RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO CERAN - 2017
Ceran - Companhia Energética Rio das Antas
CNPJ nº 04.237.975/0001-99
RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO CERAN - 2017
Senhoras e Senhores Xxxxxxxxxx, apresentamos a seguir, relatório das principais atividades no exercício de
A Garantia Física da CERAN, conforme Contrato de Concessão, alcançou 1.515,48 GWh em 2017, sendo
contrapartida dos proponentes. Os investimentos da CERAN foram da ordem de R$ 1,8 milhões, sendo em
atmosféricas. Também obteve, pela quarta vez consecutiva, a certificação das normas ABNT NBR ISO
2017 em conjunto com as demonstrações contábeis elaborados de acordo com a legislação societária brasileira
560,64 GWh da UHE Castro Alves, 516,84 GWh da UHE Monte Claro e 438 GWh da UHE 14 de Julho.
sua maioria provenientes de recursos de leis de incentivo fiscal. O apoio a ações e projetos sociais cumpre as
9001:2015 (Sistemas de Gestão da Qualidade), ABNT NBR ISO 14001:2015 (Sistema de Gestão Ambiental)
e manual de contabilidade do setor elétrico, os quais consideramos importantes para divulgar o desempenho da
Desempenho Econômico-Financeiro: Em 2017, a CERAN alcançou R$ 315 milhões de receita
diretrizes definidas na Política de Sustentabilidade e Investimento Social da CERAN. Ações Ambientais:
e na norma OHSAS 18001:2007 (Sistemas de Gestão da Segurança e Saúde no Trabalho), com validade até
CERAN - Companhia Energética Rio das Antas para sociedade, parceiros, investidores e consumidores.
operacional líquida. Os impostos incidentes sobre a receita da Companhia (PIS e COFINS) totalizaram
Durante o ano de 2017, a CERAN deu prosseguimento ao atendimento dos programas ambientais previstos
03/01/2021. Além da manutenção das certificações, houve migração das normas ISO 9001 e ISO 14001
Desempenho Operacional: As condições hidrológicas possibilitaram a geração líquida de 1.257,176 GWh em
R$ 23 milhões. O resultado líquido da Companhia foi de R$ 108 milhões no acumulado do exercício.
nas Licenças de Operação das respectivas Usinas, registrando o atendimento a todas as condicionantes
para as suas atuais versões 2015. Durante este próximo triênio serão realizadas periodicamente auditorias
2017, o que corresponde a 82,96% da energia assegurada. O Índice de Disponibilidade médio em 2017,
Os custos da Companhia ficaram em R$ 140 milhões em 2017, dos quais 45 milhões referem-se à
previstas, bem como os report de informações anuais ao IBAMA. Em 29/12/2017, a CERAN recebeu a
internas e externas, a fim de assegurar a efetividade do sistema de gestão e a manutenção das certificações.
respectivamente para as UHEs Monte Claro, Xxxxxx Xxxxx e 14 de Julho, foi de 97,89%, 96,00% e 95,36%, bem
acima dos 93,02%, 89,58% e 93,02% exigidos no Contrato de Concessão. A indisponibilidade de 2,11%, 4% e
compra/liquidação de energia e contabilização de prêmio de risco para fazer frente ao GSF/PLD. O custo dos
atualização da Licença de Operação da Usina Hidrelétrica Monte Claro. Também foi solicitada a renovação
Auditoria Externa: A CERAN informa que, durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2017, os únicos
4,64%, teve a seguinte composição: 2,08%, 3,82% e 4,38% de indisponibilidade por manutenção programada e
gastos gerenciáveis (gastos com pessoal, materiais, serviços de terceiros, seguros e outros) representou
da Licença de Operação para as Xxxxxx Xxxxxx Xxxxx e 14 de Julho, que deverão ser emitidas pela FEPAM
serviços prestados à Empresa pelos seus auditores independentes foram os relacionados com os exames
0,03%, 0,18% e 0,26% de indisponibilidade por manutenção forçada.
R$ 18,5 milhões. Endividamento: No exercício de 2017, o financiamento junto ao BNDES e Bancos
em janeiro de 2018. Pesquisa & Desenvolvimento: Em 2017, a CERAN investiu R$ 4,13 milhões em seu
da Auditoria Independente das demonstrações contábeis. Não houve ênfases ou ressalvas.
Índice Indisponibilidade
Indisponibilidade
Repassadores foi liquidado antecipadamente. No mês de dezembro foram emitidas debêntures no montante
Programa de P&D, dos quais R$ 1,2 milhão foram destinados ao FNDCT (Fundo Nacional de
Agradecimentos: Agradecemos aos senhores Xxxxxxxxxx, Autoridades e Órgãos da Administração Pública
Índice
Usinas
Disponibilidade
Manutenção
Manutenção
de R$ 530 milhões, que será amortizado em cinco anos. Dividendos: Foram distribuídos R$ 615 milhões,
Desenvolvimento Científico e Tecnológico) e R$ 600 mil alocados no Ministério de Minas e Energia. Outros
Federal, Estadual e Municipal, fornecedores de bens e serviços, colaboradores e a comunidade pela
97,89% 93,02% 2,08% 0,03%
Disponibilidade Contrato Programada Forçada
UHE CastroAlves
sendo R$ 351 milhões referentes à redução de capital. Ações Sociais: Em 2017, a CERAN apoiou 35 ações
R$ 2,3 milhões foram investidos diretamente pela CERAN em projetos junto a Universidades, Centros de
confiança, dedicação e empenho, fatores determinantes para o alcance do objetivo de operar esse grande
UHE Monte Claro 96,00% 89,58% 3,82% 0,18%
e projetos sociais na região de abrangência das UHEs Monte Claro, 14 de Julho e Xxxxxx Xxxxx, com
Pesquisa e empresas de tecnologia. Certificação: Em 2017, a CERAN manteve, pelo terceiro ano
empreendimento, repleto de desafios e oportunidades. As conquistas da CERAN em 2017 foram possíveis
UHE 14 de Julho 95,36% 93,02% 4,38% 0,26%
investimento de R$ 11,6 milhões oriundos de aportes da própria CERAN, acionistas, parceiros locais e
consecutivo, o Selo Ouro do GHG Protocol, maior plataforma brasileira de registro de emissões
graças ao apoio e confiança de todos.
BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31/12/2017 E 2016 (Em milhares de Reais)
DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS EXERCÍCIOS
DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA - MÉTODO INDIRETO -
Ativo Notas 31/12/2017 31/12/2016
Caixa e equivalentes de caixa 5 37.043 238.241
Aplicações financeiras vinculadas 5 24.066 –
Contas a receber de concessionárias 6 32.157 31.655
Impostos e contribuições a recuperar 7 9.566 6.271
Despesas pagas antecipadamente 9 7.656 7.709
Outros créditos 78 4.662
Total do ativo circulante 110.566 288.538
Aplicações financeiras vinculadas 5 2.060 32.740
Despesas pagas antecipadamente 9 10.852 18.086
Impostos a recuperar 7 2.808 2.808
Outros créditos 6.177 –
Imobilizado 10 799.986 846.265
Intangível 11 26.562 28.049
Total do ativo não circulante 848.445 927.948
Total do ativo 959.011 1.216.486
Passivo Notas 31/12/2017 31/12/2016
Fornecedores 12 8.397 9.632
Empréstimos e financiamentos 13 – 60.162
Debêntures 14 105.844 –
Salários, provisões e contribuições sociais 686 400
Uso do bem público (UBP) 15 10.965 10.857
Impostos e contribuições a recolher 16 42.080 5.038
Encargos setoriais 3.546 9.349
Dividendos propostos 18b 27.106 26.207
Total do passivo circulante 198.624 121.645
Empréstimos e financiamentos 13 – 254.732
Debêntures 14 422.166 –
Uso do bem público (UBP) 15 83.766 86.623
Encargos setoriais 8.651 –
Total do passivo não circulante 514.583 341.355
Patrimônio líquido 18a
Capital social 120.000 470.875
Reservas de lucros 125.804 282.611
Total do patrimônio líquido 245.804 753.486
Total do passivo e patrimônio líquido 959.011 1.216.486
FINDOS EM 31/12/2017 E 2016 (Em milhares de Reais)
Notas 31/12/2017 31/12/2016
Receita operacional líquida 19 315.319 292.072
Custo dos serviços de energia elétrica 20 (140.397) (101.140)
Resultado bruto 174.922 190.932
Despesas operacionais
Pessoal – (2.177)
Material (9) (76)
Serviços de terceiros (296) (625)
Outros (187) (53)
Amortização do intangível (1.571) (2.147)
(2.063) (5.078)
Resultado antes do resultado financeiro 172.859 185.854
Resultado financeiro 21
Despesas financeiras (44.831) (48.696)
Receitas financeiras 34.497 28.783
(10.334) (19.913)
Resultado antes do imposto de renda e contribuição social 162.525 165.941
Imposto de renda e contribuição social - correntes 22 (54.099) (53.140)
Imposto de renda e contribuição social - diferidos 22 – (2.456)
Resultado do exercício 108.426 110.345
EXERCÍCIOS FINDOS EM 31/12/2017 E 2016 (Em milhares de Reais)
31/12/2017 31/12/2016
Fluxos de caixa das atividades operacionais
Resultado antes do imposto de renda e contribuição social 162.525 165.941 Ajustes para reconciliar o resultado do exercício com recursos
provenientes de atividades operacionais:
Depreciação e amortização 47.691 50.197
Juros e variação monetária com empréstimos, financiamentos e debêntures 30.983 43.372
Juros e variação monetária com UBP 8.048 –
Despesas pagas anteriormente apropriadas 7.234 –
Atualização de SELIC de PeD 499 –
Baixa de ativo imobilizado 2.100 318
259.080 259.828
Redução (aumento) nos ativos e passivos:
Contas a receber de partes relacionadas (502) (8.461)
Despesas pagas antecipadamente 53 –
Impostos e contribuições sociais a recolher e a recuperar (3.295) 32.061
Outras contas a receber (1.593) (4.414)
Fornecedores (1.235) (19.744)
Uso do Bem Público - UBP – (10.050)
Outras contas a pagar 2.635 1.246
DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMôNIO LÍqUIDO - EXERCÍCIOS FINDOS EM 31/12/2017 E 2016 (Em milhares de Reais)
Reservas de lucros
DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS ABRANGENTES EXERCÍCIOS
