocorr.
47,4
44,2
40,9
33,2
40,7
36,7
24
20,4
Perdas
%
24,26%
19,75% 23,70% 18,10% 23,30% 22,90% 15,30% 14,00%
Índice de
Inadimplência
%
13,70%
14,6%
14,0%
14,5%
12,9%
13,8%
6,5%
5,9%
Satisfação de
Colaboradores
%
59,95
66,00%
N/A
N/A
N/A
68,00%
N/A
70,0%
90,00% 68,60% 90,00% 43,80% 90,00% 90,00% 90,00%
4.1.3 Vinculação dos Planos da Unidade com as competências institucionais e outros
planos
O CMDE tornou-se o documento base da Companhia. Por meio do qual, demais planos de
ações são construídos obedecendo as metas pré-estabelecidas bem como as atribuições e
competências instituídas no Manual de Atribuições da Organização.
4.2 Desempenho Orçamentário*
O Programa de Dispêndios Globais – PDG -2015 da Companhia, aprovado pela Eletrobras e
DEST, compreendeu as seguintes dotações econômico-financeiras e respectivas realizações:
PDG – 2014 - DEMONSTRATIVO DE USOS E FONTES – 2014 (em R$ mil)
Quadro – Desempenho Orçamentário
DESCRIÇÃO
Aprovado
Realizado
% Realização
RECURSOS
852.478
805.891
93%
Receita Operacional
779.911
765.817
98%
Recursos Não Operacionais
69.667
29.393
42%
Recursos Financeiros LP
2.900
10.681
0%
Variação do Disponível
17.017
119.493
765%
27
869.495
925.384
106%
Investimentos
121.400
53.171
44%
Pessoal e Encargos
37.251
33.494
90%
Materiais e Produtos
385.767
387.674
100%
Serviços de Terceiros
55.933
51.645
92%
Utilidades e Serviços
1000
775
78%
Tributos e Encargos Para fiscais
192.271
255.203
133%
Amortização Financiamentos LP
45.677
48.635
106%
Encargos Financiamentos LP
9.869
4.661
47%
Encargos Empréstimos CP
4.405
1.046
24%
Demais Dispêndios Correntes
15.920
89.080
560%
DISPÊNDIO
4.3 Desempenho Operacional*
As Demonstrações Financeiras da Companhia, em conformidade com as práticas contábeis
adotadas no Brasil, consolidou o exercício de 2015 com um prejuízo de R$ 184.771 mil contra
um lucro líquido de R$ 25.930 milhões em 2014. Podemos comparar este resultado através do
resumo dos Demonstrativos dos Resultados dos Exercícios abaixo apresentados em mil:
Quadro – Desempenho operacional
Resultados
2015
2014
Variação
(2015-2014)
Receita Operacional Bruta
654.551
513.093
27,57%
Receita Operacional Líquida
399.954
374.145
6,90%
Despesas operacionais
(516.355)
(288.808)
78,79%
Resultado do serviço de energia elétrica
(116.400)
85.337
-236,40%
(68.370)
(59.407)
15,09%
Resultado Operacional
(184.771)
25.930
-812,58%
LUCRO LÍQUIDO (PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO
(184.771)
25.930
-812,58%
Resultado Financeiro
4.3.1 RECEITA OPERACIONAL LIQUIDA – ROL
No exercício de 2015, a receita operacional bruta atingiu R$ 654.551 mil representando um
acréscimo de 27,57% em relação a 2014, que alcançou o valor de R$ 513.093 mil,
principalmente em função do reajuste positivo proporcionado no Reajuste Tarifário em
28
novembro de 2014 que influenciou no faturamento de janeiro a novembro de 2015. Abaixo
detalhamento da Receita Operacional Líquida, em mil:
Receitas Operacionais
Fornecimento e Suprimentos
2015
2014
Variação (20152014)
602,127
454.407
32,50%
Receita de Construção
35.983
46.926
-23,32%
Outras Receitas
16.441
11.760
39,80%
Receita Bruta Total
654.551
513.093
27,56%
(158.772)
(133.604)
18,83%
Encargos Setoriais
(51.527)
(2.647)
1.846,61%
Outras Deduções
(44.299)
(2.697)
1.542,52%
(254.598)
(138.948)
83,23%
399.954
374.145
6,89%
Tributos e Contribuições Sociais
Deduções da Receita
4.3.2 DESPESAS OPERACIONAIS
Custos Não Gerenciáveis (Parcela A)
A despesa com energia elétrica comprada para a revenda e demais encargos no exercício de
2015, foi de R$ 239,1 milhões comparados aos R$ 127,6 milhões, no exercício de 2014,
representando uma variação de 87,42%. Este aumento foi fortemente influenciado pelos
eventos ocorridos entre 2013 e 2014, em que algumas empresas distribuidoras ficaram sem o
devido lastro contratual de energia, tendo que obter essa energia no chamado mercado de curto
prazo, mercado esse que, diante do cenário hidrológico desfavorável, além de outras
intervenções governamentais que influíram diretamente no setor elétrico, teve seu custo
altamente elevado.
Custos Gerenciáveis (Parcela B)
A despesa total com pessoal, no exercício de 2015 foi de R$ 42,431 mil contra uma despesa de
R$ 40.030 milhões em 2014, este aumento foi ocasionado pelo reajuste salarial e benefícios,
conforme previsto pelo ACT – Acordo Coletivo de Trabalho.
As despesas com serviços de terceiros, apresentaram aumento de 8,3%, passando de R$ 48,7
milhões em 2014, para R$ 52,7 milhões em 2015, principalmente devido à implementação de
serviços de corte, religação e operação pela maior parte do exercício de 2015, que em parte não
haviam sido realizados em 2014.
4.4 Apresentação e análise dos indicadores de desempenho*
29
A Companhia apresentou uma melhoria significativa na maior parte de seus indicadores,
operacionais, melhorando consideravelmente sua estrutura de capital. Apresentou, também
uma aumento na Dívida Bruta, cujo principal fator foi a negociação de dividas com o
fornecedor de combustível para geração de energia dos sistemas isolados, além da repactuação
de dívidas com empréstimos e financiamentos de curto prazo com a Eletrobras.
Quadro – Análise dos indicadores de desempenho
2015
2014
Receita Operacional Bruta
654.551
513.093
Variação
(2015-2014)
27,57%
399.954
374.145
6,89%
EBITDA (LAJIDA)
98.361
99.808
-1,44%
Resultado do Serviço - EBIT
(114.532)
85.546
-233,88%
Resultado Financeiro - Exceto JSCP
(70.171)
(59.407)
18,11%
Lucro Líquido (Prejuízo) do Exercício
(184.771)
26.139
-806,87%
Ativo Total
915.320
846.702
8,10%
Dívida Bruta (Finan. e Empréstimos)
283.209
233.563
21,25%
Dívida Líquida (Dívida - Caixa e Equ. de Caixa)
264.708
209.066
26,61%
(129.684)
54.906
-336,19%
Margem EBITDA
24,59%
26,68%
-7,83%
Margem EBIT
-28,63%
22,86%
-225,24%
Margem Líquida
-46,19%
6,99%
-760,8%
Cobertura de Juros (EBITIDA/Resultado Financeiro) - Em vezes
1,40
1,68
-16,67%
Dívida Líquida/EBITIDA
2,69
2,09
28,71%
30,94%
28%
10,50%
Valor Patrimonial por Ação (R$/ação)
0,00766
0,00766
0,0%
Lucro Líquido por Ação (R$/ação)
-0,00119
0,00042
-336,18%
Conciliação EBITDA
2015
2014
Lucro Líquido
(184.771)
Dados Econômico-Financeiros - R$ mil
Patrimônio Líquido
Indicadores Econômico-Financeiros
Passivo Total x Endividamento
Ações
Resultado da Lei 12.783/13
Receita Financeira
(35.931)
26.139
Variação
(2015-2014)
-806,87%
-
-100,00%
(27.128)
32,45%
30
Despesa Financeira
Depreciação e Amortização
EBITDA
104.301
86.535
20,53%
16.171
14.262
13,39%
(100.230)
99.808
-200,42%
INDICADORES
2015
Custo do Serviço / Receita Operacional Líquida
2014
129,10%
77%
(Fornecedores + Empréstimos) / Passivo Total
82%
66%
Perfil do Endividamento C. Prazo (%)
46%
25%
Perfil do Endividamento L. Prazo (%)
68%
75%
Liquidez Corrente (R$)
1,49
0,91
16.446
12.618
Receita Operacional Líquida por Empregado (R$)
1.550
1.423
Prazo Médio de Contas a Receber (dias)
40,00
40,00
-85,914
99.808
Custo Médio Mensal por Empregado (R$)
EBITIDA (R$ Mil)
Estrutura do Capital - O quadro a seguir demonstra que a Companhia em 2015 está com o
Patrimônio Líquido descoberto.
Quadro – Patrimônio Líquido Descoberto
Descrição
Em 01 de janeiro de 2014
Lucro do Exercício
Em 31 de dezembro de 2014
Integralização de Capital
Perdas sobre atuarial do plano de
benefício definido
Perdas sobre atuarial do plano de
Saúde pós-emprego
Resultado do Exercício
Capital Social
Outros
Resultados
Abrangentes
Prejuízos
Acumulados
Total
245.158
(446.391
-
(201.233)
-
25.930
-
25.930
475.789
(420.461)
(422)
55.328
-
-
-
-
183
183
-
-
-
-
-
(184.771)
-
(184.771)
475.789
(605.232)
(240)
(129.683)
-
* Os quadros sugeridos foram alterados de forma a contemplar a metodologia de apresentação do desempenho
orçamentário e operacional da UPC.
31
5. GOVERNANÇA
5.1 Descrição das estruturas de Governança
As práticas de governança seguidas pela Companhia de Eletricidade do Acre são baseadas nos
princípios da transparência, equidade e prestação de contas, tendo entre suas principais
características, a definição clara dos papéis e responsabilidades do Conselho de Administração,
Fiscal, Auditoria e Diretoria Executiva na formulação e execução das políticas e diretrizes
referente à condução dos negócios da empresa.
O Conselho de Administração (CA) da Companhia é composto por 6 (seis) membros titulares,
com mandato de 1 (um) ano, sendo permitida a reeleição. Uma destas vagas deve ser ocupada
por um membro indicado pelo Ministério de Planejamento, Orçamento e Gestão (MPOG) e
outra por um representante eleito pelos empregados da Companhia. As reuniões ordinárias são
mensais, podendo eventualmente existir reuniões extraordinárias. O Conselho Fiscal (CF) é
composto por 3 (três) membros titulares e 3 (três) membros suplentes, com mandato de 1 (um)
ano, sendo permitida a reeleição. Um destes membros (titular e suplente) deve ser indicado
pelo Ministério da Fazenda. As reuniões ordinárias são mensais, podendo ocorrer reuniões
extraordinárias quando necessário. Tanto o Conselho de Administração quanto o Conselho
Fiscal são eleitos por meio de Assembleia Geral da Companhia.
A Diretoria Executiva (DE) da Companhia é um órgão de deliberação colegiado que tem como
atribuição a gestão dos negócios das empresas de distribuição da Eletrobras, seguindo as
diretrizes estratégicas estabelecidas pelo Conselho de Administração. É coordenada pelo
presidente do CA e composta por 6 (seis) membros titulares, com mandato de 3 (três) anos,
sendo permitida a reeleição. É formada pelo Diretor-Presidente local e mais 5 (cinco) diretores
corporativos. As reuniões ordinárias são semanais, podendo haver reuniões extraordinárias
sempre que necessário. Os membros da Diretoria são eleitos pelo Conselho de Administração
da Companhia.
Demonstra-se abaixo o relacionamento da Auditoria Interna com as demais instâncias de
Governança da Unidade.
a) Indicação do estatuto ou normas que regulam a atuação da auditoria Interna. A Auditoria
Interna é regulada através da Norma de Auditoria Interna MPC PR-03/N-001, aprovada através
da Resolução de Diretoria nº 103/2014, de 15/12/2014 e do Regulamento da Auditoria Interna,
aprovado através da Deliberação de Diretoria nº 062/2011, de 13/12/2011.
b) Demonstração dos elementos que caracterizam a independência e objetividade da unidade
de Auditoria Interna, com base nos § 3º, 4º e 5º , Decreto nº 3.591/2000 ou outras formas
normas especificas que regulam a atuação da unidade de Auditoria Interna
32
A Independência da Auditoria Interna está caracterizada através do cumprimento do Disposto
no Decreto nº 3591/2000, conforme abaixo, como também, na norma de Auditoria que regula
a sua atuação MPC PR-03/N-001, de 15/12/2014, bem como, as disposições contidas no
Regulamento da Auditoria Interna, que estabelece no art. 3º do Regulamento, que a Auditoria
Interna tem como principais atribuições:
Art. 3º Compete à Auditoria Interna:
[...]
II - atuar, independentemente de provocação, sobre as atividades operacionais, administrativas
e econômico-financeiras da Empresa, acompanhando e avaliando a conformidade da execução
e do cumprimento das metas estabelecidas em seus projetos e ações e zelando pelo
cumprimento dos objetivos e metas estabelecidas, quanto à economicidade, eficiência, eficácia,
legalidade e legitimidade dos atos;
III – avaliar o desempenho dos processos organizacionais, estimulando o aperfeiçoamento
contínuo das práticas gerenciais, incentivando a eficiência no uso dos recursos e o adequado
gerenciamento dos processos;
IV - promover a realização de trabalhos de auditoria interna, visando avaliar a regularidade da
gestão, a eficácia e a eficiência dos serviços, recomendando providências necessárias ao
aprimoramento dos processos;
[...]
VI - recomendar à Diretoria da Empresa a correção ou aprimoramento de políticas, práticas e
procedimentos identificados no âmbito de suas atribuições;
VII - avaliar o cumprimento, pelas áreas, das recomendações ou determinações feitas pela
auditoria interna e pelos órgãos de controle interno e externo ou por outro órgão competente;
[...]
IX - comunicar ao Sistema de Controle Interno do Poder Executivo Federal e ao Conselho de
Administração, na forma e nos prazos estabelecidos pelas normas específicas, a existência ou
evidência de fraudes, falhas ou erros que coloquem em risco a continuidade da Empresa ou a
fidedignidade de suas demonstrações contábeis;
[...]
XV – encaminhar os relatórios de auditoria emitidos, consubstanciando o resultado dos
trabalhos realizados, ao(s) Diretor(es) da(s) área(s) auditada(s), ao Diretor Presidente, bem
como aos Conselhos de Administração e Fiscal e ao órgão ou à unidade de controle interno a
que estiver jurisdicionada e no prazo estabelecido em normativo.
33
A forma de atuação da Auditoria compreende a inclusão, em seus projetos de auditoria, de
análises que permitam aferir se os recursos da Companhia são empregados de forma eficaz na
consecução da missão e na realização dos objetivos e metas estabelecidos. Ademais, a
Auditoria Interna busca a realização de trabalhos voltados à análise dos controles internos das
áreas da Companhia, visando ao fortalecimento dos processos e, consequentemente, ao alcance
dos objetivos.
Com relação ao estabelecido no § 3º do Decreto 3591/2000, a Auditoria Interna da Eletrobrás
Distribuição Acre, vincula-se ao Conselho de Administração, conforme Organograma abaixo.
Estabelece o § 4o: Quando a entidade da Administração Pública Federal indireta não contar
com conselho de administração ou órgão equivalente, a unidade de auditoria interna será
subordinada diretamente ao dirigente máximo da entidade, vedada a delegação a outra
autoridade.
A Auditoria Interna esta subordinada diretamente ao Conselho de Administração.
§ 5o A nomeação, designação, exoneração ou dispensa do titular de unidade de auditoria
interna será submetida, pelo dirigente máximo da entidade, à aprovação do conselho de
administração ou órgão equivalente, quando for o caso, e, após, à aprovação da ControladoriaGeral da União
A designação da atual titular da Auditoria Interna, deu-se conforme estabelecido no
inciso acima declinado, a nomeação deu-se através da Resolução de Diretoria DP nº 124, de 24
de junho de 2003 e aprovação da Controladoria Geral de União através do Oficio nº
6243/2004/CGU-PR, Brasília 24 de março de 2004.
Ademais a Norma de Auditoria MPC PR-03/N-001, de 15/12/2014, estabelece a pág. 04, item
5, conforme abaixo:
5. RESPONSABILIDADES
1. Conselho de Administração
1.1.1 Deliberar sobre a aprovação do Plano Anual de Atividades da Auditoria Interna;
1.1.2 Deliberar sobre a aprovação do Relatório Anual de Atividades da Auditoria Interna;
1.1.3 Apreciar o Relatório Trimestral;
1.1.4 Deliberar sobre a aprovação da indicação para nomeação ou designação do gerente da
Auditoria Interna a ser submetida à análise da Controladoria-Geral da União – CGU.
c) Estratégia de atuação em relação à unidade central
A Auditoria Interna reporta-se administrativamente ao Diretor Presidente da Companhia.
Todos os Relatórios são encaminhados para conhecimento do Diretor-Presidente, ao Diretor da
área de afeta, ao Conselho de Administração e Conselho Fiscal.
34
d) Demonstração de como a área de auditoria interna está estruturada, de como é feita a
escolha do titular da Auditoria Interna, qual o posicionamento da unidade de auditoria interna
na estrutura da unidade.
A Auditoria Interna da Eletrobras Distribuição Acre, com relação aos Recursos Humanos
disponível para desenvolvimento dos trabalhos, está estruturada da seguinte forma:
•
•
01 Gerente de Auditoria - formação: Contador;
02 Auditores - formação: Contador.
A escolha do titular foi realizada seguindo o Disposto no decreto nº 3.591/2000.
e) Informações sobre como se certifica de que a alta gerencia, ao Conselho de Administração e
ao Comitê de Auditoria, quando houver, sobre riscos considerados elevados decorrentes da não
implementação das recomendações da Auditoria Interna.
A Alta Administração é alertada sobre o risco do não atendimento de determinada
Recomendação, através do próprio Relatório de Auditoria Interna, que tem o item especifico
denominado risco, onde estão descritas a sanções legais pelo descumprimento da
recomendação.
f) Descrição sistemática de comunicação à alta gerência , ao Conselho de Administração e ao
comitê de auditoria , quando houver, sobre riscos considerados elevados decorrentes da não
implementação das recomendações da auditoria interna
Durante todo o exercício de 2015, a cada trimestre, encaminha-se ao Conselho de
Administração para discussão em reunião, as recomendações de Auditoria não atendidas. A
partir de abril de 2016, em cumprimento a Instrução Normativa nº 24, de 17 novembro de
2016, o encaminhamento dar-se-á mensalmente.
g) Eventuais adequações na estrutura organizacional da unidade de Auditoria, inclusive
reposicionamento na estrutura da unidade, demonstrando os ganhos operacionais decorrentes.
Não houve adequações na estrutura organizacional decorrente.
Completando a estrutura de governança da Eletrobras Distribuição Acre, o Comitê de
Tecnologia da Informação, Automação e Telecomunicações CETIAT tem como objetivo
avaliar e recomendar à Diretoria Executiva da Eletrobras Distribuição Acre – EDACRE a
aprovação de políticas, diretrizes, planos e programas relacionados à Tecnologia da
Informação e Telecomunicações – TIC que os suportam, promovendo o alinhamento com as
orientações estratégicas corporativas.
E por fim o Comitê de Segurança da Informação e Comunicações - COSIC com a finalidade de
assessorar a implementação das ações de segurança da informação e comunicações - SIC no
âmbito da Eletrobras Distribuição Acre.
35
5.2 Informações sobre dirigentes e colegiados
No ano de 2015, a direção da Companhia era formada pelos seguintes dirigentes e colegiados:
 DIRETORIA EXECUTIVA
Diretor-Presidente – Ricardo Alexandre Xavier Gomes
Graduado em Engenharia Elétrica pela Universidade para o Desenvolvimento do Estado e Região do
Pantanal – UNIDERP, com pós graduação em Redes de Computadores pela UNINORTE e
especialização em Sistemas de Proteção de Rede de Energia Elétrica pela UNIFEI – Itajubá-MG,
iniciou sua carreira como consultor interno na Empresa de Telecomunicações – Brasil Telecom,
responsável pela implantação e acompanhamento dos produtos de telecomunicação de grandes clientes
e governo. Na Eletrobras Distribuição Acre atuou como, Engenheiro de Automação e Assistente do
Diretor de Operações responsável pelo controle de todo o sistema de distribuição de energia elétrica do
Estado do Acre, manutenção e planejamento do sistema, representando o Diretor de Operações no
estado. A partir de 23/09/2015 assumiu o cargo de Diretor-Presidente da Eletrobras Distribuição Acre.
Diretor Comercial – Luiz Armando Crestana
Graduado em Engenharia Elétrica e Administração, exerceu diversas funções técnicas e burocráticas na
Companhia Estadual de Energia Elétrica do Estado do RS – CEEE; na Rio Grande Energia S.A – RGE
e na Sociedade Anônima de Eletrificação da Paraíba – SAELPA. Além disso, foi sócio-gerente da EC
CONSULT – Engenharia e Consultoria Ltda. A ênfase de sua atuação está na gestão comercial,
faturamento, sistemas de medição e automação, entre outras, mantendo seus conhecimentos sempre
atualizados e voltados para a liderança. Atua como Diretor Comercial da empresa desde 26/10/2011,
tendo sido reeleito para o mesmo cargo nos anos de 2012 e 2015.
Diretor de Gestão - Luis Hiroshi Sakamoto
É formado em Física pela Universidade de Brasília, com mestrado em Engenharia Nuclear pela
Universidade Federal do Rio de Janeiro/UFRJ. Ocupava, anteriormente o cargo de gerente de Projeto e
assessor da Presidência da Comissão Nacional de Energia Nucelar, diretor e chefe de Gabinete da
Secretaria Executiva e Secretário de Gestão do Ministério do Planejamento, diretor de Planejamento,
Gestão e Meio Ambiente da Eletronuclear. Atua como Diretor de Gestão da Companhia desde
01/05/2009, reeleito nos anos de 2012 e 2015, tendo sido indicado pela Eletrobras Holding
Diretor Financeiro - Paulo Roberto dos Santos Silveira
Graduado em Economia, com pós-graduação em Economia e Finanças pela Fundação Dom Cabral e
MBA em Energia Elétrica pela UFRJ. Empregado de carreira da Eletrobras onde trabalhou por 40 anos
exercendo diversas funções em diferentes empresas da Holding. Foi também Conselheiro Fiscal de
Furnas, Eletrosul e CHESF, Diretor-presidente da ED Rondônia e membro titular do Conselho Diretor
da ABRADEE. Em dezembro de 2009 se tornou Assistente Corporativo da Diretoria Financeira das
36
Empresas de Distribuição da Eletrobras e em 01/05/2014 assumiu a Diretoria Financeira das Empresas
de Distribuição da Eletrobras.
Diretor de Regulação e Projetos Especiais - Nélisson Sérgio Hoewell
Com formação em Ciências Econômicas e Especialização em “Administração e Planejamento para
Docentes” e “Novo Ambiente Regulatório, Institucional e Organizacional do Setor Elétrico”, está
elaborando dissertação referente ao Mestrado em Engenharia da Energia pela Universidade de
Itajubá/MG. Possui certificações em cursos e treinamentos ligados à área financeira, liderança e
regulação. Atua no Setor Elétrico, desde 1976. O histórico profissional registra o exercício em
relevantes cargos e participações em projetos no DNAEE, no MME e na Itaipu Binacional. Atuou por
cinco anos na ANEEL. Desde dezembro de 2010, com a vacância do cargo de Diretor, vem apoiando o
Diretor-Presidente nas ações ligadas aos assuntos regulatórios. Foi Presidente do Conselho de
Administração da CBEE/DF e membro do Conselho de Administração da CGTEE/RS. Autor do livro
“Matemática Financeira Sem Problemas”. Atua como Diretor de Regulação e Projetos Especiais desde
27/09/2011, tendo sido reeleito para o mesmo cargo nos anos de 2012 e 2015.
Diretor de Planejamento e Expansão - Pedro Mateus de Oliveira
Formado em Engenharia Elétrica e Mecânica pela Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais.
Trabalhou na Companhia Energética de Minas Gerais S/A – Cemig por 27 anos nos cargos de
Superintendente de Planejamento, Licitação e Contratação, além de ter atuado na Logística e
Armazenamento de Material e com aquisições de equipamentos nacionais e internacionais. A partir de
julho de 2008 responsabilizou-se pela gestão de compras centralizadas das Empresas Distribuidoras de
Energia. Em abril de 2010 assumiu a Diretoria Comercial das empresas de distribuição da Eletrobras. A
partir de 01 de novembro de 2010, concomitantemente, assumiu o cargo de Diretor de Operação das
Empresas de Distribuição Acre e Rondônia.
 CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
Marcos Aurélio Madureira da Silva
Graduado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Minas Gerais, com PósGraduação em Engenharia Econômica, pela Fundação “Dom Cabral” e MBA em
Administração de Negócios pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais. Atuou como
Diretor Comercial e Distribuição, como também Diretor de Operação do grupo Energisa.
Trabalhou também como Superintendente da Coordenadoria de Comercialização,
Superintendente de Distribuição Regional Centro e Diretor de Distribuição da Companhia
Energética de Minas Gerais. Atua no Conselho de Administração da Companhia de
Eletricidade do Acre desde 2012.
Luiz Armando Crestana
Graduado em Engenharia Elétrica e Administração, exerceu diversas funções técnicas e
burocráticas na Companhia Estadual de Energia Elétrica do Estado do RS – CEEE; na Rio
Grande Energia S.A – RGE e na Sociedade Anônima de Eletrificação da Paraíba – SAELPA.
Além disso, foi sócio-gerente da EC CONSULT – Engenharia e Consultoria Ltda. A ênfase de
37
sua atuação está na gestão comercial, faturamento, sistemas de medição e automação, entre
outras, mantendo seus conhecimentos sempre atualizados e voltados para a liderança. Atua
como Conselheiro de Administração desde 25/06/2015, quando foi indicado Diretor-Presidente
Interino da Companhia.
George Alberto de Aguiar Soares
Graduado em Economia pela Universidade de Brasília, com Pós Graduação Lato Sensu em Economia
do Setor Público pela Escola de Pós Graduação em Economia da Fundação Getúlio Vargas. Pertence à
carreira de Analista de Planejamento, Orçamento do Governo Federal Brasileiro desde 1996 e desde
2002 ocupa funções de diretoria na Secretaria de Orçamento Federal – SOF. Foi indicado pelo
Ministério de Planejamento, Orçamento e Gestão para assumir o cargo de Conselheiro de
Administração da Companhia, o qual exerce desde janeiro de 2014.
Gercilene de Oliveira Nunes
Graduada em Pedagogia com Habilitação – Magistério pela UNICEUB. Atuou como Analista
Legislativa do Escritório da FIEMG em Brasília. Desenvolveu atividades relacionadas à elaboração,
execução e acompanhamento de projetos no Consórcio Ponta, de 2006 a 2008. Foi eleita, no ano de
2012, Conselheira de Administração da Companhia de Eletricidade do Acre, tendo sido reeleita para o
mesmo cargo no ano de 2015.
Telton Elber Correia
Graduada em Geologia pela Universidade do Vale do Rio dos Sinos. Mestre em Engenharia de Minas,
Materiais e Metalurgia pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul. Atuou como geólogo no
Departamento Nacional de Produção Mineral de 1984 a 1999, ano em que passou a integrar a
Assessoria de Mineração da Secretaria Estadual de Energia, Minas e Comunicações do Rio Grande do
Sul. Foi eleito, no ano de 2012, Conselheiro de Administração da Companhia de Eletricidade do Acre,
tendo sido reeleita para o mesmo cargo no ano de 2015.
Romário de Castro Mesquita
Graduado em Administração de Empresas com Especialização em Gestão Pública, é funcionário de
carreira da Companhia de Eletricidade do Acre desde 1976, tendo sido eleito representante dos
empregados no Conselho de Administração, através de voto direto dos empregados da empresa, para
cumprir mandato de 1 (um) ano, a partir de abril de 2015.
 CONSELHO FISCAL
Paulo Roberto Miguez Bastos da Silva
Graduado em Economia e Direito, com Pós- Graduação em Direito do Estado e Regulação e
MBA em Energia Elétrica. Empregado de carreira da Eletrobras, exerceu a função de chefe de
Divisão de Estudos Econômicos, vinculado ao Departamento de Estudos Econômicos e
Orçamento da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Trabalhou também como Assessor do Diretor
de Administração e Finanças da Eletrobrás Termonuclear S.A. – Eletronuclear. Desde 2008 até
38
o presente momento, exerce a função de Assessor da Superintendência de Planejamento,
Gestão Estratégica e Sustentabilidade da Eletrobras. Atuou como Conselheiro Fiscal da
Companhia Energética do Maranhão (2010-2014) e Conselheiro Fiscal das Centrais Elétricas
de Santa Catarina (2000 a 2001). Em abril de 2014 foi eleito Conselheiro Fiscal da Companhia
de Eletricidade do Acre, com mandato de 1 (um) ano, sendo reeleito em abril/2015 para um
novo mandato.
Luiz Alberto Meirelles Beleiro Barreiro Junior
Graduado em Administração de empresas, com MBA em Finanças Corporativas pela IAG
PUC-Rio. Empregado de carreira da Eletrobras desde 1998 até a presente data, atua no
Departamento de Planejamento Orçamentário, mantendo contato direto com o Departamento
de Coordenação e Governança das Empresas Estatais – DEST, órgão subordinado ao
Ministério de Minas e Energia. Em abril de 2015 foi eleito Conselheiro Fiscal da Companhia
de Eletricidade do Acre, com mandato a encerrar-se em abril de 2016.
Marcus Lima Franco
Graduado em Engenharia Civil, Mestre em Economia pela Universidade Federal do Ceará de
empresas, com MBA em Finanças Corporativas pela IAG PUC-Rio. Atua como Analista de
Finanças e Controle no Ministério da Fazenda, tendo já atuado na área de regulação tarifária
das distribuidoras de energia elétrica e na área de operações fiscais estruturadas e
acompanhamento de mercado. Em abril de 2015 foi indicado pelo Tesouro Nacional para
assumir o cargo de Conselheiro Fiscal da Companhia de Eletricidade do Acre Foi eleito em
Assembleia Geral da Companhia, com mandato a encerrar-se em abril de 2016.
5.3 Política de designação de representantes nas assembleias e nos colegiados de
controladas, coligadas e sociedade
De acordo com o Estatuto Social da Companhia, a Diretoria Executiva deve ser composta do
Diretor Presidente e até 06 (seis) diretores, eleitos pelo Conselho de Administração, que
exercerão suas funções em tempo integral, com prazos de gestão de 03 (três) anos, permitidas
reeleições.
O Conselho Fiscal, de caráter permanente, compõe-se de até 04 (quatro) membros efetivos e
igual número de suplentes, todos brasileiros e residentes no país, sendo:
I) um indicado pelo Ministério da Fazenda, como representante do Tesouro Nacional;
II) um indicado pelo Ministério de Minas e Energia;
III) Um indicado pela Holding; e
IV) um indicado pelos acionistas minoritários, se couber.
O Conselho de Administração, órgão colegiado superior da Eletroacre. Deve ser composto pro
até 06 (seis) membros, eleitos pela Assembleia Geral, os quais, dentre eles, designarão o
39
Presidente, todos com prazo de gestão de 01 (um) ano, admitida reeleição. O Conselho de
Administração observará a seguinte composição:
I) um conselheiro deve ser indicado pelo Ministério de Estado do Planejamento, Orçamento e
Gestão;
II) um conselheiro representante dos empregados, na forma da Lei nº12.353, de 28 de
dezembro de 2010, e sua regulamentação;
III) O Diretor-Presidente; e
IV) os demais membros são indicados pela Holding e pelo Ministro de Estado de Minas e
Energia, dentre eles o Presidente do Conselho de Administração e seu substituto.
5.4 Atuação da unidade de auditoria interna
A auditoria interna da Administração Pública Federal encontra-se subordinada ao Conselho de
Administração da Companhia, e tem como função geral a execução de atividades inerentes a
natureza e especialização de auditoria, segundo os padrões usuais aplicáveis, visando avaliar a
adequação e efetividade dos métodos e sistemas de controle interno estabelecidos nas normas,
planos e políticas da administração superior da Empresa e a observância dos princípios,
orientações, normas e legislação, emanadas dos organismos externos de controle e fiscalização
e dos poderes da União.
As ações de auditoria interna da Companhia, previstas para o exercício de 2015, constaram no
Plano Anual de Atividades de Auditoria Interna - PAINT/2015, aprovado pelo Conselho de
Administração, por intermédio da Deliberação de Diretoria - DEL-029/2014, de 16/12/2014.
Em síntese, as principais atividades previstas e realizadas no exercício, foram assim
distribuídas:









Atendimento a Controladoria Geral da União – CGU, com relação à Auditoria Anual
de Contas e também com relação a informações e/ou documentos solicitados;
Atendimento de Ofícios e Diligências do Tribunal de Contas da União;
Realização de 06 Projetos de auditoria previstas no PAINT para o exercício de 2014,
quais sejam:
Projeto de Auditoria em Gestão de Contratos da Área de Expansão;
Projeto de Auditoria em Folha de Pagamento;
Projeto de Auditoria em Avaliação da Gestão de Ativos;
Projeto de Auditoria em Gestão de Contratos da Área de Manutenção;
Projeto de Auditoria em Avaliação da regularidade dos processos licitatórios de
Dispensa e Inexigibilidade; e
Projeto de Auditoria no Processo de Distribuição da PLR.
Somando-se esses Projetos de Auditoria as demais ações que compõem o PAINT constata-se o
cumprimento de 100% do Plano Anual de Atividades da Auditoria Interna de 2015.
40
Destaca-se que a Unidade de Auditoria Interna ao atuar sobre várias frentes, permanentemente,
possibilita aos gestores, ainda durante o exercício, estabelecer ações proativas sobre os
principais itens requeridos pelos órgãos de controle Interno e externo.
5.5 Atividades de Correição e apuração de ilícitos administrativos
O Sistema de Correição da Eletrobras Distribuição Acre está normatizado pela Resolução da
Diretoria Executiva RES-0083/2012 de 31/07/2012, por meio da norma MPS-DG-001/N-1,
que estabelece as diretrizes, responsabilidades e procedimentos relativos à apuração e
irregularidades da empresa. Quanto à aplicação, no exercício de 2015 não houve instauração
de Processos Disciplinares. Entretanto, houve a finalização de 02 processos instaurados no
exercício de 2014, estando 01 ainda em tramitação.
5.6 Gestão de riscos e controles internos
A Eletrobras estruturou o processo de Gestão Integrada de Riscos (GIR) na holding e em suas
subsidiárias objetivando a incorporação da visão de risco como diferencial na gestão
empresarial e na tomada de decisões da Administração, bem como a sua adequação às
melhores práticas de governança corporativa, atendendo às crescentes exigências do mercado e
de seus stakeholders.
O processo de GIR se subdivide em cinco etapas: Identificação, Análise/Avaliação,
Tratamento, Monitoramento e Comunicação. Na Eletrobras a opção foi pela filosofia de uma
gestão integrada, porém descentralizada, dos riscos nas empresas, com a consolidação sendo
feita pela holding.
Foi definida também uma matriz de riscos corporativa, onde estão mapeadas as principais
ameaças aos negócios do grupo, segundo as metodologias COSO ERM e ISO 31000, ambas
com padrões internacionais.
5.7 Política de remuneração dos Administradores e membros de colegiados
A remuneração dos Diretores Membros de Conselho Fiscal e de Administração é definida pela
Assembleia Geral Ordinária- AGO. No modelo atual de gestão conjunta das empresas de
Distribuição da Eletrobras, a remuneração dos Diretores, excetuando a do Diretor Presidente, é
paga pela Holding Eletrobras.
A remuneração dos Conselheiros Fiscal e de Administração é fixada em 10% dos honorários
mensais pagos aos membros da Diretoria Executiva, nos termos da Lei nº 9.292/96, não
41
computados os demais benefícios.
A remuneração da Diretoria Executiva engloba honorários mensais, abono especial, abono
pecuniário de férias, ajuda de custo de transferência, bem como participação nos lucros e/ou
resultados e contribuição a entidade previdenciária privada na qual a empresa seja
mantenedora, não sendo concedidos aos membros da Diretoria executiva Abono Salarial, nem
quaisquer outros alimentos, tais como méritos, promoção e ajustes não lineares previstos em
normativos internos e Acordo Coletivo de Trabalho.
Quadro – Remuneração dos Conselhos de Administração e Fiscal
Valores em R$ 1,00
Conselho de Administração
Período de Exercício
Remuneração (R$)
Nome do Conselheiro
Início
Fim
Média mensal
Total no exercício
2.412,23
Telton Elber Correia
23/01/2012
29/04/2016
Gercilene de Oliveira
23/01/2012
30/04/2015
George Alberto de Aguiar
07/10/2014
29/04/2016
Joaquim Caldas Rolim
04/08/2014
24/06/2015
Josimar Albuquerque dos
Santos
17/05/2012
02/05/2015
Romário de Castro Mesquita
29/04/2015
29/04/2016
Ricardo Alexandre Xavier
Gomes
23/09/2015
29/04/2016
31.359,01
2.412,23
31.359,01
2.412,23
31.359,01
2.332,85
13.997,12
9.213,48
2.303,37
2.368,75
21.318,77
2.015,22
8.060,88
Conselho Fiscal
Período de Exercício
Remuneração (R$)
Nome do Conselheiro
Início
Felipe Batista da Silva
29/04/2014
Fim
Média Mensal
Total no exercício
2.303,37
9.213,48
29/04/2015
42
Leonardo Tavares Lameiro
29/04/2014
31/01/2015
Paulo Roberto Miguez Bastos
29/04/2015
29/04/2016
Marcia Ribeiro Abreu
16/03/2015
28/04/2015
Luiz Alberto Meireles
29/04/2015
29/04/2016
Marcus Lima Franco
29/04/2015
29/04/2016
2.303,37
2.303,37
2.412,23
31.359,01
2.303,37
6.910,11
2.480,27
19.842,16
2.480,27
19.842,16
Quadro – Síntese da Remuneração dos Administradores
Valores em R$ 1,00
Identificação do Órgão
Órgão: Diretoria Estatutária ou Conselho de Administração ou Conselho Fiscal
EXERCÍCIO
Remuneração dos Membros
Número de membros:
2015
2014
13
11
I – Remuneração Fixa (a+b+c+d)
526.767,29
553.199
a) salário ou pró-labore
492.016,82
548.089
b) benefícios diretos e indiretos
34.750,47
5.110
c) remuneração por participação em comitês
-
-
d) outros
-
-
81.738,37
-
e) bônus
36.170,61
-
f) participação nos resultados
45.567,76
-
g) remuneração por participação em reuniões
-
-
h) comissões
-
-
i) outros
-
-
II – Remuneração variável (e+f+g+h+i))
III – Total da Remuneração ( I + II)
IV – Benefícios pós-emprego
608.505,66
553.199
0
0
43
V – Benefícios motivados pela cessação do exercício do cargo
0
0
VI – Remuneração baseada em ações
0
0
Quadro – Detalhamento de Itens da Remuneração Variável dos Administradores
Valores em R$ 1,00
Identificação do Órgão
Órgão: Diretoria Estatutária ou Conselho de Administração ou Conselho Fiscal
EXERCÍCIO
Reconhecimento de Bônus e Participação de Resultados
I – Bônus (a+b+c+d)
a)
valor mínimo previsto no plano de remuneração
b)
valor máximo previsto no plano de remuneração
c)
valor previsto no plano de remuneração, caso as metas
estabelecidas fossem atingidas
d)
valor efetivamente reconhecido no resultado
II – Participação no Resultado (e+f+g+h)
e)
valor mínimo previsto no plano de remuneração
f)
valor máximo previsto no plano de remuneração
g)
valor previsto no plano de remuneração, caso as metas
estabelecidas fossem atingidas
h)
valor efetivamente reconhecido no resultado
III – Total ( I + II)
2015
2014
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
45.567,76
0
-
-
-
-
-
-
45.567,76
45.567,76
-
44
5.8 Informações sobre a Empresa de Auditoria Independente Contratada
A Companhia ao longo dos exercícios vem ajustando os procedimentos e controles para fazer a
gestão com base em processos estruturados, visando o aumento da eficiência na prestação dos
serviços de distribuição de energia elétrica. A revisão e a otimização desses processos vêm
impulsionando a modernização dos mecanismos de controle interno e externo. Atualmente, os
serviços de auditagem externa, na empresa, estão a cargo da KPMG Auditores Independentes,
com sede na Av. Djalma Batista, 1661 sl. 801/802 - 8º andar, Millenium Center, Torre
Business na cidade de Manaus – AM.
5.9 Participação acionária de membros de colegiados da Entidade
Os membros do colegiado não possuem participação acionária na Companhia.
45
6 RELACIONAMENTO COM A SOCIEDADE
6.1 Canais de Acesso do Cidadão
A Eletrobras Distribuição Acre oferece aos seus consumidores diversos canais de
relacionamento que permitem realizar negócios, reclamar, sugerir e solicitar serviços de forma
eficiente e ágil.
Em 2015 foram realizados ao todo 757.484 atendimentos por meio dos canais de atendimento,
a maior parte desses atendimentos correspondem aos Serviços Comerciais, com 90,36%,
contra 6,67% de Serviços Emergenciais, 1,59% de Informações e 1,39% de Reclamações.
A seguir, os principais canais de atendimento os quais se destacam aqueles com maior volume
de acesso:
 Postos de Atendimento – Os postos de atendimento presencial estão disponíveis em toda
área de concessão da Eletrobras Distribuição Acre, contemplando os 22 municípios e dois
vilas, oferecendo à população acriana o total de 24 (vinte quatro) postos de atendimento,
que funcionam de segunda a sexta feira, entre 04 e 08 horas/dia, dependendo da
localidade. Na capital do Estado, a empresa mantém dois Postos de Atendimento, sendo um
localizado no Centro de Atendimento ao Cidadão - OCA, que fica situado no centro
comercial da cidade de Rio Branco, e o outro na Sede Administrativa da Eletrobras
Distribuição Acre. A empresa atualmente conta com 39 atendentes, que são treinados e
capacitados para realizar todo tipo de atendimento, dentre eles: informações,
esclarecimentos, reclamação e solicitação de serviços. Em 2015, foram atendidos 118.382
consumidores nos postos da Eletrobras Distribuição Acre.
 Central de Teleatendimento – CTA - A CTA é um meio de relacionamento com os
clientes, versátil e prático, com serviço de discagem gratuita, através do telefone 0800-6477196, disponível 24 horas diariamente, prestando à população informações e serviços de
urgências, emergenciais e comerciais. Nos últimos anos as empresas de Distribuição do
Grupo Eletrobras focaram maciçamente na melhoria da qualidade do atendimento ao
consumidor, já que o consumidor deseja ter suas solicitações e reclamações atendidas com
presteza e cortesia.
Em 2015 foram registradas 490.662 chamadas atendidas, através de 21 posições de
atendimento e 53 teleatendentes. Todas as ligações são gravadas em áudio, visando à
transparência no relacionamento com os clientes, bem como, atendimento à determinação do
artigo 187 da Resolução Normativa 414/2010/ANEEL.
A Empresa visando melhorar os índices de qualidade e manter o cliente satisfeito investiu na
contratação de uma moderna Central de Teleatendimento - CTA, centralizada, com sede na
Capital Federal, onde serão atendidos clientes de todas as empresas de Distribuição da
46
Eletrobras nos Estados do Acre, Alagoas, Amazonas, Piauí, Rondônia e Roraima; além de
contar com a manutenção de uma CTA local.
Ilustração descritiva do modelo operativo do Call Center adotado pelas empresas do
Grupo Eletrobrás:
Desse modo, ter-se-á uma otimização do dimensionamento dos serviços operados, ou seja,
possibilitará um atendimento especializado, com maior disponibilidade de atendimento e
redução de custos, em função do ganho em escala pela sinergia entre os diversos call centers,
que irão operar de forma interligada.
Com os avanços a empresa superou em 2015 todos os indicadores de qualidade do Serviço de
Teleatendimento, obtendo os seguintes resultados: INS - 96,42%, IAb – 1,16% e ICO - 0,06%
(média anual).
O gráfico abaixo apresenta a média anual dos indicadores da Qualidade do Atendimento
Telefônico de 2010 até 2015.
47
Agência Virtual - No Site da empresa,
www.eletrobrasacre.com, o consumidor obtém
inúmeras informações da organização e dos
procedimentos dos pedidos de serviços, da
legislação, das normas, dos avisos de
desligamentos, etc. O Site ainda disponibiliza uma
Agência Virtual que oferece conforto e
comodidade aos clientes, que podem registrar
diversas reclamações e solicitações de serviços,
bem como realizar o necessário acompanhamento.
Sendo possível ainda, a emissão de 2ª Via da
fatura de energia e/ou código de barras para
pagamento. Em 2015, foram realizados 322.341 acessos à Agência Virtual, sendo 303.958
através da Auto Atendimento, utilizada para emissão de 2ª via, consulta de débitos, registro
de reclamação, serviços e autoleitura, e 18.383 Serviços Rápidos, utilizada para pagamento,
fatura por e-mail e outros serviços, inclusive emissão de código de barras.
 Terminais de Autosserviço (TAS) - Há muito tempo facilitando a vida de usuários de
bancos e alguns outros serviços, os terminais de autoatendimento agora passam a atender os
consumidores de energia elétrica, fato que diminuiu as filas e o tempo de espera nos postos
de atendimento da Companhia de Eletricidade Acre. Desde o mês de julho de 2012, nossos
clientes passaram a emitir a segunda via da conta de energia para pagamento, através dos
Terminais de Autosserviço (TAS) disponibilizados no Centro de Atendimento ao Cidadão
(OCA), Agência de Atendimento localizada na sede administrativa da empresa e na
Agência de Atendimento de Cruzeiro do Sul.
Os TAS são terminais nos quais o consumidor pode emitir o código de barras contas de
energia, digitando apenas o código da Unidade Consumidora (UC) ou seu CPF, informado nas
48
faturas emitidas pela Companhia. Em 2015 foram emitidas 216.349 faturas (código de barras
para pagamento da fatura) através dos terminais instalados na área de concessão da empresa.
6.2 Carta de Serviços ao Cidadão
A Carta de Serviços ao Cidadão da Eletrobras Distribuição Acre, elaborada em conformidade
com o Decreto nº6.932 de 11 de agosto de 2009, tem por finalidade, informar e orientar os
cidadãos do Estado do Acre sobre os serviços oferecidos por esta Empresa.
A Carta permite reforçar perante a sociedade acriana, o compromisso de oferecer a todo
cidadão, serviços de qualidade de forma eficaz e eficiente, garantindo o seu direito e atendendo
o anseio da nossa sociedade. O documento na íntegra pode ser acessado no link: <
http://www.eletrobrasacre.com/acesso-a-informacao> no item Carta ao Cidadão.
6.3 Aferição do grau de satisfação dos cidadãos-usuários
Os principais Indicadores são o ISQP (Índice de Satisfação da Qualidade Percebida) da
ABRADEE (Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica) e IASC (Índice
Aneel de Satisfação do Consumidor).
Estes indicadores resumem a percepção dos consumidores acreanos sobre a qualidade dos
serviços prestados pela Companhia. A empresa, busca implementar as pesquisas como
ferramentas de gestão as todas as áreas envolvidas, para que cada uma possa desenvolver seus
planos de ações para melhorar cada um dos indicadores pesquisados. Dentre as ações
desenvolvidas em 2015, foram realizadas:
 Campanha de segurança com energia elétrica veiculada em fevereiro de 2015;
 Campanha de uso adequado de energia veiculada em fevereiro de 2015;
 Campanha de Segurança com energia elétrica veiculada no 2º semestre em rádio, TV e
websites;
 Releases informativos sobre as ações da Empresa;
 Projeto Portas Abertas que teve por objetivo a realização de palestras em escolas da rede
estadual e municipal sobre o tema Cuidados com a Energia Elétrica;
 Campanha de ação de cobrança na Zona Rural.
Pesquisa de Satisfação ABRADEE:
O índice de Satisfação com a Qualidade Percebida (ISQP) resume a percepção do consumidor
sobre a qualidade dos serviços prestados pela distribuidora, uma vez que contém todos os
aspectos que poderiam influenciar sua satisfação, ponderados pela importância atribuída a cada
um.
49
Houve uma queda no ISQP, resultante da Pesquisa de Satisfação realizada em 2015, em
relação à Pesquisa realizada em 2014, conforme demonstrado na tabela a seguir:
Resultado da Pesquisa ABRADEE
Índice de Satisfação da Qualidade Percebida - ISQP REALIZADO
2011
2012
2013
2014
2015
54,5
53,6
52,7
60,10
53,40
Pesquisa de Satisfação ANEEL:
O Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor – IASC permite avaliar os serviços ofertados a
partir da percepção do consumidor e aprimorar os serviços. No ano de 2015, a Companhia
apresentou o índice 45,25. A redução do escore “satisfação” em relação ao ano anterior foi de
11,41 pontos, passando de 56,66 em 2014 para 45,25 em 2015. Situação que precisa ser
analisada pela empresa com o objetivo de buscar o aprimoramento dos serviços prestados.
6.4 Mecanismos de transparência das informações relevantes sobre atuação da unidade
Em cumprimento à Lei de Acesso à Informação nº 12.527 de 18 de novembro de 2011, a
Eletrobras Distribuição Acre mantém em seu sitio eletrônico link de acesso ao Sistema
Eletrônico do Serviço de Informação ao Cidadão - SIC (http://www.eletrobrasacre.com/acessoa-informacao/servico-de-informacao-ao-cidadao-sic), o qual permite aos cidadãos solicitações
acerca de qualquer informação pública da empresa. Também procura manter atualizadas as
informações sobre prestação de contas anuais, normas técnicas, licitações, projetos e notícias
relevantes.
50
7 DESEMPENHO FINANCEIRO E INFORMAÇÕES CONTÁBEIS
7.1 Desempenho Financeiro no exercício
No ano de 2015 a empresa fechou o balanço com um prejuízo de R$ 184.771 mil contra um
resultado positivo em 2014 de 25.930 mil. Os fatos que mais influenciaram nesse resultado de
2015 foram:
a) Falta de cobertura tarifária de contrato bilateral: A empresa possui 9 sistemas isolados
do SIN onde o atendimento ao mercado é realizado através do contratado firmado com o
Produtor Independente de Energia – Guascor do Brasil Ltda., porém essa contratação não teve
o reconhecimento da ANEEL quando da homologação da revisão tarifária em 2015, ficando,
portanto, a empresa com todo o custo dessa contratação. O valor não coberto pela tarifa foi de
R$ 8,6 milhões. Cabe ressaltar que o contrato com o PIE Guascor foi aditivado em função do
atraso pela ANEEL na realização do Leilão para contratar o novo Produtor Independente de
Energia;
b) Devolução do óleo para o Fundo CCC: No período de março de 1999 a dezembro de
2005, a ANEEL fez auditoria no estoque de óleo para geração de energia e apurou uma falta do
produto. Em 24/03/2015, publicou o Despacho ANEEL nº.758, para que a empresa devolva o
valor correspondente, glosando um percentual mensal na apuração do crédito pelo Fundo CCC.
O montante a ser devolvido é de R$ 23,2 milhões;
c) Glosa do Consumo Específico: A ANEEL estabeleceu um limite específico para o
consumo de combustível na geração de energia. A empresa ultrapassou esse limite, razão pela
qual foi glosado R$ 23,7 milhões, sendo R$ 13,2 milhões referente ao exercício de 2014 e R$
10,5 milhões referente ao exercício de 2015. As glosas foram calculadas com base no anexo II
da RN 427/ANEEL/2011;
d) Glosa do Fator de Corte: A Resolução ANEEL nº 630/2014, com aplicação a partir de
janeiro de 2015, estabeleceu a devolução, através do Fundo CCC, dos valores correspondentes
às ultrapassagens das perdas reais de energia, até o limite da perda regulatória. O montante
apurado em R$ 2015 foi de R$ 2,1 milhões;
e) Provisão PCLD: O aumento na PCLD foi decorrente dos seguintes fatores: 1) entre o
período de janeiro a março de 2015, a região norte sofreu uma grande enchente, afetando,
principalmente os estados de Rondônia e Acre, desabrigando uma grande quantidade de
famílias. O Estado do Acre ficou praticamente isolado e um grande número de indústrias e
comércios paralisaram suas atividades, contribuindo fortemente no aumento da inadimplência;
2) em julho de 2015, foi realizado um parcelamento com a Secretaria de Educação do Estado,
na ordem de R$ 10 milhões, e que, de acordo com as regras contábeis, esse valor foi
51
transferido de perdas, para PCLD e só poderá ser revertido a partir da quitação da 6º parcela,
que ocorrerá em fevereiro/2016. O montante constituído de PCLD foi de 14,4 milhões;
f) Penalidades Regulatórias: Na elaboração do orçamento de 2015, a empresa incluiu ações
para melhorias da qualidade dos serviços oferecidos aos clientes, no entanto, por dificuldades
financeiras ocorridas a partir de maio, em função no atraso do repasse do fundo CCC, não foi
possível atingir as metas dos indicadores de DEC/FEC/DIC/FIC/DMIC, em razão disso, a
empresa foi penalizada pelo Órgão Regulador no montante de R$ 12,3 milhões. Espera-se que
a partir de 2016, a empresa venha superar o déficit de caixa e retomará o Plano de Resultado
apresentado à ANEEL e todas as metas sejam alcançadas eliminando a possibilidade de ser
novamente penalizada;
g) Teste de Impairment: O teste de impairment deve ser realizado quando a empresa precisa
verificar a possível redução no valor recuperável de seus ativos de longa duração para ajustar
seu Balanço Patrimonial. Se o valor recuperável do ativo for menor que o valor contábil é
preciso calcular essa diferença. Foi o que ocorreu quando a empresa fez o teste do impairment,
tendo como premissas para a projeção de sua DRE, e Fluxo de Caixa, a não realização de
nenhum novo investimento no período do teste, crescimento de mercado na ordem de 3% e os
seus custos com crescimento vegetativo no período de 18 meses, ou seja, até junho de 2017.
Com essas premissas, o impairment foi de R$ 54,9 milhões registrados como provisão para
perda, impactando fortemente no resultado negativo da empresa.
h) Atualização Dívida com a Petrobras: Com a publicação do Decreto 8.451, de maio de
2015, que trata da tributação do PIS e COFINS das receitas financeiras de juros, a Petrobras
realizou o reconhecimento dos juros sobre o valor total do contrato, que anteriormente era
calculado sobre a parcela do mês.
7.2 Tratamento Contábil da depreciação, da amortização e da exaustão de itens do
patrimônio e avaliação e mensuração de ativos e passivos
A Companhia de Eletricidade do Acre – Eletroacre, doravante denominada Companhia, é uma
sociedade por ações de economia-mista de direito privado, de capital fechado. inscrita no
CNPJ/MF nº 04.065.033/0001-70, sua controladora é a Centrais Elétricas Brasileiras S.A Eletrobras, detentora de 96,71% de seu capital social. A Companhia é uma concessionária de
serviço público de energia elétrica.
A Companhia por ser entidade de economia mista é regida pela Lei das Sociedades por Ações
nº 6.404/76, não submetendo-se portanto aos de critérios e procedimentos estabelecidos pelas
Normas Brasileiras de Contabilidade Aplicada ao Setor Público NBC T 16.9 e NBC T 16.10,
publicadas pelas Resoluções CFC nº 1.136/2008 e 1.137/2008, respectivamente, para
tratamento contábil da depreciação, da amortização e da exaustão de itens do patrimônio e
avaliação e mensuração de ativos e passivos da unidade jurisdicionada.
52
Quanto ao tratamento contábil da depreciação, amortização e exaustão dos itens de patrimônio,
avaliação e mensuração de ativos e passivos da unidade jurisdicionada, informamos que a
Companhia opera uma concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica,
submetendo-se assim às regras de controle patrimonial e contábil estabelecidas no Manual de
Controle Patrimonial do Setor Elétrico aprovado através da Resolução Normativa nº 367, de 02
de julho de 2009 e do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico aprovado pela Resolução
Normativa nº 444, de 26 de outubro de 2001 ambos da Agência Nacional de Energia Elétrica –
ANEEL.
7.3 Sistemática de Apuração de Custos no âmbito da Unidade
Como concessionária do serviço público de distribuição de energia elétrica, a Companhia está
sujeita às exigências estabelecidas em seu contrato de concessão e às normas definidas pela
ANEEL. Segundo o contrato de concessão, a receita da concessionária é dividida em duas
parcelas: A e B. Na parcela A, responsável por cerca de 70% do valor da tarifa, são
relacionados os custos considerados não gerenciáveis pela distribuidora, ou seja, custos que
independem de controle direto da Empresa, tais como a energia comprada para revenda aos
consumidores e os encargos e tributos legalmente fixados.
Na parcela B, que representa cerca de 30% do valor da tarifa, são computados os custos
chamados de gerenciáveis. São aqueles que a Empresa tem controle direto e plena capacidade
de administrá-los, tais como custos de pessoal, custos de material e outras atividades
vinculadas diretamente à operação e manutenção dos serviços de distribuição, custos de
depreciação e a remuneração dos investimentos realizados pela Empresa para o atendimento do
serviço.
A Parcela B é verificada no momento de cada revisão tarifária, e a cada reajuste subseqüente
teremos a aplicação do FATOR X, com o objetivo principal garantir o equilíbrio entre receitas
e despesas eficientes que se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Os valores da Parcela B são
corrigidos pela aplicação do IGP-M e do Fator X.
a)
identificação da estrutura orgânica da unidade jurisdicionada responsável pelo
gerenciamento de custos (subunidade, setor etc.), bem como da setorial de custos a que se
vincula:
A Companhia, enquanto sociedade anônima regida pela Lei 6.404/1976 (Lei das Sociedades
por Ações), realiza a apuração de todos os custos e despesas incorridos no Departamento de
Contabilidade, ao longo exercício, obedecendo ao que preceitua o Manual de Contabilidade do
Setor Elétrico (Resolução Normativa nº 444, de 26 de outubro de 2001 ambos da Agência
Nacional de Energia Elétrica – ANEEL).
b) identificação das subunidades administrativas da unidade jurisdicionada das quais
os custos são apurados;
As unidades e subunidades administrativas que possuem os dispêndios apurados são
individualizadas através de código de 6 dígitos cadastrados no sistema informatizado, que são
53
os Centros de Custo, ao término do exercício de 2014 estavam registrados 185 centros. Todo e
qualquer custo é alocado em uma dessas 185 unidades ou subunidades administrativas, de tal
forma que não há gasto que não esteja individualizado.
c)
descrição sucinta do sistema informatizado de apuração dos custos;
O sistema informatizado em que se realiza a apuração dos custos é o Protheus, software de
gestão adquirido junto à empresa TOTVS S.A. Nesse são feitos os registros de todos os custos
incorridos no período sejam eles, consumo de material, serviços de terceiros, folha de
pagamento, aquisição de energia, encargos de transmissão, depreciação e todo qualquer
dispêndio realizado pela empresa.
d) práticas de tratamento e alocação utilizadas no âmbito das subunidades ou
unidades administrativas para geração de informações de custos:
Cada unidade administrativa e subunidade administrativa é identificada no sistema
informatizado através de um código de Centro de Custo. Por meio deste código cada unidade
ou subunidade faz o registro do dispêndio incorrido, apontando através da conta contábil a
natureza do débito (material, serviços de terceiros, taxas, aluguéis, etc.) e utilizando-se do
Centro Custo identifica a unidade administrativa onde deve ser alocado o desembolso.
Estando todos os valores devidamente registrados no sistema informatizado é possível a
extração de informações contábeis (balancetes e razão) que possibilitam a apuração dos custos
incorridos em cada unidade ou subunidade administrativa.
e)
impactos observados na atuação da unidade jurisdicionada, bem como no processo
de tomada de decisões, que podem ser atribuídos à instituição do gerenciamento de
custos:
Todos os impactos ocorridos na unidade jurisdicionada é oriundo das decisões tomadas pela
Diretoria Colegiada e Aprovadas pelo Conselho de Administração. Os departamentos
subsidiam estas decisões com a emissão de notas técnicas e pareceres sobre os assuntos que
demandam decisões dos órgãos citados.
f)
relatórios utilizados pela unidade jurisdicionada para análise de custos e tomada de
decisão:
Os relatórios analisados para tomada de decisão são as Demonstrações Contábeis e de Controle
Orçamentários que são analisados mensalmente pela Diretoria, e pelos Conselhos de
Administração e Fiscal.
7.3 Demonstrações Contábeis exigidas pela Lei nº 6.404/76 e Notas Explicativas
As Demonstrações Financeiras estão apresentadas no Anexo IV deste Relatório de Gestão.
54
8 ÁREAS ESPECIAIS DA GESTÃO
8.1 Gestão de Pessoas
A Eletrobras Distribuição Acre define sua força de trabalho como fator decisivo para o sucesso
da Organização. As diretrizes de gestão de pessoas busca atuar como agente do fortalecimento
organizacional, contribuindo para a competitividade, a rentabilidade e a sustentabilidade
empresarial. O objetivo da companhia é maximizar a satisfação e a qualidade de vida dos
colaboradores direcionando para soluções que proporcionem condições adequadas ao
desenvolvimento, valorização e retenção de pessoas.
Devido às condições financeiras nas Empresas de Distribuição, a Eletrobras holding, restringiu
as admissões à sua prévia aprovação, desde 2014. Aliado a isso o Ministério do Planejamento,
Orçamento e Gestão, por meio do Ofício Circular SEI 170/DEST, limitou o quantitativo do
quadro próprio de pessoal, de todas as Empresas Estatais, ao atualmente existente,
constituindo-se em um maior complicador para novas contratações.
8.1.1 Estrutura de Pessoal da Unidade*
Quadro – Força de Trabalho da UPC
Tipologias dos Cargos
Lotação Efetiva
Ingressos no
Exercício
Egressos no
Exercício
1. Servidores em Cargos Efetivos (1.1 + 1.2 + 1.3 + 1.4 – 1.5)
264
2
6
264
2
6
1.2. Servidores de carreira em exercício descentralizado
4
0
0
1.3. Servidores de carreira em exercício provisório
0
0
0
1.4. Servidores requisitados de outros órgãos e esferas
2
0
0
1.5. Empregados Cedidos(-)
6
0
0
2. Servidores com Contratos Temporários
0
0
0
3. Servidores sem Vínculo com a Administração Pública
7
3
0
271
5
6
1.1. Servidores de carreira vinculada ao órgão
4. Total de Servidores (1+2+3)
Fonte: Departamento de Gestão de Pessoas-DGP – ELETROACRE
Justificativa:
Tabela adaptada para a realidade da UPC, como uma empresa de Economia Mista, foram excluídas linha e coluna que não se
aplicavam, como a linha de Membros de poder e agentes políticos e a coluna de Lotação Autorizada, pois não se aplica à
estrutura da UPC, que possui estrutura diferente dos servidores Públicos Federais.
No item 1.4 listamos os empregados requisitados de outras empresas do Sistema Eletrobras;
No item 1.5 estão listados empregados cedidos a outras empresas do Sistema Eletrobras e para o Sindicato dos Trabalhadores,
conforme ACT.
55
Os ingressos do item 3. são servidores que já constavam do quadro do Sistema Eletrobras em outra unidade tendo sido
reenquadrados para a UPC para melhor adequação orçamentária do grupo.
Quadro – Distribuição da Lotação Efetiva
Lotação Efetiva
Tipologias dos Cargos
Área Meio
Área Fim
127
137
127
137
121
137
1. Servidores de Carreira (1.1)
1.1. Servidores de Carreira (1.2.1+1.2.2+1.2.3+1.2.4)
1.1.2.
Servidores de carreira vinculada ao órgão
1.1.3.
Servidores de carreira em exercício descentralizado
4
0
1.1.4.
Servidores de carreira em exercício provisório
0
0
1.1.5.
Servidores requisitados de outros órgãos e esferas
2
0
2. Servidores com Contratos Temporários
0
0
3. Servidores sem Vínculo com a Administração Pública
7
0
135
137
4. Total de Servidores (1+2+3)
Quadro – Detalhamento da estrutura de cargos em comissão e funções gratificadas da
UPC
Lotação
Tipologias dos Cargos em Comissão e das Funções Gratificadas
1. Cargos em Comissão
1.1. Cargos Natureza Especial
1.2. Grupo Direção e Assessoramento Superior
1.2.1. Servidores de Carreira Vinculada ao Órgão
1.2.2. Servidores de Carreira em Exercício Descentralizado
1.2.3. Servidores de Outros Órgãos e Esferas
1.2.4. Sem Vínculo
1.2.5. Aposentados
2. Funções Gratificadas
2.1. Servidores de Carreira Vinculada ao Órgão
2.2. Servidores de Carreira em Exercício Descentralizado
2.3. Servidores de Outros órgãos e Esferas
3. Total de Servidores em Cargo e em Função (1+2)
Autorizada
7
0
7
0
0
0
0
0
78
76
0
2
85
Efetiva
7
0
7
0
0
0
0
0
74
72
0
2
81
Ingressos
no
Exercício
3
0
3
0
0
0
0
0
6
6
0
0
9
Egressos
no
Exercício
1
0
0
0
0
0
0
0
4
4
0
0
5
Fonte: Sistema TOTVS 11 – Módulo Gestão de Pessoas
Em 2013 as Centrais Elétricas Brasileiras S/A, instituiu o Programa de Incentivo ao
desligamento que concedeu vantagens com vistas a estimular o desligamento voluntário de
empregados com mais de 20(vinte) anos de contrato já aposentados, impactando com isso
nossa força de trabalho, haja vista que grande parte dos aderentes ao programa foram os
empregados que detinham um conhecimento do negócio da empresa.
56
Adicionalmente, houve também frequentes desligamento ocasionado pela aprovação em
concurso público cujos empregados foram convocados para assumir vaga em outros órgãos, o
que também tem uma influência significativa na necessidade de pessoal.
Ressalta-se que no ano de 2015 o quadro próprio deveria ter sido ampliado pela primarização
de atividades fins de natureza continuada, que deve ser realizada por pessoal do quadro próprio
da companhia, porém com a limitação do DEST para o número de funcionários da empresa,
não foi possível se realizar as contratações previstas. Este número está em negociação com o
órgão visando o cumprimento do acórdão que determina esta contratação.
Por estas razões, torna-se necessário revisar o dimensionamento quali-quantitativo do quadro
de pessoal da empresa, de forma a torná-lo compatível com suas atuais circunstâncias em
termos de atribuições, estrutura organizacional, modelo de gestão e volume de serviços.
Capacitação e Desenvolvimento
Em 2015 a Educação Corporativa promoveu 246 ações educacionais presenciais e à distância,
capacitando 231 empregados (equivalente a 89% do quadro de empregados da Companhia),
com total de 11.748 horas treinadas e custo com capacitações na ordem de R$ 356 mil.
Quadro – Capacitação e Treinamento
Descrição
Investimento
Pós - Graduação Lato Sensu
11.825,24
Quantidade de
Ações
2
Participantes
Participações
2
2
Carga
Horária
912
Demais Ações Educacionais
121.460,36
235
219
1.213
10.646
Congressos e Seminários
34.786,82
7
8
8
174
Cursos de Idiomas
1.087,65
2
2
2
16
Viagens e Deslocamentos
186.922,83
NA
NA
NA
NA
Entre as ações mais relevantes, destacam-se a realização do Workshop de Integração, evento
que reúne informações de todas as áreas da empresa em que os empregados tem oportunidade
de conhecer os planos e ações de outras áreas dar sugestões e esclarecer dúvidas. Também
destaca-se a capacitação de 76 empregados para realização de Trabalho em Altura, além do
treinamento sobre o eSocial que capacitou 56 pessoas entre gestores e força de trabalho, para
adequação ao projeto do governo federal que vai unificar o envio de informações pelo
empregador em relação aos seus empregados.
57
8.1.2 Demonstrativo das despesas com pessoal
Quadro – Despesas do pessoal
Despesas Variáveis
Tipologias/
Exercícios
Vencime
ntos e
Vantagen
s Fixas
Retribui
ções
Gratifica
ções
Adicion
ais
Indeniza
ções
Despes
as de
Benefícios
Demais
Exercíc
Assistenciai
Despesas
ios
se
Variávei
Anterio
Previdenci
s
res
ários
Decisõ
es
Judicia
is
Total
Membros de poder e agentes políticos
Exercício
s
2015
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2014
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2.649.002
,02
1.572.772,
01
2.981.62
8,24
6.065.565,
16
2.034.348,1
9
1.949.61
3,77
0
0
2015
15.388.65
5,77
32.641.58
5,16
15.323.10
4,86
2.583.563
,88
823.231,3
5
3.235.71
1,47
1.233.508,
21
2.075.802,3
9
3.739.63
4,69
0
2014
186.062
,51
29.200.66
9,66
Servidores de carreira vinculados ao órgão da unidade
Exercício
s
Servidores de carreira SEM VÍNCULO com o órgão da unidade
Exercício
s
2015
106.391,3
8
0
13.213,73
0
8.898,93
5.023,06
25.352,2
2
0
60.120,89
219.000,2
1
0
9.548,42
45.911,7
8
0
12.220,86
15,277,5
6
0
75.742,99
240.018,9
6
81.317,35
2014
Servidores SEM VÍNCULO com a administração pública(exceto temporários)
Exercício
s
1.006.301,
89
0
0
88.444,70
0
79.821,76
22.285,94
55.479,8
4
0
2015
1.252.334,
13
687.706,3
8
65.967,51
0
43.663,64
45.921,8
6
0
0
61.699,7
4
0
2014
904.959,1
3
2015
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2014
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Servidores cedidos com ônus
Exercício
s
Servidores com contrato temporário
Exercício
s
2015
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2014
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
* A divergência dos números apresentados nos quadros de 2015 em relação ao exercício de 2014 no que se
refere a estrutura e despesas de pessoal se deve à interpretação à época das informações a serem
reportadas. Destaca-se que em 2015 o TCU foi consultado acerca da metodologia correta de reporte dos
dados.
8.1.3 Informações sobre os controles para mitigar riscos relacionados ao pessoal
Neste contexto a empresa inseriu na estrutura organizacional o processo Gestão de Riscos
Corporativos, metodologia que busca identificar, medir e controlar o grau de riscos na
organização, a qual tem como objetivo principal criar um conjunto de indicadores que auxiliem
os gestores a controlar os riscos aos quais estamos expostos.
58
8.1.4 Contratação de Pessoal de Apoio e Estagiários
Por meio do acórdão 2132/2010 de 25/08/2010 as empresas estatais foram orientadas a realizar
um levantamento da utilização de mão–de-obra terceirizada na execução de atividades fim ou
de tarefas inerentes ao plano de cargos e salários, quantificar o número de postos de trabalho
que deveriam ser preenchidos mediante concurso público e/ou criados naquelas entidades com
vistas a substituir esse pessoal terceirizado; e apresentar, se possível, proposta de cronograma
para implemento dessa substituição.
O acórdão 2303/2012 de 29/8/2012, que trata do monitoramento do acórdão 2132/2010,
fundamentado pelo art. 45 da Lei nº 8.443/1992, fixou a data de 30/11/2012 como limite para
que as empresas estatais federais, à exceção de Furnas Centrais Elétricas S.A., remetessem ao
Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais – DEST/MP, o plano
detalhado de substituição de terceirizados irregulares de que trata o subitem 9.1.1.3 do
Acórdão nº 2.132/2010 - Plenário, o qual deveria estar acompanhado das providências
preliminares a que se referem os subitens 9.1.1.1 e 9.1.1.2 do referido decisum, reiteradas nesta
oportunidade: 9.1.1. levantamento, em todos os níveis de negócio, mediante análise criteriosa
de rotinas e procedimentos, das atividades passíveis de terceirização, separadas de acordo com
sua natureza (v.g. conservação, limpeza, segurança, informática, assessoramento, consultoria, e
outras), à luz das disposições do Decreto nº 2.271/1997 e do Enunciado nº 331 da Súmula de
Jurisprudência do Tribunal Superior do Trabalho – TST.
Nos termos dos acórdãos referenciados a Diretoria de Gestão da Eletrobras Distribuição Acre
elaborou o Projeto Primarização, o qual prevê a substituição da mão-de-obra terceirizada,
observando:
 Processos sinérgicos;
 Estudo quali-quantitativo de pessoal;
 Regras de novas contratações na forma determinada pelo DEST.
A substituição supracitada se dará por meio de concurso público, das atividades de natureza
continuada, cujas funções estejam contempladas pelo PCR da Eletrobras Distribuição Acre. Os
contratos elencados no quadro abaixo são serviços para atendimento à atividade meio da
empresa.
Quadro - Contratos de prestação de serviços com locação de mão de obra
Nº
CONTRAT
O
FORNECEDOR
ADITI
VO
VIGÊNCIA
DESCRIÇÃO OBJETO
NOME
CNPJ
INÍCIO
FIM
008/2011
4
EMPRESA
BRASIL DE
COMUNICAÇÃ
09.168.704/000142
Distribuição
da
publicidade
legal
impressa e/ou eletrônica.
27/02/2015
27/02/2016
59
O S.A
4
TOSTES & DE
PAULA
ADVOCACIA
EMPRESARIA
L
01.567.420/000117
Acompanhamento
de
causas judiciais junto
aos juizados especiais
cíveis, da Comarca de
Rio Branco/AC.
11/03/2015
10/03/2016
3
DÉCIO FREIRE
&
ADVOGADOS
ASSOCIADOS
S/A
07.838.854/000190
Prestação de serviços
especializados
de
assessoria jurídica e
contenciosa.
26/12/2014
25/12/2015
01.126.716/000100
Atualização das licenças
de uso do software de
gerenciamento de
informações jurídicas –
PROJURID
18/02/2015
17/02/2016
04.239.158/000170
Serviços de publicidade
28/11/2015
27/11/2016
ALIANÇA DO
BRASIL
SEGUROS S/A
01.378.407/000110
Contratação de apólice
de
seguro,
na
modalidade de riscos
nomeados,
para
a
cobertura
dos
bens
patrimoniais
da
Companhia
de
Eletricidade do Acre.
26/02/2015
25/02/2016
7
PROTEGE S/A
17.219.353/000260
Serviço de
armada.
17/08/2015
16/02/2016
017/2013
3
EMPRESA DE
TECNOLOGIA
E
ADMINISTRA
ÇÃO DE
CONVÊNIOS
HOM LTDA
03.506.307/000157
Serviços
de
gerenciamento
informatizado
do
abastecimento da frota
de veículos, através da
utilização da tecnologia
de cartões.
01/02/2015
30/01/2016
120/2012
3
TS TURISMO E
EVENTOS
LTDA
09.463.607/000182
Locação de veículos.
12/06/2015
11/06/2016
015/2011
264/2011
023/2014
1
HASTINGS
ENGENHARIA
LTDA
229/2013
2
SAGA
PUBLICIDADE
LTDA
012/2013
3
022/2011
segurança
60
105/2012
3
SHEKINAN
CONSTRUÇÕE
S E SERVIÇOS
03.761.180/000112
Serviços de limpeza,
conservação
e
jardinagem
nas
instalações
da
Eletroacre,
em Rio
Branco-AC
17/05/2015
16/05/2016
03/11/2015
02/05/2016
5
CLARO
40.432.544/000147
Prestação de serviço
telefônico
fixo
comutado (STFC), nas
modalidades
local,
nacional intra-regional,
nacional inter-regional e
serviço de discagem
direta gratuita - DDG
0800
4
VIVO S.A /
TELEFÔNICA
DO BRASIL
02.449.992/009625
Prestação de serviço
telefônico móvel pessoal
na modalidade longa
distância nacional
03/11/2015
02/05/2016
224/2011
2
EMPRESA
BRASILEIRA
DE CORREIOS
E
TELÉGRAFOS
-ECT
34.028.316/770995
Serviço de entrega de
correspondências
nacionais.
04/01/2015
03/01/2016
063/2014
1
F. C. L.
PONTES - ME
01.413.227/000121
Serviços de manutenção
predial
22/04/2015
21/04/2016
123/2014
1
P. P. C. COSTA
LEAL LTDA
12.142.202/000157
Serviços de copa e
recepção
04/06/2015
04/04/2016
1
UATUMÃ
EMPREENDIM
ENTOS
TURÍSTICOS
LTDA - EPP
14.181.341/000115
Serviços de
agenciamento de
viagens e hospedagens.
11/09/2015
10/09/2016
PORTO
SEGURO
COMPANHIA
DE SEGUROS
GERAIS
061.198.164/0001- Contratação dos serviços
60
de seguro de veículos
20/01/2015
19/04/2016
27/02/2015
26/02/2016
020/2011
021/2011
149/2014
006/2015
030/2015
COMPANHIA
DE SEGUROS
PRIVIDÊNCIA
DO SUL -
92.751.213/000173
Serviços de seguro de
vida em grupo para os
empregados,
jovens
aprendizes e estagiários
da
Companhia
de
61
PREVISUL
Eletricidade do Acre
114/2015
ROTINA
CONSTRUÇÕE
SE
COMÉRCIO
LTDA-ME
07.262.977/000126
Prestação dos serviços
de reforma no prédio do
almoxarifado,
no
município de Cruzeiro
do Sul/ACRE
29/07/2015
29/01/2016
130/2015
R. M.
TERRAPLANA
GEM E
COMÉRCIO
LTDA
18.818.216/000124
Serviços de revitalização
da área da presidência e
diretorias,
na
sede
administrativa
da
Eletroacre
20/08/2015
17/01/2016
01.413.227/000121
Prestação dos serviços
de
limpeza,
conservação, jardinagem
, roçagem, coleta de lixo
e
outros
serviços
correlatos
28/09/2015
28/09/2016
174/2015
EMPRESA
REDE DE
CONVÊNIOS
DO BRASIL
SERVICE
LTDA
05.946.982/000122
Contratação de empresa
para
prestação
de
serviço de gestão de
manutenção preventiva e
corretiva (autogestão),
para atendimento dos
veículos, máquinas e
equipamentos
pertencentes
à
ELETROBRAS
DISTRIBUIÇÃO ACRE
09/11/2015
08/11/2016
263/2011
1
DATAEASY
CONSULTORI
AE
INFORMÁTIC
A LTDA
06.052.373/000192
Serviço
de
suporte
técnico e manutenção GED.
31/12/2013
30/12/2015
2
ARCON
CONSULTORI
A EM
INFORMÁTIC
A LTDA
00.417.120/000199
Serviços
de
fornecimento
de
soluções infraestrutura e
segurança de tecnologia
da informação.
01/04/2015
30/03/2016
24/09/2015
23/09/2016
F. C. L.
PONTES – ME
145/2015
025/2011
142/2015
TOTVS S. A
53.113.791/000122
Serviços
complementares para
manutenção e suporte do
sistema de gestão
empresarial ERP
TOTVS PROTHEUS
62
(série T – Serviços)
033/2014
IPSYSTEMS
CREATIVE
NETWORK
SOLUTIONS
LTDA - EPP
087/2014
ORACLE DO
BRASIL
SISTEMAS
LTDA
148/2014
CEZ
VASCONCELO
S & CIA LTDA
2
11.885.422/000108
Serviço de
levantamentos,
diagnósticos e análises
da situação da TIC –
Plano do Projeto
25/03/2014
24/05/2017
59.456.277/000176
Serviços de atualização
de software e suporte
técnico ORACLE
26/05/2014
25/05/2016
16.747.373/000160
Prestação de serviços de
almoxarife, auxiliar de
estoque/almoxarifado e
operador de
empilhadeira
01/09/2015
31/08/2016
19/06/2015
18/06/2019
105/2015
ARCON
INFORMÁTIC
A LTDA
00.417.120/000199
Solução de segurança
antimalware, incluindo
os serviços locais de
instalação, configuração,
repasse tecnológico,
manutenção/garantia e
serviços remotos de
suporte.
228/2013
WEBLINK
TECNOLOGIA
LTDA
01.418.159/000193
Fornecimento do
software de Gestão de
Ouvidoria para o
ambiente computacional
30/07/2015
29/07/2016
04.799.835/000104
Contratação de empresa
especializada em
tecnologia da
informação para
fornecimento e
implantação de Solução
de Segurança Integrada
de Perímetro
09/11/2015
08/11/2016
171/2015
2
ALSAR
TECNOLOGIA
EM REDE
LTDA
Contratação de Estagiários
A política de seleção de Estagiário é definida pela Norma DG-GP-01/N-011 que tem como
diretrizes a aplicação do aprendizado por meio de competências próprias da atividade
profissional e a contextualização curricular, objetivando o desenvolvimento do educando para
a vida cidadã e para o trabalho.
63
Quadro – Contratos de Estagiários
Unidade Contratante
Nome: Companhia de Eletricidade do Acre
UG/Gestão: (quando executora no SIAFI)
Informações sobre os Contratos
Ano do Contrato
Objeto
Empresa
Contratada
(CNPJ)
Período Contratual de
Execução das
Atividades Contratadas
Início
Fim
Nível de escolaridade
mínimo exigido dos
trabalhadores
contratados
Sit.
2015
Termo de Estágio
014.243.282-25 17/11/2015 16/11/2016
Superior Incompleto
Ativo
2014
Termo de Estágio
012.654.282-12 15/12/2014 14/12/2016
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
020.168.962-64 02/09/2015 01/09/2016
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
029.275.402-76 03/11/2015 02/11/2016
Superior Incompleto
Ativo
2016
Termo de Estágio
635.094.582-49 07/03/2016 06/03/2017
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
028.496.502-26 02/03/2015 01/03/2017
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
019.531.712-22 13/10/2015 12/10/2016
Superior Incompleto
Ativo
2016
Termo de Estágio
022.882.192-46 11/01/2016 10/01/2017
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
024.849.652-22 01/12/2015 31/12/2016
Superior Incompleto
Ativo
2016
Termo de Estágio
000.750.092-00 11/01/2016 10/01/2017
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
754.704.031-49 04/05/2015 03/05/2016
Superior Incompleto
Ativo
2016
Termo de Estágio
016.575.112-60 03/03/2016 02/03/2017
Superior Incompleto
Ativo
2016
Termo de Estágio
728.582.732-00 01/02/2016 31/01/2017
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
010.399.302-98 02/03/2015 01/03/2017
Superior Incompleto
Ativo
2016
Termo de Estágio
027.451.732-94 11/02/2016 10/02/2017
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
013.642.692-10 15/07/2015 14/07/2016
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
022.559.192-81 05/10/2015 04/10/2016
Superior Incompleto
Ativo
64
2016
Termo de Estágio
028.486.082-42 01/02/2016 31/01/2017
Superior Incompleto
Ativo
2016
Termo de Estágio
027.328.132-14 01/02/2016 31/01/2017
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
030.048.372-42 05/10/2015 04/10/2016
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
025.505.942-66 09/03/2015 08/03/2017
Superior Incompleto
Ativo
2014
Termo de Estágio
028.721.892-97 01/07/2014 30/06/2016
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
016.303.672-14 01/07/2015 30/06/2016
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
938.362.872-34 03/08/2015 02/08/2016
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
007.531.482-77 05/10/2015 04/10/2016
Superior Incompleto
Ativo
2016
Termo de Estágio
006.336.342-98 11/01/2016 10/01/2017
Superior Incompleto
Ativo
2016
Termo de Estágio
003.425.342-46 04/01/2016 03/01/2017
Superior Incompleto
Ativo
2016
Termo de Estágio
020.949.502-20 01/02/2016 31/01/2017
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
694.061.032-49 01/09/2015 31/08/2016
Superior Incompleto
Ativo
2015
Termo de Estágio
029.314.052-99 05/01/2015 04/01/2016
Superior Incompleto
Ativo
2016
Termo de Estágio
015.853.662-26 01/02/2016 31/01/2017
Superior Incompleto
Ativo
8.2 Gestão do Patrimônio Imobiliário da União
A empresa não dispõe de bens de uso especial da União. A estrutura da Eletrobras Distribuição
Acre é composta pela Sede Administrativa, Unidades Administrativas Descentralizadas em
diversos Municípios do Estado e subestações. A Gestão do Patrimônio Imobiliário é
compartilha pela Área de Serviços Gerais e Infraestrutura, pelo Departamento de
Contabilidade e Gestão de Ativos e pela Área de Riscos Corporativos, Seguros e SOX,
