ABRACE 9.878.227,89 -
ANACE 3.330.694,19 574.630,24
SNIC 161,54 66.590,02
ELETROS 124.224,07 -
função das condições de geração de energia elétrica, e visa cobrir os custos adicionais de geração térmica, os custos com compra de energia no mercado de curto prazo, ESS e o risco hidrológico.
O sistema possui três classificações de bandeiras que indicam se a energia custará mais ou menos, em função das condições de geração de eletricidade. Em 27 de fevereiro de 2015 os valores das Bandeiras Tarifárias foram definidos conforme Resolução Homologatória ANEEL nº 1.859/2015.
No ano de 2016, tais valores e faixas foram ajustados por meio da Resolução Homologatória nº 2.016, de 26 de janeiro de 2016, decorrente da Audiência Pública nº 081/2015: Em fevereiro de 2017, os valores foram ajustados por meio da Resolução Homologatória nº 2.203, de 14 de fevereiro de 2017. A partir de novembro de 2017 o valor de cada bandeira passou a ser definido conforme Decisão proferida pela Diretoria Colegiada na instauração da Audiência Pública n° 61/2017, que aplicou, em caráter extraordinário, as regras propostas na referida AP, conforme segue abaixo:
• Bandeira verde: A tarifa não sofre nenhum acréscimo.
• Bandeira amarela: A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,010 para cada quilowatt-hora (kWh) consumido. Ou seja, R$ 1,00 para cada 100 KWh consumidos, sem contar com os impostos.
• Bandeira vermelha patamar 1: A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,030 para cada quilowatt-hora (kWh) consumido. Ou seja, R$ 3,00 para cada 100 KWh consumidos, sem contar com os impostos.
• Bandeira vermelha patamar 2: A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,050 para cada quilowatt-hora (kWh) consumido. Ou seja, R$ 5,00 para cada 100 KWh consumidos, sem contar com os impostos.
A tabela a seguir mostra as bandeiras tarifárias que vigoraram nos anos de 2016 e 2017:
O Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015 determinou que os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias fossem revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – CCRBT, administrada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. Os agentes de distribuição passaram a assumir posição credora ou devedora junto a referida conta centralizadora a depender da diferença entre os valores realizados incorridos e a cobertura tarifária vigente. Mensalmente são apurados: o valor adicional faturado das bandeiras tarifárias, o valor da exposição incorrida pelas distribuidoras nos itens previstos no Decreto nº 8.401/2015 e, além disso, é fixado o valor líquido a ser repassado pela distribuidora à CONTA-CRBT ou a ser recebido pela mesma.
No exercício findo em 31 de dezembro de 2017 a Companhia reconheceu o montante de R$ 290.272 (R$ 134.707 em 31 de dezembro de 2016) de bandeira tarifária, sendo que deste montante, R$ 69.767 foram recebidos da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias - CCRBT (R$ 2.210 devolvidos em 31 de dezembro de 2016), criada por meio do Decreto nº 8.401/2015 e administrada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.
Impactos na Receita
As Deduções da Receita Bruta registraram uma redução de R$ 142.699 mil comparativamente a 2016, principalmente em função do menor volume de impostos incidentes sobre a receita, consequência do menor volume faturado no ano. Quando comparado a 2017. Os impostos apresentaram uma redução de 6,88% (R$ 140.421 mil). A Elektro encerrou o período com Receita Operacional Líquida de R$ 5.811.495, um aumento de 22,22% (R$ 1.056.515 mil) em relação ao período anterior.