FINDOS EM 31/12/2017 E 2016 (Em milhares de Reais)
Impostos e encargos sociais (3.458) 882
Caixa gerado pelas operações 251.685 251.348
Juros pagos por empréstimos (42.696) (35.064)
Saldos em 31 de dezembro de 2015
Nota
Capital social
Legal Retenção A destinar
Lucros acumulados
Total
31/12/2017 31/12/2016
Imposto de renda e contribuição social pagos (13.599) (50.654)
Resultado do exercício
470.875 23.380 601 174.492 – 669.348
Resultado do exercício 108.426 110.345
Caixa líquido gerado pelas atividades operacionais 195.390 165.630
Destinações:
– – – – 110.345 110.345
Resultado abrangente do exercício 108.426 110.345
Fluxos de caixa das atividades de investimentos
Aquisições de ativo imobilizado e intangível (2.025) (360)
Reserva legal – 5.517 – – (5.517) –
Aneel nº 684 de 11/12/2015. A repactuação do risco hidrológico se deu por meio da transferência do risco
Caixa líquido aplicado nas atividades de investimentos (2.025) (360)
Dividendos propostos – – – – (26.207) (26.207)
hidrológico ao consumidor mediante pagamento de prêmio de risco pelos geradores hídricos de R$ 9,50/MWh
Fluxos de caixa das atividades de financiamentos
Lucros à disposição da assembleia – – – 78.621 (78.621) –
até o final dos contratos de venda de energia. O pagamento deste prêmio e a transferência do GSF terão como
Pagamento de dividendos mínimos obrigatórios (26.207) (17.636)
Saldos em 31 de dezembro de 2016 470.875 28.897 601 253.113 – 753.486
destino a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias. Para a parcela risco hidrológico relativa
Pagamento de lucros de exercícios anteriores (238.127) –
Redução de capital 18a (350.875) – – – – (350.875)
ao ACL, o risco será mitigado pela compra de Energia de Reserva, com os direitos e obrigações associados a
Redução de capital (350.875) –
Redução de reserva de lucros e retenção 18b (601) (237.526) – (238.127)
esta aquisição assumido pelos geradores hídricos. Neste caso o aporte de prêmio de risco ao preço foi de
Pagamento de empréstimos (302.879) (59.624)
Redução de reserva legal 18 – (4.897) – 4.897 – –
10,50/MWh e receita da energia adquirida será na Conta de Energia de Reserva (CONER). Em decorrência da
Aplicações financeiras vinculadas 6.614 –
Resultado do exercício – – – – 108.426 108.426
repactuação, o prêmio pago antecipadamente do GSF no exercício de 2015 foi de R$ 9.218 e no período de
Pagamento de UBP (10.797) –
Destinações:
janeiro a abril de 2016 foi de R$ 38.394, contabilizado em Despesas Pagas Antecipadamente. Os valores
Captação de debêntures 530.000 –
Dividendos propostos – – – – (27.106) (27.106)
contabilizados serão ressarcidos líquido do prêmio em 54 parcelas a partir de janeiro de 2016. Em 31/12/2017,
Pagamento de custos de captação (2.292) –
Lucros à disposição da assembleia – – – 81.320 (81.320) –
a Companhia possui registrado no ativo despesas pagas antecipadamente a título de prêmio de risco
(Aumento) em títulos e valores mobiliários – (4.614)
Saldos em 31 de dezembro de 2017 120.000 24.000 – 101.804 – 245.804
hidrológico no montante de R$ 18.086 (R$ 7.234 no ativo circulante e R$ 10.852 no ativo não circulante). O
Caixa líquido aplicado nas atividades de financiamentos (394.563) (81.874)
montante apropriado para o resultado no exercício findo em 31/12/2017 foi de R$ 7.234. Aumento de caixa e equivalentes de caixa, líquidos (201.198) 83.396
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS (Em milhares de Reais)
1 Contexto operacional: a. A Companhia: A CERAN - Companhia Energética Rio das Antas (“Compa- fixada pela ANEEL, a ser paga pelos concessionários de serviço de energia elétrica aos Estados, ao Distrito nhia”) é uma sociedade anônima de capital fechado, de direito privado, constituída em 11/01/2001, que tem Federal e aos Municípios, em cujos territórios se localizarem instalações destinadas à produção de energia
10 Imobilizado:
Reserva-
tórios, Edificações, Máquinas barragens obras civis e e equipa-
Móveis Imobili- Veí- e uten- zado em
Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 238.241 154.845
Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 37.043 238.241
19 Receita operacional líquida: Acomposição da receita operacional líquida é como segue:
por objeto a implantação e exploração dos aproveitamentos hidrelétricos nas usinas Monte Claro, Castro Al- ves e 14/07 (“Usinas”) e a exploração de atividades correlatas e auxiliares à implantação e exploração des- ses aproveitamentos e respectivas instalações, observadas as normas regulamentares aplicáveis. A Com- panhia detém a concessão para exploração do potencial energético das Usinas até 15/03/2036, podendo ser prorrogada por mais 35 anos, conforme Contrato de Concessão nº 8, de 15/03/2001, outorgado pela União, através da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. As Usinas localizam-se nos municípios de Bento Gonçalves, Cotiporã, Veranópolis, Nova Pádua, Nova Roma do Sul, Xxxxxxx Xxxxx, Xxxxx Xxxxxxxx e Flores da Cunha, todos no Rio Grande do Sul, com uma potência instalada total de 360MW. Do total investido na im- plantação das Usinas, 35% foi financiado com recursos dos acionistas e 65% com recursos do BNDES - Ban- co Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social e de seus agentes financeiros. A Usina Hidrelétrica
elétrica, ou que tenha áreas invadidas por águas dos respectivos reservatórios, e a órgãos da administração direta da União. k. Provisões: As provisões são reconhecidas quando a Companhia tem uma obrigação pre- sente, legal ou não formalizada, como resultado de eventos passados e é provável que uma saída de recur- sos seja necessária para liquidar a obrigação e uma estimativa confiável do valor possa ser feita. l. Imposto de renda e contribuição social corrente e diferido: O imposto de renda e a contribuição social do exercício correntes são calculados com base nas alíquotas anuais de 15%, acrescidas do adicional de 10% sobre o lu- cro tributável excedente de R$ 240 (base anual) para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido, e consideram a compensação de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real. A despesa com imposto de renda e contribuição social compreende os impostos de renda correntes e diferido. O imposto corrente é o imposto a pagar ou a receber
Em 1/01/2016
Adições Baixas (*) Transferências Depreciação Em 31/12/2016
Adições Depreciação Reclassificação Transferências
Xxxxxxxx e adutoras benfeitorias mentos culos sílios curso Total
19.511 341.783 239.373 285.815 124 265 8.060 894.931
– 171 – 189 – – – 360
– – – (659) (29) – (289) (977)
– – – 7.771 – – (7.771) –
(973) (17.070) (12.366) (17.456) (28) (156) – (48.049)
18.538 324.884 227.007 275.660 67 109 – 846.265
– – – – – – 2.025 2.025 (964) (17.124) (12.463) (15.491) (26) (52) – (46.120)
– – – (2.437) – – 2.437 –
Receita operacional bruta 31/12/2017 31/12/2016
Suprimento de energia elétrica 348.875 326.519
Outras receitas e rendas – 29
Total de receita bruta 348.875 326.548
PIS (4.116) (3.836)
COFINS (18.968) (17.679)
Pesquisa e desenvolvimento (3.159) (2.925)
Taxa de Fiscalização (920) (929)
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (6.393) (9.107) Total de Deduções (33.556) (34.476)
(“UHE”) Monte Claro iniciou a operação comercial de fornecimento de energia em 29/12/2004 com a primeira
unidade geradora e em 29 /11/2006 com a segunda unidade geradora. A UHE Castro Alves iniciou a opera- ção comercial em 04/03/2008 com a primeira unidade geradora, em 02/04/2008 com a segunda unidade ge- radora e em 06/06/2008 com a terceira unidade geradora. A UHE 14/07/ iniciou a operação comercial em 25/12/2008 com a primeira unidade geradora e em 12/03/2009 com a segunda unidade geradora. A energia assegurada da UHE Monte Claro é de 59 MWh, da UHE Castro Alves é de 64 MWh e da UHE 14/07 é de 50 MWh. No decorrer de 2002 e de 2003 foram firmados contratos de fornecimento de energia elétrica (PPAs) com a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT e com empresas do grupo CPFL. O contrato com a CEEE-GT encerrou em 07/07/2015 e esta energia foi contratada com tercei- ros no ambiente de regulação livre (CCEALs - Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambien- te Livre) em 2015. Em 2005, parte da energia assegurada das Usinas foi vendida em Leilão para fornecimen- to a partir de 01/2010, por meio de contratos CCEARs (Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado). Os contratos PPAs, CCEARs e CCEALs garantem a colocação no mercado da totali- dade da energia assegurada das usinas integrantes do Complexo Energético Rio das Antas (“Complexo Ce- ran”). Os contratos com as empresas do Grupo CPFL terminam entre 2027 e 2036 e os CCEARs terminam
esperado sobre o lucro ou prejuízo tributável do exercício, a taxas de impostos decretadas ou substantiva-
