Demonstrações financeiras 31.12.2014_2013

Transcrição

Duke Energy International,
Geração Paranapanema S.A.
Demonstrações financeiras em
31 de dezembro de 2014 e 2013
e Relatório dos auditores independentes
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
Sumário
RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES
FINANCEIRAS ...................................................................................................................................... 4
RELATÓRIO ANUAL DA ADMINISTRAÇÃO 2014............................................................................. 2
BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 E 2013 .......................................... 22
DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ............................................................................................. 23
DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ABRANGENTE .................................................................. 24
DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO .............................................. 25
DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA ................................................................................ 26
DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO ............................................................................... 27
NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO ÀS DEMONSTRAÇÕES
FINANCEIRAS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 E DE
2013 .................................................................................................................................................. 28
1.
INFORMAÇÕES GERAIS ........................................................................................................ 28
2.
RESUMO DAS PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTÁBEIS E APRESENTAÇÃO DAS
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS - DFP ......................................................... 28
2.1. Base de preparação ................................................................................................................ 28
2.2. Caixa e equivalentes de caixa ............................................................................................... 29
2.3. Instrumentos financeiros ....................................................................................................... 29
2.4. Contas a receber de clientes ................................................................................................. 31
2.5. Estimativa para créditos de liquidação duvidosa - Impairment ......................................... 31
2.6. Estoques .................................................................................................................................. 31
2.7. Despesas pagas antecipadamente ....................................................................................... 31
2.8. Serviços em curso .................................................................................................................. 32
2.9. Ativos intangíveis ................................................................................................................... 32
2.10. Imobilizado............................................................................................................................... 32
2.11. Impairment de ativos não financeiros .................................................................................. 34
2.12. Fornecedores e outras contas a pagar ................................................................................. 34
2.13. Debêntures............................................................................................................................... 34
2.14. Provisões ................................................................................................................................. 35
2.15. Imposto de renda e contribuição social correntes e diferidos .......................................... 35
2.16. Benefícios a empregados....................................................................................................... 36
2.17. Capital Social ........................................................................................................................... 37
2.18. Reconhecimento da receita ................................................................................................... 37
2.19. Distribuição de dividendos e Juros sobre Capital Próprio – JSCP ................................... 38
2.20. Demonstrações de valor adicionado .................................................................................... 38
3.
ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTÁBEIS CRÍTICOS ................................................. 38
3.1. Estimativas e premissas contábeis críticas ......................................................................... 38
3.2. Novas normas, alterações e interpretações de normas ..................................................... 39
4.
GESTÃO DE RISCOS DO NEGÓCIO ...................................................................................... 40
4.1. Fatores de risco financeiro .................................................................................................... 40
4.2. Gestão de capital .................................................................................................................... 42
4.3. Estimativa do valor justo........................................................................................................ 42
4.4. Outros riscos ........................................................................................................................... 42
5.
QUALIDADE DO CRÉDITO DOS ATIVOS FINANCEIROS .................................................... 43
6.
CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA .................................................................................... 43
7.
CLIENTES................................................................................................................................. 44
8.
TRIBUTOS A RECUPERAR / RECOLHER ............................................................................. 45
8.1. Imposto de renda e contribuição social diferidos ............................................................... 45
8.2. Benefício fiscal – Ágio incorporado ...................................................................................... 46
8.3. Demonstrações da apuração do imposto de renda e contribuição social ....................... 47
8.4 Lei 12.973/2014 ........................................................................................................................ 47
9.
DEPÓSITOS JUDICIAIS .......................................................................................................... 47
10. IMOBILIZADO .......................................................................................................................... 49
10.1. Custo atribuído no ativo imobilizado .................................................................................... 49
10.2. Taxas de depreciação ............................................................................................................. 50
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10.3. Bens vinculados à concessão ............................................................................................... 50
10.4. Contratos de Concessão ........................................................................................................ 50
10.5. Expansão 15% ......................................................................................................................... 50
10.6. Venda do Ativo – Pousada Salto Grande ............................................................................. 50
10.7. Análise de Impairment ............................................................................................................ 51
11. INTANGÍVEL ............................................................................................................................ 51
12. FORNECEDORES .................................................................................................................... 52
13. PARTES RELACIONADAS...................................................................................................... 53
13.1. Transações e saldos ............................................................................................................... 53
13.2. Contrato de desenvolvimento de projetos ........................................................................... 53
13.3. Remuneração do pessoal-chave da Administração ............................................................ 54
14. DEBÊNTURES ......................................................................................................................... 55
14.1. Composição e vencimento das debêntures ......................................................................... 55
14.2. Movimentação ......................................................................................................................... 56
14.3 Quinta emissão de debêntures .............................................................................................. 56
14.4 Covenants Financeiros........................................................................................................... 57
14.5 Covenants não financeiros .................................................................................................... 57
15. CIBACAP – CONSÓRCIO INTERMUNICIPAL DA BACIA CAPIVARA ................................. 58
16. PLANO DE PENSÃO E APOSENTADORIA ........................................................................... 58
16.1. Fundação CESP III .................................................................................................................. 60
16.2. Deliberação CVM 695/12 (CPC 33 (R1))................................................................................. 61
17. PROVISÕES PARA RISCOS FISCAIS, TRABALHISTAS E AMBIENTAIS .......................... 61
17.1. Provisões para riscos ficais, trabalhistas e ambientais ..................................................... 61
17.2. Contingências possíveis ........................................................................................................ 63
18. OBRIGAÇÕES ESPECIAIS ..................................................................................................... 65
19. ENCARGOS SETORIAIS ......................................................................................................... 65
20. PATRIMÔNIO LÍQUIDO ........................................................................................................... 66
20.1. Capital Social ........................................................................................................................... 66
20.2. Reservas de Capital ................................................................................................................ 68
20.3. Reservas de Lucros ................................................................................................................ 68
20.4. Dividendos e JSCP ................................................................................................................. 68
20.5. Pagamento baseado em ações .............................................................................................. 70
20.6. Ajustes de avaliação patrimonial .......................................................................................... 71
21. RECEITA LÍQUIDA................................................................................................................... 71
22. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS .............................................................................. 72
23. ENERGIA ELÉTRICA VENDIDA E COMPRADA E ENCARGOS DE USO DA REDE .......... 72
23.1. Energia elétrica vendida ......................................................................................................... 72
23.2. Energia elétrica comprada para revenda.............................................................................. 73
23.3. Encargos de uso da rede elétrica .......................................................................................... 73
24. RESULTADO FINANCEIRO .................................................................................................... 74
25. LUCRO POR AÇÃO ................................................................................................................. 75
26. INSTRUMENTOS FINANCEIROS ........................................................................................... 75
27. SEGUROS ................................................................................................................................ 76
PARECER DO CONSELHO FISCAL ................................................................................................. 77
DECLARAÇÃO DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO ................................................................. 78
DECLARAÇÃO DA DIRETORIA ........................................................................................................ 79
MEMBROS DA ADMINISTRAÇÃO .................................................................................................... 80
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Senhores acionistas e debenturistas,
A Administração da Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. tem a satisfação
de apresentar este Relatório Anual da Administração e as Demonstrações Financeiras relativas
ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2014, que são acompanhadas do Relatório dos
auditores independentes e Parecer do Conselho Fiscal.
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MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃO
O ano de 2014 ficará na memória como um dos mais difíceis para o setor elétrico brasileiro e
exemplo de como a Duke preparou-se para enfrentar cenários desafiadores. O período foi
marcado por uma das piores secas registradas no país, o que determinou restrições de
geração hidráulica, a principal fonte de energia elétrica do país. Essa condição foi agravada
pelas consequências das mudanças regulatórias iniciadas no final de 2012, desencadeando
uma crise financeira que chegou a colocar em risco a sobrevivência de algumas empresas do
setor.
Mesmo que nossa bacia hidrográfica tenha sido menos afetada, porque recebe contribuições
de regimes hidrológicos do Sul e do Sudeste, a característica do sistema de geração brasileiro
de operar como um condomínio significou que todas as geradoras foram igualmente
impactadas. Em todos os meses de 2014, a geração do Sistema Interligado Nacional (SIN)
ficou abaixo da garantia física das hidrelétricas, com GSF (Generation Scaling Factor) inferior a
1.
Para nós, na Duke, esse fator não correspondeu à perda de receita, que evoluiu 1,5%, para
R$ 1,4 bilhão, mas em outras geradoras significou importante impacto nos resultados. Nosso
desempenho reflete medidas conservadoras adotadas previamente, pois já vislumbrávamos o
cenário negativo de 2014. Assim, diminuímos o volume de energia contratada para termos mais
flexibilidade no enfrentamento de volatilidades típicas de momentos de crise.
O alto Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) que vigorou durante o ano, chegando ao
máximo de R$ 822,83/MWh, mostrou o acerto da estratégia de reduzir nossa exposição ao
mercado. Se tivéssemos comprometido toda nossa energia em contratos prévios, seríamos
obrigados a comprar a esse preço mais alto para entregar aos clientes. Apesar da medida que
permitiu mitigarmos o impacto da crise, ainda assim sofremos uma redução de 32% em nosso
lucro líquido, que totalizou R$ 286 milhões. Como boa noticia em meio à crise, nossos
contratos bilaterais apresentaram inadimplência zero, reflexo de uma boa carteira de clientes e
desempenho a comemorar em um ambiente de negócios tão desafiador.
Tivemos ainda uma queda na geração de caixa, com EBITDA de R$ 704 milhões, o que
significa uma redução de 23% sobre 2013. No entanto, nossos ratings de crédito foram
mantidos no nível Triple A. Essa condição possibilitou realizarmos uma emissão de debêntures
no valor de R$ 479 milhões, a taxas extremamente competitivas, de CDI + 0,89% ao ano e
IPCA + 7,01% ao ano com demanda superior à oferta inicial. Esses recursos foram utilizados
para alongamento de perfil e redução de custos de endividamento.
Mantivemos firme nossa estratégia amparada em seis conjuntos de iniciativas – excelência em
gestão e operacional, comercialização, crescimento, desenvolvimento de capital humano e
responsabilidade socioambiental – com metas condensadas em toda a companhia. Como
avanço, em 2014, definimos ajustes, correções necessárias e estabelecemos métricas
referentes a cada objetivo em uma visão de longo prazo, entendendo a sustentabilidade como
um aspecto que faz parte de todas essas frentes.
Dirigimos nosso foco para a qualidade da gestão. Demos continuidade à repotenciação da
Usina de Chavantes, que inclui a substituição das turbinas, o que possibilitará maior
rendimento e aumento da energia disponível no sistema. O foco na excelência operacional
levou a um alto desempenho dos nossos equipamentos, com disponibilidade de 91,45%.
A gestão dos nossos recursos humanos garantiu o sexto lugar no Great Place to Work. Pelo
décimo ano consecutivo, a Duke está entre as melhores empresas para trabalhar no Brasil, de
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forma alinhada aos nossos objetivos estratégicos de engajar os empregados e manter um alto
índice de clima organizacional.
Avançamos também em nosso relacionamento com as comunidades. Desenvolvemos 247
iniciativas voltadas à população de 74 municípios, impactando positivamente cerca de 80 mil
pessoas. Isso representa uma atuação em 96% de nossa área de influência na Região do
Paranapanema. Ainda em 2014, a nossa usina de Salto Grande foi a primeira do Brasil a ser
certificada com a norma ISO 16000 de responsabilidade social, uma forma de garantir que
nossos processos serão executados em conformidade com os mais elevados padrões
internacionais.
O ano também foi de comemoração. Celebramos 15 anos do início das operações da Duke
Energy no Brasil durante um encontro de negócios que bateu recorde de público, com a
presença de cerca de 550 pessoas, entre clientes, prospects, parceiros de negócios e
profissionais do setor elétrico, para uma reflexão sobre o cenário político, econômico e setorial
comandada pelo apresentador Jô Soares. O aniversário de 15 anos também foi celebrado com
o lançamento de um livro que reuniu 15 formadores de opinião do país discorrendo sobre 15
temas relevantes do atual cenário brasileiro, entre eles a jornalista Lucia Hippolito, o repórter
Maurício Kubrusly, a filósofa Viviane Mosé, o astronauta Marcos Pontes e o ex-piloto Emerson
Fittipaldi.
Na visão de curto prazo, a perspectiva de 2015 é de um ano ainda mais difícil para o setor
elétrico brasileiro. Continuamos preparados para enfrentar um aprofundamento da crise,
inclusive com medidas de restrição da demanda para que possa haver um equilíbrio na oferta
de energia em decorrência de continuidade de seca. Mas o cenário de médio e longo prazo é
favorável para o crescimento e, na Duke Energy, reunimos condições diferenciadas para
capturar essas oportunidades. Sinergia será a palavra-chave do ano. Temos cerca de 2,3 GW
de capacidade instalada e oito usinas para gerir, um portfólio extremamente saudável. E
contamos com uma robusta carteira de clientes e uma equipe excepcional de profissionais,
comprometidos em construir resultados que signifiquem criação de valor sustentável para
nossos acionistas e toda a sociedade.
Armando de Azevedo Henriques
Presidente
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PERFIL
A Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. é uma sociedade por ações de
capital aberto que atua na geração e comercialização de energia elétrica. Subsidiária e
principal investimento internacional da Duke Energy Corp - uma das maiores companhias
energéticas dos Estados Unidos, administra oito usinas hidrelétricas (UHE) instaladas no Rio
Paranapanema, com capacidade instalada de 2.241,3MW. Mantém sede administrativa na
capital paulista e emprega 322 colaboradores próprios no encerramento de 2014.
Opera suas usinas a partir de dois contratos de concessão assinados com a Agência Nacional
de Energia Elétrica (ANEEL). O primeiro, que abrange as unidades Jurumirim, Chavantes,
Salto Grande, Capivara, Taquaruçu e Rosana, tem prazo de 30 anos, a ser encerrado em
2029. Para as usinas Canoas I e Canoas II, operadas em sistema de consórcio com a
Companhia Brasileira de Alumínio (CBA), o prazo é de 35 anos, a se encerrar em 2033. Nesse
sistema compartilhado, cabe à CBA 50,3% da capacidade instalada, o que equivale ao volume
de 53,8MW médio. Com localização privilegiada, devido à influência dos regimes
hidrometeorológicos das Regiões Sul e Sudeste, a capacidade máxima de armazenamento de
energia nos reservatórios da companhia representa cerca de 6% do subsistema
Sudeste/Centro-Oeste.
Reconhecimentos
Entre os prêmios e reconhecimentos recebidos em 2014 pela companhia destacam-se: Great
Place to Work - 6ª melhor empresa para se trabalhar no país na categoria “Médias e
Pequenas Empresas Multinacionais”; Destaque entre uma das “50 Melhores Empresas
Psicologicamente Saudáveis", promovido pela revista Gestão e RH; Prêmio Benchmarking
Ambiental Brasil 2014 - com os projetos Circuito de Educação Ambiental, classificado na 7ª
posição, e Gibi – A Reprodução dos Peixes, classificado na 16ª colocação; 100+ Inovadoras
no Uso de TI, concedida pela revista IT Fórum; e Prêmio TOP de Marketing 2014 – com o
Case – Guia do Cliente Livre, Versão Digital. Informações mais detalhadas sobre os
reconhecimentos e prêmios obtidos no decorrer de 2014 estão disponíveis no website da
companhia, no endereço www.duke-energy.com.br - "Quem somos" - "Duke Energy Brasil" "Reconhecimentos e Prêmios".
GOVERNANÇA CORPORATIVA
A Companhia acredita que a adoção de práticas de governança corporativa são fundamentais
para que haja uma relação de confiança e transparência entre a Companhia e seus públicos de
interesse. O rígido cumprimento da legislação e a adoção de melhores práticas são marcas da
governança corporativa da Duke Energy. A Companhia mantém processos, sistemas
automatizados de controle e oferece treinamento aos seus profissionais sobre aspectos
relacionados à Proibição de Práticas de Corrupção no Exterior (lei norte-americana Foreign
Corrupt Practices Act – FCPA).
A Companhia procura seguir as práticas recomendadas pelo Instituto Brasileiro de Governança
Corporativa (IBGC), entre elas a contratação de empresa independente para avaliar seus
balanços e demonstrações financeiras e a fixação de atribuições e limites de poderes aos
diretores e demais executivos. O Código de Ética nos Negócios contém diretrizes relacionadas
ao comportamento esperado dos profissionais. Outra ferramenta é a Linha Ética, canal externo
de comunicação disponível 24 horas por dia para o recebimento de denúncias, sobre desvios
de comportamento, que podem ser feitas por telefone ou e-mail, com a garantia de anonimato.
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Por intermédio desse instrumento, os interessados também podem solicitar informações sobre
políticas e procedimentos da Companhia.
Estrutura organizacional
As instâncias permanentes de governança da Duke Energy são o Conselho de Administração e
a Diretoria-Executiva. O Conselho de Administração é constituído por cinco membros e
respectivos suplentes, sendo um integrante e um suplente indicados pelos colaboradores.
Todos são eleitos pela Assembleia Geral para mandatos de três anos, permitida a reeleição.
Entre as atribuições do órgão estão: estabelecer as diretrizes gerais dos negócios, eleger e
substituir os membros da Diretoria-Executiva, referendar suas atribuições e fiscalizar seu
desempenho.
À Diretoria-Executiva compete administrar os negócios e executar as deliberações do Conselho
de Administração. Em dezembro de 2014 possuía cinco integrantes eleitos pelo Conselho de
Administração para mandatos de dois anos, sendo permitida a reeleição. Cabe ao diretorpresidente designar as funções e atribuições de cada diretor-executivo.
Em 28 de abril de 2014, por deliberação da Assembleia Geral Ordinária de Acionistas, o
Conselho Fiscal foi instalado com três membros efetivos e três suplentes, sendo responsável,
entre outras tarefas, pela análise das demonstrações financeiras e fiscalização dos atos dos
administradores. Autônomo em relação à Administração e aos auditores independentes, o
Conselho Fiscal vigorará até a Assembleia Geral Ordinária de 2015.
Auditoria externa
A contratação de serviços de auditoria externa é baseada em princípios que preservam a
independência dos auditores. Dessa forma, garante que o auditor não audite seu próprio
trabalho, não exerça funções gerenciais na companhia nem promova os interesses dela. Os
honorários da Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes relativos à auditoria das
demonstrações financeiras anuais e à elaboração da revisão limitada das informações
trimestrais, correspondentes ao exercício de 2014, representaram o montante de R$ 288,9 mil.
A Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes não foi contratada para outros serviços
ao longo do ano.
Rating
Em 2014, as agências de classificação de risco Standard & Poor’s e Moody’s reafirmaram os
ratings da Duke Energy como investment grade (grau de investimento), com base na solidez da
estrutura de capital e das métricas de crédito, no baixo nível de endividamento e na
estabilidade da geração de caixa.
Agência
Rating
Perspectiva
Data
Referência
Escala Global
Standard & Poor's
Moody's
BBBBaa3
Estável
Estável
22/12/2014
11/04/2014
Escala Nacional
Standard & Poor's
Moody's
brAAA
Aaa.br
Estável
Estável
22/12/2014
11/04/2014
Rating de crédito corporativo
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DESEMPENHO DOS NEGÓCIOS
Ambiente econômico
O ano de 2014 foi marcado por um cenário modesto para o crescimento econômico mundial. A
China registrou o menor nível de crescimento dos últimos 24 meses. Os Estados Unidos elevou
sua taxa de crescimento no ano, devido principalmente pela redução da taxa de desemprego e
pelo aumento de consumo, enquanto a Zona do Euro registrou baixa recuperação econômica,
principalmente pelo alto nível da taxa de desemprego e baixo nível de investimentos.
O ano de 2014 não trouxe resultados favoráveis para o cenário econômico e financeiro do
Brasil, eventos como Copa do Mundo e eleições presidenciais acentuaram a redução da
atividade econômica do país, a expectativa do mercado para o PIB de 2014 é de -0,5% ante
2,3% de crescimento registrado em 2013. A inflação medida pelo Índice Geral de Mercado
(IGP-M), da Fundação Getúlio Vargas (FGV), atingiu 3,7%, abaixo da taxa do ano anterior de
5,5%. Já o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) encerrou 2014 em 6,4%,
acima da taxa de 2013 de 5,9%.
Na persistência em intensificar o ajuste monetário para conter a inflação, o Banco Central deu
continuidade à elevação das taxas de juros iniciada em abril/2013, saindo do patamar de 7,3%
ao ano para 11,8% ao ano em dezembro/2014.
Indicadores de referência
IGP-M
IPCA
Taxa de câmbio
∆% Taxa de câmbio
Selic
2010
11,3%
5,9%
1,7
-4,3%
10,8%
2011
5,1%
6,5%
1,9
12,6%
11,0%
2012
7,8%
5,8%
2,0
8,9%
7,3%
Em 31 de dezembro
2013
2014
5,5%
3,7%
5,9%
6,4%
2,3
2,7
14,6%
13,4%
10,0%
11,8%
Geração
Em 2014, a Duke Energy gerou 11.195 GWh, 11,5% abaixo do exercício anterior e equivalente
a 2,1% da energia elétrica produzida no país no período. O volume foi 18% superior à energia
assegurada/garantia física para o ano, fixada em 9.510 GWh, correspondendo a 1.085,6 MW
médios.
O decréscimo na geração, se comparada a do ano anterior, decorreu da condição adversa de
hidrologia abaixo da média nos reservatórios do Sistema Interligado Nacional - SIN e,
consequentemente, nos reservatórios localizados na bacia do Paranapanema onde estão
localizadas as Usinas Hidrelétricas da Companhia. Dada essa condição hidrológica
desfavorável em todo o país, ocorreu a redução na geração hidrelétrica e aumento na geração
termelétrica no SIN, no intuito de preservar o armazenamento dos reservatórios e o pleno
atendimento da demanda de energia elétrica.
A afluência, na bacia do Rio Paranapanema, verificada no ano foi abaixo da média (85% da
Média de Longo Termo - MLT) e apesar da modulação mensal da produção de energia os
reservatórios encerraram 2014 com 21,5% de volume armazenado, inferior à média histórica da
Companhia, de 64,1%.
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Destacou-se no ano o desempenho operacional dos ativos da Companhia, com disponibilidade
de 91,45% e baixa taxa de falha nas unidades geradoras. Esse índice decorre de experiência
acumulada, capacidade técnica, comprometimento dos colaboradores, política consistente de
dispêndio de capital – que inclui melhorias nos sistemas operacionais – e eficiente manutenção
dos equipamentos.
Embora o desempenho geral das usinas tenha se mantido em níveis favoráveis, a companhia
desenvolve vários projetos para a melhoria de sua capacidade produtiva, com foco na
confiabilidade e disponibilidade de suas instalações.
Produção de Energia - GW h
Usina
2013
2014
Jurumirim
563,98
461,50
Chavantes
1.842,85
1.661,66
Salto Grande
491,52
485,40
Canoas II
506,98
428,20
Canoas I
636,82
544,32
Capivara
3.795,81
3.458,70
Taquaruçu
2.519,99
2.186,57
Rosana
2.292,06
1.968,28
Total
12.650,01
11.194,63
%
-18,2
-9,8
-1,2
-15,5
-14,5
-8,9
-13,2
-14,1
-11,5
Garantia física
A garantia física das UHEs Taquaruçu e Rosana foi revisada extraordinariamente pela Portaria
nº 184 do Ministério de Minas e Energia (MME) de 27 de dezembro de 2012, o que resultou na
alteração da garantia física total da Companhia de 1.087 MW para 1.085,6 MW. Desse volume,
reservou-se para comercialização 1.008,8 MW, visto que 53,8 MW oriundos do consórcio das
usinas Canoas I e Canoas II foram alocados para a Companhia Brasileira de Alumínio – CBA e
23,0 MW foram usados para consumo interno e perdas no sistema. Cabe destacar que essa
revisão da garantia física, desde a data de sua publicação, vem sendo discutida pela
companhia com os órgãos competentes, não havendo mudança de status em 2014.