Em 2016, as Receitas Operacinais Líquidas reduziram em 15,3%, passando de R$ 5.613,8 milhões em 2015 para R$ 4.755,0 milhões em 2016. As variações observadas devem-se, principalmente devido aos seguintes fatores:
Mês 2017 2016
Janeiro Verde Vermelha
Fevereiro Verde Vermelha
Março Amarela Amarela
Abril Vermelha Patamar 1 Verde Maio Vermelha Patamar 1 Verde
Junho Verde Verde
Julho Amarela Verde
Agosto Vermelha Patamar 1 Verde
Setembro Amarela Verde
Outubro Vermelha Patamar 2 Verde Novembro Vermelha Patamar 2 Amarela Dezembro Vermelha Patamar 1 Verde
(i) Queda de 2,2% no mercado em relação ao ano anterior, considerando o total da área de concessão. Esta queda foi motivada, principalmente, pelos seguintes fatores: (i) desaceleração da produção industrial; (ii) retração do mercado de trabalho e consequente diminuição de renda; e (iii) mudança no comportamento do consumidor após efeito do incremento nas tarifas em anos anteriores; (ii) Migração de clientes do mercado cativo para o mercado livre de energia, o que, embora não afete a margem operacional da Companhia, reduz a Receita Líquida, uma vez que, ao migrar, esses clientes continuam a consumir apenas a tarifa de fio da distribuidora (receita pelo uso do sistema de distribuição); (iii) Reajuste tarifário aplicado a partir de 27 de agosto de 2016, cujo efeito médio percebido pelo consumidor foi uma redução de 13,4% nas tarifas praticadas.
Em 2015 as Receitas Operacionais Líquidas cresceram 16,8%, passando de R$ 4.774,5 milhões para R$ 5.578,7 milhões em 2015 (R$ 804,2 milhões). As variações observadas devem-se principalmente à (i) Reajuste tarifário aplicado a partir de 27 de agosto de 2014, cujo efeito médio percebido pelo consumidor é um incremento de 37,78% nas tarifas praticadas, (ii) Revisão extraordinária nas tarifas aplicadas a partir de 02 de março de 2015, com incremento médio percebido pelo consumidor de 24,25% e (iii) Revisão Tarifária a partir de 27 de agosto de 2015, com reajuste médio aplicado nas tarifas de 4,20%.
Estes efeitos foram parcialmente compensados pela queda de 4,5% no mercado em relação ao ano anterior, considerando o total da área de concessão. Esta queda foi motivada, principalmente, pelos seguintes fatores: (i) retração do mercado de trabalho e consequente diminuição de renda, (ii) desaceleração da produção industrial, (iii) programa de incentivo ao uso consciente de energia e (iv) efeitos do reajuste das tarifas sobre o consumo. Caso o mercado apresentasse crescimento, esta evolução seria mais acentuada.
Outra variação importante decorre da reclassificação, em dezembro de 2015, da marcação a mercado do ativo financeiro indenizável para a linha de Receita Operacional (especificamente Outras Receitas), no valor de R$ 74,0 milhões (anteriormente registrada como receita financeira). Para fins de comparação, os resultados de 2014, no montante de R$ 11,7 milhões, também foram reclassificados. A variação de R$ 62,3 milhões entre os períodos deve-se ao efeito dos indexadores sobre o saldo a receber ao final da concessão, que apresentaram uma expressiva evolução, passando de 3,69% para 10,54% (IGP-M) e de 6,41% para 10,67% (IPCA).
As deduções às Receitas Operacionais evoluíram de R$ 1.704,4 milhões em 2014 para R$ 3.479,1 milhões em 2015, registrando aumento de 104,1%. Esta variação deve-se, principalmente, aos reajustes no encargo de Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, que passou a incorporar os aumentos requeridos (i) para recomposição do Fundo, utilizado nos anos de 2013 e 2014, e (ii) para que as distribuidoras pudessem repassar à CCEE os valores necessários para a amortização dos empréstimos (Contratos de Financiamento da Operação ACR), fechados ao longo de 2014 e 2015. Ressalta-se que esta variação está compensada nas linhas de Venda de Energia a Clientes Finais e Valores a Receber de Parcela A e Outros Itens Financeiros, tendo efeito neutro no resultado.