mente decretadas na data de apresentação das demonstrações financeiras e qualquer ajuste aos impostos a pagar com relação aos exercícios anteriores. O imposto diferido é reconhecido com relação às diferenças temporárias entre os valores contábeis de ativos e passivos para fins contábeis e os correspondentes valo- res usados para fins de tributação. O imposto diferido é mensurado pelas alíquotas que se espera serem apli- cadas às diferenças temporárias quando elas revertem, baseando-se nas leis que foram decretadas até a data de apresentação das demonstrações financeiras. Um ativo de imposto de renda e contribuição social di- ferido é reconhecido por perdas fiscais, créditos fiscais e diferenças temporárias dedutíveis não utilizadas quando é provável que lucros futuros sujeitos à tributação estarão disponíveis e contra os quais serão utiliza- dos. Ativos de imposto de renda e contribuição social diferido são revisados a cada data de relatório e serão reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável. m. Receitas de venda de energia elé- trica: A receita é mensurada pelo valor justo da contrapartida recebida ou a receber, deduzida dos tributos e dos eventuais descontos e contribuições incidentes sobre a mesma. A receita de venda de energia e serviços é reconhecida quando: (i) é provável que os benefícios econômicos associados às transações fluam para a Companhia; (ii) o valor da receita pode ser mensurado com confiabilidade; (iii) os riscos e os benefícios rela-
para serviço – 276 60 817 71 7 (1.231) – Baixas (*) – – – – – – (2.100) (2.100)
Reclassificação
para intangível (**) – – – – – – (84) (84) Em 31/12/2017 17.574 308.036 214.604 258.549 112 64 1.047 799.986
(*) Material sobressalente de manutenção lançado ao resultado. (**) Transferência para o ativo intangível (li- cenças). O ativo imobilizado é analisado para verificar a existência de indicativos de impairment, no mínimo, anualmente, sendo que para 31/12/2017, a administração não identificou a existência de indicativos sobre a necessidade de constituição de provisão. Conforme artigos nº 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26/02/1957, os bens e instalações são vinculados aos serviços de energia elétrica, e não podem ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do órgão regulador. A Reso- lução ANEEL nº 20, de 3/02/1999, 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, determinando, ainda, que o produto da alienação seja depositado em conta
Receita operacional líquida 315.319 292.072
20 Custo dos serviços de energia elétrica: 31/12/2017 31/12/2016
Custo de energia comprada (*) (45.872) (9.042)
Encargos setoriais - CUST (21.520) (19.723)
Pessoal (6.782) (5.526)
Material (2.965) (1.331)
Serviços de terceiros (9.478) (10.049)
Repactuação do risco hidrológico (7.234) (4.112)
Outros (2.905) (5.421)
Depreciação (46.120) (48.050)
Créditos de PIS e COFINS sobre depreciação 2.479 2.114
(140.397) (101.140)
A Companhia registrou compra de energia de curto prazo no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE no montante de R$ 45.872 (R$ 9.042 em 31/12/2016), na rubrica custo com energia
em 2036. Tais contratos encontram-se devidamente homologados/registrados pela ANEEL e CCEE - Câma-
cionados à venda foram transferidos para o comprador; (iv) os custos incorridos ou a serem incorridos rela-
bancária vinculada para aplicação na concessão.
elétrica comprada. Em 31/12/2017 ficou registrado na rubrica fornecedores o montante de R$ 5.409
ra de Comercialização de Energia Elétrica, segundo normativos vigentes para o Setor Elétrico Brasileiro. Em 8/12/2003 o BNDES, mediante a Decisão de Diretoria n° Dir. 794/2003-BNDES, aprovou a concessão de fi- nanciamento para as obras do Complexo Ceran, mediante repasse dos seus agentes financeiros, Banco do Brasil S.A., Banco Regional de desenvolvimento do Extremo Sul - BRDE, Banco do Estado do Rio Grande do Sul - Banrisul e Badesul Desenvolvimento S.A. -Agência de Fomento/RS.Aliberação dos recursos iniciou-se em 02/2004. No mês de 06/2007 foram assinados contratos de financiamento em suplementação ao finan- ciamento existente para as usinas Xxxxxx Xxxxx e 14/07 e a primeira liberação desta suplementação ocorreu em 24/06/2007. O financiamento foi liquidado entre os dias 20 e 21/12/2017. Contrato de concessão: O Contrato de Concessão, assinado em 15/03/2001, determina que a energia elétrica produzida no empre- endimento seja utilizada ou comercializada pela Companhia, com vigência por prazo de 35 anos contados a partir dessa data. O Contrato de Concessão determina que seja pago, a título de uso do bem público - UBP (concessão onerosa), do 7° ao 35° ano de concessão, o valor anual original na data do contrato de R$ 3.200, o qual são atualizados anualmente pela variação do Índice Geral de Preços de Mercado - IGP-M e reconheci- dos a valor presente. Os valores vêm sendo pagos mensalmente, desde 04/2007. b. Capital circulante líqui- do: Em 31/12/2017, em função da liquidação antecipada dos empréstimos e financiamentos do BNDES (nota explicativa nº 13), captação de debêntures (nota explicativa nº 14), pagamentos de lucros de exercícios ante- riores e redução de capital social (nota explicativa nº 18), a Companhia apresenta passivo circulante em exces- so ao ativo circulante no montante de R$ 88.058. Como demonstrado na demonstração de fluxo de caixa do exercício de 2017, o caixa líquido gerado pelas atividades operacionais foi de R$195.390, dessa forma, confor- me estimativas da Administração, essa situação será solucionada normalmente através da geração futura de caixa. 2 Base de preparação: a. Declaração de conformidade com relação às normas do CPC: As de- monstrações financeiras foram preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BR GAAP), as quais abrangem os Pronunciamentos, as Orientações e as Interpretações emitidas pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) e normas da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. A emis- são das demonstrações financeiras foi autorizada pela Diretoria em 24/01/2018. b. Base de mensuração: As demonstrações financeiras foram preparadas com base no custo histórico. c. Moeda funcional e moeda de apresentação: Essas demonstrações financeiras são apresentadas em milhares de Reais. A moeda fun- cional da Companhia é o Real. 3 Principais políticas contábeis: As principais políticas contábeis aplicadas na preparação destas demonstrações financeiras estão definidas abaixo. Essas políticas foram aplicadas de modo consistente nos exercícios apresentados, salvo disposição em contrário, e evidenciam todas as in- formações relevantes próprias das demonstrações financeiras, e somente elas, as quais são consistentes com as utilizadas pela administração em sua gestão. a. Impacto de Moeda estrangeira: A Companhia pos- suía parte dos financiamentos atualizados monetariamente pela cesta de moedas do BNDES (“UMBN- DES”), que é calculada com base no custo médio ponderado de todas as taxas e despesas incorridas pelo BNDES na captação de recursos. A composição da cesta de moedas considera a variação do dólar e em 31/12/2016, estava representada em 99,396% por dólares americanos (99,327% em 31/12/2015). Os ga- nhos e as perdas de variações na cesta de moedas foram reconhecidos na demonstração de resultados. Conforme descrito na nota explicativa nº 13 o contrato foi liquidado entre os dias 20 e 21/12/2017. b. Instru- mentos financeiros: (i) Ativos financeiros não derivativos: A Companhia reconhece os empréstimos e recebíveis inicialmente na data em que foram originados. Todos os outros ativos financeiros (incluindo os ati- vos designados pelo valor justo por meio do resultado) são reconhecidos inicialmente na data da negociação na qual a Companhia se torna uma das partes das disposições contratuais do instrumento. A Companhia desreconhece ou baixa um ativo financeiro quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do ativo expi- ram, ou quando a Companhia transfere os direitos ao recebimento dos fluxos de caixa contratuais sobre um ativo financeiro em uma transação no qual essencialmente todos os riscos e benefícios da titularidade do ati- vo financeiro são transferidos. Os ativos ou passivos financeiros são compensados e o valor líquido apresen- tado no balanço patrimonial quando, somente quando, a Companhia tenha o direito legal de compensar os valores e tenha a intenção de liquidar em uma base líquida ou de realizar o ativo e liquidar o passivo simulta- neamente. 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. Conforme descrito na nota explicativa nº 23, certas aplicações finan- ceiras foram dadas em garantia, perante os contratos de empréstimos e financiamentos com o BNDES e de operações CCG/ONS, estando, dessa forma, sujeitas a restrições para resgate e, portanto, classificadas como ativo não circulante. Empréstimos e recebíveis: Empréstimos e recebíveis são ativos financeiros com pagamentos fixos ou calculáveis que não são cotados no mercado ativo. Tais ativos são reconhecidos inicial- mente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento ini-