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Comercialização
Em 2014, a energia disponível para comercialização foi de 1.008,8 MW médios. A Companhia
teve 92,3% de sua garantia física contratada. O percentual, inferior ao do ano anterior, seguiu a
estratégia de preservar os ativos da Companhia por meio da destinação de 7,7% do volume de
energia disponível para a venda para o chamado “Hedge Hidrológico” dada a condição
hidrológica adversa verificada no ano, o que resultou na mitigação da exposição financeira
relativa ao Mercado de Curto Prazo (MCP) e manteve a estabilidade do fluxo de receitas.
Favoreceu esse desempenho o programa de fortalecimento da marca e o estabelecimento de
novos contratos com consumidores livres, demais comercializadores e Produtores
Independentes de Energia Elétrica (PIE).
A concentração de esforços de comercialização e marketing no Ambiente de Contratação Livre
(ACL) possibilitou que, até o final do período, fossem celebrados 44 contratos de venda nesse
ambiente de contratação e para entrega simbólica no centro de gravidade das Regiões
Sudeste e Centro-Oeste, com preço médio superior ao de 2013. As vendas para esse
segmento representaram 76,9% da receita oriunda de suprimento de energia elétrica, sendo
que as vendas no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), às empresas de Distribuição de
energia elétrica, representaram 16,3% desta receita. A Duke Energy mantém atualmente bons
níveis de contratação em longo prazo.
Cabe destacar que, em 31 de dezembro de 2014, foram encerrados os contratos no Ambiente
de Contratação Regulada (ACR) cujo período de fornecimento compreendia os anos de 2006 a
2014.
Esses resultados alinham-se à estratégia da Companhia de ampliar o volume de receitas no
ACL, tendo em vista que os termos e as condições dos contratos firmados nesse ambiente são
mais aderentes ao perfil da Companhia em razão da flexibilidade de negociação.
A despeito da estratégia adotada no ano de 2014 para a mitigação de exposições financeiras
na CCEE, o balanço geral entre as receitas e despesas oriundas do exercício do Mecanismo
de Realocação de Energia (MRE) e de Liquidações no Mercado de Curto Prazo (MCP),
representaram um resultado negativo de 7,9% do total da receita de vendas de contratos ao
ACL e ACR. Tanto o exercício do MRE quanto os resultados do MCP dependem das condições
do Sistema Interligado Nacional (SIN) no que tange às condições de armazenamento dos
reservatórios entre os subsistemas elétricos, previsões de afluências e Preço de Liquidação
das Diferenças (PLD).
10
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Companhia Aberta
Pesquisa e Desenvolvimento
A Duke Energy desenvolve projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) alinhada à
regulamentação setorial que estabelece a obrigatoriedade de destinar 1% da receita
operacional líquida a iniciativas inovadoras. Os recursos são aplicados no desenvolvimento de
soluções que visem avanços tecnológicos e melhoria de resultados operacionais. Realizações
do programa de P&D da Duke Energy em 2014:
•
Investimentos de mais de R$ 6,5 milhões;
•
Desenvolvimento de 24 projetos inovadores;
•
Finalização de 07 projetos de P&D;
•
Prospecção de 10 projetos;
•
Início dos seguintes projetos: Sensoriamento remoto de vegetação utilizando veículo
aéreo não tripulado; Desenvolvimento e validação de protocolos para monitoramento
de ambientes terrestres no entorno de hidroelétricas; Sphartacus - Metodologia para
Definição de Políticas Semanais e Mensais do SIN no Horizonte de Médio Prazo com
Modelagem Individualizada das Usinas Hidrelétricas.
Para mais detalhes sobre os projetos de P&D, acesse www.duke-energy.com.br - "P&D".
DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO
Principais indicadores (Em milhares de reais)
2013
Indicadores econômicos
Receita operacional bruta
(-) Deduções à receita operacional
Receita operacional líquida
(-) Despesas operacionais
Resultado do serviço
Ebitda
Margem ebitda - %
Resultado financeiro
Resultado operacional
Lucro líquido do exercício
Margem líquida - %
Ações
Ações em circulação (em milhares de ações)
Lucro líquido por lote de mil ações (em reais)
2014
1.354.619
(138.583)
1.216.036
(519.808)
696.228
913.664
75,1%
(101.131)
595.097
418.251
34,4%
1.374.929
(151.931)
1.222.998
(736.085)
486.913
703.697
57,5%
(91.796)
395.117
285.578
23,4%
94.433
4.429,06
94.433
3.024,12
% Variação
1,5
9,6
0,6
41,6
-30,1
-23,0
-9,2
-33,6
-31,7
-31,7
11
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
2013
Indicadores financeiros
Ativos totais
Dívidas em moeda nacional
Patrimônio líquido
4.510.311
(1.111.133)
(2.423.270)
2014
3.843.843
(1.195.937)
(1.869.566)
% Variação
-14,8
7,6
-22,8
Lucro líquido
Em 2014, a Companhia registrou redução no lucro líquido de 31,7% comparativamente a 2013.
O principal fator que contribuiu para essa redução foi o aumento das despesas operacionais na
rubrica de “Energia comprada para revenda”, em virtude do cenário hidrológico desfavorável
devido a escassez de chuvas.
De acordo com seu Estatuto Social, a companhia destina 100% do lucro líquido ao pagamento
de dividendos e juros sobre capital próprio, após constituição da reserva legal.
Lucro líquido
(Em milhares de reais)
Ebitda
O Ebitda (Lajida – lucro antes dos juros, impostos sobre renda incluindo contribuição social
sobre lucro líquido, depreciação e amortização) é calculado como o lucro líquido acrescido do
resultado financeiro líquido, imposto de renda e contribuição social, depreciação e
amortização. O Ebitda é uma medição não contábil, calculada tomando como base as
disposições da Instrução CVM nº 527/2012. O Ebitda não deve ser considerado como uma
alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez.
A Administração da Companhia acredita que o Ebitda fornece uma medida útil de seu
desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar
desempenho e comparar empresas.
12
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
Ebitda e margem Ebitda
2013
Imposto de renda e contribuição social
Resultado financeiro (líquido)
Depreciação e amortização
Ebitda
Margem Ebitda
2014
% Variação
418.251
176.846
101.131
217.436
913.664
285.578
109.539
91.796
216.784
703.697
75,1%
57,5%
-31,7%
-38,1%
-9,2%
-0,3%
-23,0%
O Ebitda reduziu 23,0% em comparação ao exercício de 2013, principalmente em decorrência
do aumento da energia comprada para revenda.
Receita operacional bruta
A receita operacional bruta em 2014 foi de R$ 1.374,9 milhões, o que representa crescimento
de R$ 20,3 milhões, ou 1,5%, em relação ao ano anterior. O impacto positivo referente ao
aumento de volume e preço nos contratos bilaterais foi parcialmente compensado pela redução
dos volumes de energia vendida no mercado de curto prazo.
Composição da receita
2014
77%
2013
16%
71%
Contratos Bilaterais
Contratos de Leilões
19%
7%
10%
1.374.929
1.354.619
MCP e Outras
Deduções à receita operacional
As deduções à receita operacional aumentaram R$ 13,3 milhões, ou 9,6%, em relação a 2013.
Tal crescimento ocorreu principalmente, devido a alteração da composição da receita
operacional nas linhas de Mercado de Curto Prazo (MCP), Ambiente de Contratação Regulada
(ACR) e no Ambiente de Contratação Livre (ACL).
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Companhia Aberta
Despesas operacionais (em milhares de reais)
Energia elétrica comprada para revenda
Encargos de uso da rede elétrica
Pessoal
Compensação financeira pela utilização de
recursos hídricos
Serviços de terceiros
Outras
Seguros
Taxa de fiscalização da ANEEL
Material
Aluguéis
Provisões para riscos fiscais, trabalhistas e
ambientais
Reversão de estimativa para créditos de
liquidação duvidosa
2013
2014
% Variação
(17.033)
(217.436)
(77.604)
(73.397)
(233.647)
(216.784)
(81.761)
(77.328)
1.271,7
(0,3)
5,4
5,4
(62.024)
(40.542)
(11.109)
(4.364)
(4.190)
(4.025)
(3.741)
(57.792)
(44.914)
(8.807)
(4.843)
(4.073)
(3.997)
(3.604)
(6,8)
10,8
(20,7)
11,0
(2,8)
(0,7)
(3,7)
(4.714)
(333)
(92,9)
371
(519.808)
1.798
(736.085)
384,6
41,6
Despesas operacionais
As despesas operacionais totalizaram R$ 736,1 milhões, aumento de 41,6% em relação ao
montante do ano anterior (R$ 519,8 milhões), principalmente em decorrência do aumento da
energia elétrica comprada para revenda.
As demais despesas gerais e administrativas, aumentaram basicamente em função dos
reajustes inflacionários.
O resultado financeiro apresentado em 2014 foi negativo em R$ 91,8 milhões, o que representa
redução de 9,2% na comparação com o ano de 2013. O aumento das receitas é decorrente
das aplicações financeiras e em contrapartida, o aumento das despesas é proveniente da
elevação dos índices inflacionários.
2013
Receitas
Despesas
Resultado financeiro líquido
2014
% Variação
37.928
75.992
100,4
(139.059)
(101.131)
(167.788)
(91.796)
20,7
-9,2
14
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Companhia Aberta
Endividamento
Em 31 de dezembro de 2014, a dívida bruta totalizava R$ 1.195,9 milhões, representando um
acréscimo de 7,6%, em relação aos R$ 1.111,1 milhões do final do ano anterior, principalmente
em consequência de nova captação de debêntures, no valor de R$ 479 milhões, ocorrida em
maio de 2014, compensada parcialmente pelo pagamento de juros da 3ª Emissão e quitação
da 2ª Emissão ocorridos em julho e agosto de 2014, respectivamente.
Perfil da divida - Debêntures (Em milhares de reais)
Emissão
Série
Remuneração
Vencimento
2ª
3ª
4ª
4ª
5ª
5ª
Única
Única
1
2
1
2
Variação IGP-M + 8,59% ao ano
Variação CDI + 1,15% ao ano
Variação IPCA + 6,07 % ao ano
Variação IPCA + 7,01% ao ano
16/07/2015
10/01/2017
16/07/2018
16/07/2023
20/05/2019
20/05/2021
2013
432.780
156.621
260.331
261.401
1.111.133
2014
158.320
262.876
278.688
240.357
255.696
1.195.937
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Companhia Aberta
A dívida líquida da Companhia que é composta pelo endividamento, deduzindo recursos de
caixa e equivalentes de caixa, aumentou 111,1% em 2014, comparado ao exercício de 2013. A
variação decorre, principalmente, da diminuição dos valores de caixa e equivalentes de caixa.
Dívida líquida
Imobilizado
O ativo imobilizado contemplou, no exercício de 2014, adições de R$ 43,5 milhões
em razão, principalmente, da reforma da Usina de Chavantes.
GESTÃO DE PESSOAS
A Duke oferece salários compatíveis aos de seus segmentos de atuação, além de participação
nos resultados e bônus – cuja metodologia de apuração considera o alcance de metas
individuais e coletivas. Também concede benefícios que vão além dos determinados pela
legislação, como assistência médica e odontológica, alimentação, transporte, seguro de vida e
previdência complementar. Em 2014, esses benefícios representaram recursos equivalentes a
10,7% da folha salarial.
No período, foram desligados 25 empregados e nove estagiários, encerrando 2014 com 322
colaboradores (empregados e jovens-aprendizes). No ano, foram contratados 33 profissionais
– dos quais 61% com curso superior e, entre eles, 10% pós-graduados – e sete estagiários.
Todos receberam o Manual de Integração e o Código de Ética dos Negócios, que expõem as
diretrizes e os comportamentos desejados pela companhia, além de treinamentos que
incluíram temas como saúde e segurança do trabalho e práticas anticorrupção. Além disso, a
companhia investiu R$ 1.531,7 mil em treinamentos, reciclagens e programas de educação que
representam 177 horas (ou 22 dias) por profissional.
A Duke Energy valoriza o clima organizacional, buscando criar um ambiente participativo, de
confiança mútua, compartilhando suas conquistas e desenvolvendo programas de capacitação
e aprimoramento profissional, saúde, lazer e bem estar. A companhia também investe no
fortalecimento dos conceitos de prevenção, de forma a aperfeiçoar e sedimentar os padrões e
processos relacionados à segurança, saúde e qualidade de vida de seus trabalhadores,
próprios ou prestadores de serviço. Para conhecer detalhadamente todos os programas,
premissas, planos e iniciativas da Duke Energy, acesse www.duke-energy.com.br – “Quem
somos” – “Recursos Humanos” – “Programas e Iniciativas de RH”.
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Companhia Aberta
GESTÃO SOCIAL
Os esforços de engajamento e construção de relacionamentos mais fortes, sempre visando o
melhor desenvolvimento das comunidades junto às quais a Duke Energy atua, tiveram em 2014
um ano pleno em realizações. E com uma importante conquista: a implementação e obtenção da
certificação em um Sistema de Gestão de Responsabilidade Social – ABNT NBR 16001:2012
– no escopo de processos de operação, manutenção e administração para a geração de energia
elétrica na UHE Salto Grande. Este fato corrobora o investimento reforçado há anos, que é
reflexo da estratégia de sustentabilidade corporativa, pela qual a empresa amadurece e amplia
constantemente sua atuação comunitária, baseada nas suas diretrizes de Investimento Social
Privado (ISP). Além da certificação se destacam:
•
Prêmio Duke Energy – Energia da Inovação, a primeira edição foi concluída em evento
no campus da Unesp em Rosana/SP, com a apresentação dos três projetos
universitários concluídos a contento: junto à Fanorpi (Santo Antonio da Platina/PR), o
projeto de gestão de resíduos sólidos por catadores de lixo em Andirá; com a Unesp
(Rosana/SP), projeto focado no desenvolvimento de turismo; e com a Fatec (Presidente
Prudente/SP), que propôs a capacitação de jovens em gestão e eventos;
•
Empreendedoras Latinas - Programa com foco na capacitação e empoderamento de
mulheres, visando a geração de renda e ampliação de sua autoestima;
•
Circuito Cultural Duke Energy, que bateu recorde de municípios visitados em 2014: 70
cidades receberam apresentações distintas, a sala móvel de cinema e teatro, na qual foi
exibido um média metragem produzido pela comunidade do Alto Paranapanema para um
publico de mais de 46 mil espectadores em quase 300 sessões gratuitas de teatro ou
cinema;
•
Ampliação do Projeto Guri para o polo de Sandovalina aumentando o potencial de
vagas para 1013 crianças e adolescentes;
•
Inauguração da Casa de Cultura de Porecatu/PR, com exposição permanente e
acesso gratuito à toda comunidade;
•
Investimento no Projeto Educando pelo Esporte, viabilizado via Lei de Incentivo ao
Esporte, apoiando a formação de 150 crianças;
•
4ª edição da Corrida e Caminhada Ecológica de Avaré;
•
2º Workshop para Jornalistas, realizado na Usina Taquaruçu.
Destaca-se também o investimento em 16 novos projetos focados na atuação dos Conselhos
Municipais dos Direitos da Criança e do Adolescente (CMDCAs), beneficiando diretamente cerca
de 3 mil crianças e adolescentes e por fim a realização de patrocínios às atividades
socioambientais tornando viável a realização de uma série de eventos, destacando-se: o XII
Diálogo Interbacias, o 6º Encontro de Topografia da Duke Energy, Jardim Botânico de
Londrina, VII Fórum de Direito Ambiental do Pontal do Paranapanema e as celebrações
com atividades educativas para o Dia do Rio Paranapanema. Informações mais detalhadas
sobre as atividades de cultura, esportes, cidadania, eventos e patrocínios realizados no decorrer
de 2014 estão disponíveis no website da Companhia, no endereço www.duke-energy.com.br,
"Responsabilidade Social" - "Temas Centrais da Responsabilidade Social".
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Companhia Aberta
GESTÃO PATRIMONIAL
A Companhia investe na gestão do patrimônio, na preservação de seus ativos e na proteção
dos recursos naturais do entorno de suas usinas hidrelétricas por meio de uma série de
iniciativas. Entre essas iniciativas, destacam-se as 191 ações de inspeções em todos os
reservatórios, a conservação ambiental de 10,4 mil hectares de ativo florestal, proteção contra
incêndios de 159 hectares, manutenção de 15.380 metros de cercas contra invasão territorial,
lançamento do Guia Espaço Legal – com foco nos principais usuários que utilizam os
reservatórios e a troca contínua de informações com órgãos de fiscalização ambiental, para
identificar e regularizar o uso e ocupação nas áreas sob concessão da empresa.
Entre os frutos desse trabalho estão o fortalecimento da relação com promotorias, instituições
ambientais e interessados por meio da busca preventiva do uso regular dessas áreas e no
controle de ocupações irregulares existentes. Com as comunidades envolvidas, a integração se
dá por meio da participação em eventos e reuniões específicas. Além disso, em todos os
reservatórios foram desenvolvidas atividades de georreferenciamento dos pontos de divisa das
propriedades, de forma a atender tanto à legislação como às solicitações dos confrontantes
para a caracterização dos limites das áreas sob concessão da Empresa.
Em 2014, houve um incremento no resultado da Companhia, no montante de R$ 3.841,9 mil,
decorrente da alienação da Pousada de Salto Grande.
Para informações mais detalhadas sobre as atividades de gestão Patrimonial e Ambiental
realizadas no decorrer de 2014 estão disponíveis no website da companhia, no endereço
www.duke-energy.com.br, "Responsabilidade Social" - "Temas Centrais da Responsabilidade
Social".
GESTÃO AMBIENTAL
Em 2014, foram realizadas diversas reuniões com órgãos ambientais, como IBAMA e CETESB,
além da frequente presença junto às agências regionais. Dentre as tratativas junto ao IBAMA,
esteve em pauta a renovação da Licença de Operação (L.O) da UHE Capivara. Obtivemos a
importante Renovação das Licenças de Operação (RLO) das UHEs Canoas I e Canoas II,
concedidas pelo prazo de 10 anos. Outras 13 autorizações de órgãos ambientais também
foram obtidas, para: 1) realização de estudos de fauna; 2) monitoramentos de ictiofauna; 3)
controle de macrófitas; 4) manejo de vegetação em APP; 5) destinação de resíduos (CADRI); e
6) captura, coleta e transporte de material biológico. Tais autorizações possibilitam-nos manter
a condução dos diversos programas ambientais de acordo com suas legislações específicas.
Outras ações de destaque são a soltura de 1,5 milhão de peixes nativos, envolvimento de
4 mil pessoas no Programa de Comunicação Social e Educação Ambiental, enriquecimento
florestal de aproximadamente 30 hectares na área de conservação “Jurumirim-Piraju”,
doação de cerca de 160 mil mudas florestais, lançamento dos Planos de Educação
Ambiental (PEA) e Mudanças Climáticas, o ingresso ao Programa Brasileiro GHG Protocol
de Mudanças Climáticas. Para saber mais detalhes sobre as adequações, repovoamento de
peixes, programa de educação ambiental, monitoramento de fauna e flora, reflorestamento,
plano de mudanças climáticas e políticas públicas acesse www.duke-energy.com.br,
“Responsabilidade Social” – “Gestão Ambiental e Patrimonial”.
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Companhia Aberta
BALANÇO SOCIAL
1 - Base de Cálculo
Receita líquida (RL)
Resultado operacional (RO)
Folha de pagamento bruta (FPB)
2 - Indicadores Sociais Internos
Alimentação
Encargos sociais compulsórios
Previdência privada
Saúde
Segurança e saúde no trabalho
Educação
Cultura
Capacitação e desenvolvimento profissional
Creches e/ou auxílio-creche
Participação nos lucros e resultados
Outros
Total - indicadores sociais internos
3 - Indicadores Socias Externos
2013
Valor (Mil reais)
1.216.036
696.228
73.397
2014
Valor (Mil reais)
1.222.998
486.913
77.328
2013
Valor (Mil reais)
3.400
15.568
1.156
3.499
439
546
815
71
4.668
7.618
37.780
2014
Valor (Mil reais)
3.904
16.122
962
3.075
534
760
922
62
3.596
7.761
37.698
2013
Valor (Mil reais)
2014
Valor (Mil reais)
Educação
Cultura
Saúde e saneamento
Esporte
Combate à fome e segurança alimentar
Outros
Total das contribuições para a sociedade
Tributos (excluídos encargos sociais)
Total - indicadores sociais externos
4 - Indicadores Ambientais
638
2.555
412
3.605
3.605
2013
Valor (Mil reais)
investimentos relacionados com a produção/operação da empresa
Investimentos em programas e/ou projetos externos
Total dos investimentos em meio ambiente
827
3.119
3.946
( ) não possui metas
Quanto ao estabelecimento de "metas anuais" para minimizar resíduos,
( ) cumpre de 0 a 50%
o consumo em geral na produção / operação e aumentar a eficácia na
utilização de recursos naturais, a empresa:
(X) cumpre de 76 a 100%
621
2.745
500
407
330
4.603
4.603
2014
Valor (Mil reais)
610
3.413
4.023
( ) não possui metas
(X) cumpre de 76 a 100%
5 - Indicadores do Corpo Funcional
2013
2014
Nº de empregados (as) ao final do exercício
Nº de admissões durante o exercício
Nº de empregados (as) terceirizados (as)
Nº de estagiários (as)
Nº de empregados (as) acima de 45 anos
Nº de mulheres que trabalham na empresa
% de cargos de chefia ocupados por mulheres
Nº de negros (as) que trabalham na empresa
% de cargos de chefia ocupados por negros (as)
Nº de pessoas com deficiência ou necessidades especiais
314
20
Não Disponível
10
86
60
17,00%
29
3,00%
7
322
33
Não Disponível
8
96
65
18,84%
32
4,35%
7
19
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
6 - Informações relevantes quanto ao exercício da cidadania empresarial
2014
Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa
Número total de acidentes de trabalho
Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresa foram definidos por:
Os padrões de segurança e salubridade no ambiente de trabalho foram definidos
por:
Quanto à liberdade sindical, ao direito de negociação coletiva e à representação
interna dos (as) trabalhadores (as), a empresa:
TÍPICO
Funcionários
Contratados
TRAJETO
Funcionários
Contratados
( ) direção
(X) direção e
gerências
( ) não se
envolve
A previdência privada contempla:
( ) direção
A participação dos lucros ou resultados contempla:
( ) direção
Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões éticos e de responsabilidade
social e ambiental adotados pela empresa:
Quanto à participação de empregados (as) em programas de trabalho voluntário, a
empresa:
Número total de reclamações e críticas de consumidores (as)
% de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas:
Valor adicionado total a distribuir (em mil R$)
Distribuição do Valor Adicionado (DVA)
( ) não são
considerados
( ) não se
envolve
na empresa NA
na empresa NA
38,8% governo
39,5% acionistas
38,5
Sem afastamento
1
Sem afastamento
(X) direção e
gerências
( ) todos (as)
empregados (as)
( ) segue as
normas da OIT
( ) direção e
gerências
( ) direção e
gerências
( ) são sugeridos
( ) apóia
Metas 2015
Com Afastamento
3
Com Afastamento
( ) todos (as)
empregados (as)
( ) todos (as) +
CIPA
(X) incentiva e
segue a OIT
(X) todos (as)
empregados (as)
(X) todos (as)
empregados (as)
(X) são exigidos
(X) organiza e
incentiva
na Justiça NA
na Justiça NA
no Procon NA
no Procon NA
R$ 858.852
8,0% colaboradores (as)
20,0% terceiros
- 6,3% retido
TÍPICO
Funcionários
Contratados
TRAJETO
Funcionários
Contratados
( ) direção
(X) direção e
gerências
( ) não se
envolve
( ) direção
( ) direção
( ) não são
considerados
( ) não se
envolve
na empresa NA
na empresa NA
38,5
Sem afastamento
Sem afastamento
(X) direção e
gerências
( ) todos (as)
empregados (as)
( ) segue as
normas da OIT
( ) direção e
gerências
( ) direção e
gerências
Com Afastamento
Com Afastamento
( ) todos (as)
empregados (as)
( ) todos (as) +
CIPA
(X) incentiva e
segue a OIT
(X) todos (as)
empregados (as)
(X) todos (as)
empregados (as)
( ) são sugeridos
(X) são exigidos
( ) apóia
no Procon NA
no Procon NA
Não Disponível
(X) organiza e
incentiva
na Justiça NA
na Justiça NA
Não Disponível
7 - Outras Informações
Setor econômico: Geração de Energia Elétrica - SP - Sede São Paulo - CNPJ: nº 02.998.301/0001-81
Esta empresa não utiliza mão de obra infantil, trabalho degradante e análogo à escravidão, não tem envolvimento com prostituição ou exploração sexual da criança ou adolescente e não está
envolvida com corrupção. Nossa empresa valoriza e respeita a diversidade interna e externamente.