Em 2015 também houve o recebimento de R$ 539,0 milhões via mecanismo de bandeiras tarifárias, antecipando o recebimento, em caixa, de variações em relação aos valores previstos em tarifa, que seriam apenas revertidos para a Companhia na medida em que fossem faturados, nos 12 meses subsequentes ao reajuste tarifário, a partir de Agosto de 2015. Ressalta-se que, por se tratar de uma antecipação de Valores a Receber de Parcela A (CVA), seu efeito é neutro no resultado.
C. Impacto da inflação, da variação de preços dos principais insumos e produtos, do câmbio e
da taxa de juros no resultado operacional e no resultado financeiro do emissor
Além dos itens referentes aos volumes e mix de consumo e demanda de energia elétrica, e dos efeitos das variações das tarifas elencados no item 10.2.B, o resultado operacional da Companhia é influenciado principalmente pelo impacto da inflação sobre a receita, que é reajustada anualmente conforme os indicadores de preços da economia, bem como os custos e despesas operacionais da Companhia, notadamente os custos de pessoal e com contratos de prestação de serviços e aquisição de materiais.
O resultado financeiro é influenciado pelas variações dos indexadores dos instrumentos de financiamento celebrados pela Companhia, principalmente as taxas de juros (CDI e TJLP) e a inflação (IGP-M e IPCA).
2017
Em 2017, cita-se o Custo da Energia Comprada para Revenda registrou uma redução de 32,06% (R$ 824.058 mil) frente aos custos de 2016. Os custos e despesas operacionais em 2017 alcançaram R$ 5.115.818 mil, um aumento de 24,29% em relação ao ano de 2016, quando a Companhia registrou R$ 4.116.027 mil.
No encerramento de 2017, a empresa apresentou Despesa Financeira Líquida de R$ 157.805 mil, 8,87% maior que o resultado registado em 2016 (R$ 161.184 mil), impactada principalmente por:
(I) O CDI acumulado no período foi de 9,93%, uma queda de 4,07 pontos percentuais em comparação ao ano anterior, onde foi de 14,00%. Tal queda, adicionada à redução de 21,5% do volume de caixa médio foram os principais fatores que ocasionaram a redução de R$ 49.827 milhões na renda das aplicações financeiras.
(ii) Em contrapartida, devido à redução do CDI, da TLP e do IPCA, que são os principais indexadores da dívida da Companhia, tivemos uma redução de R$ 76,528 milhões com encargos de dívida e variações monetárias e cambiais. Como todas as dívidas atreladas à dólar da Companhia possuem instrumentos derivativos de proteção, a variação do dólar não apresenta impacto no custo da dívida da Companhia. Abaixo, apresenta-se quadro demonstrativo dos valores acumulados no ano:
(III) A variação negativa de R$ 3.755 mil decorrente da Remuneração Financeira da Parcela A foi devido ao registro de um saldo ativo menor em 2017 ao contrário de 2016, que demonstra que a cobertura tarifária deste ano, obtida no último reajuste tarifário, concedeu um valor maior para os custos incorridos.
2016
Em 2016, cita-se o Custo da Energia Comprada para Revenda registrou uma redução de 19,6% (R$ 735,3 milhões) frente aos custos de 2015.
Os Gastos e Despesas Operacionais somaram R$ 724,8 milhões em 2016, frente a R$ 819,0 milhões no mesmo período de 2015, uma redução de 11,5% no período. O efeito decorre principalmente da reversão de provisão para contingência referente ao Uso de Faixa de Domínio de rodovias decorrente de julgamentos favoráveis pelo Tribunal de Justiça de São Paulo, em dezembro de 2016 reconhecendo a ilegalidade da cobrança (vide nota explicativa nº 21). Se expurgado esse efeito, a linha de Gastos e Despesas Operacionais apresentaria incremento de 1,4% em relação a 2015. Este resultado demonstra a agilidade da Companhia para se adequar à atual realidade econômica do País e continuar sua busca por eficiência, uma vez que seus custos operacionais gerenciáveis estão bem abaixo do índice de inflação oficial do governo (IPCA) de 6,29%. O EBITDA encerrou o período em R$ 770,6 milhões, com redução de R$ 60,8 milhões em relação ao mesmo período de 2015 (R$ 831,4 milhões), devido aos efeitos descritos acima.