cionados à transação podem ser mensurados com confiabilidade; (v) e a Companhia não detém mais o con- trole e a responsabilidade sobre a energia vendida. A receita compreende o valor pela venda de energia elétrica. n. Receitas e despesas financeiras: As receitas financeiras abrangem receitas de juros sobre apli- cações financeiras e juros ativos decorrente de direitos da Companhia. A receita de juros é reconhecida no resultado, através do método dos juros efetivos. As despesas financeiras abrangem despesas com juros so- bre empréstimos e custos de empréstimo e debêntures que não são diretamente atribuíveis à aquisição, construção ou produção de um ativo qualificável, mensurados no resultado através do método de juros efeti- vos. o. Novas normas e interpretações: Uma série de novas normas serão efetivas para exercícios inicia- dos após 1º/01/2018. A Companhia não adotou essas alterações na preparação destas demonstrações fi- nanceiras. Espera-se que as seguintes normas não tenham um impacto significativo nas demonstrações financeiras da Companhia no período de adoção inicial. (i) Normas vigentes a partir de 1º/01/2018: A Com- panhia é obrigada a adotar o CPC 47 Receita de Contratos com Clientes e CPC 48 Instrumentos Financeiros a partir de 1º/01/2018. A Companhia já efetuou uma avaliação preliminar dos impactos estimados em suas demonstrações financeiras, e com base na sua avaliação entende que não há impactos significativos. O im- pacto estimado da adoção dessas novas normas baseia-se em avaliações realizadas até à data de emissão destas demonstrações financeiras, sendo que os impactos reais da adoção das novas políticas contábeis estão sujeitas a alterações até que a Companhia apresente suas primeiras demonstrações financeiras que incluam a data de aplicação inicial. CPC 47 - Receitas de Contratos com clientes: O CPC 47 introduz uma es- trutura abrangente para determinar se e quando uma receita é reconhecida, e por quanto a receita é mensu- rada, substituindo as atuais normas para o reconhecimento de receitas, incluindo o CPC 30 (IAS 18) Recei- tas. O novo CPC estabelece os seguintes 5 passos para o reconhecimento de uma receita: 1. Identificar o contrato com o cliente: 2. Identificar as obrigações de desempenho no contrato: 3. Determinar o preço das transações: 4. Alocar o preço da transação às obrigações de desempenho: 5. Reconhecer a receita quando cumpridas as obrigações de desempenho: Conforme descrito na nota explicativa nº 1, toda energia produzi- da pela Companhia é vendida através de Power Purchase Agreement - PPA e de Contratos de Comercializa- ção no Ambiente Regulado - CCEAR, assim como através de Contratos de Comercialização de Energia Elé- trica no Ambiente Livre - CCEAL. Todos os contratos da Companhia possuem características similares, descritas a seguir: (i) Quantidades de energia por MWh mensais determinadas, ou seja, a Companhia tem a obrigação de entregar a energia contratada aos seus clientes; (ii) Preços fixos da energia por MWh durante toda vigência do contrato; (iii) As obrigações de desempenho são atendidas mensalmente, uma vez que é dessa forma que os contratos são firmados e controlados; (iv) A Companhia não possui histórico de inadim- plência, ou seja, o recebimento da contraprestação da obrigação de desempenho não é afetado em função do risco de crédito. Dessa forma, com base nas características dos contratos descritas acima, a Companhia entende que suas obrigações de desempenho são identificáveis, precificáveis e realizáveis mensalmente, o que leva a Companhia a entender que não haverá impactos significativos no reconhecimento da receita a partir da entrada em vigência do novo CPC. CPC 48 - Instrumentos Financeiros: O CPC 48 Instrumentos Fi- nanceiros, estabelece requerimentos para reconhecer e mensurar ativos financeiros, passivos financeiros e alguns contratos para comprar ou vender itens não financeiros. Esta norma substitui o CPC 38/IAS 39 Instru- mentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração. Conforme descrito no item (b) desta nota explicativa, a Companhia possui os seguintes instrumentos financeiros: - Instrumentos financeiros não derivativos: Ativos financeiros ao valor justo por meio do resultado e Empréstimos e recebíveis; e - Passivos financeiros não de- rivativos: Outros passivos financeiros. Adicionalmente, como descrito na nota explicativa nº 23, o risco de crédito é avaliado pela Companhia como baixo, devido ao histórico de pagamentos de seus clientes e por ser uma atividade regulada. Dessa forma, com base na sua avaliação, a Companhia entende que os novos re- querimentos de classificação e mensuração não terão um impacto significativo em suas demonstrações fi- nanceiras. (ii) Normas vigentes a partir de 1º/01/2019: IFRS 16 Leases (Arrendamentos): A IFRS 16 subs- titui as normas de arrendamento existentes, incluindo o CPC 06 (IAS 17) Operações de Arrendamento Mercantil e o ICPC 03 (IFRIC 4, SIC 15 e SIC 27) Aspectos Complementares das Operações de Arrendamen- to Mercantil. A norma é efetiva para períodos anuais com início em ou após 1º/01/2019. A adoção antecipada é permitida somente para demonstrações financeiras de acordo com as IFRSs e apenas para entidades que aplicam a IFRS 15 Receita de Contratos com Clientes em ou antes da data de aplicação inicial da IFRS 16. Entretanto, a Companhia não efetuou a adoção antecipada. (iii) Outras alterações: As seguintes normas alteradas e interpretações não deverão ter um impacto significativo nas demonstrações financeiras consoli- dadas da Companhia. - Ciclo de melhorias anuais para as IFRS 2014-2016 - Alterações à IFRS 1 e à IAS 28. - Alterações ao CPC 10 (IFRS 2) Pagamento baseado em ações em relação à classificação e mensuração de determinadas transações com pagamento baseado em ações. - Transferências de Propriedade de Investi- mento (Alterações ao CPC 28/IAS 40). - Alterações ao CPC 36 Demonstrações Consolidadas (IFRS 10) e ao
11 Intangível: Uso do Bem Público Licenças de Uso de Softwares e Outros Total
Saldo em 31/12/2015 28.744 776 29.520
Adições – 659 659
Amortização (1.420) (710) (2.130) Saldo em 31/12/2016 27.324 725 28.049
Adições – 84 84
Amortização (1.420) (151) (1.571) Saldo em 31/12/2017 25.904 658 26.562
Os valores referentes ao Uso do Bem Púbico - UBP referem-se ao registro da obrigação mencionada nas notas explicativas 1 e 15 e são amortizados linearmente pelo período da concessão que se encerra em 05/2036. O montante foi apurado no início do período de concessão considerando a obrigação até o final da concessão em contrapartida do passivo circulante e não circulante, descontada a valor presente pela taxa média de captação dos financiamentos. Os valores da amortização de UBP estão contabilizados no resultado em Despesas Operacionais. 12 Fornecedores: O saldo de fornecedores é composto pelos seguintes grupos:
31/12/2017 31/12/2016
Compra de energia elétrica (Nota 20) 5.409 5.267
Encargos de Uso do Sistema de Transmissão 1.977 1.729
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – 1.113
Materiais e Serviços 1.011 1.446
Taxa de FiscalizaçãoANEEL – 77
Total 8.397 9.632
13 Financiamentos e empréstimos:
Indexador Juros 31/12/2016
Moeda nacional:
Financiamento direto BNDES TJLP 5% a.a. 97.977
Financiamento direto BNDES UMBNDES 5% a.a. 26.752 Financiamento direto BNDES - suplementação TJLP 3,69% a.a. 48.685 Financiamento mediante repasse de recursos do BNDES TJLP 5% a.a. 79.606 Financiamento mediante repasse de recursos do BNDES UMBNDES 5% a.a. 21.657 Financiamento mediante repasse de
recursos do BNDES - suplementação TJLP 3,69% a.a. 40.217
314.894
Parcela a amortizar classifica da no passivo circulante 60.162
Passivo não circulante 254.732
Os empréstimos estão garantidos por penhor das ações da Companhia detidas pelos acionistas CPFL Geração de Energia S.A. e Statkraft Energias Renováveis S.A. e penhor dos direitos emergentes da concessão obtida pela Companhia para exploração do potencial energético das Usinas, compreendendo, entre outros, a energia elétrica a ser produzida e a receita decorrente dos contratos de compra e venda de energia, bem como os direitos utilizados para sua produção.Adicionalmente, constituiu-se como fiador desta operação a CPFL Energia S.A. As aplicações financeiras vinculadas também estão em garantias dos empréstimos, conforme Nota Explicativa nº 5. Os contratos de financiamento possuem cláusulas que requerem que a Companhia mantenha durante o período de amortização do contrato, índice de cobertura do serviço da dívida de, no mínimo, 1,3 (um vírgula três). O coeficiente é calculado dividindo-se o valor do fluxo de caixa líquido das operações pelo valor do serviço da dívida, de acordo com parâmetros preestabelecidos contratualmente. Em 30/12/2014 o BNDES e os agentes financeiros repassadores autorizaram a alteração da metodologia de cálculo do índice de cobertura do serviço da dívida de apuração semestral para anual. O financiamento foi liquidado entre os dias 20 e 21/12/2017.
Encargos Principal Total
Saldos em 31/12/2016 12.015 302.879 314.894
Variação Cambial 1.925 – 1.925
Juros apropriados 28.756 – 28.756
Juros e variação cambial pagos (42.696) – (42.696)
Amortização do Principal – (302.879) (302.879)
Saldos em 31/12/2017 – – –
(R$ 5.267 em 2016) referente as compras a serem liquidadas em janeiro e fevereiro de 2018. Em 2017, para minimizar os impactos da alta do GSF e PLD, decorrentes da redução de geração hidrelétrica, a Companhia teve com estratégica adquirir energia no mercado. A redução da geração hidrelétrica decorreu da falta de chuvas e consequente acúmulo de água nos reservatórios. Com isso houve um aumento da geração térmica, encarecendo o PLD.