conforme Manual de Organização da Companhia de Eletricidade do Acre .
As localidades, nas quais a UPC não possui imóvel próprio, é realizada a locação de imóvel
com vistas a atender as exigências do agente regulador n o que tange ao atendimento ao
consumidor. A locação dos imóveis se dá conforme art. 24, inciso X da Lei 8.666/93, onde
antes de qualquer locação, esta Administração verifica a disponibilidade de imóveis na
localidade/município onde se pretende locar, solicita proposta dos locadores e contrata a menor
proposta. Como os imóveis locados são destinados ao funcionamento de postos de atendimento
aos consumidores, esta Administração leva em consideração o estado da edificação
(instalações prediais) e que proporcione melhor localização/acessibilidade aos consumidores.
65
8.3 Gestão de Tecnologia da Informação
O Departamento de Tecnologia da Informação e Telecomunicações tem por finalidade
gerenciar os processos e atividades referentes à gestão, desenvolvimento e manutenção de
sistemas de informação, administração da infraestrutura de informática, atendimento e suporte
aos usuários, operação de sistemas de comunicação de dados, voz e imagem e outras atividades
e programas vinculados à gestão de tecnologia da informação e telecomunicações. Tendo
como missão principal a de agregar valor ao negócio através da tecnologia da informação e
telecomunicações, apoiando as estratégias e processos de trabalho da Eletrobras Distribuição
Acre, reduzindo custos e gerenciando os riscos organizacionais. A seguir os principais sistemas
computacionais que contribuem diretamente com o alcance dos objetivos estratégicos da
unidade jurisdicionada:
8.3.1 Principais sistemas de informações
Sistemas
Função do sistema
Sistema de Gestão Empresarial destinado a atender às diversas áreas de
ERP Protheus - Sistema de Gestão negócio da empresa integrando a operação e gestão das áreas de RH,
Empresarial
Financeiro, Contabilidade, Contratos, Almoxarifado, Contas a pagar, Livros
Fiscais, Planejamento e Orçamento.
Ajuri - Sistema
Comercial
de
SGTD - Sistema de
Técnica da Distribuição
Gestão
Sistema de Gestão Comercial destinado aos serviços de cadastro de clientes,
faturamento, arrecadação, cobrança e demais serviços comerciais.
Sistema destinado aos serviços de operação, cadastro, manutenção de rede e
projetos. Bem como atualização, consultoria técnica e suporte técnicos
Gestão através
dos
Módulos
GIS,
OPERAÇÃO,
ATENDIMENTO,
MANUTENÇÃO, PROJETOS e PEDIDOS. É utilizado em toda Área
Técnica, inclusive nos cálculos de DEC/FEC, DIC/FIC e o Mapeamento das
redes e linhas de distribuição.
Sistema proprietário para gerir e controlar processos relacionados ao controle
SGA - Sistema de Gestão de e Gestão de Projetos, Obras, Ativações, Desativações, Rateios, Apropriação
Ativos
de Mão de Obra e Transporte, Ativos Imobilizado em Curso e em Serviços,
PDM e Depreciações
8.3.2 Informações sobre o Planejamento Estratégico de Tecnologia da Informação (PETI)
e sobre o Plano Diretor de Tecnologia da Informação - PDTI
Quadro - Contratos na Área de Tecnologia da Informação em 2015
Nº do
Objeto
Vigência
Fornecedores
Custo
Valores
66
Contrato
137/2014
013/2015
183/2013
142/2015
CNPJ
Contratação de
Serviços de
Suporte Técnico,
manutenção e
atualização
tecnológica do
sistema de gestão
da distribuição
Operação
assistida, garantia
de serviços,
manutenção e
suporte técnico do
sistema de gestão
de ativos
Serviços de
Suporte Técnico
especializado e
manutenção
(preventiva,
corretiva e
adaptativa legal)
para o sistema de
gestão
empresarial –
ERP Protheus.
Serviços de
Suporte Técnico
especializado e
manutenção
(preventiva,
corretiva e
adaptativa legal)
para o sistema de
gestão
empresarial –
ERP Protheus.
Desembolsados
2015
Denominação
10/14 a
10/16
INDRA BRASIL
SOLUCOES E
01.645.738/0001SERVICOS
745.663,84
79
TECNOLÓGICOS
S.A
388.558,14
02/15 a
02/16
10.771.824/0001- OFM SISTEMAS
19
LTDA
517.122,20
407.298,36
09/13 a
09/15
53.113.791/000122
TOTVS S.A
701.336,44
194.197,25
09/15 a
09/16
53.113.791/000123
TOTVS S.A
495.030,68
48.716,09
8.4 Gestão Ambiental e Sustentabilidade
Uma gestão para a sustentabilidade é aquela que se define pela relação ética e transparente da
empresa com todos os públicos com os quais ela se relaciona e pelo estabelecimento de metas
empresariais que impulsionem o desenvolvimento sustentável da sociedade, preservando
recursos ambientais e culturais para as gerações futuras, respeitando a diversidade e
promovendo a redução das desigualdades sociais. É este modelo de gestão que estamos
buscando, ampliando nossa capacidade de atuar por vias que valorizam e recuperam todas as
formas de capital, humano, natural e financeiro, assegurando o sucesso do nosso negócio em
67
longo prazo e ao mesmo tempo, contribuindo para o desenvolvimento econômico e social das
comunidades, bem como para um meio ambiente saudável. A saber, as principais ações
desenvolvidas:
Logística e Manufatura Reversa
Em 2015 a Eletrobras Distribuição Acre manteve o Projeto Logística e Manufatura Reversa o
qual objetiva o descarte adequado dos materiais inservíveis retirados das redes de distribuição,
decorrentes das ações de implantação do Projeto Substituição de Medidores Obsoletos do
Programa Energia+. Até o momento foram reciclados 24.100 medidores substituídos da rede.
O projeto prevê a retirada de 33.000 unidades.
Consumo Consciente
A campanha de consumo consciente se iniciou em 2011 na Eletrobras Distribuição Acre e tem
por objetivo a educação ambiental por meio da redução do consumo de papel, copo
descartável, água e energia. Em 2015, para o fortalecimento da campanha no aspecto
relacionado à energia realizou-se a blitz da energia. A blitz consiste em uma ação em que a
equipe da área de Sustentabilidade e Responsabilidade Socioambiental (PRRS) realiza
vistorias nas salas da Sede ao final do expediente para verificar se lâmpadas e equipamentos
estavam ligados desnecessariamente. A blitz tem o objetivo de combater o desperdício de
energia e, principalmente, desenvolver novos hábitos em nossos colaboradores e
colaboradoras.
Manuais Ambientais
Por meio do Projeto Energia + foi definida a necessidade de estabelecer e internalizar um
padrão de boas práticas com relação ao meio ambiente nas Empresas de Distribuição da
Eletrobras. Assim, foram elaborados Manuais para normatização e padronização de
procedimentos operacionais na área ambiental, relativos aos seguintes temas: Execução de
Obras, Gestão de Resíduos Perigosos e Gestão de Resíduos Sólidos.
A elaboração de Manuais visou consolidar conceitos, definições, processos e técnicas para
promover a sistematização e padronização dos procedimentos para dar suporte à gestão
socioambiental, adequada à tipologia dos projetos e às regiões onde se localizam as EDE, de
forma a promover a adequada gestão ambiental.
Os manuais ambientais devem auxiliar as equipes próprias das EDE à gestão ambiental no
desenvolvimento de atividades utilizadoras de recursos naturais ou que possam ocasionar
danos ao meio ambiente, na atuação da empresa como executora dos serviços, gestora ou
fiscalizadora. Também são importantes para a elaboração dos contratos de prestação de
serviços e para a inspeção dos mesmos e, ainda, para todo o corpo de colaboradores das EDE,
visando evitar os riscos à saúde dos trabalhadores e da população em geral, bem como ao meio
ambiente.
68
9 CONFORMIDADE DA GESTÃO E DEMANDAS DE ÓRGÃOS DE CONTROLE
9.1 Tratamento de determinações e recomendações do órgão do TCU
Quadro – Deliberações do TCU que permanecem pendentes de cumprimento
Caracterização da Determinação/ recomendação do TCU
Processo
Acórdão
Item
TC
028.043/2013-8
Acórdão nº
1352/2015 TCU - Plenário
1.7.1; 1.7.2;
1.7.3; 1.9; 1.10;
1.10.1; 1.10.2;
1.10.3; 1.10.4;
1.10.5; 1.10.6;
1.10.7; 1.10.8
1.10.9; 1.11.5
Comunicação
Expedida
Ofício
0222/2015TCU/SECEXAC
Data da Ciência
21/05/2015
Órgão destinatário da recomendação
Companhia de Eletricidade do Acre
Descrição da determinação/recomendação
Com relação ao Acórdão nº 1352/2015 - TCU - Plenário, reportamo-nos conforme segue:
1.9. Determinar à Companhia de Eletricidade do Acre - Eletroacre, com fundamento no art.
208, § 2º, do RI/TCU, que, no prazo de noventa dias, apresente plano de ação no qual detalhe
as medidas que pretende adotar para cumprir as metas de desempenho assumidas pela
companhia para os indicadores Duração Equivalente de Continuidade e Frequência
Equivalente de Continuidade;
1.10. Recomendar à Companhia de Eletricidade do Acre - Eletroacre que:
1.10.1. Aperfeiçoe o treinamento oferecido aos usuários de seu sistema integrado de gestão
(ERP), mantendo-os permanentemente capacitados quanto à operação e à manutenção do
sistema, por meio da elaboração e execução de um plano de capacitação detalhando as
necessidades de treinamento, de acordo com o negócio, as estratégias e os valores da
organização, a ser periodicamente atualizado a partir da avaliação das competências dos
funcionários e da qualidade dos treinamentos recebidos, à luz das orientações contidas nos
objetivos de controle PO7.2, PO7.4, DS7.1 e DS7.3 do Cobit 4.1;
1.10.2. Aperfeiçoe os manuais de usuário de seu sistema integrado de gestão, de modo que eles
sejam atualizados tempestivamente após a ocorrência de mudanças/customizações nas
69
funcionalidades do sistema, hospede-os em sua rede interna e dê-lhes ampla divulgação a todos
os usuários, observando as orientações contidas nos objetivos de controle AI4.2, AI4.3 e AI4.4
do Cobit 4.1;
1.10.3. Defina e implante um processo formal de gerenciamento de requisitos, incluindo, entre
outras características, um conjunto mínimo de artefatos e documentos, a previsão de aprovação
desses por parte do demandante e a possibilidade de rastreabilidade das
mudanças/customizações realizadas em seu sistema integrado de gestão (ERP), levando em
consideração o preconizado nos objetivos de controle AI1.1, AI1.2 e AI1.4 do Cobit 4.1;
1.10.4. Defina e implante um processo formal de gerenciamento de mudanças, de modo a
implantar controles específicos que tratem as situações de risco associadas a mudanças em seu
sistema integrado de gestão (ERP), a exemplo daqueles relacionados à aprovação formal das
mudanças, à avaliação do impacto das mudanças, à classificação das mudanças e ao tratamento
dado às mudanças emergenciais, à luz das orientações contidas no item 12.5.1 da Norma NBR
ISO/IEC 27002:2005 e nos objetivos de controle AI6.1 a AI6.5 do Cobit 4.1;
1.10.5. Defina e implante um processo formal de testes das funcionalidades a serem
implementadas em seu sistema integrado de gestão (ERP), de modo a contemplar as atividades
de verificação e de validação dos softwares entregues, em especial aquelas relacionadas à
elaboração de documentação técnica dos testes e à previsão de participação do usuário final no
processo de homologação de novas funcionalidades, à luz das orientações contidas nos
objetivos de controle AI7.2, AI7.4, AI7.6, AI7.7 e DS9.1 do Cobit 4.1.
1.10.6. Defina e implante um processo formal de gerenciamento de configuração dos artefatos
de seu sistema integrado de gestão (ERP), em especial as atividades relacionadas à
categorização dos itens de configuração e ao posterior registro de alterações, com a utilização
de uma ferramenta automatizada de suporte à gestão de configuração (CMDB), e acompanhe
tempestivamente, por exemplo, a adequação do número de licenças contratadas frente às reais
necessidades de uso da empresa, à luz das orientações contidas nos objetivos de controle
DS9.1, DS9.2 e DS9.3 do Cobit 4.1.
1.10.7. elabore, aprove formalmente e dê ampla divulgação a um Plano de Continuidade de
Tecnologia da Informação (PCTI), suficientemente detalhado e abrangente, de modo a
contemplar as operações e os serviços de TI que deverão estar disponíveis em situação de
interrupções ou falhas dos processos críticos de negócio, as atividades previstas para a
manutenção e recuperação das operações e os respectivos responsáveis pela sua execução,
observando as práticas contidas nos itens 4.3, 7.10, 8.7.2 e 9.2 da Norma NBR ISO/IEC
15999-1:2007, no item 14.1.3 da Norma NBR ISO/IEC 27002:2005 e à luz das orientações
contidas nos objetivos de controle DS4.2, DS4.4, DS4.5 e DS4.8 do Cobit 4.1.
1.10.8. assegure o cumprimento integral da norma DG-TIC-02/N-003 (Proteção e Acesso às
Áreas Seguras), em especial dos itens 6.1.3, 6.2.5 e 6.2.11.1, bem como estude a viabilidade de
reforçar a segurança física de seu datacenter, instalando uma porta mais robusta, com
fechadura biométrica e sistema informatizado que permita a implementação forçada de
70
políticas e diretrizes de controle de acesso, além do registro automático de todos os acessos
para fins de controle e auditoria;
1.10.9. elabore e aprove normativo específico de modo a estabelecer um perímetro de
segurança física com relação ao ambiente de produção de seu sistema integrado de gestão
(ERP) e a descrever papéis, responsabilidades e procedimentos de controle de acesso ao
mesmo, considerando as recomendações dos itens 9.1.1 e 9.1.2 da NBR ISO/IEC 27002:2005 e
do objetivo de controle DS5.7 do Cobit 4.1;
1.10.10. elabore e aprove normativo de modo a estabelecer medidas de contingência contra
falta de energia elétrica e falhas em instalações e outras utilidades (suprimento de água,
esgotos, ventilação, ar-condicionado), com a descrição de papéis, responsabilidades e
procedimentos de inspeção e teste associados, à luz das recomendações do item 9.2.2 da
Norma NBR ISO/IEC 27002:2005;
1.10.11. elabore e aprove normativo de modo a estabelecer procedimentos de descarte de
mídias de armazenamento de dados e a descrever papéis e responsabilidades associados,
considerando as recomendações do item 9.2.6 da Norma NBR ISO/IEC 27002:2005, bem
como do objetivo de controle DS11.4 do Cobit 4.1.
1.10.12. em consonância com a Norma Complementar 04/IN01/DSIC/GSIPR, do Gabinete de
Segurança Institucional da Presidência da República, defina e implante um processo formal de
gestão de riscos de TI, observando os princípios e as diretrizes estabelecidas na norma NBR
ISO/IEC 31000:2009 e à luz das orientações contidas nos objetivos de controle PO4.8, PO9.1,
PO9.2, PO9.3, PO9.4, PO9.5 e PO9.6 do Cobit 4.1.
1.11. Dar ciência à Companhia de Eletricidade do Acre - Eletroacre sobre as seguintes
impropriedades:
1.11.1. a não inserção no Sisac dos dados relativos aos atos de pessoal (descritos nos arts. 2º e
3º da IN TCU 55/2007) editados pela Eletroacre antes de outubro/2012 violou a norma
expressa no art. 7º da IN TCU 55/2007;
1.11.2. a contratação de software, por meio da Dispensa 1/2012 (processo 5/PRS/2012), no
valor total de R$ 50.000,00 sem que do referido processo tenha constado pronunciamento
técnico da área de TI da Eletroacre, infringiu o disposto no art. 9º da IN SLTI/MPOG 4, de
12/11/2010, bem como ao art. 4º, parágrafo único, da Lei 8.666/1993;
1.11.3. a remuneração dos serviços de informática prestados pela Totvs S/A por meio do
Contrato nº 168/2012, realizada em função do número de horas trabalhadas, sem a prévia
justificativa de que as características dos objetos não permitiam solução diversa desta,
contrariou a orientação contida na Súmula TCU 269 e no art. 15, § 2º, da IN SLTI/MPOG
4/2010;
1.11.4. a edição dos pareceres jurídicos que fundamentaram os Pregões de números 5, 12, 13,
71
16, 18 e 26, todos de 2012, ante a ausência de controle efetivo de legalidade caracterizada pela
não abordagem de todos os aspectos básicos essenciais e prévios à realização dos mencionados
certames, configurou infração ao disposto no parágrafo único do art. 38 da Lei 8.666/1993;
1.11.5. a não publicação no Siasg dos contratos a seguir, relacionados ao orçamento de
investimento da Companhia, violou o disposto no art. 19 § 3º, da Lei 12.465, de 12/8/2011
(LDO 2012), bem como o princípio da publicidade insculpido no art. 37, caput, da
Constituição Federal como subsídio;
9.7. Determinar o monitoramento da presente deliberação.
Justificativa Apresentada pelo seu não Cumprimento
O Acórdão n.º 1352/2015 – TCU – Plenário é composto de recomendações complexas e
trabalhosas. Com a limitação de recursos, quer sejam humanos ou financeiros, o trabalho a ser
executado torna-se ainda mais desafiador. Contudo, há disposição para implementação das
ações necessárias para atendimento das recomendações do Acórdão, na certeza de que trarão
maior controle e eficiência nos processos a que se referem.
Considerando apenas os recursos disponíveis para a execução do Plano elaborado para o
cumprimento das recomendações, serão necessários, no mínimo, 3 (três) anos de trabalho em
dedicação parcial.
Das 12 recomendações, uma está atendida (1.10.2), duas estão em fase de conclusão (1.10.1 e
1.10.8) e as demais ainda não foram iniciadas, o que significa dizer que 18% das ações estão
concluídas;
Pontuo como dificuldade no processo: “Equipe restrita com baixa disponibilidade para novas
demandas; Falta de Capacitação nas metodologias de controle e normativos que orientam a
auditoria dos órgãos de controle; projetos e atividades concorrentes; falta de recursos
financeiros para contratação de consultoria de apoio".
Processo
Acórdão
Item
TC029.194/20148
Acórdão nº
1494/2015 TCU - Plenário
Letra "b"
Comunicação
Expedida
0171/2015TCU/SECEXAC
Data da Ciência
23/04/2015
Órgão destinatária da recomendação
72
VISTOS e relacionados estes autos de representação, autuada a partir de documentação
remetida pelo Tribunal de Contas do Estado do Acre, relacionada à retenção, pela Companhia
de Eletricidade do Acre - Eletroacre (companhia sob controle acionário da Eletrobras), de
contribuição social para o custeio da iluminação pública (Cosip) pertencente aos municípios
inadimplentes com a referida distribuidora de energia,
Considerando que o Tribunal de Contas do Estado do Acre, ao tratar da matéria levada a seu
conhecimento, cuidou apenas de examinar a inadimplência dos municípios daquele estado
perante a distribuidora de energia, bem assim, eventuais pagamentos de multas de mora e
responsáveis respectivos, no âmbito de sua esfera de competência,
Considerando que o conhecimento, pelo TCE/AC, da retenção de valores da Cosip pela
Eletroacre, em face da inadimplência de alguns municípios perante os compromissos
financeiros contraídos junto à Eletroacre, foi o que motivou o órgão estadual de controle
externo a encaminhar a matéria a este Tribunal,
Considerando, todavia, que no exame realizado pela unidade técnica, entendeu-se que o órgão
responsável pela arrecadação desses valores na fatura de energia dos consumidores dos
municípios e pelo repasse às prefeituras municiais, vem fazendo as retenções justamente em
face da inadimplência dos municípios com os compromissos assumidos perante a companhia,
não havendo informação sobre resistência, por parte desses, pela instauração de lide judicial
(item 16 da instrução de peça 20), à retenção dos valores como compensação,
Considerando o entendimento da secretaria, segundo o qual é baixa a materialidade dos valores
envolvidos, sendo despicienda intervenção desta Corte de Contas, neste momento, bastando o
acompanhamento da questão no âmbito dos relatórios de gestão da unidade, de forma que
propõe o conhecimento da representação e a ciência à unidade de que as providências
eventualmente adotadas em relação aos fatos comunicados, assim como os resultados dessas
providências, deverão constar em registros analíticos no relatório de gestão a ser
oportunamente encaminhado ao Tribunal,
ACORDAM, os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão de 1ª Câmara,
por unanimidade, em:
a) conhecer da representação, com fundamento no art. 237, inciso III, e parágrafo único do
Regimento Interno/TCU;
b) dar ciência desta deliberação à Companhia de Eletricidade do Acre (Eletroacre),
informando-a de que de que as providências eventualmente adotadas em relação a retenções da
Cosip de municípios inadimplentes, assim como os desdobramentos decorrentes, como
eventuais intervenções judiciais ou medidas administrativas de repasse dos valores, deverão
constar em registros analíticos no relatório de gestão a ser oportunamente encaminhado ao
Tribunal, afim de propiciar o controle exercido por esta Corte de Contas sobre a matéria; e
c) arquivar os presentes autos, sem prejuízo de o Tribunal vir a analisar a matéria novamente
em processo distinto caso presentes motivos que justifiquem a medida.
73
1. Processo TC-029.194/2014-8 (REPRESENTAÇÃO)
1.1. Responsável: Marcos Aurélio Madureira da Silva (154.695.816-91)
1.2. Interessado: Tribunal de Contas do Estado do Acre (04.035.135/0001-43)
1.3. Órgão/Entidade: Companhia de Eletricidade do Acre 1.4. Relator: Ministro-Substituto
Augusto Sherman Cavalcanti
1.5. Representante do Ministério Público: não atuou
1.6. Unidade Técnica: Secretaria de Controle Externo no Estado do Acre (SECEX-AC).
1.7. Advogado constituído nos autos: não há.
Esta sendo cumprida a Determinação do referido Acórdão. Inclusive já foi informado no
Relatório de Gestão de 2014, as retenções efetuadas.
Processo
Acórdão
Item
019.434/2015-4
5258/2015, TCU – Primeira
Câmara
1.7.1
Comunicação
Expedida
Oficio nº
13042/2015TCU/SEFIP, de
23/09/2015
Data da Ciência
06/10/2015
Órgão destinatária da recomendação
Os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão da Primeira Câmara,
com fundamento nos arts. l, inciso V, e 39, inciso 1, da Lei n° 8.443/92, c/c os arts. l,
inciso VIII; 17, inciso II e 143, inciso II; 259, inciso 1, e 260, § 6°, do Regimento
Interno/TCU, ACORDAM em considerar prejudicada, por inépcia, a apreciação de
mérito do ato de admissão constante do processo abaixo relacionado, por ter sido
lançado, no sistema Sisac, com data de nomeação posterior à validade do concurso, sem
esclarecimentos do gestor de pessoal, bem como mandar fazer as seguintes
determinações, conforme os pareceres emitidos nos autos:
1. Processo TC-019.434/2015-4 (ATOS DE ADMISSÃO)
1.1. Interessado: Raphael de Oliveira Santana (873.469.232-00)1.2. Unidade:
Companhia de Eletricidade do Acre:
1.3. Relator: Ministro José Múcio Monteiro;
74
1.4. Representante do Ministério Público: Procurador Sergio Ricardo Costa Caribé;
1.5. Unidade Técnica: Secretaria de Fiscalização de Pessoal (SEFIP).
1.6. Advogado constituído nos autos: não há.
1.7. Determinar:
1.7.1. à unidade jurisdicionada que providencie, no prazo de 60 (sessenta) dias, o
encaminhamento, via sistema Sisac, de novo ato de admissão, em substituição ao
considerado inepto.
1.7.2. a Sefip que:
1.7.2.11 adote medidas para monitorar o cumprimento da determinação referente ao
envio
de novo ato corrigindo o que teve a apreciação de mérito considerada prejudicada,
representando
ao Tribunal em caso de não atendimento;
1.7.2.2 faça permanecer no sistema Sisac todos os atos cuja análise de mérito vier a
ser
considerada prejudicada, mesmo após a disponibilização, no sistema, dos novos atos
corrigidos.
A referida Decisão vem sendo cumprida.
Processo
Acórdão
Item
032.651/2013-9
8909/20158, TCU – Segunda
Câmara
9.3.1; 9.3.2;
9.3.3
Comunicação
Expedida
Oficio Circular
SEI nº 347/2015MP
Data da Ciência
18/12/2015
Órgão destinatário da recomendação
Descrição da Deliberação
VISTOS, relatados e discutidos estes autos de tomada de contas especial instaurada por força
do item 1.8.5 do Acórdão 5.815/2013TCU2 a Câmara, proferido no âmbito do TC
013.332/2009-1, que tratou de representação autuada para apurar irregularidades no
pagamento de gratificação natalina em duplicidade aos dirigentes da empresa estatal:
Indústrias Nucleares do Brasil S.A. (INB);
ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão da Segunda
75
Câmara, ante as razões expostas pelo Relator, em:
9.1. Julgar regulares com ressalvas as contas do Sr. Alfredo Tranjan Filho, dando-lhe
quitação, com fundamento no art. 16, inciso II, e no art. 18 e 23, inciso II, da Lei n° 8.443.
de 16 de julho de 1992;
9.2. Determinar à Indústrias Nucleares do Brasil que se abstenha de efetuar pagamentos
indevidos da gratificação natalina prevista nas Leis n°4.090, de 13 de julho de 1962, e
n°4.749, de 12 de agosto de 1965, cumulativamente com a parcela prevista no § 2°, alínea
c", do art. 30 do Decreto-Lei n° 2.355. de 27 de agosto de 1987, aos diretores que percebam
honorários na forma do caput do art. 3° do referido Decreto-Lei ou que optem pela
retribuição prevista no inciso II, do art. 3°, do mesmo normativo, porque isso caracteriza
ofensa à Súmula n° 171 do TCU;
9.3. informar ao Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais junto
ao Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão (DEST/MP) e à Indústrias Nucleares do
Brasil que:
.3.1. A única hipótese admitida pela Súmula n° 171 do TCU para o pagamento da
gratificação alma a membro de diretoria de empresa pública ou sociedade de economia mista
é a prevista atualmente no inciso 1, do art. 3°, do Decreto-Lei n°2.355, de 1987, que
equivale à opção, referenciada na mencionada súmula, prevista nos §S 1° e 20, do art. 4°, do
já revogado Decreto-lei n° 1.884, de 17 de Setembro de 1981:
9.3. Não se admite a possibilidade de pagamento da gratificação natalina prevista pela Lei n°
4.090, de 1962, aos diretores de empresas estatais dependentes que optem pela percepção
dos honorários na forma do inciso II, do art. 3°, do Decreto-Lei n° 23 )55, de 1987, bem
como, àqueles que sejam remunerados com base no caput desse mesmo artigo;
9.3.3. Fixação de honorários de dirigentes de empresas públicas e sociedades de economia
mista depen en es, em desconformidade com o art. 3°, caput e inciso II, e § 20, do DecretoLei n° 2.355. de 1987, a fim de justificar o pagamento de gratificação natalina a dirigentes,
pode caracterizar o recebimento indevido de valores por parte dos diretores da INB e, assim,
a responsabilização dos agentes com a imputação do devido ressarcimento, vez que ausentes
os eventuais requisitos caracterizadores da boa-fé;
9.4. Encaminhar cópia da instrução à Peça n° 83 dos autos à Sefip, a fim de que tome
conhecimento dos fatos relatados no item 3.5 da aludida instrução e de que autue processo
apartado de fiscalização, por ocasião do cumprimento do item 1.8.4 do Acórdão
5.815/2013TCU2a Câmara, com vistas a examinar a legalidade do retorno do pagamento da
gratificação natalina aos dirigentes da INB a partir de 2013, por recomendação do
DEST/MP segundo o parecer jurídico da AGU, desconsiderando, para tanto, o comando
insculpido no § 2°, caput e inciso II, do art. 3° do Decreto-Lei n° 2.355. de 1987;
Justificativa para o seu não Cumprimento:
A Companhia está cumprindo a Determinação oferecida. Já foram emitidos os seguintes
Acórdãos: Acórdão nº 3185/2014; 3731/2014 TCU 2ª Câmara, Acórdão nº 1763/2016 TCU 1ª
Câmara aonde foram considerados legais os registros de admissão e demissão, aderente ao art.
6º da Resolução TCU nº 206, de 24.10.2007
76
9.2 Tratamento de recomendações do Órgão de Controle Interno
Conforme Instrução Normativa não houve Processo de Contas no período coberto pelo
relatório.
9.3 Medidas Administrativas para apuração de responsabilidades por dano ao erário
Não foram identificadas situações que resultassem em medidas de apuração de
responsabilidade por dano ao erário.
9.4 Demonstração da conformidade do cronograma de pagamentos de obrigações com o
disposto no art. 5º da Lei nº 8.666/1993
O art. 5º da Lei exige que a Administração obedeça, “para cada fonte diferenciada de recursos,
a estrita ordem cronológica das datas de suas exigibilidades, salvo quando presentes relevantes
razões de interesse público e mediante prévia justificativa da autoridade competente,
devidamente publicada”, ou seja, em cada uma das quatro categorias de contratos referidas no
dispositivo (fornecimento de bens, locações, realização de obras e prestação de serviços),
haverá uma ordem de exigibilidades dos créditos em face da Administração. O momento da
fixação da exigibilidade variará segundo a natureza do contrato, mas jamais ficará sob o
controle da Administração – que não poderá, assim, manipulando o conceito de exigibilidade,
modificar a ordem legal das exigibilidades.
Neste sentido, a Eletrobras Distribuição Acre não tendo norma específica que regulamente o
art. 5º da lei 8.666/93, utiliza-se do mesmo, como norma geral, para realizar os pagamentos
conforme devidas medições e prazos estipulados em cada um dos contratos firmados nas
categorias acima citada.
Vale ressaltar que o colendo TCU já proferiu entendimento acerca do assunto, inclusive
determinando certo Órgão auditado que “efetue os pagamentos devidos por serviços
executados em contratos de obras públicas obedecendo, para cada fonte diferenciada de
recursos, a estrita ordem cronológica das datas de suas exigibilidades, ou seja, de cada medição
de serviços, nos termos do art. 5º da Lei nº 8.666/93, com as alterações dadas pela Lei nº
8.883/94” (acórdão 888/2004, Rel. Min. Adylson Motta, j. 7/7/2004).
77
Assim, ressalta que a UPC valida-se do art. 5 para pagamento dos contratos oriundos de
fornecimento de bens, locações, realização de obras e prestação de serviços, exclusivamente
utilizando-se os prazos nos instrumentos descritos, após devida execução contratual, total ou
parcial nos limites de cada uma dessas entregas, devidamente medidas.
Qualquer outro pagamento que não obedeça este fator estará alheio ao que vem estipulado
contratualmente.
9.5 Informações sobre ações de Publicidade e Propaganda
As ações de publicidade institucional e utilidade pública foram realizadas conforme contrato
Nº229/2013 – 2ºAditivo, firmado com a Agência de Publicidade SAGA para prestação de
serviços de publicidade e propaganda. Já as ações de publicidade legal foram executadas
conforme contrato com a Empresa Brasil de Comunicação – EBC e Imprensa Nacional. A
seguir as despesas realizadas no período de cobertura do relatório:
Quadro – Despesas com publicidade
Publicidade
Programa/Ação orçamentária
Institucional
Dia da Mulher, Dia do Homem,
Data Comemorativas, Pesquisa
Clima, Outubro Rosa, Novembro
Azul e Energização,
Utilidade pública
Campanha de Segurança I e
Campanha de Segurança II e
Campanha de Adimplência
Legal
Aviso de Desligamento, Licenças
Ambientais e de Operação, Aviso
aos Acionistas, Reunião do
Conselho
de
Administração,
Extrato de Atas das Reuniões de
Diretoria
e
Demonstrações
Financeiras.
Mercadológica
Não utilizamos
Valores empenhados
R$341.912,00
R$189.583,40
--------------------------
Valores pagos
R$106.358,90
R$22.005,72
------------------------
78
ANEXOS
79
PARECER DA UNIDADE DE AUDITORIA INTERNA
80
81
82
83
84
85
86
87
PARECER DO COLEGIADO
88
89
90
91
92
DECLARAÇÃO DE INTEGRIDADE
93
94
95
DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS
96
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
31 de Dezembro de 2015
e relatório dos auditores independentes.
97
Índice
RELATÓRIO
DOS
AUDITORES
INDEPENDENTES
SOBRE
AS
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ............................................................................... 100
BALANÇOS PATRIMONIAIS........................................................................................... 103
DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS .......................................................................... 105
DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS ABRANGENTES....................................... 107
DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO (PASSIVO
A DESCOBERTO) ................................................................................................................ 108
DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA............................................................. 109
DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO.......................................................... 111
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ......................... 112
1.
Contexto Operacional .......................................................................................... 112
2.
Da renovação da concessão de serviço público de energia elétrica114
3.
Resumo das principais políticas contábeis ................................................ 116
4.
Caixa e equivalentes de caixa ......................................................................... 129
5.
Clientes ...................................................................................................................... 130
6.
Tributos e Contribuições Sociais .................................................................... 133
7.
Direitos e obrigações de ressarcimento ...................................................... 134
8.
Ativos e Passivos Regulatórios ....................................................................... 137
9.
Almoxarifado........................................................................................................... 138
10.
Serviços em curso ............................................................................................. 138
11.
Outros ativos....................................................................................................... 139
12.
Cauções e depósitos vinculados ................................................................. 139
13.
Ativo financeiro indenizável – concessões de serviço público ...... 140
14.
Imobilizado .......................................................................................................... 144
15.
Intangível ............................................................................................................. 145
16.
Fornecedores ...................................................................................................... 147
17.
Tributos e contribuições sociais ................................................................. 148
18.
Financiamentos e empréstimos e Encargos da dívida ...................... 148
98
19.
Obrigações estimadas ..................................................................................... 151
20.
Pesquisa e desenvolvimento ........................................................................ 151
21.
Encargos setoriais ............................................................................................ 151
22.
Benefício pós-emprego ................................................................................... 152
23.
Outros passivos ................................................................................................. 155
26.
Patrimônio Líquido (passivo a descoberto)........................................... 158
27.
Receita operacional líquida .......................................................................... 160
28.
Custo com energia elétrica ........................................................................... 165
29.
Custos de operação, serviços e despesas operacionais ................... 166
31.
Gestão de Risco Financeiro ........................................................................... 172
32.
Instrumentos financeiros por categoria ................................................. 176
33. Imposto de Renda Pessoa Jurídica e Contribuição Social sobre
Lucro Líquido .................................................................................................................. 177
34.
Seguros ................................................................................................................. 179
35.
Remuneração a empregados e dirigentes .............................................. 180
36.
Transações com partes relacionadas ....................................................... 181
37.
Revisão e Reposicionamento Tarifário .................................................... 181
99
KPMG Auditores Independentes
2123-2350
Av. Djalma Batista, 1.661 - sala 803
69050-010 - Manaus, AM – Brasil
www.kpmg.com.br
Telefone 55 (92)
Fax 55 (92) 2123-2367
Internet
RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS
Caixa Postal 3751
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
Aos Acionistas e Administradores da
Companhia de Eletricidade do Acre - ELETROACRE
Rio Branco - AC
Examinamos as demonstrações financeiras da Companhia de Eletricidade do Acre ELETROACRE (“Companhia”), que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro
de 2015 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das
mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa e para o exercício findo naquela data,
assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas.
Responsabilidade da Administração sobre as demonstrações financeiras
A Administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação
das demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil,
assim como pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a
elaboração dessas demonstrações financeiras livres de distorção relevante,
independentemente se causada por fraude ou erro.
Responsabilidade dos auditores independentes
Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações
financeiras com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e
internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas
pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter
segurança razoável de que as demonstrações financeiras estão livres de distorção relevante.
Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de
evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações financeiras.
Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação
dos riscos de distorção relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se
causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles
internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações
100
financeiras da Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados
nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses
controles internos da Companhia. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação
das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela
Administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações financeiras
tomadas em conjunto.
Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar
nossa opinião.
Opinião
Em nossa opinião as demonstrações financeiras acima referidas apresentam
adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da
Companhia de Eletricidade do Acre - ELETROACRE em 31 de dezembro de 2015, o
desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela
data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.
Ênfases
Continuidade operacional
Chamamos a atenção para o mencionado na nota explicativa nº 1.1 às demonstrações
financeiras, indicando que a Companhia tem apurado prejuízos continuamente em suas
operações, e apresenta, em 31 de dezembro de 2015, passivo a descoberto no montante de
R$ 129.683 mil e excesso de passivos circulantes sobre ativos circulantes, no montante de
R$ 139.532 mil. Adicionalmente, conforme descrito na nota explicativa nº 2, a concessão de
distribuição de energia elétrica da Companhia expirou em 7 de julho de 2015. Entretanto, a
concessão permanece válida pelo prazo necessário à realização dos levantamentos e
avaliações indispensáveis à organização das licitações que precederão a outorga que a
substituirá, prazo esse que não será inferior a 24 meses. O termo aditivo tem prazo até 26 de
julho de 2016 para assinatura. Essas condições, juntamente com a dependência financeira
de sua controladora, indicam a existência de incerteza significativa que pode levantar dúvida
significativa quanto à capacidade de continuidade operacional da Companhia. Nossa opinião
não está ressalvada em função deste assunto.
Valores a receber sujeitos à aprovação do órgão regulador
Chamamos atenção para o mencionado na nota explicativa nº 6 às demonstrações
financeiras, pelo fato da Companhia possuir, em 31 de dezembro de 2015, créditos a receber
da conta de consumo de combustíveis fósseis - CCC-ISOL, no montante de R$ 174.518 mil,
líquidos dos valores registrados no ativo, no montante de R$ 325.029 mil, e no passivo, no
montante de R$ 150.511 mil, referentes a parcelamentos de impostos do período de julho de
2009 a dezembro de 2014 e a reembolsos de impostos de janeiro a dezembro de 2015. Tais
101
créditos a receber vêm sendo calculados e registrados mensalmente pela Companhia, com
base na Lei nº 12.111/2009, no Decreto nº 7.246/2010 e em resoluções da Agência Nacional
de Energia Elétrica - ANEEL. A realização deste saldo depende, em última instância, de
transferência de recursos oriundos do Fundo Setorial CDE, cuja a gestora é a Eletrobras.
Nossa opinião não está ressalvada em função deste assunto.
Outros assuntos
Demonstração do valor adicionado
Examinamos, também, a demonstração do valor adicionado (DVA), referente ao exercício
findo em 31 de dezembro de 2015, elaborada sob a responsabilidade da administração da
Companhia, cuja apresentação é realizada de forma voluntária pela Companhia. Essa
demonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente
e, em nossa opinião, está adequadamente apresentada, em todos os seus aspectos
relevantes, em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto.
Manaus, 30 de março de 2016
KPMG Auditores Independentes
CRC 2SP014428/O-6 F-AM
Luciano Medeiros
Simões
Contador CRC SP-138148/O-3 T-AM
Danilo Siman
Contador CRC 1MG058180/O-2 T-SP
102
BALANÇOS PATRIMONIAIS
Em 31 de dezembro de 2015 e 2014
(Em milhares de Reais)
Ativo
Nota
31/12/2015
31/12/2014
ATIVO
CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa
(4)
18.501
24.497
Clientes
(5)
100.757
65.336
Tributos e contribuições sociais
(6)
7.593
9.161
Direitos de ressarcimento
(7)
84.655
48.382
Ativos regulatórios
(8)
41.765
20.656
(9)
1.883
1.441
(10)
7.016
15.732
Almoxarifado
Serviços em curso
Bens destinados a alienação
Outros ativos
86
(11)
-
22.376
37.089
284.632
222.294
(5)
28.805
20.699
Cauções e depósitos vinculados
(12)
7.029
5.311
(6)
1.971
2.719
Direitos de ressarcimento
(7)
240.374
237.664
(13)
303.125
314.203
Total do Ativo Circulante
NÃO CIRCULANTE
Clientes
Ativo financeiro - concessões de serviço público
Bens destinados a alienação
-
86
Imobilizado
(14)
9.155
7.383
Intangível
(15)
40.229
36.343
Total do Ativo Não Circulante
630.688
624.408
TOTAL DO ATIVO
915.320
846.702
103
As notas explicativas da administração são partes integrantes das demonstrações
financeiras.
BALANÇOS PATRIMONIAIS
Em 31 de dezembro de 2015 e 2014
(Em milhares de Reais)
Passivo e Patrimônio Líquido (Passivo a descoberto)
104
Nota
31/12/2015
31/12/2014
PASSIVO
CIRCULANTE
Fornecedores
(16)
210.742
91.825
(17)
31.834
17.789
Passivos regulatórios
Financiamentos e empréstimos
(8)
(18)
29.509
80.553
9.516
31.832
Obrigações estimadas
(19)
4.417
2.866
(7)
13.259
-
Pesquisa e desenvolvimento
(20)
20.522
30.883
Encargos setoriais
Benefício pós-emprego
(21)
(22)
7.042
585
414
866
Outros passivos
Total do Passivo Circulante
(23)
25.711
424.174
15.282
201.273
Fornecedores
(16)
256.159
236.181
(17)
415
5.398
Financiamentos e empréstimos
(18)
202.656
201.731
(7)
137.252
124.079
Provisões para riscos cíveis, trabalhistas e fiscais
(24)
10.968
8.926
Adiantamentos para futuro aumento de capital
(25)
12.787
12.787
(22)
407
1.312
(23)
185
620.829
109
590.523
475.789
475.789
Obrigações de Ressarcimento
NÃO CIRCULANTE
Obrigações de ressarcimento
Outros passivos
Total do Passivo Não Circulante
Patrimônio Líquido (Passivo a Descoberto)
Capital social
Outros resultados abrangentes
Prejuízos acumulados
Total do Patrimônio Líquido (Passivo a Descoberto)
TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LIQUIDO
(PASSIVO A DESCOBERTO)
(26)
(240)
(422)
(605.232)
(129.683)
(420.461)
54.906
915.320
846.702
financeiras.
DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS
Exercícios findo em 31 de dezembro de 2015 e 2014
(Em milhares de reais)
105
Nota
31/12/2015
31/12/2014
Reapresentado
RECEITA OPERACIONAL LIQUIDA
(27)
399.954
374.145
(516.355)
(228.837)
(239.107)
(127.576)
Energia elétrica comprada para revenda
(227.381)
(125.304)
Combustível para produção de energia elétrica
(147.814)
(156.740)
143.522
156.740
CUSTO OPERACIONAL
Custo com energia elétrica
(28)
Recuperação de despesas - CCC
Encargos de uso da rede de transmissão
(7.434)
(2.272)
(241.265)
(54.335)
Pessoal, material e serviços de terceiros
(96.171)
(41.281)
Depreciação e amortização
(16.171)
(12.656)
(128.923)
(398)
(35.983)
(46.926)
(116.401)
145.308
Custo de operação
(29)
Outros
Custo de Construção
(29)
RESULTADO BRUTO
Despesas Operacionais
(29)
RESULTADO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA
-
(59.971)
(116.401)
85.337
(68.370)
(59.407)
RESULTADO OPERACIONAL
(184.771)
25.930
(PREJUÍZO) LUCRO DO EXERCÍCIO
(184.771)
25.930
Resultado Financeiro
(30)
financeiras.
106
DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS ABRANGENTES
Nota
(PREJUÍZO) LUCRO DO EXERCÍCIO
Outros componentes do resultado abrangente
RESULTADO ABRANGENTE DO EXERCÍCIO
31/12/2015
(184.771)
(22)
(240)
(185.011)
31/12/2014
25.930
(422)
25.508
107
financeiras.
DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO (PASSIVO
A DESCOBERTO)
Nota
Aumento de Capital
Perdas sobre atuarial do plano de benefício definido
Perdas sobre atuarial do Plano de Saúde pós-emprego
Resultado do Exercício
Perdas sobre atuarial do plano de benefício definido
Prejuízo do Exercício
22 e 26
CAPITAL
INTEGRALIZADO
245.158
PREJUÍZOS
ACUMULADOS
(446.391)
OUTROS
RESULTADOS
ABRANGENTES
TOTAL
-
(201.233)
230.631
-
25.930
(78)
(344)
-
230.631
(78)
(344)
25.930
475.789
(420.461)
(422)
54.906
-
(184.771)
182
-
182
(184.771)
475.789
(605.232)
(240)
(129.683)
108
financeiras.
DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA
109
110
financeiras.
DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO
111
financeiras.
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma).
1.
Contexto Operacional
A Companhia de Eletricidade do Acre – Eletroacre, doravante denominada
Companhia, é uma sociedade por ações de economia-mista de direito privado e
de capital fechado, inscrita no CNPJ/MF nº 04.065.033/0001-70, localizada à Rua
Valério Magalhães, 226, Rio Branco, estado do Acre. Sua controladora é a
Centrais Elétricas Brasileiras S.A - Eletrobras, detentora de 96,7076% de seu
capital social. A Companhia é uma concessionária de serviço público de energia
elétrica.
O objetivo social da Companhia é a exploração dos serviços de energia elétrica,
conforme definido no contrato de concessão, realizando, para tanto, estudos,
projetos, construção e operação de usinas produtoras, subestações, linha de
transmissão e redes de distribuição de energia elétrica, bem como
desenvolvimento de atividade nos diferentes campos de energia com finalidade
econômica, sendo tais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de
Energia Elétrica – ANEEL, órgão vinculado ao Ministério de Minas e Energia - MME.
Para cumprir com as obrigações operacionais e administrativas, a Companhia
conta com 259 empregados (264 em 31 de dezembro de 2014), atendendo a
245.344 consumidores (239.618 em 31 de dezembro de 2014) (informações não
auditadas)
1.1 Continuidade Operacional da Companhia
A Companhia apurou prejuízo em suas operações no encerramento do exercício
de dezembro de 2015, no montante de R$ 184.771, aumentando o prejuízo
acumulado para R$ 605.232, e apresentando passivo a descoberto no montante
de R$ 129.683. Apresentou também o excesso de passivo circulante sobre ativo
circulante em R$ 139.542. Consequentemente nas regras de governança
implantada, constam no Contrato de Metas de Desempenho Empresarial – CMDE
desafios nas seguintes dimensões: econômico-financeira, operacional, e
socioambiental. Nele estão estabelecidos metas e resultados objetivando maior
eficiência, robustez e rentabilidade financeira, bem como as condições de
acompanhamento e monitoramento a vigorar até 31 de dezembro de 2017,
conforme a seguir:

Consolidação da gestão integrada e realização do saneamento e equilíbrio
econômico financeiro.
112



Aumento da eficácia e eficiência operacional, melhoria da qualidade dos
serviços, redução das perdas de energia e inadimplência.
Modernização da estrutura organizacional e sistema de gestão, melhoria e
integração dos processos administrativos, capacitação e profissionalização
do quadro gerencial e técnico-administrativo.
Integralização do saldo remanescente dos Adiantamentos para Futuro
Aumento de Capital.
Para suportar as necessidades de caixa, nos últimos anos foi intensificado o
combate à inadimplência, com destaque para as seguintes ações:











Negativação de consumidores inadimplentes no SERASA;
Realização do segundo comunicado de cobrança via SERASA, fortalecendo,
desta forma, o sistema de cobrança administrativa;
Emissão de reaviso especial antecipado através de mensageiros para os
clientes com os débitos mais significativos por cada etapa de faturamento,
pela fatura do mês corrente e visitas de negociação em até 3 (três) dias
após o vencimento do reaviso especial e, em caso não recebimento em até
2 (dois) dias, as unidades consumidoras em débito são relacionadas para o
corte;
Emissão de cartas REAVISO e informação de negativação no CADIN para as
principais prefeituras em débito e que não possuem Termo de Confissão de
Dívida - TRD (parcelamento) assinado, bem como iniciado a cobrança
judicial das Prefeituras que tem TRD e não vêm pagando em dia;
Análise das liminares de Unidades Consumidoras (UC´s) do Grupo "A" que
possuem débitos relevantes para realizações de cobrança, suspensão do
fornecimento de energia elétrica e ação jurídica para cassação das
mesmas;
Proibição de reparcelamento e/ou concessão de prazos para pagamento de
faturas vencidas e ou a vencer, solicitados pelos clientes;
Maior rigidez na aplicação da norma de parcelamento, exigindo-se o
mínimo de 30% no valor da parcela à vista (20% no caso de cliente baixa
renda);
Corte sistemático e seletivo por etapa, classe de consumo e valor com a
utilização de todo o efetivo de 20 equipes, em forma de “arrastão”;
Levantamento de todos os clientes devedores do setor privado onde se
esgotaram os procedimentos de cobrança administrativa, para envio a
Assessoria Jurídica da Empresa e realização de cobrança judicial;
Realização de serviços de RECORTE aos sábados de unidades consumidoras
que foram cortadas em dias úteis, mas que não solicitaram religação e
encontram-se auto religadas;
Negociação de débitos com a classe dos poderes públicos.
A renovação do contrato de concessão ainda não foi realizada, tendo em vista a
prorrogação do prazo para a assinatura dos contratos para 210 dias a contar da
data final do contrato de concessão (vide nota 2).
113
As demonstrações financeiras foram preparadas no pressuposto da continuidade
operacional normal dos negócios da Companhia, de acordo com o CPC 26(R1), em
seus itens 25 e 26.
2.
Da renovação da concessão de serviço público de energia elétrica
Em 15 de outubro de 2012, as distribuidoras da Eletrobras cujas concessões
venceram em 2015, tiveram o direito de manifestar o interesse na prorrogação da
concessão por um período adicional de 30 anos, o que fizeram no prazo
estabelecido.
O Decreto número 8.461, de 02 de junho de 2015, que regulamentou a
prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica e autorizou o
Ministério de Minas e Energia (“MME”) a prorrogar as concessões de distribuição
de energia elétrica alcançadas pelo artigo 7º da Lei número 12.783, de 11 de
janeiro de 2013, por 30 (trinta) anos, estabeleceu que deverão ser observados os
seguintes critérios:
I. Eficiência da qualidade do serviço, a ser apurada por meio dos indicadores
Duração Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade Consumidora
("DECi") e Frequência Equivalente de Interrupção de Origem Interna por Unidade
Consumidora (“FECi");
II. Eficiência econômico-financeira, a ser apurada por meio do EBITDA e do nível
de endividamento, que significa a capacidade da concessionária honrar com seus
compromissos econômico-financeiros de maneira sustentável;
III. Racionalidade operacional e econômica;e
IV. Modicidade tarifária.
Tais critérios deverão ser alcançados por meio de métricas de melhoria contínua
estabelecidas pelo Poder Concedente, a serem detalhadas pelos aditivos aos
Contratos de Concessão que serão assinados pelas distribuidoras. Em 05 de
novembro de 2015, o MME por meio do Ofício Circular nº 3/2015-SE-MME,
informou que a minuta do Aditivo ao Contrato de Concessão de Serviço Público de
Distribuição de Energia Elétrica, aprovada pela ANEEL por meio do Despacho
número 3.540, de 20 de outubro de 2015, deveria ser submetida às instâncias
decisórias de cada Distribuidora, juntamente com os limites anuais estabelecidos
para atendimento aos critérios dos incisos I (Eficiência da qualidade do serviço) e
II (Eficiência econômico-financeira) do artigo 1º do Decreto número 8.461/2015,
conforme constante do Anexo II da Nota Técnica nº 0335/2015-SCT-SFE-SFFSRDSRM.
114
De acordo com o Termo Aditivo, o descumprimento das metas a que se referem
os itens I e II acima mencionados, pelo período de 5 (cinco) anos, a partir de 1º
de janeiro de 2016,por 2 (dois) anos consecutivos ou se não atender qualquer
dessas metas ao final do prazo de 5 (cinco) anos, acarretará a extinção da
concessão.
De igual forma, a partir do 6º (sexto) ano, o descumprimento de tais metas,
configurará a inadimplência da concessionária e implicará a abertura do processo
de caducidade, observados o seguinte: (i) Critério I - Eficiência da qualidade do
serviço: se houver descumprimento por três anos consecutivos; ou (ii) Critério II
- Eficiência econômico-financeira: se houver descumprimento por dois anos
consecutivos. Porém, neste caso, o concessionário poderá apresentar um plano de
transferência do controle societário como forma alternativa a essa extinção,
contendo a viabilidade da troca de controle e o benefício dessa medida para a
adequação do serviço prestado.
O decreto estabelece ainda que as concessões não prorrogadas ou que tenham
sido objeto de extinção serão licitadas conforme diretrizes do Ministério de Minas
e Energia (MME). A indenização a ser paga para a antiga concessionária por
investimentos nos bens reversíveis não depreciados e não amortizados será
calculada com base no valor novo de reposição-VNR e vai considerar a entrada
em operação das instalações.
Na 164ª Assembleia Geral Extraordinária da Eletrobras ocorrida em 28 de
dezembro de 2015, em razão da solicitação, pelo representante da União Federal,
foram retiradas de pauta as matérias concernentes à prorrogação dos contratos
de concessão das controladas, dentre elas a Companhia, pelo fato das referidas
distribuidoras solicitarem, em 28 de dezembro de 2015, a prorrogação do prazo
para assinatura do respectivo termo aditivo, nos termos da Medida Provisória
706, a ser deliberado em nova Assembleia Geral Extraordinária da Eletrobras a
ser convocada.
A Medida Provisória 706, de 28 de dezembro de 2015, alterou a redação do
parágrafo segundo do art. 11 da Lei 12.783/2012, estabelecendo que o
concessionário deverá assinar o termo aditivo no prazo de até 210 dias, contados
da convocação pelo Poder Concedente.
Desta forma, a Companhia tem prazo até 26 de julho de 2016 para assinatura
dos termos aditivos ao contrato de concessão de distribuição de energia elétrica e
estão preparando estudos atualizados para submissão à nova Assembleia de
Acionistas da Eletrobras.
As concessões de distribuição das Empresas Eletrobras tiveram seus contratos
vencidos em junho de 2015, entretanto, à luz da Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro
de 1995, art.42 “as concessões permanecerão válidas pelo prazo necessário à
realização dos levantamentos e avaliações indispensáveis à organização das
115
licitações que precederão a outorga das concessões que as substituirão, prazo
esse que não será inferior a 24 meses” (Vide Nota 18).
Valor novo de reposição– VNR
Nos termos da MP nº 579 de 2012, faz-se necessário o cálculo das indenizações
do valor dos investimentos dos bens reversíveis ainda não amortizados ou não
depreciados.
A Companhia procedeu ao cálculo entre o valor contabilizado e o apurado
comparando-os com o valor da Base de Remuneração Regulatória - BRR,
corrigidos pelo IGPM e reconhecidos no resultado do exercício como receita.
3.
Resumo das principais políticas contábeis
As principais políticas contábeis aplicadas na preparação destas demonstrações
financeiras estão definidas abaixo. Essas políticas foram aplicadas de modo
consistente nos exercícios apresentados salvo disposição em contrário.
As demonstrações financeiras da Companhia para o exercício findo em 31 de
dezembro de 2015 foram autorizadas pela diretoria em 12 de março de 2015 e
foram aprovadas pelo Conselho da Administração em 16de março de 2015.
As demonstrações financeiras estão de acordo com as práticas contábeis adotadas
no Brasil, em consonância com as disposições da Lei das Sociedades por Ações –
Lei nº 6.404/76 e suas alterações posteriores, os Pronunciamentos, Orientações e
as Interpretações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (“CPC”)
aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM, os quais estão em
conformidade com as normas internacionais de contabilidade emitidas pelo
InternationalAccounting Standards Board – IASB, e normas da Agência Nacional
de Energia Elétrica – ANEEL.
3.1 Caixa e equivalentes de caixa
Caixa e equivalentes de caixa incluem saldos de caixa, depósitos bancários à vista
e aplicações financeiras com liquidez imediata. São classificados como ativos
financeiros a valor justo por meio do resultado.
3.2 Instrumentos financeiros
Os instrumentos financeiros somente são reconhecidos a partir da data em que a
Companhia se torne parte das disposições contratuais. Quando reconhecidos, são
inicialmente registrados a valor justo, acrescido dos custos de transação que
sejam diretamente atribuíveis à sua aquisição ou emissão, exceto no caso de
ativos e passivos financeiros classificados na categoria a valor justo, por meio do
resultado, onde tais custos são diretamente lançados no resultado do exercício.
Sua mensuração subsequente ocorre na data de balanço, de acordo com as
regras estabelecidas para cada tipo de classificação de ativos e passivos
financeiros.
116
a) Ativos financeiros
Os principais ativos financeiros reconhecidos pela Companhia são: caixa e
equivalentes de caixa, em parte avaliado ao valor justo por meio do resultado,
contas a receber de clientes, e a Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis CCC ativo financeiro indenizável (concessão). Estes ativos financeiros classificados
como empréstimos e recebíveis, disponível para venda e outrosrepresentam
ativos financeiros não derivativos com recebimentos fixos ou determináveis,
porém não cotados em mercado ativo.Após reconhecimento inicial, são
mensurados pelo custo amortizado. Os juros, atualização monetária, variação
cambial, menos perdas do valor recuperável, quando aplicável, são reconhecidos
no resultado, quando incorridos.
b) Passivos financeiros
Os principais passivos financeiros reconhecidos pela Companhia são: contas a
pagar a fornecedores, prestadores de serviços, empréstimos e a CCC. Esses
passivos financeiros não são negociados antes do vencimento. Após
reconhecimento inicial, são mensurados pelo custo amortizado, pelo método da
taxa efetiva de juros. Os juros, atualização monetária e variação cambial, quando
aplicáveis, são reconhecidos no resultado, quando incorridos.
3.3 Clientes
Engloba a rubrica clientes - os valores a receber referentes ao fornecimento de
energia elétrica, faturado e não faturado (este por estimativa), serviços
prestados, acréscimos moratórios e outros, até o encerramento do balanço,
contabilizados com base no regime de competência.
Os valores apresentados na conta clientes estão líquidos da provisão para ajuste a
valor presente, conforme determina o CPC 12. Assim, no montante dos
parcelamentos são reconhecidos apenas os juros e atualizações transcorridos.
A Companhia também apresenta esta rubrica líquida da estimativa para Provisões
para Créditos de Liquidação Duvidosa – PCLD, reconhecida em valor considerado
suficiente pela administração para cobrir as prováveis perdas no recebimento dos
clientes, cuja recuperação seja considerada improvável.
3.4 Subvenção da Conta de Consumo de CombustíveisFósseis - CCC
Os direitos de ressarcimento do óleo diesel adquirido para geração de energia
elétrica por conta da CCC estão apresentados no ativo circulante e não circulante.
Estes são reconhecidos com base nas informações prestadas pela Companhia ao
fundo da CCC sob o controle da Eletrobras. Esses valores após aprovados pelo
fundo CCC são repassados à Companhia para liquidação dos valores diretamente
ao fornecedor.
3.5 Almoxarifado
Os materiais em estoque, classificados no ativo circulante (almoxarifado
administrativo) estão registrados ao custo médio de aquisição e não excedem os
seus custos de reposição ou valores de realização. As provisões para estoques de
117
baixa rotatividade ou obsoletos são constituídas quando consideradas necessárias
pela administração da Companhia.
3.6 Ativo indenizável (concessão)
Refere-se à parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados até
o final da concessão, com base no Valor Novo de Reposição – VNR, considerado
na base tarifária dos ativos. Foi classificada como um ativo financeiro por ser um
direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro, diretamente do
poder concedente, decorrente da aplicação da Interpretação Técnica ICPC 01(R1)
– Contratos de Concessão e da Orientação Técnica OCPC 05 – Contratos de
concessão. Essa parcela de infraestrutura, classificada como ativo financeiro, é
remunerada por meio do denominado WeightedAverageCostof Capital –
WACCregulatório,
que
consiste
na
remuneração
do
investimento,
cobradamensalmente na tarifa de energia dos consumidores.
3.7 Imobilizado
É avaliado ao custo de aquisição ou construção, acrescido de juros capitalizados
durante o período de construção, quando aplicável. A depreciação é reconhecida
com base na vida útil estimada de cada ativo,calculada pelo método linear, de
acordo com as taxas fixadas pela ANEEL.
Em função da adoção da interpretação e da orientação técnica do ICPC 01(R1) e
OCPC 05 - Contratos de Concessão, respectivamente, os valores registrados
como ativo imobilizado referem-se basicamente a bens de uso administrativo.
Demais ativos geradores de receita e vinculados à concessão foram
reclassificados para ativos financeiros e intangíveis.
3.8 Ativos intangíveis
Compreende o direito de uso da infraestrutura, construída ou adquirida pelo
operador ou fornecida para ser utilizada pela outorgante como parte do contrato
de concessão do serviço público de energia elétrica (direito de cobrar dos usuários
do serviço público por ela prestado), em consonância com as disposições das
deliberações CVM 553, de 12 de novembro de 2008, 611, de 22 de dezembro de
2009 e 654 de 28 de dezembro de 2010, que aprovam respectivamente o CPC
04(R1) – Ativos Intangíveis, o ICPC 01(R1) – Contratos de Concessão e o OCPC
05 – Contratos de Concessão.
São avaliados ao custo de aquisição, deduzidos da amortização acumulada e das
perdas por redução ao valor recuperável, quando aplicável.
A amortização do ativo intangível leva em consideração o benefício econômico
gerado por cada bem integrante do conjunto de bens tangíveis, contidos na
infraestrutura de distribuição. Assim sendo, esses bens devem ser amortizados
individualmente, respeitando-se a vida útil de cada um deles, limitada ao prazo
de vencimento da concessão.
3.9
Impairment de ativos não financeiros
118
A Companhia revisa anualmente o valor contábil líquido dos ativos com o objetivo
de avaliar eventos ou mudanças nas circunstâncias econômicas, operacionais ou
tecnológicas, que possam indicar deterioração ou perda do valor recuperável.
Quando tais evidências são identificadas e o valor contábil líquido excede o
valorrecuperável é constituída provisão para deterioração, ajustando-se o valor
contábil líquido ao valor recuperável.
O valor recuperável de um ativo ou de determinada unidade geradora de caixa é
definido como sendo o maior entre o valor em uso e o valor líquido de venda.
Na estimativa do valor em uso do ativo, os fluxos de caixa futuros estimados são
descontados ao seu valor presente, utilizando-se uma taxa de desconto que reflita
o custo médio ponderado de capital para a indústria em que opera a unidade
geradora de caixa.
3.10 Outros ativos e passivos
Um ativo é reconhecido no balanço quando for provável que seus benefícios
econômicos futuros sejam 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.
Os ativos e passivos são classificados como circulantes quando sua realização ou
liquidação seja provável que ocorra nos próximos doze meses. Caso contrário, são
demonstrados como não circulantes.
3.11 Contas a pagar aos fornecedores e prestadores de serviços
As contas a pagar aos fornecedores e prestadores de serviços são obrigações
referentes a bens ou serviços que foram adquiridos de fornecedores e prestadores
de serviços no curso normal dos negócios, sendo classificadas como passivos
circulantes se o pagamento for devido no período de até um ano. Caso contrário,
as contas a pagar são apresentadas como passivo não circulante.
As mesmas são, inicialmente, reconhecidas pelo valor justo e, subsequentemente,
mensuradas pelo custo amortizado com o uso do método de taxa efetiva de juros.
Na prática, são normalmente reconhecidas pelo valor da fatura correspondente.
3.12 Financiamentos e empréstimos
Os empréstimos são reconhecidos, inicialmente, pelo valor justo, líquido dos
custos incorridos na transação e são, subsequentemente, demonstrados pelo
custo amortizado. Qualquer diferença entre o valor captado (líquidos dos custos
da transação) e o valor de liquidação é reconhecida na demonstração do
resultado, durante o período em que os empréstimos estejam em aberto,
utilizando-se o método da taxa efetiva de juros.
119
As obrigações dessa natureza são em moeda nacional, atualizadas pela variação
monetária e pelas taxas efetivas de juros, incorridas até as datas dos balanços,
de acordo com os termos dos contratos financeiros, deduzidas dos custos de
transação incorridos na captação dos recursos.
Os custos de empréstimos atribuídos à aquisição, construção ou produção de
ativos qualificados, nesse caso, o ativo intangível correspondente ao direito de
uso da infraestrutura para a prestação do serviço público, estão incluídos no custo
do intangível em curso até a data em que estejam prontos para o uso pretendido,
conforme disposições das deliberações CVM nº 553, de 12 de novembro de 2008
e nº 577, de 5 de junho de 2009, que aprovaram, respectivamente, o CPC 04(R1)
– Ativo Intangível e CPC 20(R1) – Custos de Empréstimos.
Os ganhos decorrentes da aplicação temporária dos recursos dos empréstimos
ainda não gastos com o ativo qualificável são deduzidos dos custos com
empréstimos qualificados para capitalização.Todos os outros custos com
empréstimos são reconhecidos no resultado do exercício, quando incorridos.
3.13 Conversão de saldos denominados em moeda estrangeira
A moeda funcional da Companhia é o Real, mesma moeda de preparação e
apresentação das demonstrações financeiras. Os ativos e passivos monetários
denominados em moeda estrangeira, são convertidos para a moeda funcional (R$
- Real) usando-se a taxa de câmbio vigente na data dos respectivos balanços
patrimoniais. Os ganhos e perdas resultantes da atualização desses ativos e
passivos verificados entre a taxa de câmbio vigente na data da transação e os
encerramentos dos exercícios são reconhecidos como receitas ou despesas
financeiras no resultado.
3.14 Encargos setoriais
São obrigações a recolher, derivadas dos encargos do consumidor de energia
elétrica, estabelecidos em lei federal e normatizadas pela Agência Nacional de
Energia Elétrica - ANEEL, conforme descritas abaixo:
a) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE
Tem o objetivo de promover o desenvolvimento energético dos Estados e a
competitividade da energia produzida, a partir de fontes alternativas, nas áreas
atendidas pelos sistemas interligados, permitindo a universalização do serviço de
energia elétrica. Os valores a serem pagos também são definidos pela ANEEL.
b) Taxa de Fiscalização do Serviço Público de Energia Elétrica - TFSEE
O valor da taxa de fiscalização incidente sobre a distribuição de energia elétrica é
diferenciada e proporcional ao porte do serviço concedido.Esta é calculada
anualmente pela ANEEL, considerando-se o valor econômico agregado pela
concessionária.
c) Encargo do Serviço do Sistema - ESS
120
Representa o custo incorrido para manter a confiabilidade e a estabilidade do
Sistema Interligado Nacional para o atendimento do consumo de energia elétrica
no Brasil. Esse custo é apurado mensalmente pela Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica - CCEE e é pago pelos agentes da categoria consumo aos agentes
de geração.
d) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica –
PROINFA
É o encargo pago por todos os agentes do Sistema Interligado Nacional – SIN que
comercializam energia com o consumidor final ou que recolhem tarifa de uso das
redes elétricas relativas a consumidores livres, para cobertura da energia elétrica
produzida por produtores independentes, concebidos com base em fontes eólicas,
pequenas centrais hidrelétricas e biomassa.
3.15 Pesquisa e desenvolvimento
Programas de Eficiência Energética - PEE e Pesquisa e Desenvolvimento - P&D
São programas de investimento exigidos pela ANEEL para as concessionárias de
energia elétrica, conforme Lei nº 9.991/00 regulamentada por Resoluções da
Aneel, que estão obrigadas a destinar, anualmente, 1% de sua receita
operacional líquida para aplicação nesses programas.
3.16 Provisões
a) Provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas
As provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas são reconhecidas
quando:
I.
A Companhia tem uma obrigação presente ou não formalizada
(constructiveobligation) como resultado de eventos passados;
II. For provável que uma saída de recursos seja necessária para liquidar a
obrigação; e,
III. O valor tiver sido estimado com segurança.
O julgamento da Companhia é baseado na opinião de seus consultores jurídicos.
As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações nas
circunstâncias, tais como, prazo de prescrição aplicável, conclusões de inspeções
fiscais ou exposições adicionais identificadas com base em novos assuntos ou
decisões de tribunais. Os resultados reais podem diferir das estimativas.
As provisões são mensuradas pelo valor presente dos gastos que devem ser
necessários para liquidar a obrigação, usando-se uma taxa antes de impostos, a
qual reflita as avaliações atuais de mercado, do valor temporal do dinheiro e dos
riscos específicos da obrigação. O aumento da obrigação em decorrência da
atualização monetária é reconhecido como despesa financeira.
121
b) Provisões para perdas com contrato oneroso
Obrigações presentes resultantes de contratos onerosos são reconhecidas e
mensuradas como provisões. Um contrato oneroso existe quando os custos
inevitáveis para satisfazer as obrigações do contrato excedem os benefícios
econômicos que se esperam que sejam recebidos ao longo do mesmo contrato.
3.17 Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
O imposto de renda e contribuição social do exercício são reconhecidas na
demonstração do resultado, exceto na proporção em que estiverem relacionadas
com itens reconhecidos diretamente no patrimônio líquido.
Os encargos de imposto de renda e contribuição social são calculados com base
nas leis tributárias promulgadas, ou substancialmente promulgadas,até data do
balanço.
3.18 Operações de Compra e Venda de Energia Elétrica na Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
Os registros das operações de compra e venda de energia na CCEE estão
reconhecidos pelo regime de competência, de acordo com as informações
divulgadas por aquela entidade ou por estimativa da administração da
Companhia, quando essas informações não estão disponíveis tempestivamente.
3.19 Capital social
A Companhia possui ações ordinárias nominativas que são classificadas no
patrimônio líquido.
3.20 Reconhecimento de receita e Outras Receitas
a)
Receita de Fornecimento e outras receitas
A receita de fornecimento e outras receitas com serviços cobráveis, taxas e
resultado das operações é apurado em conformidade com o regime contábil de
competência e são reconhecidas por ocasião do consumo de energia ou por
ocasião da prestação de serviços.
A Companhia reconhece a receita de serviços cobráveis, quando: i) a proporção
dos serviços executados até a data do balanço puder ser confiavelmente
mensurada, ii) o valor pode ser mensurado com segurança, iii) seja provável que
benefícios econômicos futuros fluirão para a Companhia, e iv) as despesas
incorridas com a transação assim como as despesas para concluí-la possam ser
confiavelmente mensuradas. Não se considera que o valor da receita seja
mensurável com segurança até que todas as condições relacionadas à sua
prestação estejam atendidas. A receita é apresentada líquida dos impostos, das
devoluções, dos abatimentos e dos descontos.
b)
Receita não faturada
122
As receitas de serviços de distribuição de energia não faturadas, cujo serviço foi
prestado, são reconhecidas como contas a receber de clientes a faturar, tendo por
base o consumo médio diário de cada cliente, entre a data da última leitura e a
data do encerramento das demonstrações financeiras, de forma que as receitas
se contraponham aos custos em sua correta competência.
c)
Receita de construção
A ICPC 01(R1) estabelece que o concessionário de energia elétrica deve registrar
e mensurar a receita dos serviços prestados, de acordo com os Pronunciamentos
Técnicos CPC 17(R1) – Contratos de Construção (serviços de construção ou
melhoria) e CPC 30(R1) – Receitas (serviços de operação – fornecimento de
energia elétrica), mesmo quando regidos por um único contrato de concessão.
A Companhia contabiliza receitas e custos relativos a serviços de construção ou
melhoria da infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de distribuição de
energia elétrica. A margem de construção adotada é estabelecida como sendo
igual a zero, considerando que:
I.
II.
A atividade fim da Companhia é a distribuição de energia elétrica;
Toda receita de construção está relacionada com a construção de
infraestrutura para o alcance da sua atividade fim, ou seja, a distribuição
de energia elétrica; e,
III. A Companhia terceiriza a construção da infraestrutura com partes não
relacionadas.
Mensalmente, a totalidade das adições efetuadas ao ativo intangível em curso é
transferida para o resultado, como custo de construção, após dedução dos
recursos provenientes do ingresso de obrigações especiais.
d)
Receita Financeira
A receita financeira é reconhecida no resultado conforme o prazo decorrido pelo
regime de competência, usando-se o método da taxa efetiva de juros sobre o
montante do principal em aberto.
e)
Receita de Remuneração do Ativo Financeiro
A receita do ativo financeiro da Companhia é apurada pela taxa do Custo Médio
Ponderado de Capital, incluindo o efeito dos impostos sobre a renda. Esse
enfoque buscou proporcionar aos investidores um retorno igual ao que seria
obtido sobre outros investimentos com características de riscos comparáveis. A
ANEEL estabeleceu este índice em 7,50% para a atividade de distribuição, para o
ano de 2015.
3.21 Plano Previdenciário
A Companhia possui o Plano 04 B com a PREVNORTE, na forma de Contribuição
Definida - CD para os benefícios de prazo programado, e do tipo Benefício
Definido para os benefícios de risco e o Plano de Saúde para os funcionários que
aderiram ao Programa de Incentivo ao Desligamento – PID, cujos empregados
desligados em cada etapa do PID fazem jus à manutenção à cobertura de
123
assistência à saúde, bem como os dependentes já cadastrados na data do
desligamento.
Os compromissos atuariais com os planos de benefícios pós-emprego são
provisionados com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário
independente, de acordo com o método da unidade de crédito projetada, líquido
dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os custos
correspondentes reconhecidos durante o período aquisitivo dos empregados, em
conformidade com a Deliberação CVM nº 695, de 13 de dezembro de 2012.
Eventuais déficits ou superávits com planos de benefícios a empregados também
são contabilizados, reconhecidos até o montante provável de redução nas
contribuições futuras da patrocinadora para estes planos.
O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço
como fato gerador de uma unidade adicional de benefício, que são acumuladas
para o cômputo da obrigação final. Adicionalmente, são utilizadas outras
premissas atuariais, tais como hipóteses biológicas e econômicas e, também,
dados históricos de gastos incorridos e de contribuição dos empregados.
Os ganhos e prejuízos atuariais são reconhecidos como resultado abrangente
diretamente no Patrimônio Líquido, de forma que o ativo ou passivo líquido do
plano de pensão sejam reconhecidos no Balanço Patrimonial para refletir o valor
integral do déficit ou superávit dos planos.
3.22 Ajuste a valor presente de ativos e passivos
Os ativos e passivos monetários de longo prazo e os de curto prazo são ajustados
pelo seu valor presente quando o efeito é considerado relevante em relação às
demonstrações financeiras tomadas em conjunto.
O ajuste a valor presente é calculado levando-se em consideração os fluxos de
caixa contratuais e a taxa de juros explícita, e em certos casos, implícita, 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 o regime de competência dos
exercícios. Posteriormente, esses juros são realocados nas linhas de despesas e
receitas financeiras no resultado, por meio da utilização do método da taxa
efetiva de juros em relação aos fluxos de caixa contratuais.
As taxas de juros implícitas aplicadas foram determinadas com base em
premissas e são consideradas estimativas contábeis.
3.23 Ambiente regulatório
a)
Conta Ambiente Contratação Regulada
Em 2 de abril de 2014 foi publicado o Decreto nº 8.221/2014, instituindo a
criação da, denominada, “CONTA-ACR”, e normatizando o que se previa em
124
normas anteriores que a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE
procedesse à contratação de empréstimos junto a bancos, para obter os fundos
necessários para viabilizar os pagamentos às empresas distribuidoras, do
incremento de custos de energia aos quais as mesmas estiveram expostas devido
aos fatores anteriormente mencionados. Subsequentemente, em 16/4/2014 a
ANEEL emitiu a Resolução nº 612 e em 22/4/2014 a mesma emitiu o Despacho nº
1.256, detalhando o funcionamento da CONTA-ACR, e homologando os valores a
serem repassados pela CCEE às empresas distribuidoras, relativamente à
competência de fevereiro/2014.
Em 25 de abril de 2014 foi assinado um Contrato de Financiamento da Operação
ACR – Ambiente de Contratação Regulada pela CCEE, junto a diversas instituições
financeiras, com limite total de até R$11,2 bilhões, a serem repassados às
distribuidoras que incorreram nos custos adicionais descritos acima. A CCEE
liquidará esse compromisso financeiro com o recebimento das cotas vinculadas ao
pagamento das obrigações de cada distribuidora junto à CCEE. Essas cotas serão
estabelecidas, futuramente, pela ANEEL para cada empresa distribuidora de
energia e não possuem nenhuma vinculação com o valor de reembolso recebido
por meio da operação de empréstimo captado pela CCEE.
Em 15 de agosto de 2014 foi assinado um novo Contrato de Financiamento da
Operação ACR pela CCEE, com diversas instituições financeiras, no valor de R$
6,6 bilhões, que foram repassados às distribuidoras que incorreram nos custos
adicionais descritos acima para as competências de maio em diante, limitado à
extinção do saldo. As condições são as mesmas do contrato anterior.
Em 31 de março de 2015, a ANEEL publicou a Resolução Homologatória N°
1.863/2015,homologando as quotas da Conta de Desenvolvimento Energético
(CDE) destinadas à amortização da Conta no Ambiente de Contratação Regulada
(ContaACR). Para a Companhia foi definido 52 parcelas de R$ 1.848.
b)
Bandeiras tarifárias
Em janeiro de 2015 iniciou a cobrança adicional de tarifa aplicado a todos os
consumidores cativos em função das condições de geração de energia.
O Decreto nº 8.401, de 04 de fevereiro de 2015 determinou que os recursos
provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelos agentes de distribuição
passam a ser revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras
Tarifárias (CCRBT) administrada pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica (CCEE). Os recursos disponíveis nessa conta serão repassados aos
agentes de distribuição considerando a diferença entre os valores realizados
incorridos por cada distribuidora e a cobertura tarifária vigente de cada agente.
c)
Mudança do índice de atualização da base de remuneração dos
ativos das concessionárias
125
A Resolução Normativa nº 686 de 23 de novembro de 2015 dispõe que a base de
remuneração dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço
público de distribuição de energia elétrica, deverá ser atualizada pela variação do
Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (“IPCA”), entre a data-base do
laudo de avaliação e a data da revisão tarifária anual.
3.24 Principais impactos tributários no período
a)
PIS e COFINS sobre o resultado financeiro
A partir de 01 de julho de 2015, por força do Decreto nº 8.426 de 01 de abril de
2015, as alíquotas do Programa de Integração Social e de Formação do
Patrimônio do Servidor Público (PIS/PASEP) e da Contribuição para o
Financiamento da Seguridade Social (COFINS) sobre receitas financeiras, inclusive
decorrentes de operações realizadas para fins de hedge, auferidas pelas pessoas
jurídicas sujeitas ao regime de apuração não-cumulativa das referidas
contribuições, serão de 0,65% e 4%, respectivamente.
b)
Instrução Normativa RFB nº 1.515, de 24 de novembro de 2014.
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 nº 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. Vide notas (3.17 e
34)
3.25 Julgamentos, estimativas e premissas contábeis significativas
a)
Julgamentos
A preparação das demonstrações financeiras da Companhia requer que a
administração faça julgamentos e estimativas e adote premissas que afetem os
valores apresentados de receitas, despesas, ativos e passivos, bem como as
divulgações de passivos contingentes, na data-base das demonstrações
financeiras. Contudo, a incerteza relativa a essas premissas e estimativas poderia
levar a resultados que requeiram um ajuste significativo ao valor contábil do ativo
ou passivo afetado em períodos futuros.
b)
Estimativas e Premissas
As principais premissas relativas a fontes de incerteza nas estimativas futuras e
outras importantes fontes de incerteza em estimativas na data do
balanço,envolvendo risco em causar um ajuste significativo no valor contábil dos
ativos e passivos no próximo exercício financeiro, são discutidas a seguir.
i.
Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa – PCLD
126
A provisão para créditos de liquidação duvidosa foi constituída de acordo com os
procedimentos e critérios definidos pela administração, que inclui a análise
criteriosa das faturas de energia elétrica vencidas, para cobrir eventuais perdas
na realização de valores a receber. O cálculo considerou todas as unidades
consumidoras ligadas e desligadas, utilizando-se dos critérios estabelecidos na
Nota 3.3.
ii.
Perda por redução ao valor recuperável de ativos não financeiros
Uma perda por redução ao valor recuperável existe, quando o valor contábil de
um ativo ou unidade geradora de caixa excede o seu valor recuperável, o qual é o
maior entre o valor justo, menos custos de venda e o valor em uso. O cálculo é
baseado em informações disponíveis de transações de venda de ativos similares
ou preços de mercado, menos custos adicionais para descartar o ativo. O cálculo
do valor em uso é baseado no modelo de fluxo de caixa descontado. Os fluxos de
caixa derivam do orçamento até o final da concessão e não incluem atividades de
reorganização com as quais a Companhia ainda não tenha se comprometido com
investimentos futuros significativos que melhorem a base de ativos da unidade
geradora de caixa objeto de teste. O valor recuperável é sensível à taxa de
desconto utilizada no método de fluxo de caixa descontado, bem como aos
recebimentos de caixa futuros esperados e à taxa de crescimento utilizada para
fins de extrapolação.
iii.
Base de determinação de indenização pelo
concessões do serviço público
poder concedente
sobre
A Companhia adota a premissa de que os bens são reversíveis no final do
contrato de concessão, com direito de recebimento integral de indenização pelo
poder concedente, sobre os investimentos ainda não amortizados.
Com base nas disposições contratuais e nas interpretações dos aspectos legais e
regulatórios, a Companhia adotou a premissa de que será indenizada pelo Valor
Novo de Reposição – VNR ao final da concessão.
iv.
Valor justo de instrumentos financeiros
Quando o valor justo de ativos e passivos financeiros apresentados no balanço
patrimonial não puder ser obtido de mercados ativos, é determinado utilizando-se
de técnicas de avaliação, incluindo o método de fluxo de caixa descontado. Os
dados para esses métodos se baseiam naqueles praticados no mercado, quando
possível, contudo, quando isso não for viável, um determinado nível de
julgamento é requerido para estabelecer o valor justo. O julgamento inclui
considerações sobre os dados utilizados, como por exemplo, risco de liquidez,
risco de crédito e volatilidade. Mudanças nas premissas sobre esses fatores
poderiam afetar o valor justo apresentado dos instrumentos financeiros.
v.
Provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas.
127
A Companhia reconhece provisão para causas cíveis, trabalhistas e fiscais. A
avaliação da probabilidade de perda inclui as evidências disponíveis, a hierarquia
das leis, as jurisprudências disponíveis, as decisões mais recentes nos tribunais e
sua relevância no ordenamento jurídico, bem como a avaliação dos advogados
internos e externos.
As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações nas
circunstâncias, tais como prazo de prescrição aplicável, conclusões de inspeções
fiscais ou exposições adicionais identificadas com base em novos assuntos ou
decisões de tribunais.
A liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em
valores significativamente divergentes dos registrados nas demonstrações
financeiras, devido às imprecisões inerentes ao processo de sua determinação. A
administração da Companhia revisa suas estimativas e premissas em bases
mensais.
vi.
Compromissos com o meio ambiente
A capitalização de gastos referentes às demandas ambientais está
consubstanciada nas previsões, premissas e critérios definidos pela
administração, nos termos do CPC – 25 (Provisões, Ativos Contingentes e
Passivos Contingentes) em atendimento às exigências dos órgãos públicos Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis –
IBAMA na esfera federal e a Secretaria de Estado do Meio Ambiente – SEDAM, na
esfera estadual – competentes para concessão das respectivas licenças que
permitirão a execução dos projetos.
Na hipótese dos gastos decorrerem de questões ambientais, sem, no entanto,
estarem relacionados a projetos de investimentos, o gasto é apropriado ao
resultado como despesa operacional.
O reconhecimento das obrigações assumidas obedece ao regime de competência,
a partir do momento em que haja a formalização do compromisso, e são quitadas
em conformidade com os prazos avençados entre as partes.
3.26 Novas normas e interpretações ainda não adotados
IFRS 9 – Instrumentos Financeiros – publicada em julho de 2014, substitui as
orientações existentes na IAS 39 – Instrumentos financeiros: Reconhecimento e
mensuração. A IFRS 9 inclui orientação revista sobre a classificação e mensuração
de instrumentos financeiros, e novos requisitos sobre a contabilização de hedge.
A norma mantém as orientações existentes sobre o reconhecimento e o não
reconhecimento de instrumentos financeiros da IAS 39. A IFRS 9 é efetiva para
exercícios iniciados em ou após 1º de janeiro de 2018, com adoção antecipada
permitida.
128
IFRS 15 – Receita de Contratos com Clientes – A IFRS 15 exige uma entidade a
reconhecer o montante da receita refletindo a contraprestação que elas esperam
receber em troca do controle desses bens ou serviços. A nova norma vai
substituir a maior parte da orientação detalhada sobre o reconhecimento de
receita que existe atualmente em IFRS e USGAAP quando a nova norma for
adotada. A nova norma é aplicável a partir de ou após 1º de janeiro de 2017, com
adoção antecipada permitida pela IFRS. A norma poderá ser adotada de forma
retrospectiva, utilizando uma abordagem de efeitos cumulativos. A Companhia
ainda não escolheu o método de transição para a nova norma nem determinou os
efeitos da nova norma nos relatórios financeiros atuais.
Adicionalmente, não se espera que as seguintes novas normas ou modificações
possam ter um impacto significativo nas demonstrações da Companhia.

IFRS 14 – Contas Regulatórias de Diferimento;

Esclarecimento sobre Métodos Aceitáveis de Depreciação e Amortização –
Alterações da IAS 16 e IAS 38.

Transferência ou Contribuição de Ativos entre um Investidor e sua Coligada
ou Empreendimento Controlado em Conjunto – Alterações IFRS 10 e IAS 28.

Melhorias anuais das IFRS de 2012-2014 – várias normas.