Ao longo de 2016, a Elektro Redes apresentou Despesa Financeira Líquida de R$ 120,4 milhões, R$ 29,7 milhões abaixo do mesmo período do ano anterior, principalmente por (i) menor saldo médio da dívida, após amortizações realizadas ao longo de 2016 e captações a custos abaixo das condições praticadas pelo mercado e (ii) maior receita com aplicações financeiras, além do (iii) incremento nas receitas com encargos sobre contas de energia elétrica recebidas em atraso; essa variação foi parcialmente compensada pela (i) incidência de Pis/Cofins sobre Receita Financeira, que entrou em vigor em 1º de julho de 2015 e (ii) atualização monetária de itens específicos dos valores a devolver de parcela A e outros itens financeiros, iniciada em agosto de 2015. Durante o ano, a Elektro Redes continuou com sua gestão de caixa prudente, visando assegurar sua liquidez financeira, garantindo a estabilidade do negócio e mantendo o nível adequado de investimentos
2015
Em 2015, cita-se o Custo da Energia Comprada para Revenda registrou um incremento de 23,6% (R$ 709,6 milhões) frente aos custos de 2014, uma vez que, em 2015, não ocorreram repasses governamentais via recursos da CDE ou Conta ACR nos moldes realizados em 2014, quando foram transferidos R$ 1.063,3 milhão em recursos na forma de redutores dos custos de energia. Outro efeito desta variação decorre da elevação do custo da energia comprada de Itaipu após desvalorização do Real, dado que esta compra está atrelada ao dólar americano (efeito temporal e que será compensado pela cobertura tarifária no próximo reajuste tarifário, em agosto de 2016). Para fins de comparação, se as transferências governamentais de 2014 não fossem consideradas, o custo de energia do período naquele
Índices 2016 2017 Δ p.p.
CDI 14,00% 9,93% - 4,07
TJLP 7,50% 7,00% - 0,50
IPCA 6,29% 2,95% - 3,34
ano somaria R$ 4,0 bilhões. Deste modo, a variação real no custo de energia em 2015 frente a 2014, apresentaria uma redução de 8,7% (-R$ 353,9 milhões), consequência de maior recebimento de contratos de cotas em 2015, que apresentam tarifas médias mais baixas. Em ambos os exercícios, as variações dos custos efetivos em relação à cobertura tarifária estão devidamente reconhecidas como Valores a Receber de Parcela A e Outros Itens Financeiros, se recebidos via tarifa, ou como Deduções por Bandeiras Tarifárias, se recebidos via este mecanismo, mas sempre com efeito neutro na Margem Líquida da Companhia.
Cita-se, também, os Gastos e Despesas Operacionais somaram R$ 819,0 milhões em 2015 frente a R$ 714,2 milhões de 2014. A variação de R$ 104,9 milhões decorre, principalmente, de três fatores:
(i) Provisões para Crédito de Liquidação Duvidosa, reflexo do efeito da elevação das tarifas, combinado a uma conjuntura econômica adversa, que vem afetando o poder aquisitivo e a capacidade de pagamento dos clientes, cujos impactos têm sido suavizados pelas assertivas ações de cobrança conduzidas pela Companhia;
(ii) Despesas com pessoal, refletindo o repasse inflacionário do período;
(iii) Despesas gerenciáveis (materiais, serviços de terceiros e outras), representando um repasse parcial da inflação, decorrente de uma gestão de recursos eficiente e comprometida com a melhoria contínua de processos.
No ano, a Despesa Financeira foi de R$ 150,1 milhões, 28,6% acima do ano anterior (R$ 116,7 milhões), basicamente pelas despesas com juros sobre empréstimos de terceiros após elevação dos indexadores sobre o endividamento da Companhia, suavizado pela maior receita de aplicações financeiras e encargos sobre conta de energia elétrica em atraso.