21 Resultado financeiro: 31/12/2017 31/12/2016
Despesas financeiras
Juros (29.058) (36.485)
Variações monetárias de empréstimos (6.553) 8.062
Encargos sobre Uso do Bem Público - UBP (8.048) (14.950) Repactuação do risco hidrológico – (4.112)
Outros (1.172) (1.211
(44.831) (48.696)
Receitas financeiras
Aplicações financeiras 29.047 26.814
Variações monetárias de empréstimos 4.629 – Outros 821 1.969
34.497 28.783
(10.334) (19.913)
22 Reconciliação da despesa de imposto de renda e contribuição social: A conciliação da despesa calculada pela aplicação das alíquotas fiscais combinadas e da despesa de imposto de renda e contribuição social debitada em resultado é demonstrada como segue: 31/12/2017 31/12/2016
Xxxxx antes do imposto de renda e da contribuição social 162.525 165.941
Alíquota nominal (IR de 25% e CS de 9%) 34% 34%
Imposto de renda e contribuição social a alíquotas nominais 55.259 56.420
Efeito dos impostos sobre:
Despesas não dedutíveis 599 583
Parcela isenta do adicional de imposto de renda (24) –
Incentivo a Projetos Sociais (1.735) (1.455)
PAT
Outras adições (exclusões) permanentes líquidas – 48
Imposto de renda e contribuição social no resultado 54.099 55.596
Corrente (54.099) (53.140)
Diferido – (2.456)
Alíquota efetiva 33% 32%
23 Gestão de risco financeiro: As atividades da Companhia a expõem a diversos riscos financeiros: risco de mercado, risco de crédito e risco de liquidez. A Companhia possui e segue política de gerenciamento de risco, que orienta em relação a transações e requer a diversificação de transações e contrapartidas. Nos termos dessa política, a natureza e a posição geral dos riscos é regularmente monitorada e gerenciada a fim de avaliar os resultados e os impactos. 23.1 Fatores de risco financeiro: a. Risco de mercado: (i) Risco do fluxo de caixa ou valor justo associado com taxa de juros: Decorre da possibilidade de a Companhia sofrer ganhos ou perdas decorrentes de oscilações de taxas de juros incidentes sobre seus ativos e passivos financeiros. Para mitigar esse risco, as aplicações financeiras contratadas são valorizadas com base na variação do CDI e os contratos de debêntures são de longo prazo contratados com instituições financeiras, com encargos calculados de acordo com as condições usuais praticadas. Na data das demonstrações financeiras, o perfil dos instrumentos financeiros remunerados por juros da Companhia era:
Instrumentos de taxa variável 31/12/2017 31/12/2016
Aplicações financeiras (nota 5) 36.910 238.215
Aplicações financeiras vinculadas (nota 5) 26.126 32.740
Empréstimos e Financiamentos (nota 13) – 314.894
Debêntures (nota 14) 530.302 –
Uso do Bem Público (UBP) (nota 15) 97.731 97.480
Análise de sensibilidade para a exposição a riscos de taxas de juros: A Companhia, para fins de referência, nos termos do CPC 40 (R1), preparou uma análise de sensibilidade sobre aplicações financeiras, debêntures e uso do bem público sujeitos a riscos de variação nas taxas de juros. O cenário-base provável para 31/12/2018 foi definido através de premissas disponíveis no mercado (fonte: Relatório Focus - Banco
cial, os empréstimos são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos, decrescidos
CPC 18 Investimento em Coligada (IAS 28) em relação a vendas ou contribuições de ativos entre um investi-
14 Debêntures:
Central do Brasil) e o cálculo da sensibilidade foi feito considerando a variação entre as taxas e os índices do
de qualquer perda por redução ao valor recuperável. Os empréstimos e recebíveis abrangem o caixa e equi- valente de caixa, as contas a receber de concessionárias e demais contas a receber. Caixa e equivalentes de caixa abrangem saldos de caixa e investimentos financeiros com vencimento original de três meses ou me- nos a partir da data da contratação, com risco insignificante de mudança de valor. (ii) Passivos financeiros não derivativos: A Companhia reconhece títulos de dívida emitidos e passivos subordinados inicialmente na data em que são originados. Todos os outros passivos financeiros (incluindo passivos designados pelo valor justo registrado no resultado) são reconhecidos inicialmente na data de negociação na qual a Compa- nhia se torna uma parte das disposições contratuais do instrumento. A Companhia baixa um passivo finan- ceiro quando tem suas obrigações contratuais retiradas, canceladas ou liquidadas. A Companhia tem os se- guintes passivos financeiros não derivativos: financiamentos, uso do bem público, dividendos, encargos setoriais, debêntures, fornecedores e outras contas a pagar. Tais passivos financeiros são reconhecidos ini- cialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, esses passivos financeiros são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos.
(iii) Instrumentos financeiros derivativos: A Companhia não celebrou e não tem como política celebrar contratos de instrumentos financeiros derivativos. c. Contas a receber de concessionárias: As contas a receber de concessionárias correspondem aos valores a receber pelo fornecimento de energia no curso nor- mal 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. Nos valores a receber não estão inclusos encargos ou efeitos inflacionários, somente o preço acordado pela energia vendida. Em 31/12/2017, a Companhia não espera perda sobre os recebíveis de concessionárias.
d. Imobilizado: (i) Reconhecimento e mensuração: Itens do imobilizado são mensurados pelo custo his- tórico de aquisição ou construção, deduzido de depreciação acumulada e perdas de redução ao valor recu- perável (impairment) acumuladas, quando houver. Quando partes de um item do imobilizado têm diferentes vidas úteis, elas são registradas como itens individuais (componentes principais) de imobilizado. Ganhos e perdas na alienação de um item do imobilizado são apurados pela comparação entre os recursos advindos da alienação com o valor contábil do imobilizado, e são reconhecidos líquidos dentro de outras receitas ou despesas no resultado. (ii) Custos subsequentes: O custo de reposição de um componente do imobilizado é reconhecido no valor contábil do item caso seja provável que os benefícios econômicos incorporados den- tro do componente irão fluir para a Companhia e que o seu custo pode ser medido de forma confiável. O valor contábil do componente que tenha sido reposto por outro é baixado. Os custos de manutenção no dia-a-dia do imobilizado são reconhecidos no resultado conforme incorridos. (iii) Depreciação: A depreciação é cal- culada sobre o valor histórico, que é o custo de aquisição de um ativo, ou outro valor substituto do custo, de-
dor e sua coligada ou seu empreendimento controlado em conjunto. - ICPC 21/ IFRIC 22 Transações em mo- eda estrangeira e adiantamento. - IFRIC 23 Incerteza sobre Tratamentos de Imposto de Renda. O Comitê de Pronunciamentos Contábeis ainda não emitiu pronunciamento contábil ou alteração nos pronunciamentos vigentes correspondentes a todas as novas IFRS. Portanto, a adoção antecipada dessas IFRS não é permiti- da para entidades que divulgam as suas demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. 4 Uso de estimativas e julgamentos: A preparação das demonstrações financeiras de acordo com práticas contábeis adotadas no Brasil exige que a Administração faça julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, recei- tas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas. As estimativas e premissas são revi- sadas de forma contínua. Os efeitos das revisões das estimativas são reconhecidos prospectivamente. Estimativas e premissas são revistos de uma maneira contínua. Revisões com relação a estimativas contá- beis são reconhecidas no período em que as estimativas são revisadas e em quaisquer períodos futuros afetados.
5 Caixa e equivalentes de caixa e aplicações financeiras vinculadas 31/12/2017 31/12/2016
Caixa e bancos 133 26
Aplicações financeiras livres:
Certificados de depósito bancário pós-fixado 36.910 238.215
Total de Caixa e equivalentes de caixa 37.043 238.241 Aplicações financeiras vinculadas - circulante:
Certificados de depósito bancário pós-fixado 24.066 – Aplicações financeiras vinculadas - não circulante:
Certificados de depósito bancário pós-fixado - conta-reserva 2.060 32.740
Os Certificados de Depósito Bancário são remunerados à taxas que variam entre 96% a 101% do CDI (Certi- ficado de Depósito Interbancário). Por força do Contrato de Financiamento firmado com o BNDES e seus Agentes Financeiros, para custeio das obras do Complexo CERAN, a Companhia devia manter saldo em conta específica remunerada mantida especialmente no Banco do Brasil S.A., denominada “conta reserva”, como garantia adicional para o pagamento da parcela de amortização, juros e encargos da dívida (serviço da dívida) e dos serviços de operação e manutenção das Usinas. O saldo corresponde a 3 (três) vezes a última prestação vencida do serviço da dívida e a 3 (três) meses dos gastos com a operação e manutenção. Em 31/12/2016 o saldo da “conta reserva” estava representado por aplicações financeiras em certificados de
depósito bancário no Banco do Brasil, classificado no ativo não circulante. Em 31/12/2017, por conta da liqui- dação do financiamento com o BNDES essa aplicação foi reclassificada para o ativo circulante.