Iniciativa de Divulgação – alteração do IAS 1.
O Comitê de Pronunciamentos Contábeis ainda não emitiu pronunciamento
contábil ou alteração nos pronunciamentos vigentes correspondentes a estas
normas. A adoção antecipada não é permitida.
Não existem outras normas e interpretações emitidas e ainda não adotadas que
possam, na opinião da Administração, ter impacto significativo no resultado ou no
patrimônio divulgado pela Companhia.
4.
Caixa e equivalentes de caixa
Contas bancárias à vista
Ordens de pagamentos emitidos
Fundo fixo de caixa
31/12/2015
5.184
31/12/2014
12.988
14
-
17
22
Numerário em trânsito
(4.1)
3.739
5.637
Aplicações financeiras
(4.2)
9.547
5.850
18.501
24.497
Total
4.1
Numerário em trânsito
São classificados nesta conta os valores recebidos pelos agentes arrecadadores e
que ainda não foram disponibilizados nas contas bancárias da Companhia.
4.2
129
Os saldos desta rubica reduziram em função do paramento das obrigações junto
ao fornecedor de óleo díesel. Os valores aplicados, correspondem a aplicações
disponíveis com liquidez imediata.
A aplicação financeira corresponde a operação realizada em condições e taxas
normais de mercado, tendo como característica alta liquidez, baixo risco de
crédito e com remuneração diária conforme taxas pré-estabelecidas, cujas médias
estão abaixo detalhadas:
5.
Clientes
A composição da conta clientes está composta da seguinte forma:
A VENCER
Circulante
Faturados
Não faturados
Créditos renegociados
Outros
Total
Não circulante
Outros
Total
Total Geral
5.1
(6.1)
(6.2)
(6.2)
31/12/2015
SALDOS VENCIDOS
Até 90
91 a 365
31/12/2014
Total
PCLD
TOTAL
TOTAL
33.386
11.313
10.193
1.409
56.301
32.440
6.498
38.938
32.551
6.597
39.148
98.377
11.313
23.288
1.409
134.387
(29.560)
(4.070)
(33.630)
68.817
11.313
19.218
1.409
100.757
40.959
7.918
5.318
11.140
65.336
36.526
36.526
-
12.752
12.752
36.526
12.752
49.278
(7.721)
(12.752)
(20.473)
28.805
28.805
18.705
1.994
20.699
92.827
38.938
51.900
183.665
(54.103)
129.562
86.035
Fornecimento não faturado
São reconhecidos como não faturados os valores apurados referentes aos dias
que faltaram para completar o calendário civil e estornados no mês seguinte,
quando da efetivação do faturamento. A redução se deu pela implantação de
mudança no calendário de leituras, com vistas a diminuir gradativamente os
valores estimados dentro de cada mês, sendo que no grupo de alta tensão as
leituras já estão sendo realizadas no último dia do mês de competência.
5.2
Representa os valores resultantes da consolidação de parcelamentos de débitos
de contas de fornecimento de energia vencidos de consumidores inadimplentes e
com vencimento futuro, cobrados em contas de energia. Estes valores estão
ajustados a valor presente, conforme determina o CPC 12, visto que no montante
dos parcelamentos são contabilizados no momento de sua constituição dos juros
130
acordados na assinatura dos contratos. O ajuste a valor presente é realizado no
montante total dos juros a transcorrer. Abaixo composição dos saldos parcelados:
31/12/2015
31/12/2014
Circulante
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poderes Públicos
Serviço Público
(-) Provisão para Crédito Liquidação Duvidosa
Total
6.745
7.122
2.461
1.402
4.193
89
1.276
(4.070)
19.218
Não circulante
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poderes Públicos
Serviço Público
(-) Provisão para Crédito Liquidação Duvidosa
2.464
2.236
114
615
336
2.268
105
1.613
(1.968)
5.318
756
165
722
325
22.323
10.527
(7.721)
5
62
22
392
17.743
(275)
Total
28.805
18.706
Parcelamento Total
48.023
24.024
5.3
Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa
Os saldos da provisão para créditos de liquidação duvidosa por classe de
consumidores estão demonstrados a seguir:
31/12/2015
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poderes Públicos
Serviço Público
Suprimento
Total
5.205
3.023
3.034
139
17.992
10.310
14.400
54.103
31/12/2014
5.689
1.959
3.909
1.075
14.383
8.728
13.070
76
48.889
131
Está reconhecida em valor considerado suficiente pela administração, para cobrir
as possíveis perdas na realização de créditos, cuja recuperação é considerada
improvável.
A partir de janeiro de 2015, os novos critérios adotados estão conforme abaixo:
CLASSE DE
CONSUMO
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder Público
Serviço Público
Suprimento
Consumidor Livre
PIE
IDADES DE PROVISIONAMENTO PCLD CONSUMO
Relevantes (Alta Tensão)
Não Relevantes (Baixa Tensão)
60 dias
90 dias
180 dias
180 dias
90 dias
150 dias
90 dias
180 dias
150 dias
180 dias
120 dias
180 dias
NA
150 dias
60 dias
NA
60 dias
NA
60 dias
NA
PCLD PARCELAMENTO
Número de Parcelas
Até 36
De 37 a 60
Mais de 60

Provisão ou Reversão
Classes Privadas
Pagamento efetivo de
5 parcelas
5 parcelas
6 parcelas
Provisão ou Reversão
Classes Públicas
4 parcelas faturadas,
vencidas e não pagas
Movimentação da PCLD:
A movimentação ocorrida nos saldos da provisão para créditos de liquidação
duvidosa no período está composta, conforme a seguir:
132
31/12/2015
Saldo inicial
(48.889)
Constituição/Reversão
(68.824)
(5.810)
Baixa
414
596
Total Geral
6.
31/12/2014
19.521
(54.103)
(48.889)
Circulante
Impostos Retidos na Fonte
ICMS a Recuperar
(6.1)
CSLL a Compensar
IR a Compensar
31/12/2015
3.426
31/12/2014
4.301
2.457
3.114
416
503
1.054
955
-
-
INSS a Compensar
240
288
7.593
9.161
1.971
2.719
Total do Não Circulante
1.971
2.719
Total
9.564
11.880
Outros
Total do Circulante
Não Circulante
ICMS a Recuperar
(6.1)
6.1 ICMS a recuperar
O ICMS a recuperar decorre das aquisições de bens destinados ao ativo
imobilizado e intangível, registrado com base na Lei Complementar nº. 102, de 11
de julho de 2000, e ajustado a valor presente conforme Deliberação CVM nº. 564,
de 17 de dezembro de 2008, que aprovou o Pronunciamento Técnico CPC 12.
A mutação do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) está
composta da seguinte forma:
Circulante
Saldo em 31 de Dezembro de 2013
Movimentação
Ajuste a Valor Presente
Movimentação
Não Circulante
2.470
3.754
877
(233)
(1.450)
415
3.114
2.719
(657)
(748)
2.457
1.971
133
Os créditos acima descritos são compensados com o pagamento de ICMS sobre o
faturamento mensal na razão de 1/48.
7.
Direitos e obrigações de ressarcimento
Nesta rubrica estão alocados os valores de direitos e das obrigações com a Conta
de Consumo de Combustíveis (CCC) e os direitos apurados pelo subsídio baixa
renda.
31/12/2015
31/12/2014
Direitos de Ressarcimento
Circulante
CCC
(7.1)
82.984
45.411
Subsídio Baixa Renda
(7.2)
1.671
2.972
84.655
48.383
240.374
240.374
237.663
237.663
325.029
286.046
Total
Não Circulante
CCC
Total
(7.3)
Total do Ativo
Circulante
CCC
31/12/2015
13.259
Total
31/12/2014
-
13.259
-
Não Circulante
CCC
(7.4)
76.581
69.195
CCC - (Processo Judicial)
(7.5)
60.671
54.884
Total
137.252
124.079
Total do Passivo
150.511
124.079
7.1 Conta de Consumo de Combustíveis (CCC)
O aumento evidenciado na rubrica ocorreu pelos atrasos nos repasses no ano de
2015, cujos montantes não recebidos até agosto de 2015 foram parcelados para
pagamento da dívida junto ao fornecedor de combustível.
134
A Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), atualmente é regulamentada pela
Resolução Normativa nº 427, de 22 de fevereiro de 2011, da ANEEL, que
estabelece os procedimentos determinados na Lei nº 12.111, de 2009, e o
Decreto nº 7.246, de 2010, esta estabelece os procedimentos para planejamento,
formação, processamento e gerenciamento da CCC, tendo como gestora do fundo
a Eletrobras.
A referida resolução estabelece no Art. 2º que:
A CCC reembolsará o montante igual à diferença, apurada
mensalmente, entre o custo total de geração de energia elétrica
para o atendimento ao serviço público de distribuição de energia
elétrica nos Sistemas Isolados e o produto da quantidade
correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência
e energia comercializadas no Ambiente de Contratação
Regulada - ACR do SIN, observado o nível eficiente de perdas
elétricas.
O direto de reembolso, segundo o § 3º do mesmo artigo está garantido durante
toda a vigência dos contratos de energia elétrica e de potência, incluindo suas
prorrogações, tendo duração igual à vigência dos mesmos, inclusive após a
interligação ao Sistema Interligado Nacional (SIN) desde que atenda aos critérios
estabelecidos no § 1º do art. 4º da Lei n. 12.111, de 2009.
Outro componente do recebível junto à CCC é o repasse de tributos relativo aos
componentes de custo para geração de energia nos sistemas isolados que não são
passiveis de reembolso nas apurações tributárias mensais. Os tributos passíveis
de reembolso são o PIS/PASEP, COFINS e o ICMS. A regulamentação foi
estabelecida pela Resolução Normativa ANEEL nº 597 de 17 de dezembro de
2013, que alterou e incorporou tais procedimentos de concessão destes créditos à
Resolução Normativa ANEEL nº 427/2011 que regulamenta todo o sistema de
apuração de direitos de ressarcimentos para os sistemas isolados.
7.2 Subsídio Baixa Renda
O subsídio baixa renda é um direito de ressarcimento estabelecido pelo Governo
Federal, por meio da Lei nº 10.438 de 26 de abril de 2002, cujo impacto é
significativo na receita operacional da Companhia.
Por meio do Decreto Presidencial nº 4.538, de 23 de dezembro de 2002, foram
definidas as fontes para concessão de subvenção econômica com a finalidade de
contribuir para a modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos
consumidores finais integrantes da subclasse residencial baixa renda, decorrente
dos novos critérios estabelecidos no art.1º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de
2002, e no art.5º da Lei nº 10.604, de 17 de dezembro de 2002.
135
7.3 Obrigações de Ressarcimento - CCC:
A Companhia recebeu nas apurações realizadas de maio de 2011 a outubro de
2013 os valores correspondentes ao ICMS sobre o diesel consumido e PIS/PASEP
e COFINS sobre as notas fiscais da energia contratada, cujo montante foi
provisionado em rubrica específica no passivo, pois deverão ser abatidos quando
da apuração final das planilhas. Os valores são atualizados com base no IPCA, de
acordo com o determinado o § 12 do art. 9º da Resolução ANEEL 427/2011 dada
pelo art. 1º da Resolução ANEEL 597/2013.
7.4 Obrigações de Ressarcimento – CCC (Processo Judicial):
Os valores apresentados na rubrica obrigações de ressarcimento se referem à
ação ordinária objetivando questionar a obrigatoriedade de cumprir a Resolução
nº 303/2008 da ANEEL, que determinou à devolução dos valores de ICMS
reembolsados para a Companhia referentes aos anos de 2004 a 2006, anteriores
àquela resolução. Assim, a Companhia realizou a contabilização e os valores
contabilizados estão sendo atualizados monetariamente e questionados
juridicamente, na 1ª Região do Tribunal Regional Federal – Brasília – DF. A
Companhia obteve êxito na primeira instância judicial e aguarda trâmite
processual.
7.5 Devolução de Óleo - CCC DESP 758-2015:
A ANEEL, por meio do Despacho 758/2015, determinou a Reposição à Conta de
Consumo de Combustíveis – CCC dos valores correspondentes aos combustíveis
consumidos acima dos limites estabelecidos pelo GTON/Eletrobrás e aprovados
pela ANEEL ou extraviados dos estoques das Concessionárias em face de perdas
no processo produtivo.
O despacho foi publicado em março de 2015, cujos valores começaram a ser
descontados nas apurações do reembolso de abril a julho. As planilhas foram
recebidas somente no mês de outubro, impossibilitando reconhecimento imediato
à publicação do Despacho.
Os valores a serem descontados sofrerão variações, tendo em vista que o preço
determinado pela ANEEL é o preço do mês de reembolso.
Para chegar ao valor fixo de desconto, o despacho determinou que os
pagamentos ou recebimentos dos valores correspondentes aos combustíveis
fossem determinados na razão de 10% do valor médio de reembolso mensal da
beneficiária nos últimos 12 (doze) meses ou, se o período de reembolso assim
calculado exceder 36 meses, em montantes iguais distribuídos ao longo de 36
parcelas mensais. Na Companhia, o montante estimado a ser devolvido é de R$
23.204.
136
8.
Ativos e Passivos Regulatórios
A Companhia assinou o 3º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 006/2001ANEEL no dia 10 de dezembro de 2014, processo nº 48500.005603/2014-05,
publicado no Diário Oficial da União no dia 22 de dezembro de 2014, na página
163, Seção 3. A assinatura do aditivo oferece os requisitos básicos para o
reconhecimento dos ativos e passivos que anteriormente tinham natureza
contingente, portanto nas demonstrações financeiras societárias não eram
registrados. Assim foram incorporados os saldos referentes às diferenças
temporais a partir da assinatura do contrato referentes à Resolução
Homologatória nº 1.988, de 24 de novembro de 2015, que homologou reajuste
tarifário médio de 9,49%, sendo 26,16% referentes ao reajuste tarifário anual
econômico e 11,00% relativos aos componentes financeiros pertinentes.
Os saldos dos ativos e passivos correspondentes à CVA da parcela A e dos demais
componentes financeiros estão assim reconhecidos:
31/12/2015
Ativo Circulante
Parcela A - CVA
31/12/2014
41.765
Outros Itens Financeiros
Total
5.240
-
15.416
41.765
In
d
e
x a
d
o
r
In
d
e
x a
d
o
r
I
G
P
M
F I
N
E
L
S E
L
I
C
I
G
P
M
F I
N
E
L
S E
L
I
C
Passivo Circulante
Parcela A - CVA
Outros Itens Financeiros
Total
31/12/2015
29.509
29.509
20.656
V a
r
i
2
0
1
2
7
,
8
2
1
,
5
2
8
,
6
2
a
ç
ã
o
%
2
0
1
1
5
,
1
0
1
,
0
0
1
1
,
7
6
V a
r
i
2
0
1
2
7
,
8
2
1
,
5
2
8
,
6
2
a
ç
ã
o
%
2
0
1
1
5
,
1
0
1
,
0
0
1
1
,
7
6
31/12/2014
6.465
3.051
9.516
a)
Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA
A Portaria Interministerial dos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e
Energia nº 25, de 24 de janeiro de 2002, estabeleceu a Conta de Compensação
de Variação de Valores de Itens da “Parcela A” - CVA, com o propósito de
registrar as variações de custos, negativas ou positivas, ocorridas no período
entre reajustes tarifários anuais, relativos aos itens previstos nos contratos de
concessão de distribuição de energia elétrica.
Estas variações são apuradas por meio da diferença entre os gastos efetivamente
incorridos e os gastos estimados no momento da constituição da tarifa nos
reajustes tarifários anuais. Os valores considerados na CVA são atualizados
monetariamente com base na taxa SELIC.
137
Os montantes registrados no circulante (ativo e passivo) referem-se aos valores
já homologados pela ANEEL em dezembro de 2014, data da conclusão do reajuste
tarifário. Os montantes registrados no não circulante representam uma estimativa
da formação da CVA a ser homologada no próximo reajuste tarifário em
dezembro de 2015.
b) Os itens constantes da rubrica outros itens financeiros são: exposição de
Diferença de Preços entre submercados, penalidade por descumprimento de meta
de universalização, Subvenção CDE - art. 13, inciso VIII, Lei nº 10.438/2002,
repasse da sobre contratação/exposição de energia REN n° 255/2007, ajuste de
Conexão/DIT RTP2013, ajuste financeiro referente recálculo reajuste/revisão ano
anterior, diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009.
9.
Almoxarifado
Almoxarifado
Materiais em poder de terceiros
Resíduos e sucatas
Total
31/12/2015
1.206
434
243
1.883
31/12/2014
900
312
229
1.441
Estão classificados neste grupo os materiais e itens de manutenção em
almoxarifados. O valor corresponde aos materiais em depósito, disponíveis para
operação e investimentos, que foram colocados em operação pela Companhia.
Os estoques da Companhia estão registrados pelo seu custo médio, líquidos de
provisão para obsolescência ou perda quando aplicável.
10.
PEE
P&D
Outros
Total
Serviços em curso
31/12/2015
837
4.008
2.171
7.016
31/12/2014
11.361
2.816
1.555
15.732
Os projetos de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D são programas de
reinvestimentos que se encontram em curso, exigidos pela ANEEL para as
distribuidoras de energia elétrica, cuja finalidade é trazer economicidade aos
consumidores. Quando concluídos poderão ser classificados como intangível e
financeiro ou como despesa operacional.
138
A movimentação na rubrica de PEE foi em função do encerramento do projeto de
eficiência energética de troca de geladeiras antigas por modelos cujo consumo de
energia é considerado eficiente.
11.
Outros ativos
Os outros ativos são compostos pelas seguintes contas:
Fundos vinculados
Devedores diversos
Liquidações Projeto Energia + Eletrobras
Direitos com fornecedores e prestadores de serviços
Dispêndios a reembolsar em curso
Repasse CDE
Desativações em curso
Outros ativos circulantes
Total
(11.1)
31/12/2015
471
3.807
19
772
893
9.379
2.809
4.226
22.376
31/12/2014
463
1.561
805
772
605
25.992
3.660
3.231
37.089
11.1 Repasse CDE
O valor a receber em 31 de dezembro de 2015, foi recebido em 31 de março de
2015, conforme Despacho nº 773/2015 publicado em 31 de março de 2015. O
Saldo em 31 de dezembro de 2015 corresponde a provisão de venda no mercado
de curto prazo dos meses de novembro e dezembro de 2015.
12.
Cauções e depósitos vinculados
Abaixo detalhamento das cauções e depósitos vinculados:
31/12/2015
Depósitos
judiciais
Cíveis
5.721
Depósitos
recursais
1.308
31/12/2014
Total
Depósitos
judiciais
7.029
5.293
Depósitos
recursais
18
Total
5.311
Abaixo movimentação dos depósitos vinculados:
139
Depósitos
judiciais
4.946
Adições
Baixa
Atualização monetária
Provisão
Adições
Baixa
Atualização monetária
13.
Depósitos
recursais
-
347
-
16.037
(21.442)
5.423
5.293
18
11
(3)
420
3.662
(2.372)
5.721
1.308
Ativo financeiro indenizável – concessões de serviço público
O Contrato de Concessão de Serviços Públicos de Energia Elétrica nº 06/2001, de
12 de fevereiro de 2001, e seus aditivos, celebrados entre a União (Poder
Concedente - Outorgante) e a Companhia (Concessionário - Operador)
regulamentam a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia
elétrica, onde:
a) O contrato estabelece quais os serviços e
consumidores) os serviços devem ser prestados;
para
quem
(classe
de
b) Estabelece também padrões de desempenho para prestação de serviço
público, com relação à manutenção e à melhoria da qualidade no
atendimento aos consumidores. O operador tem como obrigação, na entrega
da concessão, devolver a infraestrutura nas mesmas condições em que a
recebeu na assinatura do contrato. Para cumprir com essas obrigações, são
realizados investimentos constantes durante todo o prazo da concessão.
Portanto, os bens vinculados à concessão podem ser repostos, algumas
vezes, até o final da concessão;
c) Ao final da concessão os ativos vinculados à infraestrutura devem ser
revertidos ao poder concedente, mediante pagamento de indenização; e,
d) O preço é regulado através de mecanismo de tarifa estabelecido no contrato
de concessão com base em fórmula paramétrica (Parcelas A e B), bem como
são definidas as modalidades de revisão tarifária, que deve ser suficiente
para cobrir os custos, a amortização dos investimentos e a remuneração
pelo capital investido estabelecidos no contrato de concessão. A Companhia
entende que estão atendidas as condições para a aplicação da ICPC 01(R1) e
da OCPC 05, a qual fornece orientações sobre a contabilização de concessões
de serviços públicos a operadores privados, de forma a refletir o negócio de
distribuição elétrica, abrangendo:
140

parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados ou
depreciados até o final da concessão, classificada como ativo financeiro por
ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro
diretamente do poder concedente; e,