20
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 E 2013
ATIVO
Circulante
Caixa e equivalentes de caixa
Clientes
Tributos a recuperar
Serviços em curso
Despesas antecipadas
Devedores diversos
Partes relacionadas
Outros ativos
Total do ativo circulante
Não circulante
Clientes
Tributos a recuperar
Depósitos judiciais
Fundos vinculados
Investimentos
Imobilizado
Intangível
Total do ativo não circulante
Total do ativo
Nota
6
7
8
13.1
7
8
9
10
11
2014
2013
141.391
129.513
15.909
16.790
401
1.553
409
110
306.076
611.670
168.728
5.059
12.661
321
1.014
-
960
960
39.093
12
3.599
26
3.460.966
32.151
3.537.767
1.555
318
35.544
525
3.861
26
3.633.639
34.400
3.709.868
3.843.843
4.510.311
990
800.443
As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações financeiras
21
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BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 E 2013
PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Circulante
Fornecedores
Salários e encargos sociais
Debêntures
Tributos a recolher
Dividendos e juros sobre capital próprio
Obrigações estimadas
Cibacap
Encargos setoriais
Outros passivos
Total do passivo circulante
Não circulante
Debêntures
Receitas diferidas
Obrigações especiais
Provisões para riscos fiscais, trabalhistas e ambientais
Cibacap
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Tarifa de uso do sistema de distribuição - TUSDg
Encargos setoriais
Outros passivos
Total do passivo não circulante
Capital social
Reservas de capital
Reserva de lucros
Ajustes de avaliação patrimonial
Total do patrimônio líquido
Total do passivo e patrimônio líquido
Nota
12
14
8
20.4
15
19
14
18
17
15
8
12
19
20.1
20.2
20.3
20.6
2014
2013
79.113
13.693
42.584
96.878
115.363
7.180
2.283
27.721
3.695
388.510
15.079
14.094
249.245
182.240
269.055
6.558
344
26.268
344
763.227
1.153.353
13.026
3.180
19.526
6.935
368.430
6.861
9.184
5.272
1.585.767
861.888
9.269
3.703
19.828
8.697
399.903
5.098
10.156
5.272
1.323.814
839.138
99.537
127.176
803.715
1.869.566
1.339.138
99.512
112.586
872.034
2.423.270
3.843.843
4.510.311
22
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DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO
EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 E 2013
(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
Nota
(Despesas) / Receitas operacionais
Pessoal
Material
Taxa de fiscalização do serviço de energia elétrica - TFSEE
Energia comprada para revenda
Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos
Reversão de estimativa para créditos de liquidação duvidosa
Aluguéis
Seguros
Outras
21
23.2
23.3
10.b e 11.b
22
Lucro operacional
2014
2013
1.222.998
1.216.036
(77.328)
(3.997)
(44.914)
(4.073)
(233.647)
(81.761)
(57.792)
(216.784)
(333)
1.798
(3.604)
(4.843)
(8.807)
(736.085)
(73.397)
(4.025)
(40.542)
(4.190)
(17.033)
(77.604)
(62.024)
(217.436)
(4.714)
371
(3.741)
(4.364)
(11.109)
(519.808)
486.913
696.228
75.992
(167.788)
(91.796)
37.928
(139.059)
(101.131)
395.117
595.097
(141.173)
31.634
(109.539)
(209.453)
32.607
(176.846)
285.578
418.251
3,02412
3,02412
4,42906
4,42906
Receitas
Despesas
24
Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social
Imposto de renda e contribuição social
Corrente
Diferido
8.3
Lucro por ação de operações continuadas (em R$ por ação)
Lucro básico e diluído por ação PN
Lucro básico e diluído por ação ON
25
25
23
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DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO ABRANGENTE
Ganhos atuariais com plano de pensão de benefício definido
Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre ganhos
atuariais
Resultado abrangente do exercício
2014
2013
285.578
418.251
472
2.208
(161)
(746)
311
1.462
285.889
419.713
24
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DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Re se rvas
Capita l
social
Sa ldos em 31 de de ze mbro de 2013
Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre ganhos atuariais
Reclassificação dos ganhos atuariais líquidos - CPC 33 (R1)
Contribuições e distribuições aos acionistas
Redução de capital
Reserva legal
Dividendos intermediários (R$ 2,292676 por ação PN e R$ 2,292676 por ação ON)
Dividendos propostos (R$ 0,639706 por ação PN e R$ 0,639706 por ação ON)
Juros sobre capital próprio (R$ 0,66400 por ação)
Pagamento baseado em ações
Realização dos ajustes de avaliação patrimonial (vide nota 20.6)
Imposto diferido sobre a realização dos ajustes de avaliação patrimonial
1.339.138
(500.000)
(500.000)
839.138
Capita l
Lucros
99.512
112.586
-
311
311
-
25
14.279
14.279
99.537
127.176
25
-
Lucros
a cumula dos
285.578
285.578
(14.279)
(216.505)
(60.410)
(62.703)
103.514
(35.195)
(285.578)
-
Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre ganhos atuariais
Reclassificação dos ganhos atuariais líquidos - CPC 33 (R1)
Contribuições e distribuições aos acionistas
Reserva legal
Dividendos intermediários (R$ 1,972965 por ação PN e R$ 1,972965 por ação ON)
Dividendos propostos (R$ 2,23237 por ação PN e R$ 2,23237 por ação ON)
Juros sobre capital próprio (R$ 0,70900 por ação)
Realização dos ajustes de avaliação patrimonial
Imposto diferido sobre a realização dos ajustes de avaliação patrimonial
1.339.138
Capita l
Lucros
Lucros
a cumula dos
99.432
90.211
-
-
1.462
1.462
418.251
418.251
-
-
80
20.913
20.913
(20.913)
(186.314)
(210.810)
(66.953)
101.118
(34.379)
(418.251)
99.512
112.586
-
1.339.138
80
-
-
Tota l
2.423.270
472
(161)
(311)
-
285.578
472
(161)
285.889
(103.514)
35.195
(68.319)
(500.000)
(216.505)
(60.410)
(62.703)
25
(839.593)
803.715
Re se rvas
Capita l
social
Ajustes de
a va lia çã o
patrimonial
(vide Nota 20.6)
872.034
Ajustes de
a va lia çã o
patrimonial
938.773
1.869.566
Tota l
2.467.554
2.208
(746)
(1.462)
-
418.251
2.208
(746)
419.713
(101.118)
34.379
(66.739)
(186.314)
(210.810)
(66.953)
80
(463.997)
872.034
2.423.270
25
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA
2014
2013
Fluxos de caixa de atividades operacionais
285.578
418.251
Ajustes em:
(Ganhos) / perdas na baixa do ativo imobilizado
Imposto de renda e contribuição social diferidos
(Reversão) de estimativa de créditos de liquidação duvidosa
Juros sobre debêntures
216.784
(2.289)
(31.634)
(1.798)
125.081
217.436
710
(32.607)
(371)
91.792
33.798
(22)
429
(3.540)
25
35.996
4.694
301
(803)
80
Variações nos ativos e passivos
Clientes
Devedores diversos
Partes relacionadas
Serviços em curso
Fundos vinculados
Fornecedores
Salários e encargos sociais
Impostos, taxas e contribuições
Obrigações estimadas
Receita diferida
Cibacap
(Provisões) para riscos fiscais, trabalhistas e ambientais
Outras variações ativas e passivas
Caixa gerado pelas operações
41.608
(539)
(409)
(9)
(4.129)
513
182
65.797
(401)
111.419
622
3.757
177
(709)
5.026
845.317
(53.543)
(950)
391
(22.743)
(4.247)
(50)
304
(33.088)
456
221.894
657
3.959
(605)
(2.971)
8.283
853.226
Juros e variação monetária pagos sobre debêntures
Imposto de renda e contribuição social pagos
Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais
(215.727)
(217.568)
412.022
(147.598)
(40.485)
665.143
Fluxos de caixa de atividades de investimentos
Recebimento na venda de imobilizado
Adições no ativo imobilizado
Adições no ativo intangível
Caixa líquido aplicado nas atividades de investimentos
4.020
(43.455)
(661)
(40.096)
(44.241)
(2.672)
(46.913)
Fluxos de caixa de atividades de financiamentos
Valor recebido pela emissão de debêntures
479.000
501.000
(3.998)
(333.350)
(320.220)
Dividendos e juros sobre capital próprio pagos
Caixa líquido aplicado nas atividades de financiamentos
(483.857)
(500.000)
(842.205)
(356.892)
(176.112)
Aumento / (redução) líquido no caixa e equivalentes de caixa
(470.279)
442.118
611.670
141.391
169.552
611.670
Variação monetária sobre debêntures
(Reversão) / Provisão para riscos fiscais, trabalhistas e ambientais
Variação monetária sobre provisão para riscos fiscais, trabalhistas e ambientais
Variação monetária sobre depósitos judiciais
Custo de transação pela emissão de debêntures
Pagamento de debêntures
Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício
Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício
26
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DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO
2014
2013
Receitas
Vendas de energia
Receitas relativas à construção de ativos próprios
Reversão de estimativa para créditos de liquidação duvidosa
1.370.125
1.337.386
43.455
44.241
1.798
371
1.415.378
1.381.998
Insumos adquiridos de terceiros
Energia comprada e encargos de uso da rede
Materiais e serviços de terceiros
(315.408)
(94.637)
(48.911)
(44.567)
Construção de ativos próprios
(43.455)
(44.241)
Outros custos operacionais
(12.764)
(18.705)
(420.538)
(202.150)
Valor adicionado bruto
Valor adicionado líquido produzido
Aluguéis
Receitas financeiras
Outras
Valor adicionado recebido em transferência
Valor adicionado total a distribuir
994.840
1.179.848
(216.784)
(217.436)
778.056
962.412
119
57
75.992
37.928
4.685
17.175
80.796
55.160
858.852
1.017.572
Distribuição do valor adicionado
Pessoal
Remuneração direta
41.845
37.417
Benefícios
8.249
8.379
FGTS
3.815
3.777
Provisão para gratificação (bônus)
7.516
7.365
Participação nos resultados
3.596
4.668
Encargos sociais (exceto INSS)
3.220
3.519
68.241
65.125
314.864
375.075
18.627
16.182
Impostos, taxas e contribuições
Federais
Estaduais
Municipais
150
139
333.641
391.396
Remuneração de capitais de terceiros
Aluguéis
3.604
3.741
125.081
91.792
Variação monetária sobre debêntures
Recuperação de juros e atualização
monetária de debêntures (vide nota 14.3)
33.798
35.996
(3.431)
-
Outras despesas financeiras
12.340
11.271
171.392
142.800
Juros sobre debêntures
Remuneração de capitais próprios
Juros sobre capital próprio (vide nota 20.4)
Dividendos (vide nota 20.4)
62.703
66.953
276.915
397.124
339.618
464.077
Outros
Lucros retidos
Realização do custo atribuído do ativo imobilizado
Valor adicionado distribuído
14.279
20.913
(68.319)
(66.739)
(54.040)
(45.826)
858.852
1.017.572
27
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO ÀS DEMONSTRAÇÕES
FINANCEIRAS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2014 E DE 2013
(Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)
1.
INFORMAÇÕES GERAIS
A Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. ("Companhia") é uma sociedade
por ações, concessionária de uso de bem público, na condição de produtora independente,
com sede em São Paulo, tem como atividades principais a geração e a comercialização de
energia elétrica, as quais são regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia
Elétrica – ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia – MME.
A capacidade instalada da Companhia é de 2.241,3 MW, composta pelo seguinte parque
gerador em operação no Estado de São Paulo: UHE Capivara, UHE Chavantes, UHE
Jurumirim, UHE Salto Grande, UHE Taquaruçu, UHE Rosana e 49,7% do Complexo Canoas,
formado pelas UHEs Canoas l e ll.
A emissão dessas demonstrações financeiras foi autorizada pelo Conselho de Administração
da Companhia em 18 de março de 2015.
2.
RESUMO DAS PRINCIPAIS POLÍTICAS CONTÁBEIS E APRESENTAÇÃO DAS
DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS PADRONIZADAS - DFP
As principais políticas contábeis aplicadas na preparação destas demonstrações financeiras
estão definidas abaixo. Essas políticas foram aplicadas de modo consistente em todos os
exercícios apresentados, salvo disposição em contrário.
2.1. Base de preparação
As demonstrações financeiras foram preparadas e estão sendo apresentadas conforme as
práticas contábeis adotadas no Brasil, incluindo os pronunciamentos, orientações e
interpretações emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (“CPC”) e aprovados pelo
Conselho Federal de Contabilidade (“CFC”) e pela Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) e
de acordo com as Normas Internacionais de Relatório Financeiro, o International Financial
Reporting Standards (“IFRS”) emitidas pelo International Accounting Standards Board (“IASB”).
As demonstrações financeiras foram preparadas considerando o custo histórico como base de
valor e ajustadas para refletir o "custo atribuído" de barragens, edificações, máquinas, móveis e
veículos na data de convergência para IFRS, e determinados ativos financeiros
compreendendo ativos e passivos financeiros mensurados ao valor justo contra o resultado do
exercício.
A preparação de demonstrações financeiras requer o uso de certas estimativas contábeis
críticas e também o exercício de julgamento por parte da Administração da Companhia no
processo de aplicação das suas políticas contábeis. Aquelas áreas que requerem maior nível
de julgamento e possuem maior complexidade, bem como as áreas nas quais premissas e
estimativas são significativas para as demonstrações financeiras individuais, estão divulgadas
na nota 3.
28
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
2.2. Caixa e equivalentes de caixa
Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários, investimentos de curto
prazo de alta liquidez, com risco insignificante de mudança de valor, e contas garantidas
liquidadas em curto espaço de tempo.
2.3. Instrumentos financeiros
2.3.1. Classificação
A Companhia classifica seus ativos financeiros nas seguintes categorias: (i) mensurados ao
valor justo através do resultado e (ii) empréstimos e recebíveis. A Administração determina a
classificação de seus ativos financeiros no reconhecimento inicial, dependendo da finalidade
para a qual os ativos financeiros foram adquiridos. Nestas demonstrações financeiras, a
Companhia possui os seguintes instrumentos financeiros:
i.
Ativos financeiros ao valor justo por meio do resultado
Os ativos financeiros ao valor justo por meio do resultado são ativos financeiros
mantidos para negociação. Um ativo financeiro é classificado nessa categoria se foi
adquirido, principalmente, para fins de venda no curto prazo. Os ativos dessa categoria
são classificados como ativos circulantes.
ii.
Empréstimos e recebíveis
Os empréstimos e recebíveis são ativos financeiros não derivativos com pagamentos
fixos ou determináveis, que não são cotados em um mercado ativo. São incluídos como
ativo circulante, exceto aqueles com prazo de vencimento superior a 12 meses após a
data de emissão do balanço (estes são classificados como ativos não circulantes). Os
empréstimos e recebíveis da Companhia compreendem "Contas a receber de clientes
(vide nota 7), e demais contas a receber".
A Companhia não opera com derivativos e também não aplica a metodologia denominada
contabilidade de operações de hedge (hedge accounting).
2.3.2. Reconhecimento e mensuração
As compras e as vendas regulares de ativos financeiros são reconhecidas na data de
negociação – data na qual a Companhia se compromete a comprar ou vender o ativo. Os
valores são, inicialmente, reconhecidos pelo valor justo, acrescidos dos custos da transação
para todos os ativos financeiros não classificados como ao valor justo por meio do resultado.
Os custos das transações dos ativos financeiros classificados como valor justo por meio do
resultado (destinados à negociação) são reconhecidos no resultado. Os empréstimos e
recebíveis são mensurados pelo valor do custo amortizado.
Os ativos financeiros são baixados quando os direitos de receber fluxos de caixa dos
investimentos tenham vencido ou tenham sido transferidos; neste último caso, desde que a
Companhia tenha transferido, significativamente, todos os riscos e os benefícios da
propriedade.
Os ganhos ou as perdas decorrentes de variações no valor justo de ativos financeiros
mensurados ao valor justo através do resultado são apresentados na demonstração do
resultado em "outros ganhos (perdas), líquidos" no período em que ocorrem.
29
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
2.3.3. Compensação de instrumentos financeiros
Ativos e passivos financeiros são compensados e o valor líquido é reportado no balanço
patrimonial, quando há um direito legalmente aplicável de compensar os valores reconhecidos
e há uma intenção de liquidá-lo, ou realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente.
2.3.4. Impairment de ativos financeiros
Ativos negociados ao custo amortizado
A Companhia avalia no final de cada exercício se há evidência objetiva de que o ativo
financeiro ou o grupo de ativos financeiros está deteriorado. Um ativo ou grupo de ativos
financeiros está deteriorado e os prejuízos de impairment são incorridos somente se há
evidência objetiva de impairment como resultado de um ou mais eventos ocorridos após o
reconhecimento inicial dos ativos ("evento de perda") e aquele evento (ou eventos) de perda
tem um impacto nos fluxos de caixa futuros estimados do ativo financeiro ou grupo de ativos
financeiros que pode ser estimado de maneira confiável.
Os critérios que a Companhia usa para determinar se há evidência objetiva de uma perda por
impairment incluem:
i.
Dificuldade financeira relevante do emitente ou tomador;
ii.
Uma quebra de contrato, como inadimplência ou mora no pagamento dos juros ou
principal;
iii. A Companhia, por razões econômicas ou jurídicas relativas à dificuldade financeira do
tomador de empréstimo, garante ao tomador uma concessão que o credor não
consideraria;
iv. Torna-se provável que o tomador declare falência ou outra reorganização financeira;
v. O desaparecimento de um mercado ativo para aquele ativo financeiro devido às
dificuldades financeiras; ou
vi. Dados observáveis indicando que há uma redução mensurável nos futuros fluxos de
caixa estimados a partir de uma carteira de ativos financeiros desde o reconhecimento
inicial daqueles ativos, embora a diminuição não possa ainda ser identificada com os
ativos financeiros individuais na carteira, incluindo:
•
Mudanças adversas na situação do pagamento dos tomadores de empréstimo na
carteira;
•
Condições econômicas nacionais ou locais que se correlacionam com as
inadimplências sobre os ativos na carteira.
O montante da perda por impairment é mensurado como a diferença entre o valor contábil dos
ativos e o valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados (excluindo os prejuízos de
crédito futuro que não foram incorridos) descontados à taxa de juros em vigor original dos
ativos financeiros. O valor contábil do ativo é reduzido e o valor do prejuízo é reconhecido na
demonstração do resultado. Se um empréstimo ou investimento tiver uma taxa de juros
variável, a taxa de desconto para medir uma perda por impairment é a atual taxa de juros
efetiva determinada de acordo com o contrato. Como um expediente prático, a Companhia
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pode mensurar o impairment com base no valor justo de um instrumento utilizando um preço de
mercado observável.
Se, num exercício subsequente, o valor da perda por impairment diminuir e a diminuição puder
ser relacionada objetivamente com um evento que ocorreu após o impairment ser reconhecido
(como uma melhoria na classificação de crédito do devedor), a perda anteriormente
reconhecida é revertida por meio de resultado, desde que o valor contábil do investimento na
data dessa reversão não exceda o eventual custo amortizado se o impairment não tivesse sido
reconhecido.
O teste de impairment das contas a receber de clientes está descrito na nota 2.5.
2.4. Contas a receber de clientes
As contas a receber de clientes correspondem aos valores a receber de clientes no decurso
normal das atividades da Companhia. Se o prazo de recebimento é equivalente a um ano ou
menos as contas a receber são classificadas no ativo circulante. Caso contrário, estão
apresentadas no ativo não circulante. Incluem os valores relativos ao suprimento de energia
elétrica faturada e não faturada, inclusive a comercialização de energia elétrica efetuada no
âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.
As contas a receber de clientes são, inicialmente, reconhecidas pelo valor justo e,
subsequentemente, mensuradas pelo custo amortizado com o uso do método da taxa de juros
efetiva menos a provisão para crédito de liquidação duvidosa. Na prática, dado o prazo de
cobrança, são normalmente reconhecidas ao valor faturado, ajustado pela provisão para
impairment, se necessária.
2.5. Estimativa para créditos de liquidação duvidosa - Impairment
Constituída com base na estimativa das possíveis perdas que possam ocorrer na cobrança
destes créditos.
A estimativa para créditos de liquidação duvidosa é estabelecida quando existe uma evidência
objetiva de que a Companhia não será capaz de cobrar todos os valores devidos de acordo
com os prazos originais das contas a receber.
2.6. Estoques
Os materiais e equipamentos em estoque, classificados na rubrica (“outros ativos”) no ativo
circulante (almoxarifado de manutenção e administrativo) estão registrados ao custo de
aquisição e não excedem os seus custos de reposição ou valores de realização, deduzidos de
provisões para perdas, quando aplicável.
2.7. Despesas pagas antecipadamente
Os valores registrados no ativo representam as despesas pagas antecipadamente de seguros,
para apropriação conforme o regime de competência, isto é, amortizadas linearmente pelo
prazo de vigência da apólice, bem como gastos incorridos com o sistema de banco de dados
de cadastramento das propriedades nas bordas dos reservatórios, amortizados linearmente
pelo prazo da concessão.
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2.8. Serviços em curso
Os valores registrados nessa rubrica referem-se aos recursos aplicados em projetos de
Pesquisa e Desenvolvimento - P&D, em consonância com a Resolução ANEEL nº 444/2001.
Quando da conclusão dos projetos, estes são submetidos à aprovação da superintendência da
ANEEL, responsável pela avaliação e baixados em contrapartida da conta do passivo de P&D.