Encargos Vencimento 31/12/2017
1ª série 107,75 da taxa DI Dezembro de 2020 318.181
2ª série 107,75% da taxa DI Dezembro de 2022 212.121
(–) Gastos com emissão (2.292)
528.010
Circulante 105.844
Não Circulante 422.166
Foi aprovada em AGE realizada em 27/11/2017 a emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie com garantia real, no montante de R$ 530.000, divididas em duas séries: sendo 318.000 debêntures da primeira série e 212.000 debêntures da segunda série. O vencimento das debêntures da primeira série ocorrerá em 15/12/2020 e da segunda série em 15/12/2022. O referido contrato possui cláusulas restritivas, como segue: • Manter o Índice Financeiro (Dívida Financeira Líquida/EBITDA), verificado semestralmente, menor ou igual a 3,0 vezes, a partir das demonstrações financeiras encerradas em 31/12/2017. Será caracterizado como vencimento antecipado nos casos de não atingimento por 2 vezes consecutivas. Em 31/12/2017 a Companhia atingiu este índice. As debêntures serão remuneradas à taxa de 107,75% da variação da Taxa DI e o pagamento da remuneração será semestral, sendo o primeiro pagamento em 15/06/2018. A amortização do valor principal ocorrerá anualmente, em três parcelas anuais e consecutivas para a primeira série, com início em 15/12/2018 e duas parcelas anuais e consecutivas e para a segunda série, com início em 15/12/2021. Os recursos oriundos das debêntures ingressaram no caixa da Companhia em 27/12/2017.Abaixo a movimentação das debêntures em 2017:
Encargos Principal Total
Captação em 27/12/2017 – 530.000 530.000
Encargos 302 – 302
Gastos com emissão – (2.292) (2.292)
Saldo em 31/12/2017 302 527.708 528.010
15 Uso do bem público - UBP 31/12/2017 31/12/2016
Parcela do Circulante 10.965 10.857
Parcela do Não Circulante 83.766 86.623
Compromisso com o Poder Concedente - Decorrente do direito de outorga fixo: Refere-se ao ônus da concessão assumido no processo de licitação, determinado com base em valor fixo a ser pago ao Poder Concedente. O compromisso será pago em parcelas mensais e iguais até 2036, corrigidas monetariamente
cenário previstos para 31/12/2017. A análise de sensibilidade considerou ainda uma variação de 25% e 50% sobre os índices flutuantes considerada no cenário provável.
Possível Remoto Exposição R$ Risco Provável (+/- 25%) (+/- 50%)
Aplicações financeiras (nota 5) 36.910 Baixa CDI (2.539) (1.905) (1.270)
Aplicações financeiras vinculadas (nota 5) 26.126 Baixa CDI (1.797) (1.348) (899)
Debêntures (nota 14) (530.302) Alta CDI (27.364) (45.606) (54.727)
Uso do Bem Público (UBP) (nota 15) (94.731) Alta IGPM (4.263) (5.329) (6.394)
(ii) Risco de preço no fornecimento de energia: A Companhia está exposta aos efeitos de oscilação de preços no fornecimento de energia em função de variáveis de mercado, tais como níveis de águas nos reservatórios, demanda por geração de termelétricas, sazonalização, dentre outros. Com isso, a Companhia pode recorrer ao mercado de energia de curto prazo para suprir as necessidades. b. Risco de crédito: Conforme descrito na Nota 6, a Companhia não espera perdas sobre os recebíveis mantidos com partes relacionadas. Em relação às instituições financeiras, a Companhia somente realiza operações com instituições financeiras consideradas de primeira linha. O valor contábil dos ativos financeiros representa a exposição máxima do crédito.Aexposição máxima do risco do crédito na data das demonstrações financeiras foi:
31/12/2017 31/12/2016
Caixa e equivalentes de caixa (nota 5) 37.043 238.241
Contas a receber de concessionárias (nota 6) 32.157 31.655
Aplicações financeiras vinculadas (nota 5) 26.126 32.740
95.326 302.636
A Companhia não possui risco de crédito por região geográfica, pois todos os seus clientes estão localizados no Brasil. Também não possui risco de crédito por tipo de contra parte, pois os principais clientes são acionis- tas e suas atividades são reguladas. As aplicações financeiras são efetivadas apenas em bancos considera- dos de baixo risco. c. Risco de liquidez: Risco de liquidez é o risco em que a Companhia irá encontrar dificul- dades em cumprir com as obrigações associadas com seus passivos financeiros que são liquidados com pagamentos à vista ou com outro ativo financeiro. A abordagem da Companhia na administração de liquidez é de garantir, o máximo possível, que sempre tenha liquidez suficiente para cumprir com suas obrigações ao vencerem, sob condições normais e de estresse, sem causar perdas inaceitáveis ou com risco de prejudicar a reputação da Companhia.Aseguir, estão os vencimentos contratuais dos principais passivos financeiros:
Valor 6 meses 6 a 12 1 a 2 2 a 5 Mais de
duzido do valor residual.Adepreciação é reconhecida no resultado baseando-se no método linear pelo prazo
6 Contas a receber de Concessionárias: 31/12/2017 31/12/2016
pela variação do IGP-M em fevereiro de cada ano (valor anual de R$ 3.200 na base 10/2000). O cálculo do
Passivos financeiros não derivativos
contábil ou menos meses anos anos 5 anos
da concessão ou vida útil, dos dois o menor. As vidas úteis estimadas são as seguintes:
Reservatórios, barragens e adutoras 35 anos
Terrenos 35 anos
Edificações, obras civis e benfeitorias 35 anos
Máquinas e equipamentos 30 a 35 anos
Veículos 5 anos
Móveis e utensílios 10 anos
e. Intangível: O ativo intangível que corresponde ao direito de exploração de concessões é a contrapresta- ção de pagamentos para a União a título de uso do bem público - UBP. O registro desta obrigação teve como contrapartida a conta do ativo intangível. O prazo de amortização será do 7º ao 35º ano de concessão. f. Re- dução ao valor recuperável (Impairment): (i) Ativos financeiros incluindo recebíveis: Um ativo finan- ceiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável. Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconheci- mento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros proje- tados que podem ser estimados de uma maneira confiável. A evidência objetiva de que os ativos financeiros perderam valor pode incluir o não pagamento ou atraso no pagamento por parte do devedor, a reestrutura- ção do valor devido a Companhia sobre condições de que a Companhia não consideraria em outras transa- ções, indicações de que o devedor ou emissor entrará em processo de falência, ou o desaparecimento de um mercado ativo para um título. Além disso, para um instrumento patrimonial, um declínio significativo ou pro- longado em seu valor justo abaixo do seu custo é evidência objetiva de perda por redução ao valor recuperá- vel. A Companhia não identificou nenhum ativo financeiro para o qual devesse reconhecer provisão para re- dução ao valor recuperável. (ii) Ativos não financeiros: O valor recuperável de um ativo ou unidade geradora de caixa é o maior entre o valor em uso e o valor justo menos despesas de venda. Ao avaliar o valor em uso, os fluxos de caixa futuros estimados são descontados aos seus valores presentes através da taxa de desconto antes de impostos que reflita as condições vigentes de mercado quanto ao período de recuperabili- dade do capital e os riscos específicos do ativo. Para a finalidade de testar o valor recuperável, os ativos que não podem ser testados individualmente são agrupados juntos no menor grupo de ativos que gera entrada de caixa de uso contínuo que são em grande parte independentes dos fluxos de caixa de outros ativos ou gru- po de Ativos. Uma perda por redução ao valor recuperável é reconhecida caso o valor contábil de um ativo ou sua unidade operadora de caixa exceda seu valor recuperável estimado. Perdas de valor são reconhecidas no resultado. A Companhia não identificou nenhum indício de perda por redução ao valor recuperável para o qual devesse reconhecer uma provisão. g. Fornecedores: Fornecedores são obrigações a pagar por bens
Companhia Paulista de Força e Luz 9.213 8.786
Companhia Piratininga de Força e Luz 4.479 4.544
Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT 285 296
CPFL Comercialização Brasil S.A. 8.038 7.557
Companhia Luz e Força Santa Cruz 18 18
Rio Grande Energia 5 4
Outros Clientes (Edital de Leilão nº 002/2005-ANEEL e contratações
no ambiente livre) 10.119 10.450
32.157 31.655
O saldo de contas a receber de clientes da Companhia não apresenta atrasos. A receita por fornecimento e suprimento de energia é determinada de acordo com os preços definidos em contrato. Não são esperadas perdas sobre os recebíveis mantidos com partes relacionadas. O saldo de contas a receber contempla somente os valores a receber pela venda de energia elétrica, não considerando quaisquer acréscimos financeiros ou juros.
7 Impostos a recuperar: 31/12/2017 31/12/2016
Imposto de Renda Retido na Fonte 9.124 5.928
PIS 78 61
COFINS 358 282
Contribuição Social Retida na Fonte 6 –
Circulante 9.566 6.271
ICMS (a) 2.808 2.808
Não Circulante 2.808 2.808
(a) A Companhia possui créditos fiscais de ICMS no valor de R$ 3.292 que foram originados das operações de compra de equipamentos, apresentados no ativo não circulante líquidos da provisão para deságio no montante de R$ 484. Esses créditos poderão ser realizados, após a homologação do Estado, através de transferências em favor de estabelecimentos fornecedores ou de concessionárias fornecedores de energia elétrica estabelecidos no Estado do Rio Grande do Sul, observados os limites do disposto no artigo nº 59 do Regulamento do ICMS do Estado do Rio Grande do Sul. 8 Partes relacionadas: Os principais saldos de ativos e passivos em 31/12/2017, bem como as transações que influenciaram o resultado do exercício, relativas a operações com partes relacionadas, estão apresentadas no quadro abaixo e foram realizadas em condições normais de mercado entre as partes para os respectivos tipos de operações. A remuneração total do pessoal-chave da administração em 2017 foi de R$ 122 (R$ 275 em 2016).