parcela remanescente à determinação do ativo financeiro (valor residual)
classificada como um ativo intangível em virtude da sua recuperação estar
condicionada à utilização do serviço público. Neste caso, do consumo de
energia pelos consumidores.
A infraestrutura recebida ou construída da atividade de distribuição é recuperada
através de dois fluxos de caixa, a saber: (a) parte através do consumo de energia
efetuado pelos consumidores (emissão do faturamento mensal da medição de
energia consumida/vendida) durante o prazo da concessão; e (b) parte como
indenização dos bens reversíveis no final do prazo da concessão. Esta, a ser
recebida diretamente do Poder Concedente.
Essa indenização será efetuada com base nas parcelas dos investimentos
vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados e, que
tenham sido realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do
serviço concedido.
A movimentação dos saldos referentes ao ativo financeiro indenizável (concessão)
está assim apresentada:
141
Valor histórico
Obrigações
especiais
Valor líquido
459.396
(192.744)
266.652
Adições
44.830
801
45.631
Baixas
(3.859)
-
(3.859)
4.873
-
4.873
906
-
906
Saldo em 31/12/2013
Reversão de Impairment
(13.1)
Reclassificações
Saldo em 31/12/2014
Adições
506.146
(191.943)
314.203
47.536
(11.908)
35.628
Reversão de Impairment - BRR
(13.1)
15.574
-
15.574
Atualização de VNR
(13.1)
8.568
-
8.568
Impairment - Financeiro
(13.2)
(54.924)
-
(54.924)
Reclassificações
(32.901)
16.977
(15.924)
Saldo em 31/12/2015
489.999
(186.874)
303.125
Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica
(Obrigações Especiais)
As obrigações especiais (não remuneradas) representam as contribuições da
União, Estados, Municípios e Consumidores, bem como as doações não
condicionadas a qualquer retorno em favor do doador e as subvenções destinadas
a investimentos na concessão do serviço público de energia elétrica na atividade
de distribuição.
Ao final da concessão o valor residual das obrigações especiais será deduzido do
ativo financeiro de indenização.
13.1 Reversão de Impairment BRR e Atualização com base no Valor Novo
de Reposição - VNR
A Companhia vem reconhecendo no ativo financeiro as parcelas dos
investimentos vinculados a bens reversíveis, apurados no modelo bifurcado
definido na Interpretação Técnica do ICPC 01, os quais não serão amortizados até
o final da concessão, que seria o valor da indenização a receber do poder
concedente no termino do contrato de concessão.
Com a publicação da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, a qual dispõe sobre
as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, foram
estabelecidas condições e regras para a referida indenização, regulamentado pelo
poder concedente, que irá utilizar a metodologia do Valor Novo de Reposição VNR.
142
Em 23 de novembro de 2015, a Resolução Normativa ANEEL nº 686, alterou o
índice de atualização Valor Novo de Reposição das concessionárias vinculados à
concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica ao Índice Nacional
de Preços ao Consumidor Amplo (“IPCA”). Esta resolução determinou que a
período de atualização seria entre a data-base do laudo de avaliação e a data da
revisão tarifária anual, assim a Companhia realizou a atualização cujo valor
identificado foi de R$ 24.142. Este valor de atualização proporcionou uma
reversão de R$ 15.574 no montante residual deimpairmentque havia sido
apurado em dezembro de 2013 no processo do 3º Ciclo de Revisão Tarifária,
permanecendo ainda um saldo de atualização de VNR em R$ 8.568.
13.2 Análise do valor de recuperação de ativos não financeiro
Para fins deste estudo foi utilizada a metodologia do fluxo de caixa descontado,
neste método os fluxos financeiros operacionais da empresa são projetados até o
termino da vida útil dos ativos testados, sendo estes fluxos, ajustados a valor
presente e somados. Observa-se ainda, que este estudo considerou como vida útil
dos ativos até o termino da vigência do contrato de concessão. O período de 2015
a 2017, em função da deliberação através da Ata Da Assembléia Geral
Extraordinária do dia 29 de dezembro de 2015, que por solicitação do acionista
controlador, foi retirado de pauta a matéria concernente à concessão da
controlada Centrais Elétricas de Rondônia S.A ANEEL nº 005/2001, nos termos do
Decreto nº 8.461, de 02 de junho de 2015, do Despacho da Agência Nacional de
Energia Elétrica nº 3.540, de 20 de outubro de 2015, do ofício nº 3/2015-SE-MME
e da minuta de instrumento contratual divulgado pela ANEEL.
De acordo com a Metodologia para o cálculo do Custo de Capital da Eletrobrás, a
taxa utilizada para descontar o Fluxo de Caixa no teste de impairment é o WAAC
antes dos impostos (Pós-Tax), esta, ajustada para as empresas distribuidoras foi
7,01%.
As tarifas médias foram baseadas na resolução homologatória ANEEL nº 1988 de
24 de novembro de 2015 – com aumento médio percebido pelo consumidor de
9,49% (grupo "a" 10,77% e grupo "b" 9,17%), aplicadas a partir de
dezembro/2015.
Para o mercado de venda de energia elétrica em MWh para 2016, a Companhia
considerou o crescimento de 5,35% em relação ao realizado em 2015 e uma
perda de energia na ordem de 20,03% em 2016.
Para a rubrica de perdas no recebimento de créditos foi considerada, uma
estimativa de perdas de créditos reais de 1,5%, o que perfaz um valor projetado
de R$ 33.266 para o ano de 2016 e R$ 16.633 para 2017.
143
Na composição dos custos de Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outras
Despesas Operacionais de 2016, foram utilizados os valores inseridos no
Programa de Dispêndios Globais (PDG).
Avaliação da concessão da Companhia com base no método de valor em uso
apresentou uma geração de caixa no valor de R$ 1.564, no horizonte de 20152017. Estes fluxos trazidos a valor presente com uma taxa de desconto (pósimpostos) de 7,01% resultou em um valor presente de fluxos gerados negativo de
R$ 23.112.
A análise dos ativos intangíveis vinculados à concessão registrados no balancete
de dezembro apresenta ativos a recuperar no valor de R$ 32.195. Por outro lado
a análise da necessidade de capital de giro apresentou um valor negativo de R$
31.393. Desta forma, o teste realizado, com base nas premissas descritas,
caracteriza a necessidade de provisão para desvalorização de ativos em R$
23.914, cuja provisão foi devidamente registrada.
14.
Imobilizado
O imobilizado refere-se aos bens, direitos e instalações utilizadas na
administração da Companhia e está demonstrado por natureza da seguinte
forma:
31/12/2015
Custo
Edificações, obras civis e benfeitorias
Terrenos
Máquinas e equipamentos
Veículos
Móveis e utensílios
Outros
14.547
177
5.021
555
3.448
1.767
25.515
Depreciação
acumulada
(12.611)
(1.022)
(126)
(2.125)
(15.884)
Obrigações
especiais
(476)
(476)
Valor
líquido
1.460
177
3.999
429
1.323
1.767
9.155
31/12/2014
Valor
líquido
1.025
177
3.376
154
1.589
1.062
7.383
Abaixo detalhamos a movimentação dos bens do ativo imobilizado:
Saldo em 31/12/2013
Adições
Transferências
Baixas
Saldo em 31/12/2014
Adições
Transferências
Saldo em 31/12/2015
Valor
histórico
17.558
8
3.410
(257)
20.719
382
21.101
Em serviço
Depreciação
Obrigações
acumulada
especiais
(14.668)
(510)
(541)
17
156
(15.053)
(493)
(831)
17
(15.884)
(476)
Valor líquido
2.380
(516)
3.410
(101)
5.173
(814)
382
4.741
Em curso
Valor
histórico
3.557
2.063
(3.410)
2.210
2.586
(382)
4.414
Total
5.937
1.547
(101)
7.383
1.772
9.155
144
A depreciação do ativo imobilizado é calculada pelo método linear, tomando-se
por base os saldos contábeis registrados nas respectivas Unidades de Cadastro UC, conforme determina a Portaria n.º 367, de 02 de setembro de 2009. As
principais taxas anuais de depreciação são as seguintes:
Comercialização/Administração
Edificações
Veículos
Equipamentos de Informática
Móveis e Utensílios
Máquinas e Equipamentos
15.
% a.a
3,33%
14,29%
16,67%
6,25%
6,25%
Intangível
Com a adoção da ICPC 01, o valor de amortizações de ativos fixos tangíveis das
concessões e os correspondentes subsídios foram reclassificados para a rubrica de
amortização de intangíveis das concessões - ICPC 01.
Este grupo é formado pelo Intangível-Concessão que corresponde ao direito de
uso da concessão (bens do Imobilizado os quais foram bifurcados) e os demais
direitos que já faziam parte deste grupo e não foram bifurcados (que corresponde
à rubrica Outros).
A movimentação dos ativos intangíveis está demonstrada abaixo:
145
Saldo em
31/12/2014
Adições
Amortiza- Transferênções
cias
Baixas
Reclassificações
Saldo em
31/12/2015
Vinculados à Concessão
Em serviço
Ativo Intangível
Amortização acumulada
Obrigações especiais
167.060
541
-
44.060
-
-
211.661
(156.388)
-
(22.426)
-
-
-
(178.814)
(3.617)
-
8.880
-
-
(18.599)
(13.336)
19.511
7.055
541
(13.546)
44.060
-
(18.599)
18.105
(1.709)
16.396
786
786
-
(11.160)
(11.160)
-
1.623
1.623
32.900
-
3.052
-
-
15.432
(7.633)
Em curso
Ativo Intangível
23.451
1.327
(13.546)
Em serviço
12.380
-
-
(5.387)
(16.976)
7.731
(86)
7.645
27.156
Não Vinculados à Concessão
Em curso
Total
-
(2.246)
-
-
-
5.899
12.892
2.426
2.426
(2.246)
(3.052)
-
-
-
36.343
3.753
Saldo em
31/12/2013
Vinculados à Concessão
Em serviço
Ativo Intangível
Adições
(15.792)
32.900
Amortiza- Transferênções
cias
172.321
(141.853)
(11.293)
-
(21.264)
8.608
1.998
(379)
19.175
-
(12.656)
1.619
18.845
1.258
-
(1.998)
36
-
-
Baixas
5.273
13.072
(16.976)
40.228
Reclassificações
Saldo em
31/12/2014
(6.353)
6.729
(553)
(906)
-
(177)
(906)
167.060
(156.388)
(3.617)
7.055
Em curso
Ativo Intangível
(2.124)
16.721
35.896
1.294
1.294
(12.656)
379
-
-
18.105
-
-
(1.619)
-
(177)
(906)
16.396
23.451
(1.709)
Não Vinculados à Concessão
Em serviço
Em curso
Total
-
-
7.735
-
-
12.380
(4.305)
12.182
12.522
4.645
1.452
1.452
(1.082)
(1.082)
(7.735)
-
-
-
(5.387)
5.899
12.892
48.418
2.746
(13.738)
-
(177)
(906)
36.343
A ANEEL estabelece a vida útil-econômica estimada de cada bem integrante da
infraestrutura de distribuição para efeitos de determinação da tarifa, bem como
para apuração do valor da indenização dos bens reversíveis no vencimento do
prazo da concessão. Essa estimativa é revisada periodicamente e aceita pelo
mercado como uma estimativa razoável/adequada para efeitos contábeis e
regulatórios e que representa a melhor estimativa de vida útil dos bens.
146
A Companhia entende que a amortização do ativo intangível deve respeitar a vida
útil estimada de cada bem integrante do conjunto de bens do ativo fixo contidos
na infraestrutura de distribuição. Assim sendo, esses bens devem ser amortizados
individualmente, respeitando a vida útil de cada um deles, limitada ao prazo de
vencimento da concessão.
O valor residual de cada bem que ultrapassa o prazo do vencimento da concessão
está alocado como ativo financeiro – ativo indenizável (concessão).
16.
Fornecedores
31/12/2015
Circulante
Fornecedores de energia elétrica
Materiais e Serviços
Conexão - Sistema de Transmissão
31/12/2014
60.157
30.673
1.400
92.230
38.604
7.758
121
46.483
Total
118.512
210.742
45.342
91.825
Total
256.159
256.159
236.181
236.181
Petrobras
Não Circulante
Petrobras
16.1 Fornecedores de energia elétrica
Por problemas financeiros, a partir de maio de 2015, a empresa acumulou dívidas
com seus fornecedores de energia, o que resultou no crescimento dessa rubrica
em 155,83%, quando comparado ao exercício de 2014.
16.2 Materiais e serviços
Pelo mesmo motivo já descrito no item anterior (16.1) a empresa acumulou
dívidas com seus fornecedores de materiais e serviços, resultando no crescimento
dessa rubrica em 395,37%, comparada a 2014
16.3 Petrobras Distribuidora
A Companhia realizou parcelamento das dívidas vencidas até novembro de 2014
junto à Petrobras em 120 parcelas, cujos pagamentos foram iniciados em
fevereiro de 2015, após a realização deste parcelamento, devido aos novos
atrasos ocorridos nos repasses de recursos para a cobertura dos gastos com a
geração nos sistemas isolados e consequentemente a indisponibilidade de caixa
para fazer frente aos altos custos com o óleo Diesel, houve novo acúmulo de
dívidas referentes ao período de parte de dezembro de 2014 a junho de 2015,
quando a Companhia passou a pagar os referidos custos antecipadamente.
Abaixo apresentamos uma mutação da dívida com a Petrobras para melhor
compreensão dos movimentos ocorridos na composição apresentada.
147
17.
31/12/2015
31/12/2014
Circulante
PIS/PASEP/COFINS
4.847
1.574
-
303
561
-
Provisão para IRPJ/CSLL
FGTS
908
725
INSS
2.679
2.502
ICMS
19.229
11.061
ISS
IRRF
Retenções IR/CSLL/COFINS/PIS
432
400
3.178
1.224
31.834
17.789
Não Circulante
ICMS
415
5.398
415
5.398
Os impostos retidos na fonte, ISS, INSS e Retenções IR/CSLL/COFINS, variaram
em função do aumento de aquisições de materiais e serviços para aplicação na
ampliação de redes urbanas e rurais, principalmente em função do Programa
Energia +, financiado pelo Banco Mundial e de novos contratos de prestação de
serviço e manutenção de rede.
O ICMS aumentou em função do aumento do faturamento da Companhia cujo
efeito foi fortemente causado pelo faturamento das bandeiras tarifárias, bem
como o aumento provocado pelo Reajuste Tarifário Extraordinário ocorrido em
fevereiro de 2015 cujos efeitos foram aplicados a partir de março de 2015 para
fazer frente ao aumento dos custos com o encargo CDE.
18.
Financiamentos e empréstimos e Encargos da dívida
18.1 Composição
O saldo de Empréstimos e Financiamentos está composto como segue:
31/12/2015
Circulante
Eletrobras
Não Circulante
Eletrobras
31/12/2014
80.553
31.832
202.656
283.209
201.731
233.563
18.2 Detalhamento dos financiamentos e empréstimos
Os Empréstimos e financiamentos da Companhia de Eletricidade do Acre
encontram-se compostos conforme os Recursos:
i)
ii)
Reserva Geral de Reversão (RGR)
Recursos Ordinários (RO)
148
iii)
Banco Interamericano de Desenvolvimento (BIRD) Projeto Energia +
Os recursos contratados por meio da taxa da RGR, possuem as seguintes
características: a) taxa de administração 2% a.m.; e b) taxa de juros 5% a.a.; e
c) Prazos de carências para amortização do principal variam entre 24 (vinte e
quatro) e 36 (trinta e seis) meses. Já as amortizações do principal estão
compreendidas entre 60 (sessenta) e 120 (cento e vinte) parcelas mensais
atualizadas mensalmente pela taxa RGR. O saldo em 31 de dezembro de 2015 é
de R$19,90 milhões.
Os Recursos Ordinários (RO) são operações de crédito contratados junto a
Eletrobras para cobertura de déficit operacional, como: 1) Compra de energia no
mercado de curto prazo junto a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
(CCEE); 2) refinanciamento de dívidas; e 3) Programa de Demissão Voluntária
(PDV). As características: a)taxa SELIC mais spread 0,5% a.a. pro rata temporis
vencíveis a cada dia 30 (trinta) de cada mês; b) carência do principal 12 (doze)
meses; e c) As amortizações possuem prazo entre 36 (trinta e seis) e 60
(sessenta) parcelas mensais. O saldo no final do exercício 2015 R$230,95
milhões.
O Financiamento, cujo recurso é oriundo do Banco Mundial à Eletrobras, tem
como finalidade a cobertura dos custos diretos da implantação do projeto
denominado “Projeto de Melhoria da Performance Operacional e Financeira das
Empresas de Distribuição – PROJETO ENERGIA +”. As características do
financiamento: a) taxa de administração 0,5% a.m.; b) Comissão de Reserva de
Crédito 1% a.a.; c) A taxa de juros é definida semestralmente pela Eletrobras,
calculado com base nos custos fixados pelo BIRD, vencíveis e pagos no dia 30
(trinta) de cada mês; d) A carência consta de 66 (sessenta e seis) meses, com
amortização prevista em 96 (noventa e seis) parcelas mensais, com atualização
do saldo devedor pelo índice do IPCA. O valor no final do exercício 2015 é de
R$32,17 milhões.
Garantias:
1.
2.
Receita própria
Notas promissórias
18.3 Composição do saldo da dívida, por indexador:
Indexador
RGR (JUROS DEFINIDOS)
RO (SELIC)
RO (SELIC + 0,5%)
CDI-CETIP
IPCA
Total
31/12/2015
R$ mil
19.923
28.220
70.328
132.524
32.214
283.209
%
7,03
9,96
24,83
46,79
11,37
100,00
31/12/2014
R$ mil
28.840
11.469
61.267
114.745
17.242
233.563
%
12,35
4,91
26,23
49,13
7,38
100,00
149
18.4 Principais indexadores utilizados para atualização dos empréstimos
e financiamentos
18.5 Vencimentos das parcelas do passivo não circulante
ANO
2015
2016
2017
2018
2019 em diante
31/12/2015
31/12/2014
44.915
34.527
55.136
68.078
202.656
25.395
26.040
22.433
127.862
201.731
18.6 Movimentação dos empréstimos e financiamentos e encargos
ELETROBRAS
Ingressos
Transferência do Longo Prazo
Variação
Juros Incorporados
Encargos da dívida
Amortização dos Encargos da dívida
Amortização
Ingressos
Transferência do Longo Prazo
Transferência do Curto Prazo
Variação
Juros Incorporados
Encargos da dívida
Amortização dos Encargos da dívida
Amortização
Circulante
37.679
729
98.394
2.708
20.844
(20.844)
(107.678)
31.832
57.575
(13.274)
(16.569)
33.780
(3.850)
(8.941)
80.553
Não Circulante
118.627
178.315
(98.394)
208
2.975
201.731
26.223
(57.575)
13.274
2.434
16.569
202.656
18.7 Cláusulas contratuais restritivas
150
0
1
0
1
0
1
2
5
1
2
5
1
2
5
1
1
1
1
%
%
%
o
o
o
ã
ã
ã
ç
ç
ç
a
a
a
i
i
i
r
r
r
a
a
a
2
2
2
2
V
2
2
2
2
V
2
2
2
2
V
1
8
5
6
1
8
5
6
1
8
5
6
0
,
,
,
0
,
,
,
0
,
,
,
2
7
1
8
2
7
1
8
2
7
1
r
r
r
o
o
o
d
d
d
a
a
a
x
x
x
e
e
e
d
d
d
n
n
n
I
I
I
L
L
L
M
C
M
C
M
C
-
E
-
E
-
E
I
I
I
P
L
P
L
P
L
N
N
N
I
E
I
E
I
E
G
G
G
I
F
S
I
F
S
I
F
S
8
Variação %
31/12/2015
31/12/2014
10,54
3,67
14,15
11,65
10,67
6,41
13,18
11,57
Taxas
IGP-M
SELIC
IPCA
CDI-CETIP (119,5%-CDI)
Os contratos de empréstimos e financiamentos da Companhia possuem cláusulas
que requerem comprovação integral dos recursos de qualquer parcela no prazo de
6 (seis) meses, contados a partir da data da liberação do recurso, ou verificação,
pela Eletrobras, da sua aplicação indevida, desde que, no prazo de 72 (setenta e
duas) horas, contadas da simples comunicação feita pela Eletrobras neste
sentido, a Companhia não tenha adotado providência cabível para
regularização/normalização da situação. O descumprimento das condições
mencionadas poderá implicar a rescisão do contrato e o consequente vencimento
antecipado das dívidas. Até 31 de dezembro de 2015, a Companhia está
adimplente com todas as condições mencionadas.
19.
Obrigações estimadas
Circulante
Folha de pagamento (Provisão Férias/Gratif de Férias)
20.
31/12/2015
31/12/2014
4.416
2.866
4.416
2.866
31/12/2015
10.379
31/12/2014
21.408
9.678
9.317
296
105
Pesquisa e desenvolvimento
Programa de Eficiência Energética - PEE
Programa de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D
Fundo Nac. de Desenvolv. Cient. e Tec. - FNDCT
Ministério de Minas e Energia - MME
169
53
20.522
30.883
A redução da rubrica Programa de Eficiência Energética - PEE, ocorreu em função
da finalização do projeto de troca de geladeiras antigas por novas mais eficientes
à população de baixa renda.
21.
Encargos setoriais
Os saldos apresentados de encargos setoriais estão compostos da seguinte
forma:
Conta de Desenvolvimento Energético - CDE
Obrigação de Repasse Bandeira Tarifária
Taxa de Fiscalização do Serv Energia Elétrica - TFSEE
Total
31/12/2015
6.696
295
51
7.042
31/12/2014
364
50
414
151
O aumento na Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, se deu em função da
Revisão Tarifária Extraordinária homologada pela Resolução Homologatória nº
1.858, de 27 de fevereiro de 2015, com vigência a partir do dia 2 de março até
29 de novembro de 2015 e majorou o valor a ser repassado ao fundo CDE.
22.
31/12/2015
31/12/2014
Circulante
Contribuição Patronal Previ Norte
Integralização de Adesão Inicial
Total
(22.1)
(22.2)
145
440
585
80
786
866
Não Circulante
Integralização de Adesão Inicial
Laudo Atuarial Plano de Saúde
Total
(22.1)
(22.2)
407
407
681
631
1.312
22.1 Contribuição Previnorte
Nesta rubrica são provisionados o saldo patronal a reconhecer mensalmente sobre
a apuração da folha de pagamento.
22.2 Integralização de Adesão Inicial
Em março de 2009, foi implantado o plano de previdência privada aos
empregados da Companhia, sendo reconhecido no exercício, o serviço passado da
dívida, assumido pela Companhia, inclusive a parte dos empregados que aderiram
ao plano até março de 2009, período de implantação do plano. Este montante foi
parcelado para quitação em 120 parcelas.
Com a saída dos funcionários que aderiram ao PID, a Companhia realizou a
integralização total dos montantes de cada funcionário para que o benefício fosse
concedido pós saída da Companhia.
22.3 Laudo Atuarial Plano de Saúde
A Companhia submeteu à avaliação atuarial conforme determina o CPC 33 R1, os
montantes estimados para o custeio dos benefícios pós-emprego oferecidos aos
funcionários que aderiram ao Plano de Incentivo ao Desligamento - PID em junho
de 2013.
Para efeito de concessão de benefícios o PID foi realizado em duas etapas, onde o
funcionário, ao fazer a opção, também declarava em qual das etapas gostaria de
que fosse o desligamento. Assim foi estabelecido o tempo de permanência do
plano de saúde de acordo com a etapa aderida, como segue:
152
Com base no valor presente da obrigação de benefício definido realizados até 31
de dezembro de 2014, custo do serviço corrente, e o custo do serviço passado, a
GAMA Consultores Associados, realizou a avaliação utilizando o método de crédito
unitário projetado.
Abaixo Resumo dos dados cadastrais do desligamento no PID:
Desligados - Etapa 1
Média de Idade
31/12/2015
63
62
31/12/2014
63
61,18
Desligados - Etapa 2
Média de Idade
-
8
60,62
Custo médio Líquido
216,77
191,95
63
71
Total de Desligamentos
Com base nos dados apresentados e nas premissas atuariais estabelecias, a
Companhia efetuou o registro da estimativa dos gastos a serem assumidos até o
final da vigência do plano de saúde no montante de R$ 631, e um resultado
abrangente de R$ 344 conforme destacado na Demonstração das Mutações do
Patrimônio Líquido.
Os valores do passivo serão amortizados ao longo do próximo exercício conforme
forem sendo realizadas as despesas correspondentes e submetido a nova
avaliação atuarial no final do próximo exercício.
22.4 Laudo Atuarial Previdência Privada
A Companhia, por meio da PREVINORTE – Fundação de Previdência
Complementar, mantém um Plano de Previdência na modalidade Contribuição
Definida, Plano CD, para os benefícios de prazo programado e do tipo Benefício
Definido - BD, para os benefícios de risco.
Na modalidade de contribuição definida, os beneficiários contribuem em igualdade
de condições com a Companhia (patrocinadora), no sistema de capitalização, para
transformação futura em renda pós-emprego de caráter reversivo. Isto é, o
benefício a ser concedido será representado pela reversão da poupança
acumulada em renda, segundo parâmetros atuariais definidos. O regime
contributivo estabelece aportes mensais por parte de empregados e da
Companhia, com base em plano de custeio atuarial pré-concebido. Considerada a
característica desse plano, o regime é mantido em permanente equilíbrio, com
153
cotizações individuais balizadas pelo valor dos ativos financeiros, não gerando a
obrigação pós-emprego.
Os ativos do plano são mantidos separadamente daqueles da Companhia e são
contabilizados e controlados pela PREVINORTE.
A PREVINORTE é uma entidade fechada de previdência complementar, sem fins
lucrativos, voltada exclusivamente para administração de planos de benefícios
previdenciários das empresas do Sistema Eletrobrás, dentre elas a Companhia.
Com base nas obrigações atuarias e no ativo justo, a Companhia contratou a
GAMA Consultores Associados que procedeu a avaliação com base nos dados
populacionais e premissas abaixo:
31/12/2015
Plano CD
Participantes ativos
Número de empregados vinculados ao plano
Idade Média (anos)
Salário Médio em R$
Aposentados
Número de aposentados por tempo de contribuição, idade e especial
Idade Média (anos)
Benefício Médio em R$
Pensionistas
Número de Pensões
Benefício Médio em R$
Total dos Benefícios mês (R$)
Total do Benefícios continuados Anual (R$) (13X)
31/12/2014
Plano CD
255
42,45
6.296
263
42
5.824
54
62
2.148
46
61
8.731,00
1
784
1
750
116.752,93
1.517.788,09
402.398,37
5.231.178,81
A avaliação submeteu os ativos e passivos do plano de previdência, evidenciando
superávit no Plano de Benefícios, não sendo necessários provisionamento de
passivos a pagar, como segue:
Status do Plano de Benefícios
Valor presente da obrigação atuarial
Valor justo dos ativos do plano no final do periodo
Status do Plano de Benefícios
Efeito da restrição sobre o ativo
Responsabilidade líquida decorrente da obrigação do plano de
benefício
31/12/2015
31/12/2014
(423.917,00)
1.096.688,62
672.771,62
(624.308,00)
933.403,47
309.095,47
672.771,62
309.095,47
-
-
Para a parte BD, a Companhia fica exposta aos riscos de investimento, taxa de
juros, de longevidade e de risco do salário, estes riscos são compartilhados entre
a Companhia, participantes assistidos, conforme Lei 108/01 e Resolução
154
MPS/CGPC 26/06, para estes benefícios identificou-se uma estimativa de gastos,
cujos valores foram reconhecidos como outros resultados abrangentes no
montante de R$ 78.
23.
Outros passivos
23.1 Prefeituras – Iluminação Pública
Referem-se às Contribuições para Custeio do Serviço de Iluminação Pública COSIP que são inseridas nas faturas de energia elétrica dos consumidores, e
quando arrecadadas são repassadas às prefeituras.
23.2 Consumidores-Devoluções
Essa variação refere-se a devolução aos consumidores referente a Portaria
024/2000 da Aneel que rege sobre o desempenho da rede básica e avaliação de
continuidade de prestação de serviços de energia elétrica, tais como: DIC, FIC,
DEC, FEC e Resolução 318/2008 que estabelece critérios e procedimentos para
repasse ao consumidor residencial e rural, na forma de bônus, do saldo positivo
da conta de comercialização da energia elétrica de ITAIPU.
24. Provisões para riscos cíveis, trabalhistas e tributários
As provisões passivas estão compostas como segue:
155
31/12/2015
Não Circulante
Trabalhistas
Civis
31/12/2014
3.683
7.285
2.807
6.119
10.968
8.926
Abaixo movimentação ocorrida nas provisões para contingências:
Não Circulante
7.999
5.264
(4.337)
8.926
5.471
(3.429)
10.968
Saldo em 31 de dezembro de 2013
Adições
Reversão
Adições
Reversão
24.1 Detalhamento de Contingências Cíveis
Para a avaliação das probabilidades a Companhia se baseia na opinião da
Assessoria Jurídica interna responsável pelo acompanhamento dos processos,
onde na análise de riscos realizadas são apurados os valores envolvidos nas
demandas que normalmente são medidos em função do valor da causa e, quando
a classificação é considerada como provável o valor apurado passa a ser o do
proveito econômico expresso na sentença. O maior volume de processos cíveis
em que a Companhia é ré são de causas oriundas de reclamações reguladas pelo
Código de defesa do Consumidor - CDC, Lei N.º 8.078/90.
Abaixo posição das contingências cíveis, que tramitam na esfera judicial:
Valor
31/12/2015
Cíveis
Provável
Possível
Total
7.176
9.065
16.241
31/12/2014
6.119
6.954
13.073
Quantidade
31/12/2015
31/12/2014
259
561
820
803
77
880
As principais ações cíveis são provenientes de:
156
•
As causas de perdas prováveis são compostas por indenizações por danos
morais, movidas por consumidores ou terceiros aos quais destacamos em 2015 a
mudança de grau de risco de ações referente a pagamento de valor global de
contrato licitatório, movido por fornecedores no quantitativo de 6 totalizando um
montante estimado de perda de R$ 4.600, sendo que as demais ações
provisionadas são decorrentes de operações envolvendo o setor comercial da
Companhia, aos quais podemos destacar: pedidos de refaturamento,
parcelamento de débitos, cobrança indevida, protesto indevido, entre outros;
•
As causas de perdas possíveis principais estão assim distribuídas:
a)
12 ações provenientes de aplicações de cláusulas contratuais de serviços
contratados e reequilíbrio contratual, no valor de R$ 1.800;
b) 10 indenizações por danos, no valor de R$ 685;
c)
As demais são provenientes de ações de refaturamento, cobrança indevida
dentre outros.
24.2 Detalhamento de Contingências Trabalhistas:
Valor
Trabalhistas
Provável
Possível
Total
31/12/2015
Quantidade
31/12/2014
3.683
1.847
5.530
31/12/2015
2.807
958
3.765
31/12/2014
23
130
153
15
49
64
As contingências trabalhistas estão distribuídas da seguinte maneira:
•
As causas de perdas prováveis são compostas por 6 ações provenientes de
responsabilidade subsidiária com terceirizados, no valor total de R$ 1.275, e 52
ações movidas por funcionários para equiparação de vantagens, salarial e danos
morais no valor total de R$ 2.408;
•
As causas de perdas possíveis são compostas por 83 ações, sendo 30 de
responsabilidade subsidiária com terceirizados, no valor total de R$ 496, 12 ações
julgadas improcedentes aguardando arquivamento, 33 causas movidas por exempregados, totalizando, R$ 600 reclamando verbas trabalhistas, 12 ações
movidas por funcionários para equiparação de vantagens, adicional periculosidade
e verbas rescisórias, no valor total de R$ 737.
25. Adiantamento para futuro aumento de capital
No dia 13 de janeiro de 2014, a Companhia recebeu autorização do Ministério de
Minas e Energia para a capitalização. Seguindo os trâmites normais do processo,
a Eletrobras expediu autorização para a convocação da Assembléia Geral dos
157
Acionistas, que foi realizada no dia 27 de março de 2014. O saldo remanescente é
proveniente das atualizações sofridas entre o início do processo e a efetiva
integralização, que está tramitando nos órgãos competentes para posterior
integralização.
Descrição
31/12/2015
31/12/2014
Contratos de Empréstimos convertidos em AFAC
-
230.631
Capitalizações dos contratos de empréstimos
-
(230.631)
Atualização Monetária do ECF-0761/2012
6.094
6.094
Atualização Monetária do ECF-0970/2012
6.693
6.693
12.787
12.787
Total
26.
Patrimônio Líquido (passivo a descoberto)
O Capital Social subscrito em 30 de setembro de 2015 é de R$ 475.789,
totalmente integralizado, representado por 108.271.416.523 ações, sem valor
nominal, composto da seguinte forma:
Espécie e Classe de Ações
Ações ordinárias
Ações preferenciais
31/12/2015
Quantidade de ações
Valor
78.582.126.234
345.322
29.689.290.289
130.467
108.271.416.523
475.789
As ações preferenciais, sem direito a voto, são inconversíveis em ações
ordinárias, gozando, porém, de prioridade no reembolso do capital, tendo direito
a dividendos mínimos não cumulativos de 10% ao ano, calculados sobre o seu
valor patrimonial.
A distribuição do Capital total por acionista é a seguinte:
158
Acionistas
Centrais Eletricas Brasileiras-ELETROBRÁS
Quantidade de ações
%
Valor
104.706.713.291
96,7076
448.497
2.414.789.260
2,2303
18.487
Cia.Indústria H.C.Schineider
341.270.106
0,3152
2.613
Coop.Eletrificacao Rural Mal.C.Rondon
253.482.139
0,2341
1.941
Atrium Participacões Ltda
333.430.888
0,3080
2.553
Outros Acionistas
221.730.839
0,2048
1.698
108.271.416.523
100
475.789
Próspero Serviços LTDA.
5.1
Outros Resultados Abrangentes
A Companhia procedeu a avaliação atuarial dos benefícios pós-emprego concedido
aos funcionários e o plano de saúde concedido como benefício em função à
adesão do Plano de Incentivo ao Desligamento – PID, com base nos dados
apresentados na nota 22.Os custos incorridos, bem como os ganhos e perdas das
obrigações atuariais foram reconhecidos apresentando um valor negativo final de
R$ 240 em 2015 contra um valor negativo de R$ 422 em 2014.
159
27.
Receita operacional líquida
Abaixo composição a receita operacional líquida:
R$ MIL
RECEITA
Receita de Fornecimento de Energia Elétrica
31/12/2015
254.563
31/12/2014
218.520
20.617
16.538
129.464
108.650
Rural
19.706
15.814
Poder público
60.798
55.374
Iluminação pública
18.173
15.098
Serviço público
15.957
Residencial
Industrial
Comercial
3.311
Fornecimento não faturado
9.465
(1.487)
11.067
10.759
533.656
448.731
Receita de Construção
35.983
46.926
Suprimento de Energia
4.077
2.303