2.9. Ativos intangíveis
2.9.1. Softwares
As licenças de softwares adquiridas são capitalizadas com base nos custos incorridos para
adquirir os softwares e fazer com que eles estejam prontos para serem utilizados. Esses custos
são amortizados durante sua vida útil estimável de cinco anos.
Os custos associados à manutenção de softwares são reconhecidos como despesa, conforme
incorridos. Os custos de desenvolvimento que são diretamente atribuíveis ao projeto e aos
testes de produtos de software identificáveis e exclusivos, controlados pela Companhia, são
reconhecidos como ativos intangíveis.
2.9.2. Utilização de bem público – UBP
Pela exploração da geração de energia elétrica outorgada através dos contratos de
concessões, a Companhia pagou, ao longo de cinco anos, contados a partir das assinaturas
dos contratos, valores anuais, em parcelas mensais referentes à UBP. Tais desembolsos, a
valores históricos, foram reconhecidos no grupo de intangíveis, e são amortizados ao longo do
período de concessão.
2.10.
Imobilizado
Os itens do imobilizado são apresentados pelo custo histórico ou atribuído menos depreciação
acumulada. Com exceção dos terrenos, todos os bens, ou conjuntos de bens que
apresentavam valores contábeis substancialmente diferentes dos valores justos na data da
adoção das novas práticas contábeis tiveram o valor justo como custo atribuído na data de
transição em 1º de janeiro de 2009. O custo histórico inclui os gastos diretamente atribuíveis à
aquisição dos itens e de ativos qualificadores.
Os terrenos foram mantidos a custo histórico devido a Companhia entender que são os valores
aceitos pelo órgão regulador para fins de indenização ao final da concessão.
Os custos subsequentes aos valores históricos são incluídos no valor contábil do ativo ou
reconhecidos como um ativo separado, conforme apropriado, somente quando for provável que
fluam benefícios econômicos futuros associados ao item e que o custo do item possa ser
mensurado com segurança. O valor contábil de itens ou peças substituídos é baixado. Todos
os outros reparos e manutenções são lançados em contrapartida ao resultado do exercício,
quando incorridos.
Os terrenos não são depreciados. A depreciação de outros ativos é calculada usando o método
linear para alocar seus custos aos seus valores residuais durante a vida útil-econômica
remanescente, como segue:
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Vida útil média remanescente:
Reservatórios, barragens e adutoras 16 anos
Edificações, obras civis e benfeitorias 21 anos
Máquinas e equipamentos 13 anos
Móveis e utensílios 04 anos
Veículos 05 anos
A Administração da Companhia entende, suportada por seus assessores legais, que não
houve, até o momento, alteração nas condições de indenização dos ativos a serem revertidos
ao final da Concessão e que possui o direito à indenização do valor residual de todos os bens
vinculados e reversíveis, inclusive dos terrenos, considerando os fatos e circunstâncias
disponíveis atualmente. Caso haja legislação nova que venha a alterar as condições atuais, a
Companhia avaliará os efeitos correspondentes, em suas demonstrações financeiras.
Os valores de depreciação e valores residuais dos ativos são revistos e ajustados, se
apropriado, ao final de cada exercício.
O valor contábil de um ativo é imediatamente baixado para seu valor recuperável se o valor
contábil do ativo for maior do que seu valor recuperável estimado.
Os ganhos e as perdas de alienações são determinados pela comparação dos resultados das
alienações com o valor contábil residual e são reconhecidos na demonstração do resultado do
exercício em “Outras despesas operacionais”.
2.10.1. Contratos de Concessão
Em 22 de setembro de 1999, a Companhia e a ANEEL assinaram o contrato de Concessão de
Geração nº 76/1999, que regula as concessões de UBP para geração de energia elétrica das
usinas Jurumirim, Chavantes, Salto Grande, Capivara, Taquaruçu e Rosana, outorgadas pelo
Decreto s/nº de 20 de setembro de 1999. O contrato concede à Companhia o direito de
produção e comercialização de energia elétrica na condição de produtor independente,
deixando, a partir daquela data, de recolher a Reserva Global de Reversão – RGR (exceto
recursos retidos originalmente pela Cesp e parcialmente transferidos à Companhia em
decorrência do processo de cisão daquela empresa), para contribuir com uma taxa de UBP, por
um período de 5 anos. O prazo de duração da concessão e do contrato é de 30 anos a partir
da data de assinatura do mesmo, podendo ser prorrogado por até 20 anos a critério do Poder
Concedente.
Em 30 de julho de 1998 foi assinado o Contrato de Concessão nº 183/98 e em 18 de agosto de
2000 foi firmado o Primeiro Termo Aditivo a este contrato, que regulam as concessões para
geração de energia elétrica das usinas Canoas I e Canoas II, tendo como partes a ANEEL e as
empresas do Consórcio Canoas, formado pela Companhia, como produtora independente de
energia elétrica, e a Companhia Brasileira de Alumínio – CBA na condição de autoprodutor; tal
contrato prevê que 53,8MW médios são disponibilizados à CBA. Eventuais sobras de energia
não utilizadas pela CBA devem ser absorvidas, sem ônus, pela Companhia. Reciprocamente,
em regime normal de operação, quando a geração for inferior ao estabelecido contratualmente,
a diferença será complementada, sem ônus, pela Companhia. O contrato de concessão tem
prazo de vigência de 35 anos a partir da data de assinatura do mesmo, podendo ser
prorrogado por até 20 anos a critério do Poder Concedente.
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Companhia Aberta
Contrato de
Concessão
ANEEL
76/1999
76/1999
76/1999
76/1999
76/1999
76/1999
183/1998
183/1998
2.11.
Usina
Jurumirim
Chavantes
Salto Grande
Capivara
Taquaruçu
Rosana
Canoas I
Canoas II
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
Tipo
- Hidrelétrica
- Hidrelétrica
- Hidrelétrica
- Hidrelétrica
- Hidrelétrica
- Hidrelétrica
- Hidrelétrica
- Hidrelétrica
UF
SP
SP
SP
SP
SP
SP
SP
SP
Rio
Paranapanema
Paranapanema
Paranapanema
Paranapanema
Paranapanema
Paranapanema
Paranapanema
Paranapanema
Potência
Energia
Instalada Assegurada
(MW )
(MW médio)
101,0
47,0
414,0
172,0
73,8
55,0
619,0
330,0
525,0
200,6
354,0
176,0
82,5
57,0
72,0
48,0
2.241,3
1.085,6
Início da
Concessão
22/09/1999
22/09/1999
22/09/1999
22/09/1999
22/09/1999
22/09/1999
30/07/1998
30/07/1998
Vencimento
Concessão
21/09/2029
21/09/2029
21/09/2029
21/09/2029
21/09/2029
21/09/2029
29/07/2033
29/07/2033
Impairment de ativos não financeiros
Os ativos sujeitos à depreciação ou amortização são revisados para a verificação de
impairment sempre que eventos ou mudanças nas circunstâncias indicarem que o valor
contábil pode não ser recuperável. Uma perda por impairment é reconhecida pelo valor ao qual
o valor contábil do ativo excede seu valor recuperável. Este último é o valor mais alto entre o
valor justo de um ativo menos os custos de venda e o valor em uso. Para fins de avaliação do
impairment, os ativos são agrupados nos níveis mais baixos para os quais existam fluxos de
caixa identificáveis separadamente (Unidade Geradora de Caixa – UGC). Os ativos não
financeiros que tenham sofrido impairment são revisados para a análise de uma possível
reversão do impairment na data de apresentação do relatório.
Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2014, a Companhia realizou referida revisão
conforme descrito na nota 10.7, a qual não indicou perda por impairment a ser reconhecida.
2.12.
Fornecedores e outras contas a pagar
Fornecedores e outras contas a pagar são obrigações a pagar por bens, energia elétrica,
encargos de uso da rede, materiais e serviços que foram adquiridos de fornecedores no curso
normal dos negócios, sendo classificados como passivos circulantes se o pagamento for devido
no período de até um ano (ou no ciclo operacional normal dos negócios, ainda que mais longo),
caso contrário, fornecedores e outras contas a pagar são apresentados como passivo não
circulante.
Eles são, inicialmente, reconhecidos pelo valor justo e, subsequentemente, mensurados pelo
custo amortizado com o uso do método de taxa de juros efetiva. Na prática, considerando o
prazo de pagamento, são normalmente reconhecidos ao valor da fatura correspondente.
2.13.
Debêntures
As debêntures são reconhecidas, inicialmente, pelo valor justo, líquido dos custos incorridos na
transação e são, subsequentemente, demonstrados pelo custo amortizado. Qualquer diferença
entre os valores captados (líquidos dos custos da transação) e o valor de liquidação é
reconhecida na demonstração do resultado durante o período em que as debêntures estejam
em aberto, utilizando o método da taxa efetiva de juros.
As taxas pagas no estabelecimento das debêntures são reconhecidas como custos da
transação das debêntures, uma vez que seja provável que uma parte ou o total seja sacado.
Nesse caso, a taxa é diferida até que o saque ocorra. Quando não houver evidências da
probabilidade de saque de parte ou da totalidade, a taxa é capitalizada como um pagamento
antecipado de serviços de liquidez e amortizada durante o período ao qual se relaciona.
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As debêntures são classificadas como passivo circulante, a menos que a Companhia tenha um
direito incondicional de diferir a liquidação do passivo por, pelo menos, 12 meses após a data
do balanço.
2.14.
Provisões
As provisões para restauração ambiental, custos de reestruturação e ações judiciais
(trabalhistas, civis e fiscais) são reconhecidas quando a Companhia tem uma obrigação
presente ou não formalizada (constructive obligation) como resultado de eventos passados,
provável saída de recursos para liquidar a obrigação e valor estimado com segurança. As
provisões não são reconhecidas com relação às perdas operacionais futuras.
Quando houver uma série de obrigações similares, a probabilidade de a Companhia liquidá-las
é determinada levando-se em consideração a classe de obrigações como um todo. Uma
provisão é reconhecida mesmo que a probabilidade de liquidação relacionada com qualquer
item individual incluído na mesma classe de obrigações seja pequena.
As provisões são mensuradas pelo valor presente dos gastos que devem ser necessários para
liquidar a obrigação, usando uma taxa antes dos efeitos tributários, a qual reflita as avaliações
atuais de mercado do valor do dinheiro no tempo e dos riscos específicos da obrigação. O
aumento da obrigação em decorrência da passagem do tempo é reconhecido como despesa
financeira.
2.15.
Imposto de renda e contribuição social correntes e diferidos
As despesas de imposto de renda e contribuição social do exercício compreendem os impostos
correntes e diferidos. Os impostos sobre a renda são reconhecidos na demonstração do
resultado, exceto na proporção em que estiverem relacionados com itens reconhecidos
diretamente no patrimônio líquido ou no resultado abrangente. Nesse caso, o imposto também
é reconhecido no patrimônio líquido ou no resultado abrangente.
Os encargos de imposto de renda e contribuição social correntes são calculados com base nas
leis tributárias promulgadas, ou substancialmente promulgadas, na data do balanço. A
Administração avalia, periodicamente, as posições tributárias assumidas pela Companhia com
relação às situações em que a regulamentação fiscal aplicável dá margem a interpretações.
Estabelece provisões, quando apropriado, com base nos valores estimados de pagamento às
autoridades fiscais.
O imposto de renda e contribuição social correntes são apresentados líquidos, por entidade
contribuinte, no passivo quando houver montantes a pagar, ou no ativo quando os montantes
antecipadamente pagos excedam o total devido na data do balanço.
O imposto de renda e contribuição social diferidos são reconhecidos usando-se o método do
passivo sobre as diferenças temporárias decorrentes de diferenças entre as bases fiscais dos
ativos e passivos e seus valores contábeis nas demonstrações financeiras. Entretanto, o
imposto de renda e contribuição social diferidos não são contabilizados se resultar do
reconhecimento inicial de um ativo ou passivo em uma operação que não seja uma
combinação de negócios, a qual, na época da transação, não afeta o resultado contábil, nem o
lucro tributável (prejuízo fiscal).
O imposto de renda e contribuição social diferidos ativos são reconhecidos somente na
proporção da probabilidade de que o lucro tributável futuro esteja disponível e contra o qual as
diferenças temporárias possam ser usadas.
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Os impostos de renda diferidos ativos e passivos são compensados quando há um direito
exequível legalmente de compensar os ativos fiscais correntes contra os passivos fiscais.
Para o cálculo de imposto de renda e contribuição social sobre o lucro corrente, a Companhia
mantém para 2014 a adoção do Regime Tributário de Transição – RTT, que permite expurgar
os efeitos decorrentes das mudanças promovidas pelas Leis nºs 11.638/2007 e 11.941/2009,
da base de cálculo desses tributos. A empresa não optou pela antecipação dos efeitos da lei
12.973/2014.
2.16.
Benefícios a empregados
2.16.1. Obrigações de aposentadoria
A Companhia patrocina planos de pensão e aposentadoria a seus empregados. Esses planos
foram constituídos de acordo com as características de benefício definido e contribuição
definida. Os custos, contribuições e o passivo ou ativo atuarial do plano de benefício definido
são determinados, anualmente, em 31 de dezembro, por atuários independentes, e apurados
usando o método da unidade de crédito projetada e registrados de acordo com a Deliberação
CVM nº 695/2012 (CPC 33 (R1)). Um plano de contribuição definida é um plano de pensão
segundo o qual a Companhia faz contribuições fixas a uma entidade separada. Para este
plano, a Companhia não tem obrigações legais nem construtivas de fazer contribuições se o
fundo não tiver ativos suficientes para pagar a todos os empregados os benefícios relacionados
com o serviço do empregado no período corrente e anterior. Um plano de benefício definido é
diferente de um plano de contribuição definida. Em geral, os planos de benefício definido
estabelecem um valor de benefício de aposentadoria que um empregado receberá em sua
aposentadoria, normalmente dependente de um ou mais fatores, como idade, tempo de serviço
e remuneração. Neste caso, a Companhia tem obrigações legais de fazer contribuições se o
fundo não tiver ativos suficientes para pagar os benefícios a todos os empregados.
A Companhia reconhece passivo no balanço patrimonial com relação aos planos de pensão de
benefício definido se o valor presente da obrigação de benefício definido na data do balanço é
maior que o valor justo dos ativos do plano.
A Companhia reconheceria um ativo no balanço patrimonial se os superávits do plano de
benefício definido levassem a uma redução efetiva dos pagamentos de contribuições futuras.
No momento, o superávit verificado não atendeu a esse critério e nenhum ativo foi constituído.
Os custos correntes do plano, incluindo os juros, menos os rendimentos esperados dos ativos,
são reconhecidos no resultado do exercício mensalmente. Os ganhos e as perdas atuariais são
reconhecidos imediatamente em outros resultados abrangentes, com efeito imediato no
patrimônio líquido da Companhia.
2.16.2. Pagamento baseado em ações, liquidados com instrumentos patrimoniais
Não há plano de remuneração baseado em ações de emissão da Companhia aos membros do
Conselho de Administração, Diretoria e Diretoria Estatutária.
A Duke Energy Corporation (“Controladora”), por outro lado, opera um plano de remuneração
baseado em ações, liquidado com seus instrumentos patrimoniais, para o qual elege alguns
executivos da Companhia a participar.
A Companhia recebe os serviços dos executivos elegíveis como contraprestação à
remuneração baseada em ações da Controladora, sendo estes valores calculados pelo valor
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Companhia Aberta
justo das ações da Controladora na data da concessão, e reconhecido como despesa, em
contrapartida do aumento do patrimônio líquido da Companhia, em conformidade com o
CPC 10 R1 (Pagamento baseado em ações) - (vide nota 20.5).
2.16.3. Benefícios de rescisão
Os benefícios de rescisão são exigíveis quando o emprego é rescindido pela Companhia antes
da data normal de aposentadoria ou sempre que o empregado aceitar a demissão voluntária
em troca desses benefícios. A Companhia reconhece os benefícios de rescisão quando está,
de forma demonstrável, comprometida com a rescisão dos atuais empregados de acordo com
um plano formal detalhado, o qual não pode ser suspenso ou cancelado, ou o fornecimento de
benefícios de rescisão como resultado de uma oferta feita para incentivar a demissão
voluntária.
2.16.4. Participação nos lucros
A Companhia reconhece um passivo e uma despesa de participação nos lucros e resultados
com base em uma fórmula que leva em conta o lucro líquido do exercício conforme Acordo
Coletivo vigente.
2.17.
Capital Social
Ações Ordinárias (ON) e Preferenciais (PN) são classificadas como patrimônio líquido. As
ações preferenciais não dão direito de voto, possuindo preferência na liquidação da sua
parcela do capital social. As demais características das ações preferenciais estão descritas na
nota 20.1.
2.18.
Reconhecimento da receita
2.18.1. Receita de comercialização de energia
A receita compreende o valor justo da contraprestação recebida ou a receber pela
comercialização de produtos e serviços no curso normal das atividades da Companhia. A
receita de vendas é apresentada líquida dos impostos incidentes, das devoluções, dos
abatimentos e dos descontos concedidos.
A Companhia reconhece a receita quando: (i) o valor da receita pode ser mensurado com
segurança; (ii) é provável que benefícios econômicos futuros fluirão para a entidade e (iii)
quando critérios específicos são atendidos para cada uma das atividades da Companhia,
conforme descrição a seguir. O valor da receita não é considerado como mensurável com
segurança até que todas as contingências relacionadas com a venda tenham sido resolvidas. A
Companhia baseia suas estimativas em resultados históricos, levando em consideração o tipo
de cliente, o tipo de transação e as especificações de cada venda.
A Companhia reconhece as receitas de vendas de energia em contratos bilaterais, leilões, MRE
e MCP no mês de suprimento da energia de acordo com os valores constantes dos contratos e
estimativas da Administração da Companhia, ajustados posteriormente por ocasião da
disponibilidade dessas informações.
2.18.2. Receita diferida
A Companhia possui contratos de longo prazo de venda de energia contendo, além da cláusula
de atualização monetária por índices de preços, a previsão de redução do preço contratado na
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Companhia Aberta
energia a ser fornecida no futuro. Em consonância com a Orientação do Comitê de
Pronunciamentos Contábeis (OCPC 05 - Orientação sobre Contratos de Concessão), para fins
de linearização da receita ao longo do tempo, a Companhia difere a parcela da receita obtida
entre o preço de venda e o preço médio de venda no decorrer do contrato.
2.18.3. Receita financeira
As receitas financeiras são reconhecidas conforme o prazo decorrido, usando o método da taxa
de juros efetiva, registradas contabilmente em regime de competência e são representadas
principalmente por rendimentos sobre aplicações financeiras, juros e descontos obtidos.
2.19.
Distribuição de dividendos e Juros sobre Capital Próprio – JSCP
A distribuição de dividendos para os acionistas da Companhia, com base no seu Estatuto
Social, é reconhecida como um passivo em suas demonstrações financeiras ao final do
exercício.
O Estatuto Social da Companhia prevê que o pagamento de JSCP, pode ser deduzido do
montante de dividendos a pagar. O montante calculado está em conformidade com a legislação
vigente e o benefício fiscal gerado é reconhecido na demonstração do resultado.
2.20.
Demonstrações de valor adicionado
A Companhia elaborou demonstrações do valor adicionado (DVA) nos termos do
pronunciamento técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado, as quais são
apresentadas como parte integrante das demonstrações financeiras conforme requerido pela
legislação societária brasileira às companhias abertas. Para fins de IFRS, tais demonstrações
representam informação financeira suplementar.
3.
ESTIMATIVAS E JULGAMENTOS CONTÁBEIS CRÍTICOS
As estimativas e os julgamentos contábeis são continuamente avaliados e baseiam-se na
experiência histórica e em outros fatores, incluindo expectativas de eventos futuros,
consideradas razoáveis para as circunstâncias.
3.1. Estimativas e premissas contábeis críticas
Com base em premissas, a Companhia faz estimativas com relação ao futuro. Por definição, as
estimativas contábeis resultantes raramente serão iguais aos respectivos resultados reais. As
estimativas e premissas que apresentam um risco significativo, com probabilidade de causar
um ajuste relevante nos valores contábeis de ativos e passivos para o próximo exercício
financeiro, estão contempladas abaixo:
3.1.1.
Imposto de renda, contribuição social e impostos diferidos
O método do passivo de contabilização do imposto de renda e contribuição social é usado para
imposto de renda diferido gerado por diferenças temporárias entre o valor contábil dos ativos e
passivos e seus respectivos valores fiscais. O montante do imposto de renda diferido ativo é
revisado a cada data das demonstrações financeiras e reduzido pelo montante que não seja
mais realizável através de lucros tributáveis futuros. Ativos e passivos fiscais diferidos são
calculados usando as alíquotas fiscais aplicáveis ao lucro tributável nos anos em que essas
diferenças temporárias deverão ser realizadas. O lucro tributável futuro pode ser maior ou
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Companhia Aberta
menor que as estimativas consideradas quando da definição da necessidade de registrar, e o
montante a ser registrado, do ativo fiscal.
Os créditos, que tem por base diferenças temporárias, foram reconhecidos conforme a
expectativa de sua realização.
3.1.2.
Vida útil de ativos de longa duração
A Companhia aplicou o custo atribuído na adoção inicial do IFRS de acordo com o CPC 27
(Ativo imobilizado) em 1º de janeiro de 2009 e contratou consultoria especializada para
elaboração da avaliação do ativo imobilizado. A Companhia registra sua depreciação de acordo
com a vida útil determinada pelos avaliadores que leva em consideração: (i) os valores
residuais dos ativos (de indenização ao final da concessão ou da autorização admitidos pelos
reguladores); e (ii) respeita a vida útil econômica estimada pelos reguladores que vem sendo
aceita pelo mercado como adequada, a menos que exista evidência robusta de que outra vida
útil é mais adequada. A Companhia não acredita que existam indicativos de uma alteração
material nas estimativas e premissas usadas no cálculo de perdas por recuperação de ativos
de vida longa.
3.2. Novas normas, alterações e interpretações de normas
A Companhia não adotou as IFRSs novas e revisadas e ainda não vigentes mencionadas a
seguir:
Pronunciamento
Descrição
Vigência
IFRS 9 – Instrumentos
financeiros
Refere-se ao projeto de substituição
da IAS 39 - Instrumentos Financeiros:
Reconhecimento e Mensuração.
Exercícios iniciados após 1º
de janeiro de 2018.
IFRS 15 - Receitas com
Clientes
Refere-se à convergência do IASB
(“International Accounting Standards
Board”), sobre o reconhecimento de
receita.
Exercícios iniciados em ou
após 1º de janeiro de 2018.
Modificações à IFRS 11
/ CPC 19 (R2) Negócios em Conjunto
Refere-se à contabilização de acordos
contratuais em conjunto.
IAS 38 / CPC 40 (R1) Ativo Imobilizado
Esclarecimento dos métodos de
depreciação e amortização aceitáveis.
A Administração da Companhia entende que a aplicação dos pronunciamentos mencionados a
serem adotados nas suas demonstrações financeiras nas datas exigidas pode ter algum efeito
sobre os saldos reportados anteriormente. No entanto, não é possível fornecer estimativa
razoável desse efeito até que seja efetuada revisão detalhada à época da efetiva adoção.
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Companhia Aberta
4.
GESTÃO DE RISCOS DO NEGÓCIO
4.1. Fatores de risco financeiro
As atividades da Companhia a expõem a diversos riscos financeiros: risco de mercado
(incluindo risco de taxa de juros de valor justo, risco de taxa de juros de fluxo de caixa e risco
de preço), risco de crédito e risco de liquidez. A gestão de risco da Companhia se concentra na
imprevisibilidade dos mercados financeiros e busca minimizar potenciais efeitos adversos no
desempenho financeiro da Companhia.