valor foi efetuado considerando-se a variação do IGP-M, e o ajuste a valor presente foi efetuado com base na taxa de desconto de 9,64%. 16 Impostos e contribuições a recolher: A composição dos tributos e contribuições sociais a recolher é como segue:
31/12/2017 31/12/2016
Imposto de Renda Pessoa Jurídica 31.586 1.445
Contribuição Social 8.266 1.043
COFINS 1.735 1.762
PIS 373 377
Encargos sociais – 244
Impostos retidos de terceiros 120 167
Total 42.080 5.038
17 Provisão para riscos fiscais, trabalhistas e cíveis: Não há processos que configurem contingências prováveis, de acordo com a estimativa de perda da Administração da Companhia, que vem suportada pela avaliação constante dos relatórios dos consultores jurídicos da Companhia. No processo de análise das causas foi considerada a real configuração de contingência, avaliado o risco financeiro envolvido. Perdas possíveis, não provisionadas: A Companhia tem ações de naturezas tributária, cível e trabalhista, envolvendo riscos de perda classificados pela Administração como possíveis, com base na avaliação de seus consultores jurídicos, para as quais não há provisão constituída, conforme composição e estimativa a seguir:
31/12/2017 31/12/2016
Tributária (a) 12.912 4.620
Cível (b) 69.863 55.665
Trabalhista 6.898 2.000
89.673 62.285
(a) Refere-se aos questionamentos dos pedidos de compensação (PER/DCOMP), apresentados à Secretaria da Receita Federal do Brasil, visando à compensação de débitos de PIS e COFINS de diversos períodos, em decorrência de alteração no regime de tributação do PIS e COFINS, anteriormente efetuado pela não cumulatividade, sendo passado para cumulatividade. (b) Refere-se principalmente a ação indenizatória de cobrança de diferenças de volumes de quantitativos relacionados à execução das obras civis na implantação da Companhia. 18 Patrimônio líquido: a. Capital social: Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 25/10/2017, os acionistas da Companhia deliberaram pela redução do capital social em R$ 350.875, passando o capital social totalmente subscrito e integralizado para R$ 120.000
Debêntures (nota 15) 528.010 – 105.844 211.688 210.478 –
Fornecedores (nota 13) 8.397 8.397 – – – – Uso do Bem Público (UBP) 94.731 5.482 5.483 9.665 14.497 59.604
631.138 13.879 111.327 221.353 224.975 59.604
3.2 Gestão de capital: Os objetivos da Companhia ao administrar seu capital são os de salvaguardar a ca- pacidade de continuidade da Companhia 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 de capital da Companhia, a administração pode, ou propõe, nos casos em que os acionistas têm de aprovar, rever a política de pagamento de dividendos, devolvendo capital aos acionistas. Condizente com outras companhias do setor, a Companhia monitora o capital com base no índice de alavancagem financeira. Esse índice corresponde à dívida líquida expressa como percentual do capital total. A dívida líquida, por sua vez, corresponde ao total de empréstimos (incluindo empréstimos de curto e longo prazos, conforme de- monstrado no balanço patrimonial), subtraído do montante de caixa e equivalentes de caixa. O capital total é apurado através da soma do patrimônio líquido, conforme demonstrado no balanço patrimonial, com a dívida líquida. Os índices de alavancagem financeira em 31/12/2017 e 31/12/2016 podem ser assim sumarizados:
31/12/2017 31/12/2016
Total dos empréstimos e debêntures (Notas 14 e 15) 528.010 314.894
Menos: caixa e equivalentes de caixa (Nota 8) (37.043) (238.241)
Dívida líquida 490.967 76.653
Total do patrimônio líquido 245.804 753.486
Total do capital 736.771 830.139
Índice de alavancagem financeira - % 67 9
Aaumento do índice de alavancagem financeira em 31/12/2017 foi decorrente, da emissão de debêntures no período. Estimativa do valor justo: Pressupõe-se que os saldos de aplicações financeiras restritas estejam próximos de seus valores justos. Os instrumentos financeiros avaliados ao valor justo são as aplicações financeiras vinculadas que totalizavam R$ 26.126 em 31/12/2017 (31/12/2016 - R$ 32.740) que foram avaliadas como instrumentos financeiros no nível 2, detalhados a seguir: • Preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos e passivos idênticos (nível 1). • Informações, além dos preços cotados, incluídas no nível 1 que são adotadas pelo mercado para o ativo ou passivo, seja diretamente (ou seja, como preços) ou indiretamente (ou seja, derivados dos preços) (nível 2). • Inserções para os ativos ou passivos que não são baseadas nos dados adotados pelo mercado (ou seja, inserções não observáveis) (nível 3).
24 Instrumentos financeiros por categoria: 31/12/2017
ou serviços que foram adquiridos no curso normal dos negócios, sendo classificados como passivos circu-
Ativo Resultado
representado por 120.000 ações ordinárias, todas nominativas, sem valor nominal. Com a redução o capital
Empréstimos
Ativos, conforme o balanço patrimonial
Ativos ao valor justo
lantes se o pagamento for devido no período de até um ano. Caso contrário, as obrigações são apresentadas como passivo não circulante. h. Empréstimos, financiamentos e debêntures: São reconhecidos, inicial-
Contas a receber de Venda de
Concessionárias energia Despesas
social passa a ter a seguinte composição:
31/12/2017 31/12/2016
Caixa e equivalentes de caixa (nota 5)
Contas a receber de concessionárias (nota 6)
e recebíveis por meio do resultado Total
133 36.910 37.043
mente, 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 total a pagar é reconhecida na demonstração do resultado durante o período em que os empréstimos,
Empresas do Grupo CPFL (*) 21.753 244.117 1.445
Companhia Estadual de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT 285 2.442 –
CPFL Geração de Energia S.A. 78.000 306.069
CEEE GT-RS Companhia Estadual de Geração de Energia 36.000 141.262
Statkraft Energias Renováveis S.A. 6.000 23.544
Aplicações financeiras vinculadas (nota 5)
32.157 – 32.157
– 26.126 26.126
32.290 63.036 95.326
financiamentos e debêntures estejam em aberto, utilizando o método da taxa efetiva de juros. São classifica- dos 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. i. Uso do Bem Público (UBP): São os valores contratados relativos ao direito do uso de bem público para exploração do potencial de energia hidráulica, decorrentes de contratos de concessão onerosa com a União, demonstrados ao custo amortizado e atuali- zados pelas taxas de juros ou índices contratuais incorridos até a data do balanço, ajustados a valor presen- te, com base em uma taxa de desconto aprovada pela diretoria da Companhia. j. Encargos setoriais: Estão contabilizados como custos dos serviços de energia elétrica, e são apurados pelo regime de competên- cia. (i) Programa de pesquisa e desenvolvimento tecnológico - P&D: Em conformidade com a Lei nº 9.991, de 24/07/2000, o art. 24 da Lei nº 10.438, de 26/04/2002, e o art. 12 da Lei nº 10.848, de 15/03/2004, as empresas autorizadas à produção independente de energia elétrica, dentre outras, devem aplicar, anual- mente, o percentual de 1% de sua receita operacional líquida no Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica - Programa de P&D, segundo regulamentos estabelecidos pela ANEEL. (i) Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos: A compensação financeira, instituída pela Constituição Federal de 1988, em seu artigo 20, § 1º, e regulamentada pela Lei nº 7.990/1989, corresponde à indenização aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, bem como a órgãos da admi- nistração direta da União, pelo resultado da exploração de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica. A Resolução ANEEL nº 67, de 22/02/2001 determina que o valor a ser recolhido mensalmente cor- responda a 6,75% da energia produzida no mês multiplicada pela Tarifa Atualizada de Referência (TAR),
Central de Serviços Compartilhados S.A. (**) – – 1.756 Total em 31/12/2017 22.038 246.559 3.201
Empresas do Grupo CPFL (*) 20.909 229.158 1.406
Companhia Estadual de Geração e
Transmissão de Energia Elétrica - CEEE-GT 296 2.269 – Central de Serviços Compartilhados S.A. (**) – – 1.015 Total em 31/12/2016 21.205 231.427 2.421
(*) Companhia Paulista de Força e Luz; Companhia Piratininga de Força e Luz; CPFL Comercialização Brasil S.A.; Companhia Luz e Força Santa Cruz; Companhia Leste Paulista; Rio Grande Energia. (**) Prestação de serviços contábeis, financeiros a administrativos.
9 Despesas pagas antecipadamente: 31/12/2017 31/12/2016
Prêmios de seguros 422 475
Repactuação do Risco Hidrológico 7.234 7.234
Circulante 7.656 7.709
Repactuação do Risco Hidrológico
Não Circulante 10.852 18.086
Repactuação do Risco Hidrológico: Em dezembro de 2015, a Companhia aderiu a repactuação do risco hidrológico, conforme condições estabelecidas na Lei nº 13.203, de 8/12/2015 e na Resolução Normativa
Total 120.000 470.875
O valor de R$ 350.875, resultante da redução foi pago aos acionistas da Companhia em 27/12/2017. Reser- vas: Reserva legal: É constituída à razão de 5% do lucro líquido apurado em cada encerramento de exercício social nos termos do art. 193 da Lei nº 6.404/76, até o limite de 20% do capital social. Com a redução do capi- tal a reserva legal excedeu o capital em R$ 4.897. Esse valor foi transferido para a Reserva de Lucros a dispo- sição da AGO. Reserva de retenção de lucros: É destinada à aplicação em investimentos no orçamento de capital. Lucros a destinar: Refere-se à parcela do lucro excedente ao dividendo mínimo obrigatório à disposi- ção da Assembleia. Quanto ao saldo desta reserva, na Assembleia Geral Ordinária realizada em 26/04/2017, foi autorizado a distribuição de dividendos ou redução/liquidação do endividamento, quando a Companhia possuir caixa disponível durante o exercício de 2017 ou exercícios seguintes, mediante aprova- ção do conselho de administração. Em 27/12/2017, o montante de R$ 238.127 foi integralmente distribuído.
b. Dividendos: Aos acionistas será assegurada, anualmente, a distribuição de dividendos mínimos obriga- tórios, correspondentes a 25% do lucro líquido ajustado, nos termos da Lei das Sociedades porAções.