10.3 - Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras
10.3 - Os diretores devem comentar os efeitos relevantes que os eventos abaixo tenham
causado ou se espera que venham a causar nas demonstrações financeiras do emissor e em seus resultados:
a. Introdução ou alienação de segmento operacional
Não aplicável. A Diretoria da Companhia entende que nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2017, 2016 e 2015 não ocorreu na Companhia introdução ou alienação de segmento operacional.
b. Constituição, aquisição ou alienação de participação societária
Não aplicável. A Diretoria da Companhia entende que nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2017, 2016 e 2015 não ocorreu na Companhia constituição, aquisição ou alienação de participação societária.
c. Comentários sobre os eventos ou operações não usuais
A Diretoria da Companhia entende que nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2017, 2016 e 2015 não ocorreram eventos ou operações não usuais.
10.4 - Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor
10.4 - Os diretores devem comentar
a) Mudanças significativas nas práticas contábeis • Instrumentos Financeiros
A Administração da Companhia, após reavaliação de determinados temas e objetivando a melhor apresentação de seu desempenho operacional e financeiro, procedeu, conforme as orientações do CPC 23 – Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro, a realização de ajustes e reclassificações de forma retrospectiva em seus balanços patrimoniais dos exercícios sociais de 2015 e 2016, originalmente publicados em 19 de fevereiro de 2018.
Para apresentação e melhor demonstração dos itens que compõem o endividamento financeiro que antes eram apresentados líquidos no passivo, a Companhia segregou a contabilização do montante a pagar referente a empréstimos em moeda estrangeira objeto de hedge no passivo e do valor a receber referente ao instrumento de hedge derivativo (swap) no ativo. Embora tenham sido contratados ao mesmo tempo e com o propósito específico de eliminar o risco de variação cambial, esses instrumentos financeiros possuem contratos e fluxos de caixa independentes do empréstimo. Essa mudança, com a respectiva reapresentação dos saldos comparativos, foi realizada a partir da divulgação das informações financeiras trimestrais de 30 de março de 2016 e não afeta os resultados, a condição financeira, nem a capacidade de pagamento da Companhia, referindo-se apenas a uma reclassificação contábil para melhor apresentação de suas Demonstrações Financeiras.
• Atualização do ativo financeiro
No exercício social de 2015, após revisão de suas práticas contábeis, a Companhia concluiu que o ajuste a valor justo do ativo financeiro indenizável da concessão, originalmente apresentado na rubrica de receita financeira, no resultado financeiro, poderia ser mais adequadamente classificado no grupo de receitas operacionais, juntamente com as demais receitas relacionadas com a sua atividade fim. Esta alocação reflete de forma mais acurada o modelo de negócio de distribuição de energia elétrica e propicia uma melhor apresentação quanto ao desempenho, pois:
(i) Investir em infraestrutura é a atividade principal do negócio de distribuição de energia elétrica, cujo modelo de gestão está suportado em construir, manter e operar essa infraestrutura;
(ii)O retorno sobre o investimento em infraestrutura no negócio de distribuição é determinado pelo valor justo dessa infraestrutura, seja a parcela amortizável durante o horizonte do contrato (ativo intangível), seja a parcela indenizável ao seu final (ativo financeiro), mais a taxa de retorno “WACC”. Um único ativo físico (a infraestrutura) é o genuíno proporcionador de retorno às concessionárias;
(iii) Dessa forma, as receitas tarifárias representam tanto o retorno do ativo intangível quanto uma parte do retorno do ativo financeiro, pelo fato de ambos integrarem a base regulatória de remuneração. E as receitas tarifárias estão totalmente registradas como parte da “Receita Operacional Líquida”;
(iv)Tratar as variações do valor justo como receita financeira distorce a análise do desempenho econômico-financeiro dos investimentos empregados nas atividades de distribuição de energia elétrica, principalmente para indicadores de performance;
(v) A nova classificação adotada está corroborada pelo parágrafo 23 do OCPC 05 – Contrato de Concessão.