A gestão de risco é realizada pela Companhia, segundo as políticas aprovadas pelo Conselho
de Administração. A gestão de risco identifica, avalia e protege a Companhia contra eventuais
riscos financeiros.
4.1.1.
Risco de mercado
Risco do fluxo de caixa ou valor justo associado com taxa de juros
O risco de taxa de juros da Companhia decorre de debêntures de longo prazo e caixa e
equivalentes de caixa.
As debêntures emitidas às taxas variáveis expõem a Companhia ao risco de taxa de juros de
fluxo de caixa.
O impacto causado pela variação do Certificado de Depósito Interbancário - CDI, Índice
Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA e Índice Geral de Mercado - IGP-M sobre as
debêntures é minimizado pela remuneração das aplicações financeiras pelo CDI e pelo
aumento dos preços nos contratos bilaterais e de leilão que também estão indexados à
variação dos índices IPCA ou IGP-M.
4.1.2.
Risco de crédito
O risco de crédito decorre de caixa e equivalentes de caixa, instrumentos financeiros, depósitos
em bancos e instituições financeiras, bem como de exposições de crédito a clientes, incluindo
contas a receber em aberto. Para bancos e instituições financeiras, são aceitos somente títulos
de entidades independentemente classificadas com rating mínimo "A". No caso de clientes, a
área de análise de crédito avalia a qualidade do crédito do cliente, levando em consideração
sua posição financeira, experiência passada e outros fatores.
Nos contratos fechados com as distribuidoras através de leilão público, a Companhia procura
minimizar os riscos de crédito com o uso de mecanismos de garantia envolvendo os
recebimentos das distribuidoras. Os contratos de leilão tem linguagem padronizada e outros
tipos de suportes de créditos podem ser fornecidos por iniciativa do comprador, como garantia
bancária e cessão do Certificado de Depósito Bancário – CDB. A maioria das distribuidoras tem
fornecido os suportes de crédito baseado em seus recebíveis. Os contratos realizados com
clientes livres (CCEAL) também se utilizam de mecanismo de garantias para mitigar seus
riscos de crédito, podendo ser fiança bancária, cessão do Certificado de Depósito Bancário –
CDB ou fiança corporativa.
O preço da energia elétrica vendida para distribuidoras e clientes livres determinados nos
contratos de leilão e bilaterais está no nível dos preços fechados no mercado e eventuais
sobras ou faltas de energia são liquidadas no âmbito da CCEE (vide nota 23.1).
40
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Companhia Aberta
4.1.3.
Risco de liquidez
A Companhia monitora as previsões contínuas das exigências de liquidez para assegurar que
ela tenha caixa suficiente para atender às necessidades operacionais. Essa previsão leva em
consideração os planos de financiamento da dívida do grupo, cumprimento de cláusulas
restritivas (“covenants”), cumprimento das metas internas do quociente do balanço patrimonial
e, se aplicável, exigências regulatórias externas ou legais.
A Companhia investe o excesso de caixa em contas correntes com incidência de juros,
depósitos a prazo, depósitos de curto prazo e títulos e valores mobiliários, escolhendo
instrumentos com vencimentos apropriados ou liquidez adequada para fornecer margem
suficiente conforme determinado pelas previsões acima mencionadas.
4.1.4.
Risco de aceleração de dívidas
A Companhia possui debêntures, com cláusulas restritivas (“covenants”) normalmente
aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas a atendimento de índices econômicofinanceiros, geração de caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram atendidas e não
limitam a capacidade de condução do curso normal das operações (vide nota 14).
4.1.5.
Análise da sensibilidade
A Companhia, em atendimento ao disposto no item 40 do CPC 40 (R1) – Instrumentos
Financeiros: Evidenciação, divulga quadro demonstrativo de análise de sensibilidade para cada
tipo de risco de mercado considerado relevante pela Administração, originado por instrumentos
financeiros, compostos por debêntures e caixa e equivalentes de caixa, ao qual a Companhia
está exposta na data de encerramento do exercício.
O cálculo da sensibilidade para o cenário provável foi realizado considerando a variação entre
as taxas e índices vigentes em 31 de dezembro de 2014 e as premissas disponíveis no
mercado para os próximos 12 meses (fonte: Focus Banco Central do Brasil) e considerou ainda
outros quatro cenários, com variações de risco favoráveis e desfavoráveis de 25% e 50% sobre
as taxas de juros e índices flutuantes em relação ao cenário provável.
Demonstramos a seguir, os impactos no resultado financeiro da Companhia para os cinco
cenários estimados para os próximos 12 meses:
Dívida
Debêntures
31/12/2014
Emissão
Indexador
Cenário
- ∆ 50%
Cenário
- ∆ 25%
Cenário
Provável
Cenário
+ ∆ 25%
Cenário
+ ∆ 50%
3ª
CDI
(158.320)
(10.378)
(14.656)
(18.935)
(23.214)
(27.492)
4ª S1
CDI
(262.876)
(15.917)
(23.021)
(30.126)
(37.230)
(44.334)
4ª S2
IPCA
(278.688)
(25.848)
(30.314)
(34.780)
(39.246)
(43.712)
5ª S1
CDI
(240.357)
(15.130)
(21.626)
(28.122)
(34.617)
(41.113)
5ª S2
IPCA
(255.696)
(26.119)
(30.217)
(34.314)
(38.412)
(42.509)
(1.195.937)
(93.392)
(119.834)
(146.277)
(172.719)
(199.160)
Total da exposição líquida
CDI
141.391
(1.054.546)
7.642
(85.750)
11.463
(108.371)
15.284
(130.993)
19.105
(153.614)
22.926
(176.234)
Variação dos
índices
Cenário
- ∆ 50%
Cenário
- ∆ 25%
Cenário
Provável
Cenário
+ ∆ 25%
Cenário
+ ∆ 50%
IPCA
CDI
3,21%
5,41%
4,81%
8,11%
6,41%
10,81%
8,01%
13,51%
9,62%
16,22%
41
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Companhia Aberta
4.2. Gestão de capital
2014
Debêntures
1.195.937
(141.391)
2013
1.111.133
(611.670)
Dívida líquida
1.054.546
1.869.566
499.463
2.423.270
Total do capital
2.924.112
2.922.733
36,1
17,1
Índice de alavancagem financeira (%)*
*Dívida líquida/total do capital.
Os objetivos da Companhia ao administrar seu capital são os de salvaguardar sua capacidade
de continuidade para oferecer retorno aos acionistas e benefícios às outras partes
interessadas, além de manter uma estrutura de capital ideal para reduzir esse custo.
Para manter ou ajustar a estrutura do capital, a Companhia pode rever a política de pagamento
de dividendos ou devolver capital aos acionistas.
4.3. Estimativa do valor justo
Pressupõe-se que os saldos das contas a pagar aos fornecedores e as contas a receber de
clientes reconhecidos pelo valor contábil, menos a perda (impairment), estejam próximos 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.
O valor justo dos instrumentos financeiros negociados em mercados ativos 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.
4.4. Outros riscos
4.4.1.
Risco hidrológico
Risco associado à escassez de água destinada à geração de energia. O Sistema Interligado
Nacional – SIN é atendido por cerca de 70% de geração hidráulica. Para atenuar estes riscos,
foi criado o Mecanismo de Realocação de Energia (”MRE”), que é um mecanismo financeiro de
compartilhamento entre as regiões do SIN dos riscos hidrológicos das usinas despachadas
centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema – ONS. É importante ressaltar que o
risco é sistêmico, ou seja, haverá efetivo risco às empresas que possuem usinas hidroelétricas
quando o sistema como um todo estiver em condição hidrológica desfavorável e não apenas a
região onde estas usinas estão localizadas.
42
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Companhia Aberta
4.4.2.
Risco de regulação
As atividades da Companhia, assim como de seus concorrentes, são regulamentadas e
fiscalizadas pela ANEEL. Qualquer alteração no ambiente regulatório poderá exercer impacto
sobre as atividades da Companhia.
4.4.3.
Risco ambiental
As atividades e instalações da Companhia estão sujeitas a diversas leis e regulamentos
federais, estaduais e municipais, bem como a diversas exigências de funcionamento
relacionadas à proteção do meio ambiente. Adicionalmente, eventual impossibilidade de a
Companhia operar suas usinas em virtude de autuações ou processos de cunho ambiental
poderá comprometer a geração de receita operacional e afetar negativamente o resultado da
Companhia.
A Companhia utiliza-se da política de gestão de Meio Ambiente, Saúde e Segurança – MASS
para assegurar o equilíbrio entre a conservação ambiental e o desenvolvimento de suas
atividades, minimizando os riscos para a Companhia.
5.
QUALIDADE DO CRÉDITO DOS ATIVOS FINANCEIROS
A qualidade do crédito dos ativos financeiros que não estão vencidos pode ser avaliada
mediante referência às classificações externas de crédito (se houver) ou às informações
históricas sobre os índices de inadimplência de contrapartes (vide nota 6):
Standard
& Poor's
Moodys
A-3
A-2
A-3
B
*
BR-1
BR-1
BR-1
*
2014
Standard
& Poor's
Moodys
A-3
A-2
A-2
*
BR-1
BR-1
BR-1
*
125.051
7
16.330
3
141.391
2013
274.075
328.030
9.559
3
3
611.670
* O saldo de R$ 3 em 31 de dezembro de 2014 (R$ 3 em 31 de dezembro de 2013) refere-se a
fundo fixo de caixa, portanto, não possui classificação de risco.
6.
CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
2014
2013
3.105
659
Certificado de depósito bancário - CDB
135.462
611.011
Fundo renda fixa
2.824
141.391
611.670
Caixa e bancos
Aplicações financeiras
43
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Companhia Aberta
As aplicações financeiras correspondem às operações de fundos de investimentos de renda
fixa e certificados de depósitos bancários, as quais são realizadas com instituições que operam
no mercado financeiro nacional e são contratadas em condições e taxas normais de mercado,
tendo como característica alta liquidez, baixo risco de crédito e remuneração pela variação do
CDI. Os ganhos ou perdas decorrentes de variações no valor justo desses ativos são
apresentados na demonstração do resultado em “resultado financeiro” no exercício em que
ocorrem (vide nota 24).
Em 31 de dezembro de 2014, ocorreu redução de 77,4% nas aplicações financeiras em relação
ao saldo em 31 de dezembro de 2013, decorrentes, principalmente, da redução de capital
realizado pela companhia em novembro de 2014. (vide nota 20.1)
7.
CLIENTES
2014
Circulante
Contratos bilaterais
96.411
Contratos de leilão
27.000
Energia de curto prazo (MRE/MCP)
6.322
129.733
Estimativa para créditos de liquidação duvidosa
(220)
129.513
Não
circulante
1.245
1.245
(285)
960
Total
2013
Circulante
96.411
88.642
28.245
31.313
Não
circulante
1.747
Total
88.642
33.060
6.322
51.146
-
51.146
130.978
171.101
1.747
172.848
(505)
130.473
(2.373)
168.728
(192)
1.555
(2.565)
170.283
Movimentação da estimativa para créditos de liquidação duvidosa (“ECLD”):
Saldo em 31 de dezembro de 2013
(2.565)
Constituição
(1.508)
Reversão
Reversão por perda efetiva
3.306
262
(505)
As faturas emitidas pela Companhia referentes aos contratos bilaterais são emitidas com
vencimento único no mês seguinte ao do suprimento, enquanto os contratos de leilão são
desdobrados em três parcelas iguais, com vencimentos nos dias 15 e 25 do mês seguinte ao
do suprimento e no dia 5 do segundo mês subsequente.
A estimativa de crédito de liquidação duvidosa é avaliada conforme descrito na nota explicativa
2.5.
44
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8.
TRIBUTOS A RECUPERAR / RECOLHER
2014
Ativo
IRPJ e CSLL
PIS e COFINS
ICMS
ISS
INSS
Passivo
IRPJ e CSLL
PIS e COFINS
ICMS
IRRF sobre JSCP
Outros
2013
Circula nte
Não
Circula nte
Circula nte
Não
Circula nte
8.584
7.265
21
39
15.909
819
141
960
4.772
227
21
39
5.059
318
318
75.475
10.145
1.468
9.454
336
96.878
-
160.538
10.018
1.442
9.934
308
182.240
-
Ativo de imposto dife rido
Diferenças temporárias
Benefício fiscal
Receita Diferida
Passivo de imposto dife rido
Ajuste de avaliação patrimonial
Ajuste atuarial Plano de pensão
Passivo de imposto dife rido (líquido)
-
(10.971)
(32.185)
(4.448)
-
(11.495)
(36.518)
(3.152)
-
414.036
1.998
368.430
-
449.231
1.837
399.903
A Companhia optou pelo Regime Transitório de Tributação (“RTT”) de apuração do lucro real,
que trata dos ajustes tributários decorrentes dos métodos e critérios contábeis introduzidos pela
Lei nº 11.638/2007, e pelos artigos 36 e 37 da MP nº 449/2008 (convertida na Lei nº
11.941/2009), que modificam o critério de reconhecimento de receitas, custos e despesas
computadas na apuração do lucro líquido do exercício definido no artigo 191 da Lei nº
6.404/1976. Os efeitos advindos da adoção das leis mencionadas anteriormente não terão
efeitos para fins de apuração do lucro real da pessoa jurídica sujeita ao RTT, devendo ser
considerados, para fins tributários, os métodos e critérios contábeis vigentes em 31 de
dezembro de 2007.
8.1. Imposto de renda e contribuição social diferidos
Em 1º de janeiro de 2009, conforme previsto no CPC 27 (Ativo imobilizado) e em atendimento
às orientações contidas no ICPC 10 (Interpretação sobre a aplicação inicial ao ativo imobilizado
e à propriedade para investimento dos pronunciamentos técnicos CPCs 27, 28, 37 e 43), a
Companhia reconheceu o valor justo do ativo imobilizado (custo atribuído) na data da adoção
inicial dos CPCs e do IFRS. Em decorrência, a Companhia também reconheceu os
correspondentes valores de imposto de renda e de contribuição social diferidos, nessa data de
transição.
Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia efetuou provisão para imposto de renda e
contribuição social diferidos sobre ganho de avaliação patrimonial do plano de pensão e
aposentadoria no montante de R$ 161 (R$ 746 em 31 de dezembro de 2013).
45
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Companhia Aberta
Em 31 de dezembro de 2014, as diferenças intertemporais representadas por despesas
dedutíveis no futuro, apresentam o montante de R$ 32.268 (R$ 33.809 em 31 de dezembro de
2013), correspondentes a R$ 10.971 de impostos diferidos ativos (R$ 11.495 em 31 de
dezembro de 2013). A realização do imposto de renda e contribuição social ocorrerá na medida
em que tais valores sejam oferecidos à tributação.
A Companhia apresenta o imposto de renda e contribuição social diferidos no grupo não
circulante conforme CPC 26 (Apresentação das demonstrações contábeis).
8.2. Benefício fiscal – Ágio incorporado
O montante de ágio absorvido pela Companhia, em razão da incorporação da Duke Energia do
Sudeste Ltda (“Duke Sudeste”), teve como fundamento econômico a expectativa de resultados
futuros e será amortizado até 2030, conforme estipulado pela Resolução ANEEL nº 28/2002,
baseado na projeção de resultados futuros, elaborada por consultores externos naquela data.
A Companhia constituiu provisão para manter a integridade do patrimônio, cuja reversão
neutralizará o efeito da amortização do ágio no balanço patrimonial; segue sua composição:
2014
Ágio
Saldos oriundos da incorporação
(vide nota 20.2)
Realização
Saldos no final do exercício
Provisão
305.406
(210.732)
94.674
(201.568)
139.079
(62.489)
Valor
Líquido
103.838
(71.653)
32.185
2013
Valor
Líquido
103.838
(67.320)
36.518
Para fins de apresentação das demonstrações financeiras, o valor líquido correspondente ao
benefício fiscal – imposto de renda e contribuição social, acima descrito, está sendo
apresentado no balanço patrimonial como conta redutora desses mesmos tributos no passivo
não circulante, na rubrica impostos diferidos. Na forma prevista pela instrução CVM
nº 319/1999, não há efeitos no resultado no exercício conforme demonstrado a seguir:
2014
Amortização do ágio
Reversão da provisão
Benefício fiscal
Efeito líquido no período
2013
(12.745)
8.412
4.333
-
(13.752)
9.076
4.676
-
Realização do benefício fiscal referente ágio incorporado da Duke Sudeste.
2015
Realização estimada
4.002
2016
3.695
2017
3.299
2018
2.946
2019 2020 - 2021 2022 - 2024 2025 em diante
2.630
4.445
5.035
6.133
Total
32.185
46
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
8.3. Demonstrações da apuração do imposto de renda e contribuição social
A reconciliação entre a despesa de imposto de renda e de contribuição social pela alíquota
nominal e pela efetiva está demonstrada a seguir:
2014
IRPJ
CSLL
2013
Total
IRPJ
CSLL
Tota l
25%
98.779
395.117
9%
35.561
34%
134.340
25%
148.774
595.097
9%
53.559
34%
202.333
Ajustes para cálculo pe la alíquota e fetiva
Amortização encargo credor inflacionário
Despesas indedutíveis
Juros sobre capital próprio
Incentivos fiscais
Ajuste saldo negativo 2012
Outros
IRPJ e CSLL com e fe ito no re sultado
(2.196)
2.365
(15.676)
(4.414)
(29)
78.829
74
710
(5.643)
8
30.710
(2.122)
3.075
(21.319)
(4.414)
(21)
109.539
(2.212)
2.082
(16.738)
(3.607)
244
(39)
128.504
74
610
(6.026)
118
7
48.342
(2.138)
2.692
(22.764)
(3.607)
362
(32)
176.846
IRPJ e CSLL corrente
IRPJ e CSLL diferidos
Tota l IRPJ e CSLL com efe ito no resultado
102.089
(23.260)
78.829
39.084
(8.374)
30.710
141.173
(31.634)
109.539
152.480
(23.976)
128.504
56.973
(8.631)
48.342
209.453
(32.607)
176.846
20,0%
7,8%
27,8%
21,6%
8,1%
29,7%
Lucro contábil a ntes do IRPJ e CSLL
Alíquota nominal do IRPJ e CSLL
IRPJ e CSLL a a líquota s da le gisla çã o
Alíquota efe tiva
Foram excluídos na apuração das bases de cálculos dos tributos federais da Companhia,
conforme determinado no RTT, os ajustes contábeis decorrentes da aplicação das seguintes
normas: CPC 33 R1 (Benefícios a empregados), CPC 10 (R1) (Pagamento baseado em ações)
e CPC 27 (Ativo imobilizado).
8.4 Lei 12.973/2014
Resultado da conversão em Lei da MP 627/2013, esta norma altera a legislação tributária
federal relativa ao Imposto sobre a Renda das Pessoas Jurídicas - IRPJ, à Contribuição Social
sobre o Lucro Líquido - CSLL, à Contribuição para o PIS/Pasep e à Contribuição para o
Financiamento da Seguridade Social - Cofins; revoga o Regime Tributário de Transição - RTT,
instituído pela Lei no 11.941, de 27 de maio de 2009 e dispõe sobre a tributação da pessoa
jurídica domiciliada no Brasil, com relação ao acréscimo patrimonial decorrente de participação
em lucros auferidos no exterior por controladas e coligadas.
A Empresa decidiu por não antecipar os efeitos desta Lei para 2014 e verificou que esta norma
não trará impactos às operações da Companhia.
9.
DEPÓSITOS JUDICIAIS
2014
2013
Ambiental
4.977
4.612
Fiscal:
8.362
7.768
1.236
1.152
111
103
IPTU (Município de Primeiro de Maio)
Multa de mora sobre IRRF, IRPJ e CSLL
Multa de mora sobre PIS, COFINS,
IRPJ, CSLL e IOF
Tusd-g
7.015
6.513
25.754
23.164
39.093
35.544
47
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
Estão classificados nesta rubrica somente os depósitos judiciais recursais não relacionados
com as contingências passivas prováveis e todos são atualizados monetariamente (vide
nota 17).
i.
Ambiental – Depósitos judiciais efetuados pela Companhia nos autos de ações
anulatórias movidas em face de contra Instituto Ambiental do Paraná – IAP e Instituto
Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA, referentes
à multas administrativas.
ii.
Fiscal:
a. IPTU (Município de Primeiro de Maio) – A Companhia ajuizou ação
anulatória de débitos fiscais em face do Município de Primeiro de Maio, débitos
estes relativos ao Imposto Predial Territorial Urbano - IPTU incidente sobre
imóveis que correspondem à parte do reservatório da bacia de Capivara. Os
depósitos judiciais ocorreram em 2008 e 2010.
b. Multa de mora sobre IRRF, IRPJ e CSLL – Depósitos judiciais referentes a
mandado de segurança ajuizado com o objetivo de obter concessão de
segurança para fins de ser reconhecida a quitação de valores de Imposto de
Renda Retido na Fonte – IRRF, IRPJ e CSLL sem a exigência de multa
moratória, face à denúncia espontânea realizada.
c.
iii.
Multa de mora sobre PIS, COFINS, IRPJ, CSLL e IOF – Depósito judicial
efetuado em mandado de segurança para fins de garantia do juízo e
suspensão da exigibilidade do débito fiscal relativo à multa de mora. A
Companhia, apoiada em parecer de assessores legais, entende que a multa de
mora não é devida a partir de denúncia espontânea, conforme previsto no
artigo 138 do Código Tributário Nacional e, assim, nenhum passivo foi
contabilizado em relação a essa discussão.
Tusd-g – Depósitos judiciais para fins de obtenção de decisão judicial suspendendo a
exigibilidade da multa imposta pela ANEEL pelo suposto descumprimento das
obrigações de assinar os Contratos de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD e de
pagar o Passivo acumulado entre julho de 2004 a junho de 2009. Para maiores
detalhes, vide nota explicativa nº 12 para uma descrição do andamento das discussões
referentes à Tusd-g.
48
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Companhia Aberta
10. IMOBILIZADO
a) Composição
2014
De preciaçã o
acum ulada
Custo
2013
Va lor líquido
Tax a mé dia
a nual de
de preciaçã o
Va lor líquido
Em serviço
Terrenos
210.989
210.997
-
3.408.728
210.989
(915.287)
2.493.441
2.674.464
4,5%
Edificações, obras civis e benfeitorias
461.868
(149.263)
312.605
325.042
3,2%
Máquinas e equipamentos
829.711
(272.178)
557.533
560.767
5,7%
6.107
1.817
(1.681)
4.426
14,7%
Reservatórios, barragens e adutoras
Veículos
Móveis e utensílios
(-) Reserva usinas Canoas I e II
-
(1.444)
(200.675)
-
4.718.545
(1.339.853)
373
2.991
404
(200.675)
(200.675)
3.378.692
3.573.990
4.249
5,2%
Em curso
Terrenos
4.248
-
4.248
1.898
-
1.898
1.609
1.529
-
1.529
2.199
71.991
1.453
-
71.991
1.453
50.352
280
1.155
-
1.155
960
82.274
-
82.274
59.649
3.460.966
3.633.639
(1.595)
(1.677)
3.459.371
3.631.962
Veículos
4.800.819
(-) Obrigações especiais (vide nota 18)
(1.339.853)
(1.677)
82
4.799.142
(1.339.771)
b) Movimentação do ativo imobilizado
Valor líquido
em 31/12/2013
Terrenos
Adições
Deprec.