2017 2016
Lucro líquido do exercício 108.426 110.345
Constituição da reserva legal (5%) – (5.517)
Base de cálculo dos dividendos 108.426 104.828
Dividendo mínimo obrigatório (25%) 27.106 26.207
Passivo, conforme o balanço patrimonial Outros passivos financeiros Total
Debêntures (nota 14) 528.010 528.010
Uso do Bem Público (UBP) (nota 15) 94.731 94.731
Fornecedores (nota 12) 8.397 8.397
Dividendos (nota 18b) 27.106 41.304
658.244 658.244
31/12/2016
Empréstimos Ativos ao valor justo por
Ativos, conforme o balanço patrimonial e recebíveis meio do resultado Total
Caixa e equivalentes de caixa (nota 5) 26 238.215 238.241
Contas a receber de concessionárias (nota 6) 31.655 – 31.655 Aplicações financeiras vinculadas (nota 5) – 32.740 32.740
31.681 270.955 302.636
Passivo, conforme o balanço patrimonial Outros passivos financeiros Total
Empréstimos e financiamentos (nota 13) 314.894 314.894
Uso do Bem Público (UBP) (nota 15) 97.480 97.480 Fornecedores (nota 12) 9.632 9.632
422.006 422.006
Ceran - Companhia Energética Rio das Antas
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO DIRETORIA XXXXXXXX XXXX XX XXXXX - PRESIDENTE
XXXXXXX XXXXXx XXXXX
XXXXX XXXXXX DE SOUzA
XXXXX XX XXXXX XXXXXX XXXXXXXX XXXXXXX
XXXXXXXX XX XXXXXXXX XXXXXxX
XXXXX XXXX XXXX - DIRETOR SUPERINTENDENTE XXXXX XxXX XXXXXx - DIRETOR
XXXXX XXXXXX XXXXXX - XXXXXXXX - CRC-SP 120914/O-9
RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
Aos Conselheiros e Acionistas da Companhia Energética Rio das Antas - Florianópolis - SC - Opinião: Examinamos as demonstrações financeiras da Companhia Energética Rio das Antas (“Companhia”), que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2017 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, bem como as correspondentes notas explicativas, compreendendo as políticas contábeis significativas e outras informações elucidativas. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Companhia Energética Rio das Antas em 31 de dezembro de 2017, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Base para opinião: Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Nossas responsabilidades, em conformidade com tais normas, estão descritas na seção a seguir intitulada “Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações financeiras”. Somos independentes em relação à Companhia, de acordo com os princípios éticos relevantes previstos no Código de Ética Profissional do Contador e nas normas profissionais emitidas pelo Conselho Federal de Contabilidade, e cumprimos com as demais responsabilidades éticas de acordo com essas normas. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião. Principais assuntos de auditoria: Principais assuntos de auditoria são aqueles que em nosso julgamento profissional foram os mais significativos em nossa auditoria do exercício corrente. Esses assuntos foram tratados no contexto de nossa auditoria das demonstrações financeiras como um todo e na formação de nossa opinião sobre essas demonstrações financeiras e, portanto, não expressamos uma opinião separada sobre esses assuntos. Divulgações de transações com partes relacionadas - venda de energia elétrica: (Consulte a nota explicativa 8 às demonstrações financeiras): Em função dos contratos de venda de energia elétrica serem celebrados com partes relacionadas, prática essa comum nesse mercado, as operações com essas empresas relacionadas podem ser realizadas em condições e termos diferentes desse mercado, especificamente quanto a preços praticados e quanto a quantidade de energia. As
divulgações de que as transações com partes relacionadas foram realizadas em termos equivalentes aos que prevalecem nas transações com partes independentes são feitas apenas se esses termos puderem ser efetivamente comprovados. Devido a esse fato, bem como à relevância dos valores envolvidos, consideramos a divulgação de transações com partes relacionadas um principal assunto de auditoria. Como nossa auditoria conduziu esse assunto: Nossos procedimentos de auditoria incluíram, entre outros, a avaliação das políticas contábeis aplicadas pela Companhia para divulgação das operações com partes relacionadas. Obtivemos a composição analítica das operações de venda de energia elétrica e confrontamos, com base em amostragem, as informações constantes nos contratos de venda de energia elétrica e faturas emitidas com os saldos registrados na contabilidade.Avaliamos se os preços de energia elétrica praticados com partes relacionadas estão de acordo com as condições de mercado comparando os referidos preços de energia elétrica praticados nos contratos com partes relacionadas no ambiente de contratação livre (ACL) com preços de energia elétrica praticados em contratos de comercialização de energia elétrica no ambiente regulado (CCEAR). Analisamos, também, a adequação das divulgações das transações com partes relacionadas incluídas na nota explicativa nº 8. Com base nas evidências obtidas por meio dos procedimentos acima descritos, consideramos que a divulgação das transações com partes relacionadas é aceitável no contexto das demonstrações financeiras tomadas em conjunto. No decorrer da nossa auditoria não identificamos ajustes que tenham afetado a divulgação das transações com partes relacionadas. Outros assuntos:Auditoria dos valores correspondentes ao exercício anterior: Os valores correspondentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2016 apresentado para fins de comparação, foram anteriormente auditados por outros auditores independentes, que emitiam relatório datado em 17 de janeiro de 2017, sem modificações. Responsabilidades da administração e da governança pelas demonstrações financeiras: A administração é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações financeiras livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Na elaboração das demonstrações financeiras, a
administração é responsável pela avaliação da capacidade de a Companhia continuar operando, divulgando, quando aplicável, os assuntos relacionados com a sua continuidade operacional e o uso dessa base contábil na elaboração das demonstrações financeiras, a não ser que a administração pretenda liquidar a Companhia ou cessar suas operações, ou não tenha nenhuma alternativa realista para evitar o encerramento das operações. Os responsáveis pela governança da Companhia são aqueles com responsabilidade pela supervisão do processo de elaboração das demonstrações financeiras. Responsabilidades do auditor pela auditoria das demonstrações financeiras: Nossos objetivos são obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras, tomadas em conjunto, estão livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro, e emitir relatório de auditoria contendo nossa opinião. Segurança razoável é um alto nível de segurança, mas não uma garantia de que a auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria sempre detectam as eventuais distorções relevantes existentes. As distorções podem ser decorrentes de fraude ou erro e são consideradas relevantes quando, individualmente ou em conjunto, possam influenciar, dentro de uma perspectiva razoável, as decisões econômicas dos usuários tomadas com base nas referidas demonstrações financeiras. Como parte da auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria, exercemos julgamento profissional e mantemos ceticismo profissional ao longo da auditoria. Além disso: • Identificamos e avaliamos os riscos de distorção relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude ou erro, planejamos e executamos procedimentos de auditoria em resposta a tais riscos, bem como obtemos evidência de auditoria apropriada e suficiente para fundamentar nossa opinião. O risco de não detecção de distorção relevante resultante de fraude é maior do que o proveniente de erro, já que a fraude pode envolver o ato de burlar os controles internos, conluio, falsificação, omissão ou representações falsas intencionais. • Obtemos entendimento dos controles internos relevantes para a auditoria para planejarmos procedimentos de auditoria apropriados às circunstâncias, mas, não, com o objetivo de expressarmos opinião sobre a eficácia dos controles internos da Companhia. • Avaliamos a adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis e respectivas divulgações feitas pela administração. • Concluímos sobre a adequação do
uso, pela administração, da base contábil de continuidade operacional e, com base nas evidências de auditoria obtidas, se existe incerteza relevante em relação a eventos ou condições que possam levantar dúvida significativa em relação à capacidade de continuidade operacional da Companhia. Se concluirmos que existe incerteza relevante, devemos chamar atenção em nosso relatório de auditoria para as respectivas divulgações nas demonstrações financeiras ou incluir modificação em nossa opinião, se as divulgações forem inadequadas. Nossas conclusões estão fundamentadas nas evidências de auditoria obtidas até a data de nosso relatório. Todavia, eventos ou condições futuras podem levar a Companhia a não mais se manter em continuidade operacional. • Avaliamos a apresentação geral, a estrutura e o conteúdo das demonstrações financeiras, inclusive as divulgações e se as demonstrações financeiras representam as correspondentes transações e os eventos de maneira compatível com o objetivo de apresentação adequada. Comunicamo-nos com a administração a respeito, entre outros aspectos, do alcance planejado, da época da auditoria e das constatações significativas de auditoria, inclusive as eventuais deficiências significativas nos controles internos que identificamos durante nossos trabalhos. Fornecemos também aos responsáveis pela administração declaração de que cumprimos com as exigências éticas relevantes, incluindo os requisitos aplicáveis de independência, e comunicamos todos os eventuais relacionamentos ou assuntos que poderiam afetar, consideravelmente, nossa independência, incluindo, quando aplicável, as respectivas salvaguardas. Dos assuntos que foram objeto de comunicação com os responsáveis pela administração, determinamos aqueles que foram considerados como mais significativos na auditoria das demonstrações financeiras do exercício corrente e que, dessa maneira, constituem os principais assuntos de auditoria. Descrevemos esses assuntos em nosso relatório de auditoria, a menos que lei ou regulamento tenha proibido divulgação pública do assunto, ou quando, em circunstâncias extremamente raras, determinarmos que o assunto não deve ser comunicado em nosso relatório porque as consequências adversas de tal comunicação podem, dentro de uma perspectiva razoável, superar os benefícios da comunicação para o interesse público. Florianópolis, 24 de janeiro de 2018 - kPMG AUDITORES INDEPENDENTES - CRC SC-000071/F-8 - Xxxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxx Xxxx - Contador CRC SC-024494/O-1.