• Pronunciamentos técnicos em fase de emissão pelo CPC e que ainda não entraram em vigor até 31 de dezembro de 2017:
As normas e interpretações emitidas, mas ainda não adotadas até 31 de dezembro de 2017 estão abaixo apresentadas. A Companhia não planeja adotar estas normas de forma antecipada.
IFRS 9 – Instrumentos Financeiros (vigência a partir de 01/01/2018)
Tem o objetivo, em última instância, de substituir o IAS 39. As principais mudanças previstas são: (i) todos os ativos financeiros devem ser, inicialmente, reconhecidos pelo seu valor justo; (ii) a norma divide todos
os ativos financeiros em: custo amortizado e valor justo; (iii) o conceito de derivativos embutidos foi extinto.
IFRS 15 – Receitas de contratos com clientes (Vigência a partir de 01/01/2018)
A IFRS 15 introduz uma estrutura abrangente para determinar se e quando uma receita é reconhecida, e como a receita é mensurada.
IFRS 16 – Arrendamentos (Vigência a partir de 01/01/2019)
Tem como objetivo adotar um modelo único de contabilização de arrendamentos no balanço patrimonial para arrendatários. Um arrendatário reconhece um ativo de direito de uso que representa o seu direito de utilizar o ativo arrendado com contra partida em conta do passivo. Isenções estão disponíveis para arrendamentos de curto prazo e itens de baixo valor.
O Comitê de Pronunciamentos Contábeis ainda não emitiu pronunciamento contábil ou alterações nos pronunciamentos vigentes correspondentes a estas normas. Adicionalmente, a Companhia realizou uma análise preliminar e não espera impactos relevantes quando essas normas entrarem em vigor.
• Pronunciamentos técnicos em fase de emissão pelo CPC e que ainda não entraram em vigor até 31 de dezembro de 2016:
IFRS 9 Instrumentos Financeiros (Vigência a partir de 01/01/2018), IFRS 15 Receitas de contratos com clientes (Vigência a partir de 01/01/2017).
• Pronunciamentos técnicos em fase de emissão pelo CPC e que ainda não entraram em vigor até 31 de dezembro de 2015:
IFRS 9 Instrumentos Financeiros (Vigência a partir de 01/01/2018), IFRS 15 Receitas de contratos com clientes (Vigência a partir de 01/01/2017), Alteração IAS 16 e IAS 38 Métodos aceitáveis de depreciação e amortização (Vigência a partir de 01/01/2016), Alteração IAS 1 (Vigência a partir de 01/01/2016), IFRS 7 Contratos de serviços (Vigência a partir de 01/01/2016), IAS 19 Benefícios a Empregados (Vigência a partir de 01/01/2016), IFRS 5 Reclassificação de ativo não circulante mantido para venda e mantido para distribuição aos sócios/acionistas (Vigência a partir de 01/01/2016).
b) Efeitos significativos das alterações em práticas contábeis
As Demonstrações Financeiras foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, as quais incluem as disposições da Lei das Sociedades por Ações e normas e procedimentos contábeis emitidos pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC), em conformidade com as normas internacionais de contabilidade (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB).
A Elektro adotou todas as normas, revisões de normas, pronunciamentos técnicos, interpretações técnicas e orientações técnicas emitidas pela CVM e CPC que estavam em vigor em 31 de dezembro de 2017, 31 de dezembro de 2016 e 31 de dezembro de 2015.
As políticas, práticas e critérios contábeis foram consistentemente adotados no preparo dessas Demonstrações Financeiras, em todos os períodos apresentados.
Com relação ao detalhamento das práticas contábeis e seus impactos no resultado da Companhia, vide item 10.5.
c) Ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor
O parecer de auditoria emitido sobre as Demonstrações Financeiras do exercício findo em 31 de dezembro de 2017, comparadas ao mesmo exercício de 2016, não inclui parágrafo de ênfase ou ressalvas quanto às praticas adotadas pela Companhia. O mesmo ocorre para os pareceres de auditoria sobre as Demonstrações Financeiras de 2016 e 2015.