215.246
-
2.676.073
1.492
Reclassificação
e transferência
Baixas
-
(153.944)
(9)
(9)
(28.273)
Valor líquido
em 31/12/2014
215.237
2.495.339
327.241
2.040
(14.977)
(170)
-
314.134
611.119
34.854
(44.562)
(1.139)
29.252
629.524
3.271
3.832
(822)
(402)
1.364
(200.675)
1.237
-
(92)
-
(2)
-
3.633.639
43.455
(214.397)
(1.731)
Veículos
(-) Reserva usinas Canoas I e II
(-) Obrigações especiais (vide Nota 18)
10.1.
(1.677)
-
82
3.631.962
43.455
(214.315)
(1.731)
(979)
-
5.879
1.528
(200.675)
3.460.966
-
(1.595)
-
3.459.371
Custo atribuído no ativo imobilizado
A Companhia aplicou o custo atribuído na adoção inicial do IFRS de acordo com o CPC 27
(Ativo imobilizado) e contratou uma consultoria especializada para elaboração da avaliação do
Ativo Imobilizado. A avaliação foi realizada com base nas normas e procedimentos da
Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, método de depreciação de Ross-Heidecke,
49
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Companhia Aberta
que considera o estado de conservação e a vida transcorrida da edificação para obter seu
custo atribuído, além das demais determinações contidas na legislação pertinente.
Em 1º de janeiro de 2009, data da adoção inicial do IFRS, o ativo imobilizado foi acrescido em
R$ 2.083.565 pela aplicação do custo atribuído em contrapartida de ajustes de avaliação
patrimonial no grupo do patrimônio líquido. No contexto do cálculo do valor justo, a Companhia
considerou os valores residuais reembolsáveis de concessão e o acréscimo do valor justo foi
limitado ao valor de indenização. Desta forma, a Companhia constituiu reserva de R$ 200.675,
referente saldo residual ao final da concessão das usinas Canoas I e II.
A despesa incremental de depreciação, calculada sobre os ajustes ao custo atribuído nos
exercícios findos em 31/12/2014 e 31/12/2013 foi de R$ 102.969 e R$ 101.042,
respectivamente.
Os terrenos foram mantidos a custo histórico.
10.2.
Taxas de depreciação
A Companhia calcula sua depreciação pelo método linear, por componente, cuja taxa de
depreciação leva em consideração o tempo de vida útil-econômica estimada dos bens de
acordo com estabelecido pelo órgão regulador. Os terrenos não são depreciados.
10.3.
Bens vinculados à concessão
De acordo com os contratos de concessão 76/1999 e 183/1998, é vedada à Companhia alienar
ou ceder a qualquer título os bens e instalações considerados servíveis à concessão sem a
prévia e expressa autorização da ANEEL. A Resolução ANEEL nº 20/1999 regulamenta a
desvinculação de bens das concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo
autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à
alienação. Encontra-se pendente na ANEEL a definição sobre a audiência pública nº 39/2010,
que trata da revisão da resolução supramencionada.
10.4.
Contratos de Concessão
Em 27 de dezembro de 2012, foi publicada portaria do MME nº 184/2012, que prevê a redução
de 1,4 (MW médio) no total de garantia física da Companhia, alterando o valor referente a
UHE – Taquaruçu de 201 MW médios para 200,6 MW médios e referente a UHE - Rosana de
177 MW médios para 176 MW médios. Estas reduções foram motivadas por um processo de
revisão extraordinária da garantia física, previsto na portaria do MME n° 861/2010, e estão
sendo objeto de discussão na esfera administrativa no sentido de revertê-las.
10.5.
Expansão 15%
A Companhia informa que a Ação de Obrigação de Fazer movida pelo Estado de São Paulo
referente à expansão de 15% da sua capacidade instalada tramita em segredo de justiça.
10.6.
Venda do Ativo – Pousada Salto Grande
Em 31 de Julho de 2014, foi promovida a venda em leilão público da pousada “Salto Grande”.
O lance vencedor foi no montante de R$ 4.020, sendo 25% pagos em 01 de agosto de 2014 e
os 75% restantes em 23 de setembro de 2014, conforme contrato entre as partes.
50
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Companhia Aberta
O custo apurado na venda do imobilizado foi de R$ 178, correspondente ao saldo residual do
bem na data da transação. O resultado apurado na transação está registrado na rubrica
“Outras Receitas Operacionais”, na demonstração do resultado do exercício.
10.7.
Análise de Impairment
Durante o exercício, a Companhia verificou uma mudança no cenário macroeconômico do setor
elétrico que gerou impactos nos resultados auferidos no decorrer do exercício, conforme
explicado na nota 23.2. A Companhia entende que a referida situação poderia impactar no
valor recuperável de seus ativos. Dessa forma, a Administração efetuou uma análise do valor
recuperável desses ativos, a qual não indicou perda por impaiment a ser reconhecida em 31 de
dezembro de 2014.
11. INTANGÍVEL
O saldo em 31 de dezembro de 2014 é constituído por direitos de uso de software, servidão de
passagem e pela UBP.
a) Composição
31/12/2014
Amortiza çã o
a cumula da
Custo
Em serviço
UBP
Software
Servidão de passagem
Em curso
Software
(-) Obrigações especiais
(vide Nota 18)
31/12/2013
Valor líquido
Va lor líquido
53.494
23.624
75
77.193
(25.735)
(21.287)
(47.022)
27.759
2.337
75
30.171
29.609
3.331
75
33.015
1.980
79.173
(47.022)
1.980
32.151
1.385
34.400
(2.207)
622
(1.585)
(2.026)
76.966
(46.400)
30.566
32.374
Ta xa média
anua l de
amortiza çã o
3,5%
4,5%
b) Movimentação intangível
UBP
Software
Servidão de passagem
(-) Obrigações especiais
(vide Nota 18)
Va lor líquido
e m 31/12/2013
29.609
4.716
75
34.400
Adições
Amortização
661
661
(2.026)
-
32.374
661
Valor líquido
em 31/12/2014
(1.850)
(1.060)
(2.910)
27.759
4.317
75
32.151
441
(1.585)
(2.469)
30.566
51
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Companhia Aberta
12. FORNECEDORES
2014
2013
59.111
Não
Circula nte
-
59.111
7
Nã o
Circulante
-
Materiais e serviços contratados
9.398
-
9.398
6.367
-
6.367
10.604
6.861
17.465
8.705
5.098
13.803
9.698
-
9.698
7.871
-
7.871
884
6.861
7.745
813
5.098
5.911
Circula nte
Suprimento de energia elétrica
Tust
Tusd-g
Encargos de conexão
Tota l
Circulante
Total
7
22
-
22
21
-
21
79.113
6.861
85.974
15.079
5.098
20.177
O saldo de suprimento de energia elétrica refere-se à compra de energia no âmbito bilateral e
no mercado de curto prazo, da CCEE. No exercício de 2014, houve um grande incremento
nesse saldo devido ao cenário hidrológico desfavorável. Consequentemente, o efeito pode ser
observado no resultado da Companhia, na rubrica de “Energia comprada para a revenda” (nota
23.2).
A ANEEL regula as tarifas que regem o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. As
tarifas devidas pela Companhia são: (i) Tarifas de Uso de Sistema de Transmissão – Tust; (ii)
Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição Aplicáveis às Unidades Geradoras Conectadas aos
Sistemas de Distribuição – Tusd-g; e (iii) Encargos de Conexão (vide nota 23.3).
A Companhia atualmente discute judicialmente, via Ação Ordinária, a revisão dos valores a
serem pagos por conta da Tusd-g, pelo entendimento de que as Demais Instalações de
Transmissão – DITs e os Transformadores de Fronteira integram o sistema de transmissão e
que a tarifa por remunerar estes ativos do sistema de transmissão deve ser calculada com
base na diretriz do sinal locacional.
Em junho de 2009, a Companhia requereu nos autos da Ação Ordinária o depósito judicial dos
valores da Tusd-g e a determinação judicial de que os Contratos de uso do sistema de
distribuição (“Cusd”) com as distribuidoras fossem considerados assinados. Em junho de 2009,
o pedido de depósito judicial foi indeferido, mas o juiz reconheceu como assinados os Cusd
com as distribuidoras.
Desta forma, diante da obrigação de pagar tais valores, em 30 de junho de 2009, a Companhia
reconheceu em seu resultado o montante de R$ 71.262 (R$ 59.311 registrado na rubrica
Encargos do Uso da Rede Elétrica e R$ 11.951 registrado na rubrica Despesas Financeiras),
sendo, R$ 30.534 no Passivo Circulante e R$ 40.728 no Passivo Não Circulante, ajustando o
valor registrado ao montante estabelecido pela Resolução Homologatória ANEEL nº 497/2007,
respeitando decisão judicial mencionada acima. Segundo o parecer dos assessores jurídicos
da Companhia, as chances de êxito na Ação Ordinária não são alteradas em razão do
indeferimento da petição de depósito, permanecendo classificadas como possíveis.
A Companhia recorreu da decisão que indeferiu o pedido de depósito e, em agosto de 2009, o
Tribunal autorizou o depósito judicial dos montantes relativos à diferença entre as tarifas
calculadas em conformidade com a Resolução ANEEL n º 349/2009 e a Resolução nº
497/2007.
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Companhia Aberta
Em dezembro de 2014, foi proferida sentença em primeira instância que julgou totalmente
procedentes os pedidos da Companhia na Ação Ordinária. A decisão está sujeita a recurso por
parte da ANEEL e das distribuidoras. A Companhia efetuou o pagamento das últimas parcelas
dos depósitos judiciais no primeiro trimestre de 2012, cujo montante atualizado em 31 de
dezembro de 2014 é de R$ 60.982 (R$ 54.986 em 31 de dezembro de 2013). O passivo é
apresentado líquido dos depósitos judiciais e seu saldo em 31 de dezembro de 2014 é de
R$ 6.861 (R$ 5.098 em 31 de dezembro de 2013).
13. PARTES RELACIONADAS
13.1.
Transações e saldos
A Companhia possui contratos de compartilhamento de despesas com as empresas coligadas
DEB – Pequenas Centrais Hidrelétricas Ltda (“DEB”) e Duke Energy International, Brasil Ltda
(“Duke Brasil”). O saldo a receber de partes relacionadas destes contratos em 31 de dezembro
de 2014 é de R$ 409.
Na medida em que clientes da Companhia necessitam de garantias em operações comerciais,
a Duke Brasil fornece essas garantias em nome da Companhia, cujo montante em 31 de
dezembro de 2014 é de R$ 196.759 (R$ 164.209 em 31 de dezembro de 2013). As demais
transações relevantes com partes relacionadas referem-se à distribuição dos dividendos.
13.2.
Contrato de desenvolvimento de projetos
Em 21 de dezembro de 2012, nos termos da Resolução Normativa ANEEL n° 334/2008 e
políticas internas da Companhia foi aprovada, em Assembleia Geral Extraordinária (AGE), a
assinatura do Contrato de Desenvolvimento de Projetos (“Contrato”), tendo como contraparte
empresa do mesmo grupo econômico da Companhia, Duke Brasil, acionista controladora da
Companhia, que tem por objeto social a participação em licitações e/ou leilões realizados no
âmbito do setor elétrico, obtendo as correspondentes concessões, permissões ou autorizações.
Trata-se da iniciativa da Companhia e da Duke Brasil de disciplinarem a forma de
desenvolvimento e aquisição de projetos no setor elétrico, sendo que a Duke Brasil assumiria
todos os custos para estudos de novos projetos, bem como os riscos associados ao
desenvolvimento propriamente dito, até a obtenção da fase de operação comercial, bem como
obteria todas as licenças e autorizações necessárias para o desenvolvimento, construção e/ou
operação de cada projeto e a Companhia forneceria suporte técnico, operacional e pessoal
para a Duke Brasil, nos termos do Contrato.
Em dezembro de 2013, foi instituído o Comitê Independente para estudo de potencial aquisição
do projeto desenvolvido pela empresa do mesmo grupo econômico da Companhia, DEB –
Pequenas Centrais Hidrelétricas Ltda. (“Projeto”), o qual já atingiu a Fase de Operação
Comercial, nos termos do Contrato e da legislação em vigor.
O objetivo do Comitê Independente foi assegurar que as transações com Partes Relacionadas,
realizadas no âmbito do Contrato, estejam sempre em cumprimento estrito das condições em
bases comutativas, negociadas independentemente por meio de um processo transparente e
seguro. Tal órgão foi formado por 03 (três) membros, sendo 01 (um) membro nomeado pelos
representantes dos acionistas minoritários da Companhia, 01 (um) pela Duke Brasil, e o
terceiro mediante acordo mútuo dos 02 (dois) primeiros membros.
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Companhia Aberta
Em setembro de 2014, após análise pelo Comitê Independente da transação, foi emitida a
seguinte recomendação à Assembleia Geral de Acionistas, que seria responsável por analisar
a aquisição da DEB pela Companhia: “(a) o encaminhamento do report de Due Diligence sobre
a DEB para análise do Conselho de Administração, uma vez que, em seu entendimento, ele
abordou de forma adequada a situação técnica, fiscal, contábil, ambiental, regulatória e legal
do Projeto; (b) o encaminhamento, ao Conselho de Administração, da minuta de Contrato de
Compra e Venda de Quotas, a ser firmado entre Duke Brasil e a Companhia com a
interveniência da DEB, para aprovação dos órgãos sociais da Companhia competentes para
prosseguimento da Transação; (c) a adoção do Preço de Transferência, e correspondente
Preço de Aquisição, de R$ 181 milhões, para compra e venda da totalidade da participação da
Duke Brasil no Projeto, sendo que o Preço de Aquisição estará sujeito a ajuste, para mais ou
para menos, em decorrência de qualquer eventual variação na posição da Dívida Líquida da
Sociedade verificada entre (i) 30 de junho de 2014; e (ii) a Data de Fechamento, conforme vier
a constar das Demonstrações Financeiras do Fechamento; e (d) o estabelecimento do prazo de
até 6 (seis) meses contados da data de assinatura do contrato para a obtenção da competente
autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para a transferência da
participação societária”.
Assim, durante a Assembleia Geral de Acionistas, realizada no dia 02 de outubro de .2014, foi
aprovado o exercício da opção de compra do Projeto pela Companhia, nos termos da Cláusula
VII, item 7.1 do Contrato de Desenvolvimento de Projetos assinado entre a Companhia e a
Duke Brasil em 21 de dezembro de 2012, condicionada à prévia anuência da ANEEL, nos
termos da Resolução da ANEEL nº 484/2012.
Em 08 de outubro de2014, a DEB protocolou junto à ANEEL pedido de anuência prévia para
transferência do controle societário, nos termos da citada Resolução. Até a data de aprovação
das demonstrações financeiras, a Companhia aguarda a autorização da ANEEL para efetivar o
Contrato de Compra e Venda de Quotas, firmado entre Duke Brasil e a Companhia, com a
interveniência da DEB.
13.3.
Remuneração do pessoal-chave da Administração
Em 28 de abril de 2014, em Assembleia Geral Ordinária (AGO), foi aprovado o valor da
remuneração anual da Administração da Companhia no montante global de até R$ 10.590 para
2014, sendo distribuído da seguinte forma: (a) R$ 1.600 para o Conselho de Administração; (b)
R$ 8.000 para a Diretoria e (c) R$ 990 para o Conselho Fiscal. O valor da remuneração do
Conselho Fiscal no ano de 2014 foi de R$ 956 (R$ 895 no ano de 2013).
Segue detalhe da remuneração relacionada às pessoas-chave da Administração:
2014
2013
Benefícios de curto prazo a empregados e administradores
6.171
5.826
Benefícios pós-emprego
224
6.395
183
6.009
Remuneração baseada em ações (vide nota 20.5)
25
6.420
80
6.089
54
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Companhia Aberta
Alguns administradores da Companhia eram elegíveis ao Programa de Incentivo de Longo
Prazo (Long Term Incentive Program – LTI), estabelecido e composto por ações da sua
Controladora indireta. No ano de 2014, a Companhia reconheceu como despesas relativas ao
plano de pagamento baseado em ações da Controladora o montante de R$ 25 (R$ 80 no ano
de 2013). A Companhia não possui plano local envolvendo suas ações.
14. DEBÊNTURES
14.1.
Composição e vencimento das debêntures
a) Composição
Principa l + Encargos em
2014
Emissão
Série
Re munera ção
2013
Ve ncimento
Circulante
Não
circulante
2ª
Única
Variação IGP-M + 8,59% ao ano
16/07/2015
-
-
3ª
Única
10/01/2017
8.515
149.805
4ª
1
16/07/2018
13.265
4ª
2
Variação IPCA + 6,07 % ao ano
16/07/2023
5ª
1
5ª
2
Variação IPCA + 7,01% ao ano
Total
Circulante
-
Nã o
circulante
Total
224.301
208.479
432.780
158.320
7.011
149.610
156.621
249.611
262.876
10.876
249.455
260.331
7.589
271.099
278.688
7.057
254.344
261.401
20/05/2019
2.724
237.633
240.357
-
-
20/05/2021
10.491
245.205
255.696
-
-
42.584
1.153.353
1.195.937
249.245
861.888
1.111.133
b) Vencimento
2014
Vencimento
a Longo Prazo
Não
Circulante
2016
157.211
2017
237.064
2018
2019
2020
2021
2022
2023
162.167
161.403
81.887
172.535
90.403
90.683
1.153.353
55
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
14.2.
Movimentação
2ª Emissã o
3ª Em issão
Série Única Sé rie Única
Sa ldo e m 31 de de zembro de 2013
432.780
156.621
4ª Em issão
Série 1
260.331
5ª Emissã o
Sé rie 2
Série 1
261.401
Total
Série 2
-
-
1.111.133
239.000
240.000
479.000
Movimentação da s de bê ntures
Captação de debêntures
-
-
-
-
Custos de transação
Amortização de custos de transação
-
-
-
-
195
156
77
208
180
(333.350)
-
-
-
-
-
(333.350)
Apropriação juros
31.528
17.609
28.029
16.697
17.426
10.788
122.077
Apropriação de variação monetária
10.368
-
-
16.678
-
6.752
33.798
Apropriação de reembolso de juros e variação monetária (*)
-
-
-
-
(1.591)
(1.840)
(3.431)
Recebimento de reembolso de juros e variação monetária (*)
-
-
-
-
1.591
1.840
(47.992)
(16.105)
(25.640)
(16.165)
(14.303)
-
(120.205)
-
(95.522)
Amortização de principal
Pagamento de juros
Pagamento de variação monetária
2.188
(1.974)
(3.998)
3.004
3.431
(95.522)
-
-
-
(432.780)
1.699
2.545
17.287
240.357
255.696
84.804
158.320
262.876
278.688
240.357
255.696
1.195.937
Sa ldo e m 31 de de zembro de 2014
-
-
(2.024)
(*) Vide nota explicativa nº 14.3
14.3
Quinta emissão de debêntures
Em 20 de maio de 2014, a Companhia realizou captação de R$ 479.000 (quatrocentos e
setenta e nove milhões de reais) no mercado na forma de dívida, por meio da 5ª emissão
pública de debêntures simples, não conversíveis em ações, emitidas sob a forma nominativa,
escritural, da espécie quirografária, no mercado local, as quais foram distribuídas com esforços
restritos, nos termos da Instrução CVM nº 476/2009, destinadas exclusivamente a investidores
qualificados.
A emissão foi realizada em duas séries, sendo que a primeira é composta de 23.900 (vinte e
três mil e novecentas) debêntures no valor nominal de R$ 10.000,00 (dez mil reais) cada, com
prazo de vencimento em 5 (cinco) anos e a segunda é composta de 24.000 (vinte e quatro mil)
debêntures, no valor nominal de R$ 10.000,00 (dez mil reais) cada, com prazo de vencimento
em 07 (sete) anos, totalizando assim 47.900 (quarenta e sete mil e novecentas) debêntures.
As liberações efetivas dos recursos oriundos da primeira e segunda série ocorreram em 10 e
11 de junho de 2014, respectivamente. Os juros e variação monetária incorridos entre a data
da emissão das debêntures e a liberação efetiva dos recursos, que totalizam R$ 3.431 (três
milhões, quatrocentos e trinta e um mil reais), foram reembolsados à Companhia e registrados
no Resultado Financeiro, no sub grupo “Despesas Financeiras”, sob a descrição de
“Recuperação de juros e atualização monetária de debêntures” (vide nota 24).
A oferta foi emitida com base nas deliberações: (i) da Reunião de Diretoria da Companhia
realizada em 25 de março de 2014; (ii) da Reunião do Conselho de Administração da
Companhia realizada em 03 de abril de 2014; (iii) no parecer favorável do Conselho Fiscal da
Companhia em 03 de abril de 2014; (iv) nas deliberações da Assembleia Geral Extraordinária
dos acionistas realizada em 28 de abril de 2014 e (v) Reunião do Conselho de Administração
realizada em 29 de maio de 2014, que aprovou proposta apresentada pelo Banco BTG Pactual
S.A.
Os recursos líquidos obtidos pela Companhia com a Emissão foram utilizados integralmente
para (i) o pagamento dos valores em aberto do principal, juros e correção monetária incidente
sobre todas as debêntures da segunda emissão, nos termos do Instrumento Particular de
Escritura de Emissão Pública de Debêntures Quirografárias e Não Conversíveis em Ações,
56
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
celebrado em 5 de julho de 2010; e (ii) pagamentos de juros incidentes sobre as debêntures da
terceira emissão, em julho de 2014 e o saldo remanescente será utilizado para pagamento de
juros a vencer em janeiro de 2015, nos termos do Instrumento Particular de Emissão Pública de
Debêntures Quirografárias e Não Conversíveis em Ações celebrado em 28 de dezembro de
2011.
Os custos de transação incorridos na captação estão contabilizados como redução do valor
justo inicialmente reconhecido e foram considerados para determinar a taxa efetiva dos juros,
em consonância com o CPC 08 – Custos de transações e prêmios na emissão de títulos e
valores mobiliários.
14.4
Covenants Financeiros
As cláusulas restritivas (“covenants”) previstas no Instrumento Particular de Escritura de
Emissão Pública de Debêntures Não Conversíveis em Ações da Terceira, Quarta e Quinta
emissões da Companhia são:
1. Índice entre divisão da Dívida Líquida pelo Ebitda não poderá ser superior a 3,20;
2. Índice entre divisão do Ebitda pelo Resultado Financeiro não poderá ser igual ou
superior a 2,0.
Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2014, a Companhia atendeu os referidos índices
financeiros e, portanto, cumpriu com os referidos covenants.
14.5
Covenants não financeiros
Além das cláusulas restritivas relacionadas à índices financeiros mencionadas anteriormente,
há cláusulas restritivas referentes a outros assuntos dos quais destacamos:
(i) Inadimplemento no pagamento de quaisquer outras obrigações financeiras, de forma
agregada ou individual, contraídas pela Emissora, no mercado local ou internacional num
valor superior a R$ 30 milhões;
(ii) Transferência de controle acionário direto ou indireto da Companhia, desde que, após tal
transferência as classificações de risco pela Moody’s ou Standard & Poor’s ou na falta
destas, a Fitch, rebaixar, por motivos diretamente ligados à transferência do controle
acionário, a classificação de risco da Companhia em dois níveis em relação a classificação
de risco vigente na data da emissão;
(iii) Cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a
Companhia, exceto se cumpridas exigências dos itens a, b e c desta mesma cláusula das
escrituras de emissão de debêntures;
(iv) Término antecipado ou intervenção, por qualquer motivo, de quaisquer dos contratos de
concessão pelo poder concedente relativo ao serviço público de energia elétrica;
(v) Redução de capital da Companhia, exceto aquelas previamente aprovadas pelos
Debenturistas, no caso da terceira emissão e para as demais, que não exceda a redução
de capital permitida;
(vi) Outros eventos detalhados nas escrituras de emissão das debêntures.