Subvenção à tarifa social de baixa renda
Total da Receita de Fornecimento
(27.1)
Outras Receitas
-
Repasse CDE
547
53.578
5.676
Compensação Revisão Tarifária Extraordinária
10.816
4.289
Outras Receitas Operacionais
16.441
4.621
Total de Outras Receitas
120.895
64.362
Total da Receita Operacional Bruta
654.551
513.093
CVA Ativa e Passiva
(27.2)
160
DEDUÇÕES
ICMS Sobre Venda de Energia Elétrica
COFINS
(108.988)
(91.639)
(40.779)
(35.365)
(9.005)
(6.600)
(158.772)
(133.604)
(51.527)
(2.647)
(51.527)
(2.647)
Encargos do Consumidor – PEE
(413)
(1.985)
Encargos do consumidor – P&D
(886)
(869)
PIS/PASEP
Subtotal
Encargos Setoriais
Encargos do Consumidor – CDE
(27.3)
Subtotal
Outras Deduções
Outras Deduções
Subtotal
Total das Deduções da Receita
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
(27.4)
(43.000)
157
(44.299)
(2.697)
(254.598)
(138.948)
399.953
374.145
27.1 Receita de Fornecimento
O aumento apresentado foi decorrente do Reajuste Tarifário Extraordinário
concedido no mês fevereiro, com vigência a partir do mês de março, quando
ocorreu um aumento na tarifa de energia da ordem de 19,48% (Grupo B) e
42,63% (Grupo A), influenciado também pela bandeira tarifária, que teve seus
valores reajustados, passando de R$3,00 por cada 100 quilowatts horas para
R$5,50 para bandeira vermelha faturada até agosto, e que a partir de setembro
passou a ser R$ 4,50, o que resultou no aumento do faturamento bruto da
Companhia.
Este reajuste extraordinário foi necessário devido a uma série de eventos que
impactaram sobremaneira os custos das Distribuidoras, e que não foram previstos
nas tarifas de energia elétrica nos reposicionamentos ocorridos em 2014, tornouse necessário uma Revisão Tarifária Extraordinária – RTE, a qual foi solicitada
pelas empresas para acobertar custos com Exposição Involuntária ao Mercado de
Curto Prazo (MCP), risco hidrológico dos Contratos de Cota de Garantia Física
(CCGF), Encargo de Serviço do Sistema (ESS), tarifa de Itaipu, preço do 14º
Leilão de Energia Existente e do 18º Leilão de Ajuste e quota de CDE do ano de
2015. Em razão desses eventos, houve necessidade de um novo
reposicionamento das tarifas, as quais, mediante a publicação da Resolução
Homologatória nº 1.858, de 27 de fevereiro de 2015, foram reajustadas na média
161
de 16,9%. Esse incremento nas tarifas teve sua vigência entre de 02 de março a
29 de novembro de 2015.
Em 24 de novembro de 2015, cumprindo o procedimento ordinário de
reposicionamento anual, as tarifas foram reajustadas pela ANEEL e homologadas
mediante a Resolução Homologatória nº 1.988. As novas tarifas foram
reposicionadas economicamente em 26,16% e financeiramente em 11,0%. O
efeito tarifário percebido pelos consumidores em relação Resolução Homologatória
nº1.858, de 27 de fevereiro de 2015, ficou, em média, reajustadas em 9,49%.
27.2 CVA Ativa e Passiva
Na rubrica são reconhecidos os valores correspondentes às diferenças
temporárias apuradas entre o custo coberto pela tarifa do período e o valor
efetivamente realizado. O registro contábil é embasado pela Orientação Técnica
OCPC 08, quanto ao reconhecimento de determinados ativos e passivos nos
relatórios contábil-financeiros das distribuidoras de energia elétrica emitidos de
acordo com as normas brasileiras e internacionais de contabilidade.
27.3 Encargos do Consumidor – CDE
Este encargo foi impactado pelos seguintes fatores:
a) Cota Empréstimo ACR
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) pelo Decreto nº
8.221/2014determinou a criação e manutenção da Conta no Ambiente de
Contratação Regulada, denominada de Conta-ACR. Essa conta foi instituída com
a finalidade de cobrir, de fevereiro a dezembro de 2014, os custos das
concessionárias de distribuição que excediam a cobertura tarifária relativa à
exposição involuntária no mercado de curto prazo e o despacho de usinas
termelétricas vinculadas aos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no
Ambiente Regulado na modalidade por disponibilidade – CCEAR-D.
Com os eventos ocorridos entre 2013 e 2014, algumas empresas distribuidoras
ficaram sem o devido lastro contratual de energia, tendo que obter essa energia
no chamado mercado de curto prazo, mercado esse que, diante do cenário
hidrológico desfavorável, além de outras intervenções governamentais que
influíram diretamente no setor elétrico, teve seu custo altamente elevado,
fazendo com que as distribuidoras expostas ficassem sem condições de caixa para
pagar essa energia. Sob o risco de insolvência generalizada por parte das
distribuidoras.
Diante da situação agravada e na incapacidade de se obter recursos aportados
pelo Tesouro Nacional buscou-se uma operação de crédito junto a treze bancos,
para cobrir, no período de fevereiro a dezembro de 2014, as despesas das
162
distribuidoras advindas da exposição involuntária ao mercado de curto prazo ou
do despacho de usinas térmicas contratadas por disponibilidade.
O custo dessa operação será repassado aos consumidores na tarifa de energia
elétrica, via CDE, de março de 2015 a dezembro de 2017, nos respectivos
reposicionamentos tarifários que passaram a ocorrer no aniversário da concessão
de cada distribuidora. Para a Companhia, conforme estabelece a Resolução
Homologatória nº 1.863, de 31 de março de 2015, serão 52 quotas, ou parcelas
mensais, no valor de R$ 1.848 a parcela, cujo início de pagamento iniciou em
dezembro de 2015 em razão do reposicionamento da distribuidora ter acontecido
na data de 29 de novembro do mesmo ano. Dessa forma esse custo da Conta
ACR já foi repassado a tarifa aplicada aos consumidores da concessão do Estado
do Acre.
b) Encargos setoriais CDE
O encargo Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), criada pela Lei nº
10.438, de 26 de abril de 2002 sofreu uma série de alterações ao longo dos
últimos anos. Esse encargo teve inicialmente o objetivo de promover o
desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia
produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás
natural e carvão mineral nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados;
promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território
nacional; e garantir recursos para atendimento à subvenção econômica destinada
à modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores da
subclasse residencial baixa renda.
Em função das Leis nº 12.783 e 12.839 o encargo CDE passou a assumir
objetivos similares ao da RGR, como a amortização de operações financeiras
vinculadas à indenização por ocasião da reversão de concessões de energia
elétrica. Também foram adicionadas à CDE as funções de prover recursos para
compensar os descontos aplicados nas tarifas de energia elétrica (subsídios
tarifários) e o efeito da não adesão à prorrogação das concessões de geração,
além de cobrir os custos de geração de energia elétrica nos sistemas isolados, em
substituição ao encargo da CCC, que fora extinto.
A partir de 2013, elencou-se uma série de eventos que não foram considerados
nos processos tarifários de 2014 cujos efeitos desequilibraram as condições
financeiras das empresas do setor de distribuição. Entre eles, destacam-se o 14º
leilão de energia existente, o 18º leilão de ajuste, os custos previstos com ESS, o
“risco hidrológico dos CCGF”, o aumento da tarifa de repasse da potência oriunda
da usina hidrelétrica de Itaipu e a revisão das quotas de CDE. Como esses
eventos não foram – e não havia como sê-lo – previstos e/ou considerados nos
reajustes, a receita obtida pelas distribuidoras com as tarifas ficou aquém dos
custos incorridos. Esses eventos tornaram extremamente impactantes já que os
163
anos de 2013 e 2014 a conjuntura hidrológica tornou-se desfavorável elevando os
custos de geração cujo impacto fez com que, medidas extraordinárias na CDE se
fizessem necessárias, levando a edição de Decretos do Poder Executivo (Dec.
nºs7.891/2013, 7.945/2013 e 8.221/2014) que permitiram o repasse de recursos
da CDE às distribuidoras para a cobertura de custos associados com a contratação
de energia e o pagamento de encargos setoriais para o atendimento do mercado
cativo de energia elétrica.
Como a contrapartida desse repasse se dá mediante quotas a serem recolhidas
pelas distribuidoras junto ao fundo CDE, houve uma elevação substancial do
encargo o qual foi acondicionado nas tarifas dos consumidores a partir da Revisão
Tarifaria Extraordinária (RTE) ocorrida em 27 de fevereiro de 2015.
Para melhor demonstração dessa elevação no caso da Companhia, a figura abaixo
demonstra a elevação expressiva do encargo no reposicionamento em novembro
de 2015 quando comparados ao seu custo tarifário em novembro de 2014.
27.4 Outras deduções
O aumento expressivo apresentado na rubrica foi em função do repasse à Conta
de Bandeiras Tarifárias cujo montante é resultado do total de faturamento aos
consumidores menos os Tributos e Contribuições Sociais incidentes sobre o
faturamento.
164
28.
Custo com energia elétrica
Energia Comprada
Custo do Sistema Interligado
Contratos bilaterais
CCEAR
Contratos do Proinfa
Conta ACR
Repasse ACR
Custo do Sistema Isolado
Contratos bilaterais
Combustível para produção de energia elétrica
Recuperação de Custo CCC
Uso da Rede de Transmissão
Total
(28.1)
(28.1)
(28.2)
(28.3)
31/12/2015
231.673
31/12/2014
125.304
183.166
279
177.931
4.956
-
90.830
80.959
93.785
5.390
(81.416)
(7.888)
48.507
44.215
147.814
(143.522)
34.474
42.336
156.740
(164.602)
7.434
2.272
239.107
127.576
O ano de 2014 foi reapresentado para que o custo com o combustível bem como
a sua respectiva recuperação fossem comparados com o ano de 2015, tendo em
vista a mudança do plano de contas para o Manual de Contas do Setor Elétrico –
MCSE, vigente a partir de 01 de janeiro de 2015. Vide Nota 29
Contratos Bilaterais - Sistema Interligado
A Companhia possuia um contrato bilateral com a parte relacionada Eletronorte
em 2014, cujo contrato findou e a Companhia substituiu o suprimento com os
novos contratos adquiridos nos leilões para inicio de fornecimento em 2015.
28.1 CCEAR e Contratos Proinfa
Atualmentea Companhia possui 61 contratos referentes aos Leilões de Energia
promovidos pela CCEE, 36 Contratos de Quotas de Garantias Físicas, um contrato
com energia nuclear e um contrato com o Proinfa, dentre os contratos dois que
entrariam com fornecimento no inicio de 2015, são eles: Belo Monte e Jirau. Estes
dois fornecedores entraram na justiça e conseguiram liminar para não comprarem
a energia no curto prazo. Assim, por força de liminar, as distribuidoras ficaram
descontratadas involuntariamente e, por este motivo, a Companhia adquiriu a
energia no curto prazo, proporcionando o aumento apresentado.
28.2 Repasse Conta ACR
A variação apresentada nas comprações entre o mesmo período de 2014 e 2015
nas rubricas repasse CDE ocorreu em função do inicio da aplicação das bandeiras
tarifárias em 2015, tendo em vista que os custos apurados no sistema inteligado
nacional provenientes de acionamento de usinas térmicas e descontratação
involuntária, sendo que a liquidação da energia de novembro e dezembro de
2014, que estava diferida e tinha sido objeto de provisão em dezembro de 2014
165
ocorreu em março de 2015, não proporcionando portanto efeitos o resultado
deste período.
28.3 Custo com Sistemas Isolados
O Custo dos Sistemas isolados são compostos pelo custo com o Combustível sem
tributos recuperáveis como ICMS e PIS/PASEP e COFINS, e com o PIE contratado
para a geração da energia a ordem da Companhia.
A Companhia procedeu a reclassificação dos custos com combustiveis para os
custos com energia, tendo em vista que a concessão estabelece a distribuição de
energia. No ano de 2014 os valores estavam apresentados na nota 29, sendo
apenas reclassificados para o custo com energia.
29.
Custos de operação, serviços e despesas operacionais
Custo de
Operação
Pessoal
Material
Serviço de terceiros
Arrendamentos e aluguéis
Provisões líquidas
Construção
Perda de Crédito de ICMS
Taxa de fiscalização
Sobra/Perda de inventário
Perda na desativação de bens e direitos
Outros
Total
(29.1)
(29.2)
(29.3)
(29.4)
(29.5)
(29.6)
(42.431)
(977)
(52.763)
(16.171)
(1.381)
(44.297)
(718)
(453)
(586)
(194)
(81.294)
(241.265)
31/12/2015
Custo de
Despesas
Serviços
Operacionais
Prestados a
(*)
Terceiros
(35.983)
(35.983)
-
Custos e Despesas
Totais
(42.431)
(977)
(52.763)
(16.171)
(1.381)
(44.297)
(35.983)
(718)
(453)
(586)
(194)
(81.294)
(277.248)
166
Custo de
Operação
Pessoal
Material
Serviço de terceiros
Arrendamentos e aluguéis
Provisões líquidas
Construção
Perda de Crédito de ICMS
Taxa de fiscalização
Sobra/Perda de inventário
Perda na desativação de bens e direitos
Outros
Total
(29.1)
(29.2)
(29.3)
(29.4)
(29.5)
(29.6)
(17.145)
(851)
(23.285)
(12.656)
(766)
5.461
(644)
(251)
(584)
(3.614)
(54.335)
31/12/2014
Reapresentado (**)
Custo de
Serviços
Despesas
Prestados a
Operacionais
Terceiros
(22.885)
(237)
(25.433)
(1.606)
(445)
6.816
(46.926)
(1.428)
(299)
(14.454)
(46.926)
(59.971)
Custos e Despesas
Totais
(40.030)
(1.088)
(48.718)
(14.262)
(1.211)
12.277
(46.926)
(2.072)
(550)
(584)
(18.068)
(161.232)
(*) Em 2015 a Companhia implantou o novo Manual de Contas do Setor Elétrico –
MCSE, realizado a apurações dos custos comerciais em conjunto com os custos de
operação.
(**) Devido à implantação do MSCE, já citado a Companhia passou a apresentar
os custos com o combustível para a geração nos sistemas isolados, bem como a
sua recuperação para direitos de ressarcimentos para a nota de Custo com
Energia, esta reclassificação se faz necessária apenas para que os períodos
possam sem comparados.
29.1 Pessoal
O aumento sofrido na rubrica foi em função do reajuste salarial promovido pelo
acordo coletivo cujos efeitos foram a partir de maio de 2015. Outro motivo foi a
determinação judicial de concessão do benefício de formação do ensino superior
constante no acordo coletivo a todos os funcionários que requererem.
29.2 Serviço de Terceiros
O aumento evidenciado foi ocasionado pela manutenção dos serviços comerciais e
de manutenção de rede, a saber:
a)Contratação do CALL CENTER - no ano de 2014 os gastos começaram em maio
e neste ano o contrato está vigente em todos os meses.
b)Corte, Religação e Serviços Comerciais de custeio -Integração dos serviços de
plantão e de serviços comerciais de custeio em uma única contratação com
adequação no número de equipes para o atendimento multifuncional das
demandas no segundo semestre de 2014. Já no período de 2015, os serviços
estão vigentes em todos os meses, com ênfase para a intensificação dos serviços
de corte.
167
29.3 Depreciação e amortização
A despesa com depreciação aumentou em função do aumento de obras
adicionadas em 2015.
29.4 Provisões Líquidas
Abaixo detalhamento das Provisões e Reversões:
PCLD - Consumidores e revendedores
Depósitos vinculados
Valor recuperável de ativos
Contingências
Outros
Total
a)
b)
c)
d)
Provisões Líquidas Provisões Líquidas
31/12/2015
31/12/2014
(5.810)
414
5.422
(39.972)
4.873
(2.042)
(927)
3.527
2.495
(44.297)
12.277
a) PCLD – Consumidores e revendedores - Em janeiro de 2014 houve a troca
de sistemas operacionais de faturamento, cuja baixa de perdas foi feita
automaticamente. Assim, naquele período houve uma reversão de PCLD
em função da retirada de muitos consumidores da condição de devedores.
A variação apresentada no exercício corrente se refere aos saldos de contas
de clientes em aberto, que são consideradas de recebimento duvidoso pela
Companhia. Adicionalmente, o aumento identificado no período
compreendido no trimestre em análise se refere ao parcelamento de
débitos junto ao poder público estadual cujo parcelamento pela regra de
reversão só poderá ser realizado após a quitação da quarta parcela.
b) Depósitos Vinculados – A companhia realizou em 2013 o provisionamento
saldo de bloqueios judiciais, em 2014 houve a identificação de perda de
parte destes montante provisionados o que foi revertido da provisão e
baixados para perda com contingências passivas, neste exercício não houve
movimentação na provisão, porém a Companhia pretende finalizar a
revisão dos valores provisionados em 2016, com o auxílio bancário por
meio de convenio estabelecido para identificação destes depósitos e
bloqueios.
c) Valor recuperável de ativos -A companhia realizou teste de Impairment
para análise da recuperação dos investimentos, por meio do método de
fluxo de caixa descontado. Dentre as premissas estabelecidas destacam-se
o período estabelecido para o teste que devido a prorrogação da decisão de
renovar a concessão da Companhia para até junho de 2016, o prazo foi até
junho de 2017 e o estabelecimento de crescimento de mercado menor que
o historicamente identificado para a área de concessão em 3%, devido à
conjuntura atual da economia.
168
d) Contingências – houve aumento identificado nas provisões de contingências
trabalhistas impulsionadas pelos processos dos ex-funcionários que
optaram pelo Programa Incentivo ao Desligamento – PID.
29.5 Custo de Construção
O aumento do custo de construção é em função do aumento do volume de obras
em curso ser maior em 2015 do que em 2014.
29.6
Outros
Os principais impactos apresentados nesta rubrica foram:
a) Glosa por Consumo Específico CCC - RES 427, em R$ 22.526
Em 11/2/2011, mediante a Resolução Normativa n° 427, a ANEEL estabeleceu os
procedimentos para planejamento, formação, processamento e gerenciamento da
CCC, mantendo os mesmos limites de consumo específico de combustíveis da
REN n° 350/2009.
A Resolução Normativa nº 427/2011 estabeleceu limites de consumo específico de
combustíveis para as usinas termelétricas beneficiárias da CCC, de modo que a
quantidade de combustível consumida acima da respectiva referência (a depender
do tipo e do tamanho da usina) passou a ser não reembolsável pela Conta.
Segundo a norma, até que os limites definitivos entrassem em vigor, haveria um
período de transição cujos limites foram estabelecidos de forma progressiva em
cada um dos três anexos, sendo que o primeiro deles com limites válidos a partir
da data de publicação da Resolução, em 11/3/2011, o segundo, com limites
aplicáveis a partir de 1º/1/2012, e o terceiro, com limite definitivo, válido a partir
de 1º/1/2014.
Em 26/1/2015, mediante a Carta nº DR 005/2015, a Companhia solicitou que a
ANEEL flexibilizasse a aplicação dos limites de consumo específico da REN n°
427/2011 pelos valores verificados nas UTE localizadas nos seus sistemas
isolados, em função da proximidade da interligação ao SIN de parte das
localidades e da contratação de novos agentes vendedores de energia na
modalidade de leilão, e reiterou o pedido em 3/3/2015, mediante a Carta nº DRB
025/2015.
A ANEEL, por meio da Nota Técnica n° 097/2015-SRG/ANEEL de 10 de setembro
de 2015,recomendou que sejam adotados como limites de consumo específico de
combustíveis para fins de reembolso pela CCC, a partir de 1°/1/2014 e até o
início do faturamento dos novos contratos de compra de energia, os valores
constantes do anexo II da Resolução Normativa n° 427/2011.
169
Diante da manifestação dos técnicos do Órgão Regulador, que é aderente a
pleitos concedidos a outras companhias, nota-se que é provável a baixa desses
valores que se encontram ativados como Direito de Ressarcimento, a ser
transferido contabilmente para uma conta de resultado,sob o título de outras
despesas.
b) Glosa por Fator de Corte – CCC, em R$ 2.134.
A ANEEL instituiu o Fator de Corte de Perdas Regulatórias (fc), a ser considerado
no cálculo dos reembolsos mensais da Conta de Consumo de Combustíveis das
concessionárias de distribuição beneficiárias. Para a Companhia, o percentual
estabelecido foi de 0,982 conforme tabela constante no despacho nº 1.583 de 18
de maio de 2015. Os efeitos são aplicáveis aos reembolsos das competências de
janeiro a dezembro de 2015.
Este despacho que regulamentou a aplicação do desconto provocou o
reprocessamento de todos os reembolsos, de todas as concessionárias relatadas
no mesmo.Assim, no mês de outubro a Companhia recebeu as novas planilhas
que apresentaram as glosas até o mês de julho, bem como a estimativa dos
meses de agosto e setembro, ainda não processados pelo Fundo CCC.
c) Devolução Óleo CCC - RES 427 em R$ 23.204 (efeito exclusivo do ano de
2015, podendo sofre variações apenas ao final do período em função do
preço do óleo)
A ANEEL, por meio do Despacho 758/2015, determinou a Reposição à Conta de
Consumo de Combustíveis - CCC dos valores correspondentes aos combustíveis
consumidos acima dos limites estabelecidos pelo GTON/Eletrobrás e aprovados
pela ANEEL ou extraviados dos estoques das Concessionárias, em face de perdas
no processo produtivo.
A Companhia obteve o direito de manifestação no início de 2014 e em agosto de
2014, após o prazo de manifestações, o quantitativo foi fixado, tramitando na
ANEEL até que o despacho foi publicado em março de 2015.
Como o montante era em litros de combustível, os valores que seriam
descontados foram apresentados nas apurações do reembolso de abril a julho,
cujas planilhas foram recebidas somente no mês de outubro, impossibilitando seu
reconhecimento imediatamente à publicação do Despacho.Os valores a serem
descontados sofrerão variações, tendo em vista que o preço determinado pela
ANEEL, é o preço do mês de reembolso.
Para chegar ao valor fixo de desconto, o despacho determinou que os
pagamentos ou recebimentos dos valores correspondentes aos combustíveis
fósseis determinados na razão de 10% do valor médio de reembolso mensal da
beneficiária nos últimos 12 meses ou se o período de reembolso assim calculado
170
exceder 36 meses, em montantes iguais distribuídos ao longo de 36 parcelas
mensais.
30. Resultado financeiro
Receita de aplicações financeiras
(30.1)
31/12/2015
1.088
31/12/2014
1.233
Acréscimo moratório sobre energia vendida
(30.2)
4.790
12.888
Variação monetária ativa
(30.3)
30.053
13.007
35.931
27.128
Encargos de dívidas
(30.4)
(33.779)
(20.844)
Variações monetárias passivas
(30.5)
(62.581)
(48.211)
Outras despesas financeiras
(30.6)
(7.941)
(17.480)
(104.301)
(86.535)
(68.370)
(59.407)
30.1 Variações Monetárias Ativas
As variações monetárias ativas referem-se às atualizações de contratos de
parcelamentos de energia elétrica de consumidores e depósitos judiciais.
30.2 Acréscimo moratório sobre energia vendida
Esta rubrica foi impactada em 2014 por reclassificações contábeis ocorridas em
função da implantação do sistema comercial no início do ano, em 2015 a variação
apresentada está equivalente aos anos anteriores a 2014.
30.3 Variação monetária ativa
O principal efeito na rubrica refere-se à atualização pela SELIC dos créditos junto
a CCC não repassados à Companhia até novembro de 2014, por força da Portaria
Interministerial 652/14 e atualização pelo IPCA dos créditos junto ao fundo CCC
correspondentes a valores não compensados de ICMS, do PIS/PASEP e da COFINS
normatizado pela Resolução Normativa ANEEL nº 597, de 17 de dezembro de
2013, os valores estão atualizados até 31 de dezembro de 2015, cujo montante é
de R$ 13.627.
30.4 Encargos de dívidas
O aumento das despesas com encargos de dívidas foi provocado pelo aumento
dos indicadores Selic e CDI, que influenciam nos maiores valores dos contratos de
financiamento de Recursos Ordinários, adicionalmente, a Companhia repactuou os
encargos dos empréstimos provenientes de Recursos Ordinários.
30.5 Variações monetárias passivas
A variação ocorrida na rubrica foi em função do reconhecimento das atualizações
junto ao fornecedor Petrobras, sobre os montantes do parcelamento firmado em
31/12/2014, cujo pagamento realizar-se-á em 120(cento e vinte) parcelas, bem
como a atualização a dívida corrente acumulada no período de dezembro a junho
171
de 2015. Durante o exercício de 2015 foram quitadas 11 parcelas do contrato de
parcelamento.
31.
Gestão de Risco Financeiro
31.1 Fatores de risco financeiro
a) Risco de crédito
A política da Companhia considera o risco de crédito a que está disposta a se
sujeitar no curso de seus negócios, bem como no acompanhamento dos prazos
concedidos. São procedimentos adotados a fim de minimizar eventuais problemas
de inadimplência em contas a receber de clientes.
A Companhia não realiza análise de crédito previamente ao início do fornecimento
de energia, pois como distribuidora de energia elétrica, é regida por contrato de
concessão, bem como pela regulamentação do setor elétrico é obrigada a fornecer
energia a todos os clientes localizados na sua área de concessão.
Para recuperação da inadimplência a Companhia atua por meio de:
i. Programas de renegociação dos débitos pendentes;
ii. Negativação de clientes em empresas de proteção ao crédito;
iii. Suspensão do fornecimento de energia elétrica, em conformidade com a
regulamentação vigente;
iv. Contratação de empresa especializada na cobrança de contas em atraso e
v. Cobrança judicial.
b) Risco de liquidez
É o risco da Companhia não dispor de recursos líquidos suficientes para honrar
seus compromissos financeiros, em decorrência de descompasso de prazo ou de
volume entre os recebimentos e pagamentos previstos. Para administrar a
liquidez do caixa são estabelecidas premissas de desembolsos e recebimentos
futuros, sendo monitoradas diariamente pela Diretoria financeira.
Os eventuais saldos de caixa auferidos pela Companhia, além dos programados
para administração do capital circulante, é transferido para contas correntes com
incidência de juros, depósitos a prazo e depósitos de curto prazo, escolhendo
instrumentos dentro das limitações legais que requer a concessão, com
vencimentos apropriados ou liquidez suficiente para fornecer margem, conforme
determinado pelas previsões acima mencionadas.
Abaixo, divulgação do quadro que são os fluxos de caixa não descontados
contratados da conta de fornecedores, encargos setoriais e financiamentos e
empréstimos:
172
Menos de 1
ano
Fornecedores e outras obrigações, incluindo obrigações legais
Financiamentos e Empréstimos
249.618
80.553
Menos de 1
ano
110.028
31.832
Entre 1 e 2
anos
256.159
44.915
Entre 1 e 2
anos
236.181
25.395
Entre 2 e 5
anos
25.711
157.741
Entre 2 e 5
anos
5.398
176.336
c) Política de gestão de riscos financeiros
A Administração da Companhia privilegia liquidez e segurança, seguindo as
diretrizes da política de risco e aplicações financeiras, aprovadas pelo Conselho de
Administração.
31.2 Fatores de risco de mercado
Risco com taxa de juros - O risco associado é oriundo da possibilidade da
Companhia incorrer em perdas por causa de flutuações nas taxas de juros que
aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos e financiamentos.
Esse risco é mitigado pelo fato da Companhia concentrar a captação de seus
empréstimos com a Eletrobrás, a juros fixos, conforme divulgado na Nota 18.
31.3 Gestão de risco de capital
Os objetivos da Companhia ao administrar seu capital são os de salvaguardar a
capacidade de continuidade da Companhia para oferecer retorno aos acionistas e
benefícios às outras partes interessadas, além de perseguir uma estrutura de
capital ideal para reduzir esse custo. As aquisições e vendas de ativos financeiros
são reconhecidas na data de negociação.
Para manter ou ajustar a estrutura do capital, a Companhia pode rever a política
de pagamento de dividendos, devolver capital aos acionistas ou, ainda, emitir
novas ações ou vender ativos para reduzir, por exemplo, o nível de
endividamento.
Condizente com outras companhias do setor, a Companhia monitora o capital com
base no índice de alavancagem financeira. Esse índice corresponde à dívida
líquida dividida pelo capital total. A dívida líquida, por sua vez, corresponde ao
total de empréstimos (incluindo empréstimos de curto e longo prazo, conforme
demonstrado no balanço patrimonial), subtraído do montante de caixa e
equivalentes de caixa. O capital total é apurado através da soma do passivo a
descoberto, conforme demonstrado no balanço patrimonial, com a dívida líquida.
173
31/12/2015
283.209
466.901
137.252
887.362
31/12/2014
233.563
328.006
124.079
685.648
Menos: caixa e equivalentes de caixa
Direito de Ressarcimento
(18.501)
(325.029)
(343.530)
(22.104)
(286.046)
(308.150)
Dívida Líquida
Total do patrimônio Líquido
Total do Capital
Índice de alavancagem financeira - %
543.832
(129.683)
414.149
131,31%
377.498
54.906
432.404
87,30%
Total dos empréstimos
Fornecedores
a) Estimativa do valor justo dos instrumentos financeiros
Pressupõe-se que os saldos das contas a receber de clientes, menos a PCLD, e
contas a pagar aos fornecedores, pelo valor contábil, esteja próxima de seus
valores justos.
O valor justo dos passivos financeiros, para fins de divulgação, é estimado
mediante o desconto dos fluxos de caixa contratuais futuros pela taxa de juros
vigente no mercado, que está disponível para a Companhia para instrumentos
financeiros similares.
A Companhia usa a seguinte hierarquia para determinar e divulgar o valor justo
de instrumentos financeiros pela técnica de avaliação:
ATIVOS FINANCEIROS
Circulante/Não Circulante
Empréstimos e Recebíveis
Caixa e Equivalentes a Caixa
Clientes
Direito de ressarcimento
31/12/15
Nível 1
-
478.939
-
Mensurados a custo Amortizado
Fornecedores
Nível 1
-
Nível 2
18.647
112.832
286.046
-
417.525
-
Nível 3
-
-
303.125
-
-
314.203
-
-
303.125
-
-
314.203
-
9.547
-
-
-
5.850
-
-
-
9.547
-
-
5.850
-
-
PASSIVOS FINANCEIROS
Circulante/Não Circulante
31/12/14
Nível 3
14.950
138.960
325.029
Disponível para venda
Ativo Financeiro - Concessões
Ativos ao valor justo por meio do resultado
Aplicações Financeiras
Títulos e Valores Mobiliários
Nível 2
31/12/14
Nível 1
Nível 2
31/12/14
Nível 3
283.209
506.192
-
789.401
-
Nível 1
-
Nível 2
233.563
351.607
-
585.170
-
Nível 3
-
174
Os ativos e passivos financeiros registrados a valor justo foram classificados e
divulgados de acordo com os níveis a seguir:
Nível 1 – preços cotados (não ajustados) em mercados ativos, líquidos e
visíveis para ativos e passivos idênticos que estão acessíveis na data de
mensuração;
Nível 2 – preços cotados (podendo ser ajustados ou não) para ativos ou
passivos similares em mercados ativos, outras entradas não observáveis
no nível 1, direta ou indiretamente, nos termos do ativo ou passivo, e
Nível 3 – ativos e passivos cujos preços não existem ou que esses preços
ou técnicas de avaliação são amparados por um mercado pequeno ou
inexistente, não observável ou ilíquido. Nesse nível a estimativa do valor
justo torna-se altamente subjetiva.
O valor justo dos instrumentos financeiros negociados em mercados ativos (como
títulos mantidos para negociação e disponíveis para venda) é baseado nos preços
de mercado, cotados na data do balanço. Um mercado é visto como ativo se os
preços cotados estiverem pronta e regularmente disponíveis a partir de uma
Bolsa, distribuidor, corretor, grupo de indústrias, serviço de precificação, ou
agência reguladora, e aqueles preços representam transações de mercado reais e
que ocorrem regularmente em bases puramente comerciais.
O preço de mercado cotado utilizado para os ativos financeiros mantidos pela
Companhia é o preço de concorrência atual. Esses instrumentos estão incluídos
no Nível 1. Os instrumentos incluídos no Nível 1 são classificados como títulos
para negociação ou disponíveis para venda.
O valor justo dos instrumentos financeiros que não são negociados em mercados
ativos (por exemplo, derivativos de balcão) é determinado mediante o uso de
técnicas de avaliação. Essas técnicas de avaliação maximizam o uso dos dados
adotados pelo mercado onde está disponível e confiam o menos possível nas
estimativas específicas da entidade. Se todas as informações relevantes exigidas
para o valor justo de um instrumento forem adotadas pelo mercado, o
instrumento estará incluído no nível 2.
Se uma ou mais informações relevantes não estiver baseada em dados adotados
pelo mercado, o instrumento estará incluído no nível 3.
Técnicas de avaliação específicas utilizadas para valorizar os instrumentos
financeiros incluem:

Preços de mercado cotados ou cotações de instituições financeiras ou
corretoras para instrumentos similares.
175



O valor justo de swaps de taxa de juros é calculado pelo valor presente dos
fluxos de caixa futuros estimados com base nas curvas de rendimento
adotadas pelo mercado.
O valor justo dos contratos de câmbio futuros é determinado com base nas
taxas de câmbio futuras na data do balanço, com o valor resultante
descontado ao valor presente.
Outras técnicas, como a análise de fluxos de caixa descontados, são
utilizadas para determinar o valor justo para os instrumentos financeiros
remanescentes.
Análise de sensibilidade de ativos e passivos financeiros:
Instrumentos Financeiros
Valor
31/12/15
Índice em
31/12/15
% a.a
Cenário I
(-25%)
Índice
Cenário I
(-50%)
Índice
Cenário I
(-25%)
Valor
Cenário I
(-50%)
Valor
ATIVOS
Aplicações Financeiras
9.547
12,795
9,60
6,3975
7.160
4.774
Empréstimos e Financiamentos (por indice)
RGR (JUROS DEFINIDOS)
19.923
RO (SELIC)
98.548
CDI-CETIP
132.524
IPCA
32.214
283.209
10,54
14,15
13,18
10,67
7,91
10,61
9,89
8,00
5,27
7,075
6,59
5,335
14.942
73.911
99.393
24.161
212.407
9.962
49.274
66.262
16.107
141.605
PASSIVOS
32.
Instrumentos financeiros por categoria
A Companhia não opera com instrumentos financeiros derivativos (especulativos
ou não especulativos).
A Companhia opera com diversos instrumentos financeiros, dentre os quais se
destacam: disponibilidades, incluindo aplicações financeiras, contas a receber de
clientes, ativo financeiro indenizável (concessão), contas a pagar a fornecedores e
empréstimos e financiamentos que se encontram registrados em contas
patrimoniais, por valores compatíveis de mercado em 31 de dezembro de 2015 e
2014.
176
31 de dezembro de 2015
Ativos, conforme balanço patrimonial
Caixa e equivalentes de caixa (exceto aplicações)
Títulos e Valores Mobiliários
Clientes e demais contas a receber incluindo pagamentos antecipados
Ativo financeiro - concessões de serviços públicos
Total
Passivo, conforme balanço patrimonial
Empréstimos e Financiamentos
Empréstimos e
Recebíveis
8.954
138.960
325.029
472.943
Valor justo por meio
do resultado
9.547
9.547
Disponível para
venda
303.125
303.125
Outros Passivos
Financeiros
283.209
137.252
506.192
926.653
Empréstimos e
Recebíveis
Valor justo por
meio do resultado
Disponível para
venda
Ativos, conforme balanço patrimonial
Caixa e equivalentes de caixa (exceto aplicações)
Clientes e demais contas a receber incluindo pagamentos antecipados
Ativo financeiro - concessões de serviços públicos
Total
18.647
112.832
286.046
417.525
5.850
5.850
314.203
314.203
Outros Passivos
Financeiros
Passivo, conforme balanço patrimonial
Empréstimos e Financiamentos
33.
233.563
124.079
351.607
709.249
Imposto de Renda Pessoa Jurídica e Contribuição Social sobre Lucro
Líquido
A tributação sobre o lucro compreende o imposto de renda e a contribuição social.
O imposto de renda é computado sobre o lucro tributável na alíquota de 15%,
acrescido do adicional de 10% para os lucros que excederem R$ 240 mil no
período de 12 meses, enquanto que a contribuição social é calculada à alíquota de
9% sobre o lucro tributável reconhecido pelo regime de competência.
As inclusões ao lucro contábil de despesas, temporariamente não dedutíveis, ou
exclusões de receitas, temporariamente não tributáveis, consideradas para
apuração do lucro tributável corrente, geram créditos ou débitos tributários
diferidos. As antecipações, quando aplicáveis, ou valores passíveis de
compensação são demonstradas no ativo circulante, ou não circulante, de acordo
com a previsão de sua realização.
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 nº 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 Pessoa Jurídica e a
legislação sobre a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido. A referida legislação
foi regulamentada pela Instrução Normativa (IN) n° 1.515/2014.
177
A Companhia apurou prejuízo contábil no exercício.A apuração do lucro real com
as devidas adições e exclusões, permitidas pela legislação tributária, resultou em
prejuízo fiscal e, consequentemente, não há apuração do Imposto de Renda da
Pessoa Jurídica - IRPJ e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL,
conforme apresentado abaixo:
31/12/2015
(184.771)
31/12/2014
25.930
(184.771)
21.057
(+) Total de Adições
95.528
55.532
PROV. NÃO DEDUTÍVEL
PDD
Impairment
5.471
35.133
54.924
5.366
50.166
(-)Total das exclusões
(40.732)
(79.861)
Reversão das prov. Não dedutiveis
PDD
Reversão VNR BRR- AF
(3.429)
(11.429)
(25.874)
(4.338)
(75.523)
-
54.796
(24.329)
(129.975)
(3.272)
-
-
(129.975)
(3.272)
Lucro/Prejuízo do Período
Prejuízo após os ajustes Regulatórios
(=) Efeito Adição/Exclusão
Prejuízo antes da Compensação de Prejuízos Fiscais
(-) Compensações
Lucro/Prejuízos Fiscais do Período
Encontram-se registrados, na Parte “B” do Livro de Apuração do Lucro Real –
LALUR, prejuízos fiscais, sem prazos de prescrições, compensáveis com lucros a
serem auferidos futuramente, conforme legislação vigente.
A Companhia tem, ao longo dos anos, apurado valores decorrentes de Base de
Cálculo Negativa de Contribuição Social sobre o Lucro Líquido.
Abaixo está demonstrada a posição desses créditos:
31/12/2015
31/12/2014
Prejuízos Fiscais
389.844
259.574
Base Negativa de Contribuição Social
481.003
350.733
Devido ao histórico de resultados negativos da Companhia não foi constituído
crédito tributário.
178
34.
Seguros
As apólices de seguros dos bens patrimoniais, veículos e vidas da Companhia
seguem especificamente a política de Gerenciamento de Seguros definida por sua
Administração, visando à contratação de coberturas securitárias adequadas, em
conformidade com as normas estabelecidas pelas Leis 8.666/93, 8.987/95,
10.520/02, Decreto 5.450/05 e demais legislações aplicáveis. Seguem as
modalidades contratadas:
•
Veículos – o Seguro da frota de veículos da Companhia estão cobertos pela
apólice nº. 0531 73 448874 – da Porto Seguro, vigente até 20/01/2017. A apólice
tem as seguintes coberturas: cobertura compreensiva (colisão, incêndio, roubo e
Furto – total e parcial); valor de mercado – 100% da tabela Fipe; danos a
terceiros: danos materiais, danos corporais, acidentes pessoais por passageiros
(morte e invalidez); vidros completos (para-brisa, vidro traseiro, vidros laterais,
retrovisores, faróis e lanternas); carro reserva por 07 (sete) dias; assistência 24
horas (reboque) e chaveiro.
•
O Seguro de Vida em Grupo– seguro contratado para os empregados,
jovens aprendizes e estagiários da Companhia. A seguradora contratada é a
Companhia de Seguros Previdência do Sul. O contrato estará vigente até
26/02/2016. O seguro foi contratado através de dois Planos: 1 (apólice nº
555.93.9.00000412) – Empregados e Jovens Aprendizes: morte natural – 100%
do capital segurado; indenização especial por acidente (morte acidental);
invalidez permanente, total ou parcial por acidente; invalidez funcional
permanente por doença – 100% do capital segurado. 2 (apólice nº
555.82.9.00000210) – Estagiários: morte acidental; invalidez permanente, total
ou parcial, por acidente; e DMHO – despesas médicas e odontológicas.
•
Seguro de Bens Patrimoniais – os bens patrimoniais estão cobertos pela
apólice nº 000000549, na modalidade de riscos nomeados – da Seguradora
Aliança do Brasil Seguros S/A, vigente até 25/02/2016. As coberturas contratadas
são: incêndio; queda de raio; explosão de qualquer natureza; vendaval/fumaça;
danos elétricos; roubo de bens; equipamentos eletrônicos.
Abaixo quadro de detalhamento:
179
Seguro Operacional
Ramo:
Limite máximo de Indenização seção I:
Limite máximo de Indenização seção II:
Vigência:
Riscos Nomeados
R$ 12.484 mil
R$ 26.966 mil
25/02/2015 a 25/02/2016
Riscos Nomeados
Prêmio
Bens Assegurados - Seção I
(lojas de atendimento, escritórios
administrativos e almoxarifados)
Edificações, equipamentos,
escritórios e mercadorias
Bens Assegurados - Seção II
(Sistemas operacionais abrangendo
subestações)
Edificações, equipamentos,
eletrônicos e danos elétricos
Bens Assegurados - Seção I e II
R$
171.567,97
Outros Seguros
Riscos
Data da Vigência
Importância Assegurada
Veículos
Bens Patrimoniais
Seguro de Vida
20/01/2016 a 20/01/2017
25/02/2015 a 25/02/2016
26/02/2015 a 26/02/2016
100% tabela FIPE
R$ 39.450 mil
408 vidas
35. Remuneração a empregados e dirigentes
O comportamento da remuneração dos empregados
demonstrado a seguir:
e
31/12/2015
dirigentes
está
31/12/2014
Empregados
Maior remuneração
Menor remuneração
Salário médio
Remuneração média
32.977
1.683
3.544
5.919
25.000
1.938
3.223
5.237
Dirigentes
Honorário Conselho
Honorário Diretor Presidente
2.480
24.803
2.303
23.034
Os valores pagos a dirigentes se referem ao conselho fiscal, conselho de
administração e um diretor colaborador, visto que a partir do exercício social de
2009, a Companhia teve a estrutura de gestão alterada, de forma centralizada,
ficando a remuneração dos demais dirigentes, absorvida pela Diretoria de
Distribuição da Eletrobras, para os períodos comparados, os gastos com salários à
empregados estão apresentados na nota 29 e de honorários com os dirigentes,
conselheiros fiscais e de Administração foram de R$ 651,4 em 2014 e R$ 651,9
em 2015.
180
36.
Transações com partes relacionadas
A Companhia efetuou transações com as seguintes partes relacionadas.
Parte Relacionada
Amazonas Energia
Ceron
Eletrobras
Eletrobras
Eletrobras
Eletronorte
Eletronorte
Furnas
Eletronuclear
Eletrosul
Chesf
37.
Natureza da Operação
Ativo(Passivo)
Receita (Despesa)
5.960
4.077
Suprimento de energia
36
Devedores diversos e despesas antecipadas
(283.209)
(33.779)
Empréstimos, financiamentos e encargos
(12.787)
(1.591)
Adiantamento para Aumento de Capital
294
(105)
(4.317)
Suprimento de energia e encargos da rede de transmissão
123
(1.159)
(21.104)
(489)
(5.864)
Quotas de Angra I
(35)
(3.943)
Chesf
Revisão e Reposicionamento Tarifário
37.1 Revisão Tarifária Extraordinária
Entre os meses de dezembro de 2014 e fevereiro de 2015, diversas distribuidoras
solicitaram que a ANEEL instaurasse processo administrativo para analisar a
existência de desequilíbrio econômico e financeiro de seus contratos de
concessão. No total, 62 concessionárias de distribuição de energia elétrica
apresentaram pleito de Revisão Tarifária Extraordinária – RTE.
Isso ocorreu em virtude de uma série de eventos que impactaram ou iriam
impactar sobremaneira os custos das distribuidoras, não previstos nas tarifas de
energia elétrica, tais como: os custos com Exposição Involuntária ao Mercado de
Curto Prazo (MCP), risco hidrológico dos Contratos de Cota de Garantia Física
(CCGF), Encargo de Serviço do Sistema (ESS), tarifa de Itaipu, preço do 14º
leilão de energia existente e do 18º leilão de ajuste e quota de CDE do ano de
2015.
Esses eventos conduziram a um desequilíbrio econômico e financeiro do Contrato
de concessão de distribuição, e que foram suficientes para motivar uma revisão
tarifária extraordinária das tarifas, com base no que prevê esses mesmos
contratos e a Lei Geral de Concessões, Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
37.2 Reposicionamento tarifário
181
Os contratos de concessão firmados entre as distribuidoras de energia elétrica e a
União, por intermédio da ANEEL, estabelece que anualmente deve ocorrer uma
atualização do valor da energia paga pelo consumidor. Essa atualização, em
função da metodologia estabelecida pela ANEEL, pode ser positiva ou negativa e
ocorre anualmente, na data de aniversário da distribuidora.
Segundo o contrato de concessão, a receita da concessionária é dividida em duas
parcelas: A e B. A parcela A, anteriormente era responsável em média por cerca
de 70% do valor da tarifa, são relacionados os custos considerados não
gerenciáveis pela distribuidora, ou seja, custos que independem de controle direto
da Companhia, tais como a energia comprada para revenda aos consumidores e
os encargos e tributos legalmente fixados. Atualmente essa parcela envolve cerca
de 80%, dado ao volume do encargo Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
que aumentou sua participação a partir de 2014.
Na parcela B, que representa cerca de 20% do valor da tarifa, são computados os
custos chamados de gerenciáveis. São aqueles que a Companhia tem controle
direto e melhor capacidade de administrá-los, tais como custos de pessoal, custos
de material e outras atividades vinculadas diretamente à operação e manutenção
dos serviços de distribuição, custos de depreciação e a remuneração dos
investimentos realizados para o atendimento do serviço.
A ANEEL, cumprindo o que prevê o contrato, reposicionou em 2015 os preços das
tarifas de energia aplicada aos consumidores atendidos pela Companhia. O índice
foi calculado pela agência e homologado mediante a Resolução Homologatória nº
1.988 publicada no dia 24 de novembro de 2015. As tarifas foram reposicionadas
em 37,16%, sendo 26,16% referentes ao reajuste tarifário anual econômico e
11,00% relativos aos componentes financeiros.
RICARDO ALEXANDRE XAVIER GOMES
Diretor Presidente
182
PAULO ROBERTO DOS SANTOS SILVEIRA
Diretor Financeiro
LUIZ ARMANDO CRESTANA
Diretor Comercial
PEDRO MATEUS DE OLIVEIRA
Diretor de Planejamento e Expansão
LUÍS HIROSHI SAKAMOTO
Diretor de Gestão
NELISSON SERGIO HOEWELL
Diretor de Assuntos Regulatórios e Projetos Especiais
HUDSON BARROSO LIMA
Contador CRC/AC 001248-O
183

Relatório de Gestão - Eletrobras Distribuição Acre

Transcrição

Documentos relacionados

Lei 597 - Assembleia Legislativa do Acre

Operação na Penal flagra maconha e cocaína em

Modelo de Parecer do Conselho Fiscal

Bandidos levam mais de Correios de Assis Brasil

Ofício nº /2008/GAB/ETF/BSB

Mudança Climáticas e REDD

TRABALHO EM EQUIPE – INTRODUÇÃO À ENGENHARIA 1. Como

Title – Times New Roman 28pt, Line spacing 28pt Title 2 – Times

CONDIÇÕES FINANCEIRAS DA PRELAZIA O Acre, segundo os

Confira o resultado completo