57
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
15. CIBACAP – CONSÓRCIO INTERMUNICIPAL DA BACIA CAPIVARA
A Companhia firmou compromissos com as Prefeituras Municipais da Bacia Capivara e com o
Departamento de Estrada de Rodagem do Paraná, partes integrantes do Cibacap, envolvidos
com a formação do reservatório da UHE Capivara ("Capivara"). Esses compromissos envolvem
projetos, conforme acordo de Termo de Ajustamento de Conduta – TAC existente em função
das perdas, danos e/ou prejuízos causados a estes municípios em virtude da construção de
Capivara.
2014
2013
Circulante
2.283
344
Não circulante
6.935
8.697
9.218
9.041
A Companhia revê periodicamente os montantes de recursos necessários para fazer frente às
obrigações deste contrato, ajustando o saldo da provisão no passivo sempre que necessário.
16. PLANO DE PENSÃO E APOSENTADORIA
As obrigações com a Fundação CESP (uma das entidades administradoras dos planos de
benefícios), referente ao Plano com Benefício Definido, são registradas no passivo não
circulante na rubrica de plano de pensão e aposentadoria.
Conciliação dos ativos/(passivos) a serem reconhecidos no balanço patrimonial
Valor presente das obrigações atuariais total ou parcialmente cobertas
2014
2013
(189.373)
(166.703)
Valor justo dos ativos
228.043
214.761
Potencial ativo a ser reconhecido no balanço patrimonial antes do ajuste
38.670
48.058
Efeito do limite do ativo devido
(Pa ssivo)/ativo reconhecido no ba lanço patrimonia l a pós o ajuste
(38.670)
-
(48.058)
-
O CPC 33 (R1) (Benefícios a empregados) exige que ativos eventualmente gerados sejam
analisados e, caso não seja evidenciada a possibilidade de utilização desses recursos pela
Companhia, deve-se aplicar tal restrição. A restrição, de reconhecimento do ativo na
Companhia, ocorreu devido ao fato de que os superávits do plano de previdência não serão
utilizados pela Companhia como redução futura de contribuições ou retorno de recursos para a
mesma.
Em conformidade com a resolução do Conselho de Gestão da Previdência Complementar CGPC nº 26/2009, e com base nos resultados locais da avaliação atuarial na Fundação CESP,
não houve constituição de Reserva Especial em 31 de dezembro de 2013 e, portanto, a
empresa não pode se beneficiar do superávit do Plano neste momento.
58
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Companhia Aberta
Movimento do (pa ssivo)/ativo a se r re conhe cido no bala nço
patrimonia l
(Despesa)/receita do exercício
2014
(1.254)
Contribuições da empresa realizadas no exercício
Ganho/(perda) reconhecido imediatamente - efeito no patrimônio líquido
Variação do efeito do limite do ativo - efeito no patrimônio líquido
(Pa ssivo)/ativo a se r re conhe cido no final do e x ercício
Evolução do va lor pre se nte das obrigações no final do ex ercício
Valor presente das obrigações no inicio do exercício
Custo do serviço corrente
Da com panhia
(2.924)
797
716
(15.461)
28.807
15.918
-
(26.599)
-
2014
2013
166.703
216.479
2.275
3.513
1.351
2.698
924
815
Contribuições dos em pregados
Custo dos juros
2013
20.814
17.588
Benefícios pagos no exercício
(10.211)
(9.646)
(Ganho)/perda no passivo
Va lor prese nte das obriga ções no fina l do e xe rcício
189.373
Evolução do va lor justo dos ativos no final do e xe rcício
Valor justo dos ativos no início do exercício
9.792
2014
2013
214.761
234.514
314
1.805
215.075
236.319
Atualização do valor justo
Valor justo dos ativos ajustado
(61.231)
166.703
Rendimento real dos ativos
21.458
(13.443)
Rendim ento es perado
27.127
18.981
Ganho / (perda)
(5.669)
(32.424)
1.721
1.531
Contribuições no exercício
Benefícios pagos no exercício
Va lor justo dos ativos no fina l do e xe rcício
De spesa /(re ceita ) a nual re conhe cida no resultado do e xe rcício
(10.211)
(9.646)
228.043
214.761
2014
2013
Custo do serviço corrente
2.275
3.513
Custo dos juros
(6.313)
(1.393)
(924)
(815)
Contribuições dos empregados
Juros sobre o ajuste do limite
Tota l
6.216
1.619
1.254
2.924
59
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Premissas utilizadas nas avaliações atuariais
Hipóte se s Econômica s
2014
2013
Taxa de desconto (*)
11,62% ao ano
12,85% ao ano
Taxa de retorno esperado dos ativos
11,62% ao ano
12,85% ao ano
Crescimento salariais futuros
8,88% ao ano
9,09% ao ano
Crescimento dos benefícios da previdência social e dos limites
5,20% ao ano
5,91% ao ano
Inflação
5,20% ao ano
5,91% ao ano
Salários
100%
100%
Benefícios
100%
100%
Fator de capacidade
(*) Utilização de taxas nominais
Hipóteses Demográficas
Tábua de Mortalidade (*)
Tábua de Mortalidade de Inválidos
Tábua de Entrada em Invalidez
Tábua de Rotatividade
Idade de Aposentadoria
% de participantes ativos casados
na data da aposentadoria
Diferença de idade entre
participante e cônjuge
2014
2013
AT-2000
AT-1983
AT-1949
AT-1949
Light Fraca
Light Fraca
Experiência Fundação Cesp Experiência Fundação Cesp
2012
2012
Idade com direito a todos os Idade com direito a todos os
benefícios integrais
benefícios integrais
95%
Esposas são 4 anos mais
jovens do que os maridos
95%
Esposas são 4 anos mais
jovens do que os maridos
(*) A alteração da tábua de mortalidade é decorrente do estudo de aderência realizado pela Fundação
CESP no ano de 2014, por meio do qual foi identificada a necessidade de atualização do perfil de
mortalidade dos participantes, assistidos e beneficiários, o qual já não mais estava sendo representado na
AT-1983. Dessa forma, a tábua de mortalidade foi alterada para a AT-2000 (masculina), suavizada em
10%.
16.1.
Fundação CESP III
A Companhia é copatrocinadora da Fundação CESP, entidade jurídica sem fins lucrativos que
tem por finalidade proporcionar benefícios de suplementação de aposentadoria e pensões,
utilizando o regime financeiro de capitalização, de acordo com o qual o valor presente dos
benefícios a serem pagos, menos o valor presente das contribuições e rendimentos, determina
as necessidades de reservas.
O contrato de Confissão de Dívida para financiamento de déficit atuarial, referente ao Benefício
Suplementar Proporcional Saldado (BSPS), possui originalmente, vencimento final em 30 de
novembro de 2017. O saldo desse contrato é atualizado pela variação do custo atuarial, ou
pela variação do IGP-DI, acrescida de juros de 6% a.a., dos dois aplica-se o maior, sendo este
incorporado mensalmente ao valor do principal.
60
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Companhia Aberta
De acordo com a cláusula 10ª, após a publicação anual do Demonstrativo dos Resultados da
Avaliação Atuarial do Plano de Benefícios (DRAA), relativo ao exercício anterior, será
comparado ao saldo da dívida. Sempre que o saldo remanescente for maior que o valor
apontado no DRAA como passivo a descoberto do plano, as prestações estipuladas na
cláusula 8ª do presente instrumento serão reduzidas na mesma proporção. Caso da
comparação retro referida resulte, ao contrário, em um valor menor do que o apontado no
DRAA, as prestações estipuladas na cláusula 8ª serão revistas de modo a manter na íntegra a
obrigação prevista neste contrato, observada os termos da cláusula 9ª, parágrafo único. Em
virtude da apresentação de superávit, o saldo foi reduzido a zero em janeiro de 2007, superávit
este verificado até 31 de dezembro de 2014.
Referido contrato é considerado, na sua essência, uma garantia para equacionamento do fluxo
de caixa entre a Companhia e a Fundação Cesp.
16.2.
Deliberação CVM 695/12 (CPC 33 (R1))
A Companhia designou a Towers Watson Consultoria Ltda., para conduzir a avaliação atuarial
de seus benefícios pós–emprego visando determinar os passivos e custos que os mesmos
representam, com base nas regras estabelecidas no CPC 33 (R1) (Benefícios a empregados),
obrigatório para as Sociedades Anônimas de capital aberto pela Deliberação CVM nº 695/2012.
17. PROVISÕES PARA RISCOS FISCAIS, TRABALHISTAS E AMBIENTAIS
A Administração da Companhia, baseada em levantamentos e pareceres elaborados pela área
jurídica e por consultores jurídicos externos, vem efetuando provisões em valores considerados
suficientes para cobrir as perdas e obrigações em potencial, relacionadas às ações
trabalhistas, fiscais, ambientais e regulatórias.
Adicionalmente, a Companhia tem ações de naturezas trabalhistas, fiscais, ambientais e
regulatórias, envolvendo riscos de perda classificados pela Administração como possíveis, com
base na avaliação de seus consultores jurídicos externos, para as quais não há provisão
constituída, conforme composição e estimativa a seguir.
Os depósitos judiciais, apresentados de forma dedutiva, referem-se somente aos depósitos
com provisões para riscos trabalhistas e fiscais, sendo que os demais depósitos são
demonstrados em nota específica (vide nota 9).
17.1.
Provisões para riscos ficais, trabalhistas e ambientais
Composição
2014
Provisã o
Trabalhistas
Fiscais
Ambientais
4.275
12.833
5.439
22.547
De pósito
judicial
(2.354)
(667)
(3.021)
Provisõe s
líquidas
1.921
12.166
5.439
19.526
2013
Provisõe s
líquidas
3.228
11.975
4.625
19.828
61
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
Movimentação das provisões para riscos fiscais, trabalhistas e ambientais
Tra ba lhista
Saldo e m 31 de dezembro de 2013
Fisca l
3.228
Ambiental
11.975
4.625
Total
19.828
Contingências
Provisões no exercício
Reversões no exercício
Atualizações de contingências
Acordos / pagamentos no exercício
785
(1.316)
-
-
509
-
-
225
(783)
(1.314)
225
1.294
(1.316)
427
652
(122)
(905)
814
(275)
Depósitos judicia is
Atualizações monetárias
(189)
(34)
-
(223)
(Adições)
(231)
-
-
(231)
427
-
-
427
(34)
-
Baixas
7
Saldo e m 31 de dezembro de 2014
1.921
12.166
5.439
(27)
19.526
a) Trabalhistas
Em 31 de dezembro de 2014, as contingências trabalhistas líquidas somam R$ 1.921
(R$ 3.228 em 31 de dezembro de 2013), referem-se a ações movidas por ex-empregados e
terceirizados, envolvendo horas extras, periculosidade, equiparação salarial, vínculo
empregatício, entre outras.
As constituições referem-se a novas ações e reavaliações por parte dos assessores jurídicos
da Companhia. As baixas do exercício referem-se a encerramentos de ações no curso normal
dos processos e mediante celebração de acordos judiciais.
b) Fiscais
Em 31 de dezembro de 2014, as provisões para riscos fiscais com expectativa de perda
provável são referentes:
i.
Auto de infração referente à destinação para incentivo fiscal do Fundo de
Investimentos da Amazônia (Finam) dos recolhimentos do imposto sobre lucro
inflacionário, efetuados nos meses de janeiro, fevereiro e março de 2000. A
Companhia protocolou o processo administrativo nº 19515.003540/2005-96 junto à
Receita Federal, que julgou procedente os recolhimentos dos meses de janeiro e
fevereiro, permanecendo provisionado o montante relativo a março de 2000,
atualizado para 31 de dezembro de 2014, no montante de R$ 2.616 (R$ 2.530 em 31
de dezembro de 2013);
ii.
Processo administrativo nº 10880.723970/2011-33, que trata de pedidos eletrônicos
de restituição ou ressarcimento de créditos de COFINS do ano de 2004. Foi
apresentado recurso administrativo em razão de parte dos valores não terem sido
homologados pela Receita Federal, valores estes que, atualizados para 31 de
dezembro de 2014, totalizam R$ 7.915 (R$ 7.915 em 31 de dezembro de 2013);
iii.
de restituição ou ressarcimento de créditos de COFINS do ano de 2001. Foi
62
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
apresentado recurso administrativo em razão de parte dos valores não terem sido
homologados pela Receita Federal, valores estes que, atualizados para 31 de
dezembro de 2014, totalizam R$ 557 (R$ 557 em 31 de dezembro de 2013);
iv.
de restituição ou ressarcimento de créditos de PIS e de COFINS. Foi apresentado
recurso administrativo em razão de os valores não terem sido homologados pela
Receita Federal, valores estes que, atualizados para 31 de dezembro de 2014,
totalizam R$ 1.078 (R$ 973 em 31 de dezembro de 2013).
c) Ambientais
Em 31 de dezembro de 2014, as provisões relativas aos riscos ambientais com expectativas de
perda provável são referentes:
i.
Ação para compensação de impactos ambientais movida pelo Município de Santo
Inácio no montante atualizado de R$ 2.707 (R$ 2.540 em 31 de dezembro de 2013);
ii.
Ações movidas por pescadores referentes a danos ambientais no montante de R$
2.685 (R$ 2.038 em 31 de dezembro de 2013) e;
iii.
Provisão para compensação de impactos ambientais referente a terreno localizado no
Município de Pederneiras no montante de R$ 47 (R$ 47 em 31 de dezembro de 2013).
17.2.
Contingências possíveis
2014
Trabalhistas
Fiscais
Ambientais
Regulatórias
18.162
73.326
34.718
70.071
196.277
2013
8.207
72.155
31.976
65.872
178.210
a) Trabalhistas
Em 31 de dezembro de 2014, as contingências trabalhistas com expectativa de perda possível
estão avaliadas no montante de R$ 18.162 (R$ 8.207 em 31 de dezembro de 2013).
b) Fiscais
Em 31 de dezembro de 2014, as principais contingências fiscais com expectativa de perda
possível são:
i.
Mandado de Segurança nº 2004.61.00.025355-3, impetrado em face do Delegado da
Receita Federal de Administração Tributária em São Paulo, visando à concessão de
liminar/segurança para ser reconhecido o direito da Companhia de, por força de
denúncia espontânea prevista no artigo 138 do Código Tributário Nacional - CTN, não
se sujeitar à multa de mora na quitação de seus débitos de PIS, IRPJ, CSLL e IOF
mediante pagamentos e compensações. Débitos com exigibilidade suspensa por
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Companhia Aberta
depósitos judiciais e perda possível avaliada em R$ 7.068 (R$ 6.512 em 31 de
dezembro de 2013);
ii.
Autos de infração referentes à aplicação de multa por suposta falta de emissão de
documentos fiscais relativos à Usina de Canoas II, nos anos-bases de 2001 a 2005. A
Companhia protocolou processos administrativos junto à Fazenda Estadual do
Paraná. Todos os processos estão aguardando decisão definitiva na esfera
administrativa, no montante de R$ 8.672 (R$ 9.403 em 31 de dezembro de 2013);
iii.
Processos Administrativos originados de pedidos de restituição de saldo negativo de
tributos (IRPJ, IRRF e CSLL). Em todos os casos a Companhia apresentou
manifestações de inconformidade, as quais aguardam julgamento. Valor classificado
como possível de R$ 23.218 (R$ 21.895 em 31 de dezembro de 2013) e;
iv.
Processos administrativos oriundos de pedidos de compensação de tributos pagos a
maior pela Companhia (CSLL, IRPJ e COFINS), no montante de R$ 31.114
(R$ 30.258 em 31 de dezembro de 2013).
c) Ambientais
As contingências ambientais com expectativas de perda possível referem-se a Autos de
Infração lavrados pelo Instituto Ambiental do Paraná (IAP) e pelo Instituto Brasileiro do Meio
Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA), relativos a supostas infrações
ambientais ocorridas nas Usinas Chavantes, Canoas I, Canoas II, Taquaruçu e Capivara. A
Companhia apresentou recursos administrativos e ajuizou ações judiciais visando declarar a
nulidade das multas.
O valor atualizado para 31 de dezembro de 2014 é de R$ 34.718 (R$ 31.796 em 31 de
dezembro de 2013).
d) Regulatórias
Em 31 de dezembro de 2014, as contingências regulatórias com expectativa de perda possível
são:
i.
Por conta da recusa da Companhia em pagar os valores em disputa na Ação Ordinária
mencionada na nota 12 (“Encargos de Uso da Rede Elétrica”), a ANEEL lavrou o Auto
de Infração nº 014/09-SFG por supostamente não ter a Companhia (i) firmado os Cusd
com as concessionárias de distribuição; e (ii) não ter quitado o passivo da Tusd-g
acumulado de julho de 2004 a junho de 2009. Por conta disso, a Companhia ajuizou
Mandado de Segurança para suspender a cobrança da multa imposta, tendo sido a
liminar deferida em junho de 2009. Em junho de 2013, foi proferida sentença
denegando a segurança ao Mandado de Segurança impetrado pela Companhia,
mantendo-se a multa imposta pela ANEEL. Em outubro de 2013 a Companhia
requereu no processo a suspensão da exigibilidade da multa até o julgamento definitivo
do Mandado de Segurança, mediante o depósito do valor integral e atualizado da multa
objeto da ação. Em novembro de 2013, foi proferida decisão indeferindo o pedido de
efeito suspensivo. Contra essa decisão a Companhia ajuizou Medida Cautelar
Inominada, com pedido liminar, requerendo a suspensão da exigibilidade da multa,
mediante depósito de seu valor integral e atualizado, o que foi deferido. Em dezembro
de 2013, a Companhia interpôs recurso de apelação requerendo a anulação da
sentença que denegou o Mandado de Segurança. O valor atualizado da multa,
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Companhia Aberta
classificado como perda possível, é de R$ 24.622 (R$ 23.164 em 31 de dezembro de
2013); e
ii.
Em 2002, uma distribuidora de energia elétrica ingressou com ação judicial visando não
se sujeitar a aplicação retroativa da Resolução 288 da ANEEL. A Companhia pode ser
impactada por eventual decisão favorável à distribuidora e o valor atualizado em 31 de
dezembro de 2014 é de R$ 32.370 (R$ 30.418 em 31 de dezembro de 2013);
iii.
Entre 2010 e 2012, uma associação de distribuidoras e uma distribuidora ingressaram
com ações judiciais visando anular os despachos SFF/ANEEL nº 2.517/10 e 1.175/12,
respectivamente. A Companhia pode ser impactada por eventuais decisões favoráveis
às distribuidoras. O valor atualizado em 31 de dezembro de 2014 é de R$ 13.079 (R$
12.290 em 31 de dezembro de 2013).
18. OBRIGAÇÕES ESPECIAIS
2014
2013
Provenientes do ativo imobilizado (vide Nota 10)
Doações de equipamentos - ONS
Pesquisa e desenvolvimento - P&D
Provenientes do ativo intangível (vide Nota 11)
Pesquisa e desenvolvimento - P&D - Software
1.458
1.516
137
161
1.595
1.677
1.585
2.026
3.180
3.703
Doações de equipamentos: Equipamentos operacionais cedidos pelo ONS.
Pesquisa e Desenvolvimento: Imobilizados e intangíveis adquiridos e/ou desenvolvidos com
recursos oriundos de P&D.
19. ENCARGOS SETORIAIS
As obrigações a recolher provenientes de encargos estabelecidos pela legislação do setor
elétrico são as seguintes:
2014
Circula nte
Compensação financeira pela utilização de
recursos hídricos - CFURH
Taxa de fiscalização do serviço de energia
elétrica - TFSEE
Pesquisa e desenvolvimento - P&D
9.689
Nã o
Circulante
-
Total
2013
Circulante
9.689
12.390
Não
Circula nte
-
Tota l
12.390
339
-
339
349
-
349
17.693
27.721
9.184
9.184
26.877
36.905
13.529
26.268
10.156
10.156
23.685
36.424
65
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH
A CFURH foi criada pela Lei nº 7.990/1989 e destina-se a compensar os municípios afetados
pela perda de terras produtivas, ocasionadas por inundação de áreas na construção de
reservatórios de usinas hidrelétricas.
Taxa de Fiscalização do Serviço de Energia Elétrica – TFSEE
A TFSEE foi instituída pela Lei nº 9.427/1996, e equivale a 0,4% do benefício econômico anual
auferido pela concessionária, permissionária ou autorizado do serviço público de energia
elétrica. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua
receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. A TFSEE fixada anualmente é
paga mensalmente em duodécimos pelas concessionárias. Sua gestão fica a cargo da ANEEL.
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D
De acordo com a Lei nº 9.991/2000, artigo 24 da Lei nº 10.438/2002 e artigo 12 da
Lei nº 10.848/2004, as empresas concessionárias ou permissionárias de serviço público de
distribuição, geração ou transmissão de energia elétrica, assim como as autorizadas à
produção independente de energia elétrica, exceto aquelas que geram energia exclusivamente
a partir de pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, cogeração qualificada, usinas eólicas ou
solares, devem aplicar, anualmente, um percentual mínimo de sua receita operacional líquida
em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica – P&D,
segundo regulamentos estabelecidos pela ANEEL.
Conforme artigo 2º da Lei nº 9.991/2000, as concessionárias de geração e empresas
autorizadas à produção independente de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar,
anualmente, o montante de, no mínimo, um por cento de sua receita operacional líquida em
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico.
A Resolução Normativa nº 233/2006, que entrou em vigor em 1º de janeiro de 2007,
estabeleceu em seu artigo 2º que o fato jurídico necessário e suficiente para a constituição das
obrigações legais referidas em seu artigo 1º é o reconhecimento contábil, por parte das
concessionárias e permissionárias, bem como pelas autorizadas à produção independente de
energia elétrica dos itens da Receita Operacional, elencados no parágrafo 1º do artigo 3º, desta
Resolução.
Em atendimento ao Ofício Circular SFF/ANEEL nº 2.409/2007, a Companhia tem apresentado
os gastos com P&D no grupo das deduções da receita bruta.
Segundo a Resolução Normativa nº 316/2008, a empresa de energia elétrica deverá enviar, na
forma do parágrado 1º, do artigo 2º, relatório final de auditoria contábil e financeira específico
dos projetos de P&D para avaliação final da ANEEL, para fins de reconhecimento dos
investimentos realizados.
20. PATRIMÔNIO LÍQUIDO
20.1.
Capital Social
Em 31 de dezembro de 2014, o capital social autorizado da Companhia é de R$ 2.355.580,
sendo R$ 785.193 em ações ordinárias e R$ 1.570.387 em ações preferenciais, todas
nominativas escriturais e sem valor nominal.
66
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
O capital social subscrito e integralizado é de R$ 839.138 (R$ 1.339.138 em 31 de dezembro
de 2013) dividido em 94.433.283 (noventa e quatro milhões, quatrocentos e trinta e três mil,
duzentas e oitenta e três) ações, sendo 31.477.761 (trinta e um milhões, quatrocentas e
setenta e sete mil, setecentas e sessenta e uma) ações ordinárias e 62.955.522 (sessenta e
dois milhões, novecentas e cinquenta e cinco mil, quinhentas e vinte e duas) ações
preferenciais, todas nominativas escriturais, sem valor nominal.
Posição Acionária em 31/12/2014 (Em milhares de ações)
Ordinárias
Acionistas
Duke Energy Internat. Brasil Ltda.
Duke Energy Internat. Brazil Holdings Ltd.
Cia Metropolitano de São Paulo
Vinci Gas Dividendos Fundo de Investimento em ações
Demais pessoas físicas e jurídicas
31.181
3
294
31.478
%
Prefe renciais
99,06
0,01
0,93
100,00
57.850
735
1.324
760
2.286
62.955
%
91,89
1,17
2,10
1,21
3,63
100,00
Total
89.031
735
1.324
763
2.580
94.433
%
94,28
0,78
1,40
0,81
2,73
100,00
No dia 28 de agosto de 2014, foi aprovada em AGE a redução do capital social da Companhia
considerado atualmente excessivo para a realização do seu objeto social. Em novembro de
2014 o montante de R$ 1.339.138 foi reduzido em R$ 500.000, passando para R$ 839.138.
Não haverá cancelamento de quaisquer ações ordinárias ou preferenciais, mantendo-se
inalterado o percentual de participação dos acionistas no capital social da Companhia.
As ações preferenciais possuem as seguintes características:
i.
Prioridade de reembolso no capital, sem direito a prêmio no caso de liquidação da
sociedade;
ii.
Dividendo prioritário, não cumulativo, de 10% a.a. calculado sobre o capital próprio a
esta espécie de ações;
iii. Direito de serem incluídas na oferta pública de alienação de controle, nas condições
previstas no artigo 254-A da Lei nº 6.404/1976;
iv. Direito de indicar um membro do Conselho Fiscal, e respectivo suplente, escolhidos
pelos titulares das ações, em votação em separado;
v. Direito de participar dos aumentos de capital, decorrentes da capitalização de reservas
e lucros, em igualdade de condições com as ações ordinárias;
vi. Não terão direito a voto e serão irresgatáveis, enquanto cada ação ordinária nominativa
terá direito a 1 (um) voto nas deliberações das Assembleias Gerais.
67
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
20.2.
Reservas de Capital
2014
Ágio na subscrição de ações
Conta cisão
Ágio na incorporação de sociedade controladora (vide
nota 8.2)
2013
468
(6.418)
468
(6.418)
103.838
103.838
1.649
99.537
1.624
99.512
Em conformidade com a Instrução CVM nº 319/1999 e Resolução ANEEL nº 28/2002, a
Companhia foi autorizada a realizar a incorporação de sua Controladora Duke Sudeste, nos
termos do Laudo de Avaliação da consultoria independente.
20.3.
Reservas de Lucros
Em 31 de dezembro de 2014, o saldo de reservas de lucros no montante de R$ 127.176
(R$ 112.586 em 31 de dezembro de 2013) é constituído pela Reserva Legal, no montante de
R$ 123.287 e pelo valor referente aos efeitos do plano de pensão e aposentadoria
reclassificados de “Outros Resultados Abrangentes”.
20.4.
Dividendos e JSCP
a) Destinação do lucro líquido do exercício
Composição
2014
2013
285.578
418.251
Constituição de reserva legal
(14.279)
(20.913)
Depreciação (custo atribuído)
102.969
101.042
545
76
Baixas (custo atribuído)
IRPJ/CSLL diferidos
Destinação
Dividendos intermediários
Juros sobre o capital próprio - JSCP
Dividendos propostos
(35.195)
339.618
2014
(34.379)
464.077
2013
(216.505)
(186.314)
(62.703)
(66.953)
(60.410)
(210.810)
(339.618)
(464.077)
68
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
b) Composição de dividendos e JSCP a pagar
2014
2013
60.410
210.810
Juros sobre capital próprio a pagar
Dividendos, juros sobre capital próprio e redução de capital
em custódia
53.394
57.137
1.559
1.108
115.363
269.055
c) Valor por ação dos dividendos, JSCP e redução de capital
Deliberação
AGE de 29/12/2014
AGE de 02/10/2014
AGE de 28/08/2014
AGO de 28/04/2014
AGE de 16/12/2013
AGE de 14/10/2013
AGO de 26/04/2013
Provento
Montante
62.703
216.505
500.000
210.810
66.953
186.314
83.969
Valor por ação - R$
PN
ON
0,66400
2,29268
5,29474
2,23237
0,70900
1,97297
0,88919
0,66400
2,29268
5,29474
2,23237
0,70900
1,97297
0,88919
De acordo com o Estatuto Social da Companhia, a distribuição dos resultados apurados em
30 de junho e 31 de dezembro de cada ano far-se-á semestralmente, em assembleia geral, ou
em períodos inferiores, caso o Conselho de Administração delibere a distribuição de dividendos
trimestrais ou intermediários. Caberá à assembleia geral deliberar, até 31 de outubro de cada
ano, sobre a distribuição de dividendos baseados nos resultados apurados no balanço
semestral de 30 de junho, conforme estipulado no Estatuto Social, respeitado o disposto no
parágrafo 3º do artigo 205 da Lei nº 6.404/1976.
O Conselho de Administração poderá deliberar a distribuição de dividendos trimestrais, com
base em balanço especial levantado para esse fim, desde que o total dos dividendos pagos em
cada semestre civil não exceda o montante das reservas de capital de que trata o parágrafo
1º do artigo 182 da Lei nº 6.404/1976.
Mediante deliberação do Conselho de Administração, poderão ser declarados dividendos
intermediários à conta de lucros acumulados ou de reserva de lucros existentes no último
balanço anual ou semestral já aprovado pela assembleia geral.
Antes da distribuição dos dividendos serão deduzidos 5% (cinco por cento) para constituição
da reserva legal, até o limite de 20% (vinte por cento) do capital social.
Após a dedução para a reserva legal, os lucros líquidos distribuir-se-ão na seguinte ordem:
i. dividendo de até 10% (dez por cento) ao ano às ações preferenciais, a ser rateado
igualmente entre elas, calculado sobre o capital próprio a esta espécie de ações;
ii. dividendo de até 10% (dez por cento) ao ano às ações ordinárias, a ser rateado
igualmente entre elas, calculado sobre o capital próprio a esta espécie de ações; e
69
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
iii. distribuição do saldo remanescente às ações ordinárias e preferenciais, em igualdade
de condições.
Os dividendos intermediários, foram aprovados em AGE realizada em 2 de outubro de 2014, a
qual referendou a proposta da Administração da Companhia quanto à declaração de
dividendos intermediários no montante global de R$ 216.505, debitado integralmente à conta
de lucro líquido do exercício, e alocado às ações preferenciais ou ordinárias à razão de
R$ 2,29268 por ação, em cumprimento ao disposto no item (ii), do artigo 5º e no artigo 28, do
Estatuto Social da Companhia e pago em 4 de novembro de 2014 e, portanto, sem incidência
de correção sobre o valor creditado aos acionistas entre a data de declaração, na AGE, e o
efetivo crédito aos acionistas, considerado como adiantamento para fins do cômputo de
aferição do dividendo prioritário fixo atribuível às ações preferenciais na AGO de 2015 da
Companhia, conforme previsão estatutária e legal.
20.5.
Não há plano de remuneração baseado em ações de emissão da Companhia aos membros do
Conselho de Administração e Diretoria Estatutária ou seus empregados.
No entanto, alguns administradores e gestores da Companhia são elegíveis ao Programa de
Incentivo de Longo Prazo (Long Term Incentive Program – LTI), o qual é estabelecido pela
Controladora e condicionado ao alcance de metas corporativas globais e/ou permanência do
empregado, como parte da sua estratégia de retenção de longo prazo de profissionais e
criação de valor para o negócio de forma sustentável.
O programa concede ao empregado a oportunidade de receber uma remuneração baseada
nas ações da Controladora, o qual é definido e pago pela Controladora, sem ônus para a
Companhia. A Companhia não possui plano local envolvendo suas ações.
O referido programa é outorgado aos empregados que sejam elegíveis. O programa outorga
uma determinada quantidade de ações ou “performance shares” (o empregado recebe um
determinado número de ações da Controladora e ainda seus dividendos equivalentes), sendo
que a quantidade de tais ações pode variar conforme performance de certas metas
preestabelecidas bem como “phantom shares” (direito outorgado ao executivo de receber
ações da Duke Energy Corporation cumprido o período de três anos).
O quadro a seguir apresenta o número de ações emitidas pela Controladora e suas respectivas
movimentações:
Em quantidade de ações
311
Exercidas
(156)
Vencidas / Canceladas
(155)
-
No exercício de 2014, a Controladora remunerou os empregados elegíveis em R$ 25 (R$ 80 no
exercício de 2013) referente ao pagamento baseado em ações que a Companhia reconheceu
como despesa em seu resultado em contrapartida de reservas de capital, em consonância com
o CPC 10 (R1) - Pagamento baseado em ações (vide nota 13.3); de tal forma, que todas as
ações foram exercidas e canceladas.
70
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
20.6.
Ajustes de avaliação patrimonial
Custo
atribuído
872.034
Plano de
pensão
Total
-
872.034
(102.969)
-
(102.969)
(545)
-
Realização dos ajustes de avaliação patrimonial
Depreciação
Baixa
IRPJ/CSLL diferidos
Resultado abrangente
Ganhos atuariais com plano de pensão de benefício
definido
Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre
ganhos atuariais
Reclassificação dos ganhos atuariais líquidos - CPC 33
(R1)
(545)
35.195
-
35.195
(68.319)
-
(68.319)
-
472
472
-
(161)
(161)
-
311
311
-
(311)
(311)
803.715
-
803.715
As informações referente ao custo atribuído estão detalhadas na nota explicativa 10.1
21. RECEITA LÍQUIDA
2014
Suprimento de energia elétrica
Contratos de leilões
2013
1.053.325
958.980
223.359
259.044
Mercado de curto prazo - MCP
65.942
88.585
Mecanismo de realocação de energia - MRE
27.499
30.777
1.370.125
4.804
1.337.386
17.233
1.374.929
1.354.619
Outras receitas
Deduções à receita operacional
PIS e COFINS
(121.183)
(110.373)
ICMS
(18.477)
(16.033)
P&D
(12.271)
(12.177)
(151.931)
(138.583)
1.222.998
1.216.036
71
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
22. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS
A seguir, detalhamento dos custos e despesas operacionais por natureza:
2014
2013
Custo da energia
vendida
Despesas gerais
e administrativas
Pessoal
42.091
35.237
77.328
Material
3.808
189
3.997
4.025
28.519
16.395
44.914
40.542
Taxa de fiscalização do serviço de energia elétrica - TFSEE
Energia comprada para revenda
Total
Total
73.397
4.073
-
4.073
4.190
233.647
-
233.647
17.033
81.761
-
81.761
77.604
Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos
57.792
-
57.792
62.024
215.114
1.670
216.784
217.436
333
4.714
396
(Reversão) de estimativa para créditos de liquidação duvidosa
-
(63)
(1.798)
(1.798)
3.601
3.604
(371)
Aluguéis
3
Seguros
4.843
-
4.843
4.364
Outras
1.172
7.635
8.807
11.109
673.219
62.866
736.085
519.808
3.741
23. ENERGIA ELÉTRICA VENDIDA E COMPRADA E ENCARGOS DE USO DA REDE
23.1.
Energia elétrica vendida
2014
MW h (*)
Contratos de leilões
6.301.864
1.849.596
211.547
2.658.137
11.021.144
2013
R$
1.053.325
223.359
65.942
27.499
1.370.125
MW h (*)
6.231.649
2.315.564
326.968
3.110.330
11.984.511
R$
958.980
259.044
88.585
30.777
1.337.386
(*) Não auditados pelos auditores independentes
A tabela a seguir resume os volumes em MW de energia assegurada contratadas pela
Companhia no Ambiente de Contratação Livre – ACL e Ambiente de Contratação Regulada –
ACR em 31 de dezembro de 2014.
72
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
MW m (*)
Energia disponível para venda
2014
2013
1.009
1.010
ACR
264
2006 (8 anos)
211
-
2007 (8 anos)
211
211
ACL
Contratos bilaterais com consumidores livres
Energia livre para contratação
Percentual de energia contratada
53
720
710
720
710
78
36
92,3%
96,4%
23.2.
Energia elétrica comprada para revenda
2014
2013
MW h (*)
Bilateral
Encargos de Serviços do Sistema - ESS
R$
197.291
176.018
150.082
523.391
MW h (*)
132.744
99.110
1.793
233.647
R$
95.220
95.220
15.328
1.705
17.033
Devido ao cenário hidrológico desfavorável, houve aumento significativo na compra de energia,
durante o exercício de 2014, conforme mencionado na nota 12.
23.3.
2014
Tust
Tusd-g
Encargos de conexão
73.995
7.648
118
81.761
2013
68.522
8.894
188
77.604
As tarifas devidas pela Companhia e estabelecidas pela ANEEL são: Tust, Tusd-g e Encargos
de Conexão (vide nota 12).
A Tust remunera o uso da Rede Básica, que é composta por instalações de transmissão com
tensão igual ou superior a 230 kV. A parte de cada empresa do total do encargo é calculada
com base em: (i) valor comum a todos os empreendimentos (selo), referente a
aproximadamente 80% do encargo Tust, e (ii) valor que considera a proximidade do
empreendimento de geração em relação aos grandes centros consumidores no caso da
geração ou a proximidade em relação aos grandes centros geradores no caso das
73
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
distribuidoras ou consumidores livres (locacional), referente a aproximadamente 20% do
encargo Tust.
A Tusd-g remunera o uso do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição
específica. As concessionárias de distribuição operam linhas de energia em baixa e média
tensão que são utilizadas pelos geradores para ligar suas usinas à Rede Básica ou a centros
de consumo. Somente quatro das usinas da Companhia devem pagar Tusd-g para acessar os
centros de consumo, quais sejam: Usina Rosana (que se encontra na área de concessão da
Elektro Eletricidade e Serviços S.A.) e Usinas Canoas I, Canoas II e Salto Grande (que se
encontram na área de concessão da Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema
S.A.); as outras usinas (Jurumirim, Capivara, Chavantes e Taquaruçu) estão ligadas
diretamente à Rede Básica.
O encargo de conexão é pago mensalmente à CTEEP devido ao uso de instalações na tensão
de distribuição (entrada de linha em 13,8 kV).
24. RESULTADO FINANCEIRO
2014
Receitas
Aplicações financeiras
Variações monetárias
Outras
Juros e descontos obtidos
Despesas
Juros debêntures
Variações monetárias
Debêntures
Tus d-g
Provis ões para ris cos fis cais ,
trabalhis tas e am bientais
Outras
Recuperação de juros e atualização
monetária de debêntures (vide nota 14.3)
Despesas plano de pensão (vide nota 16)
Outras despesas financeiras
2013
65.452
8.143
32.610
3.333
7.974
3.333
169
2.397
75.992
1.985
37.928
(125.081)
(41.843)
(91.792)
(41.593)
(33.798)
(5.996)
(35.996)
(3.993)
(650)
(1.399)
(1.206)
(398)
3.431
(1.254)
(3.041)
(167.788)
(2.924)
(2.750)
(139.059)
(91.796)
(101.131)
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Companhia Aberta
25. LUCRO POR AÇÃO
O cálculo básico e diluído de lucro líquido por ação é feito através da divisão do lucro liquido do
exercício, atribuído aos detentores de ações ordinárias e preferenciais da Companhia, pela
quantidade média ponderada de ações ordinárias e preferenciais disponíveis durante o
exercício.
O quadro a seguir apresenta os dados de resultado e ações utilizados no cálculo dos lucros
básico e diluído por ação:
2014
2013
Numerador
Lucro líquido do exercício atribuído aos
acionistas da Companhia
Preferenciais
190.385
278.834
95.193
139.417
285.578
418.251
Preferenciais
62.955
62.955
Ordinários
31.478
31.478
94.433
94.433
Preferenciais
3,02412
4,42906
Ordinários
3,02412
4,42906
Ordinários
Denominador (Média ponderada de
números de ações)
Resultado básico e diluído por ação
26. INSTRUMENTOS FINANCEIROS
As operações da Companhia compreendem a geração e a venda de energia elétrica para
companhias distribuidoras e clientes livres. As vendas são efetuadas através dos denominados
“contratos bilaterais”, assinados em período posterior ao da privatização da Companhia, que
determinam a quantidade e o preço de venda da energia elétrica. O preço é reajustado
anualmente pela variação do IGP-M ou IPCA. Eventuais diferenças entre a quantidade de
energia gerada, energia alocada e o somatório das quantidades vendidas através de contratos
são ajustadas através das regras de mercado e liquidadas no âmbito da CCEE. Os principais
fatores de risco de mercado que afetam o negócio da Companhia estão descritos na Nota 4.
Nos contratos fechados no mercado livre com os consumidores livres e comercializadores, a
Companhia, através da área de crédito, efetua a análise de crédito e define os limites e
garantias que serão requeridos.
Todos os contratos tem cláusulas que permitem a Companhia cancelar o contrato e a entrega
de energia no caso de não comprimento dos termos do contrato.
75
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Companhia Aberta
Instrumentos financeiros no balanço patrimonial:
a) Caixa e equivalentes de caixa (vide nota 6)
Aplicações no mercado aberto em renda fixa, acrescidas dos rendimentos auferidos até a data
do balanço, realizáveis por prazos inferiores a 90 dias e que estão reconhecidas contabilmente
pelo valor de rentabilidade ofertado no mercado.
b) Debêntures (vide nota 14).
2014
Valor
Contábil
Debêntures
1.195.937
Valor a
Mercado
1.266.056
2013
Valor
Contábil
1.111.133
Valor a
Mercado
1.279.202
A Companhia não realizou operações com derivativos nos exercícios de 2014 e 2013, dessa
forma, não possui operações com derivativos na data destas demonstrações financeiras.
Também não há exposição a variações cambiais e em moeda estrangeira, por não possuir tais
operações.
27. SEGUROS
A Companhia mantém contratos de seguros levando em conta a natureza e o grau de risco
para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus ativos e/ou responsabilidades. As
principais coberturas, conforme apólices de seguros são:
Limite Máximo de
Indenização em R$ milhares
Risco Operacional
Responsabilidade Civil
2014
1.103.982
11.040
2013
983.062
10.168
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CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
PARECER DO CONSELHO FISCAL
O Conselho Fiscal da Duke Energy International, Geração Paranapanema S/A. (“Companhia”),
sociedade por ações de capital aberto, com sede na Avenida das Nações Unidas, nº 12.901,
30º andar, Torre Norte, Bairro Brooklin, na cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, inscrita
no CNPJ sob nº 02.998.301/0001-81, no exercício de suas funções legais e estatutárias, em
reunião realizada em 19 de março de 2015, examinou as Demonstrações Financeiras da
Companhia (e Notas Explicativas), o Relatório Anual da Administração, a Proposta para
Distribuição do Resultado e o Parecer dos Auditores Independentes, referentes ao exercício
social encerrado em 31 de dezembro de 2014. Com base nos exames efetuados, observadas
as análises levadas a efeito e os esclarecimentos apresentados pelos administradores da
Companhia e auditoria independente, o Conselho Fiscal, por unanimidade de seus membros,
opina favoravelmente, sem qualquer ressalva, às Demonstrações Financeiras da Companhia (e
Notas Explicativas), ao Relatório Anual da Administração e à Proposta para Distribuição do
Resultado, determinando o encaminhamento do presente parecer à assembleia geral ordinária,
para os devidos fins de direito.
Jarbas Tadeu Barsanti Ribeiro
Presidente
Marcelo Curti
Conselheiro Efetivo
François Moreau
Conselheiro Efetivo
Ary Waddington
Conselheiro Suplente
Edmundo Falcão Koblitz
Murici dos Santos
77
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
DECLARAÇÃO DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO
Os membros do Conselho de Administração da Duke Energy International, Geração
Paranapanema S/A. (“Companhia”), sociedade por ações de capital aberto, com sede na
Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, Torre Norte, Bairro Brooklin, na cidade de
São Paulo, Estado de São Paulo, inscrita no CNPJ sob nº 02.998.301/0001-81, declaram que:
(i) examinaram e discutiram o Relatório da Administração e as demais Demonstrações
Financeiras da Companhia, relativos ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de
2014; e
(ii) manifestaram sua inteira concordância, por unanimidade, quanto aos referidos documentos.
Face ao exposto, é manifestação do Conselho de Administração que os citados documentos
merecem a aprovação da Assembleia Geral Ordinária dos Acionistas, a realizar-se em abril de
2015.
São Paulo, 18 de março de 2015
Presidente
Andrea Elizabeth Bertone
Membro Efetivo
Osvaldo Esteban Clari Redes
Membro Efetivo
Glaucio João Agostinho
Membro Efetivo
78
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
DECLARAÇÃO DA DIRETORIA
Em atendimento ao disposto nos incisos V e VI do artigo 25 da Instrução CVM nº 480, de 07 de
dezembro de 2009, os membros da Diretoria da Duke Energy International, Geração
Paranapanema S.A. (“Companhia”), sociedade por ações de capital aberto, com sede na
Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, Torre Norte, Bairro Brooklin, na cidade de
São Paulo, Estado de São Paulo, inscrita no CNPJ sob nº 02.998.301/0001-81, declaram que:
(i) reviram, discutiram e concordam com o Relatório Anual da Administração e com as
Demonstrações Financeiras da Companhia do exercício social findo em 31 de dezembro de
2014; e
(ii) reviram, discutiram e concordam com as opiniões expressas no parecer da Deloitte Touche
Tohmatsu Auditores Independentes, auditores independentes da Companhia, relativamente às
Demonstrações Financeiras da Companhia do exercício social findo em 31 de dezembro de
2014.
São Paulo, 12 de março de 2015
Diretor Executivo Presidente
Carlos Alberto Dias Costa
Diretor Executivo de Operações
Angela Aparecida Seixas
Diretora Executiva Financeira e de Controles Internos e Diretora de Relações com Investidores
Jairo de Campos
Diretor Executivo de Recursos Humanos, Administração, Compras e Informática
79
CNPJ 02.998.301/0001-81
Companhia Aberta
MEMBROS DA ADMINISTRAÇÃO
Conselho de Administração
Conselho Fiscal
Presidente
Jarbas Tadeu Barsanti Ribeiro
Conselheiro Efetivo
Andrea Elizabeth Bertone
Membro Efetivo
Marcelo Curti
Conselheiro Efetivo
Elizabeth Christina DeLaRosa
Membro Efetivo
François Moreau
Conselheiro Efetivo
Osvaldo Esteban Clari Redes
Membro Efetivo
Ary Waddington
Gláucio João Agostinho
Membro Efetivo
Edmundo Falcão Koblitz
Paulo Nicácio Júnior
Membro Suplente
Murici dos Santos
Diretoria Estatutária
Diretor Executivo Presidente
Angela Aparecida Seixas
Diretora Executiva Financeira e de
Controles Internos e Diretora Executiva
de Relações com Investidores
Carlos Alberto Dias Costa
Diretor Executivo de Operações
César Teodoro
Diretor Executivo de Meio Ambiente,
Saúde e Segurança
Jairo de Campos
Diretor Executivo de Recursos Humanos,
Administração, Compras e Informática
Antonio Patricio Franco Martins
Gerente Geral de Controladoria
Renata Mingorance Prando
Contadora - SP-256166/O-2
80

Demonstrações financeiras 31.12.2014_2013

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