LIGHT Serviços de Eletricidade S.A.
Relatório da Administração – Exercício de 2011
Demonstrações Financeiras Referentes aos Exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e de 2010
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Perfil Corporativo
A Light SESA é hoje a quarta maior distribuidora brasileira em número de clientes e a quinta maior em quantidade de energia distribuída, de acordo com o Anuário Estatístico de Energia Elétrica referente ao ano de 2010 publicado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada ao Ministério das Minas e Energia, com uma área de concessão que abrange 31 municípios do Estado do Rio de Janeiro, com área total de 10.970 Km², abrangendo uma região com mais de 10 milhões de pessoas e com 4.128.295 clientes.
Contexto Operacional Ambiente de Negócios
O momento positivo vivido pelo Estado do Rio de Janeiro nos ambientes social, político e econômico reflete diretamente no mercado consumidor da Light SESA. Apesar de ter sido um ano de temperatura amena, cuja média registrada foi inferior a média histórica, o consumo cresceu 2,5% em 2011. Um dos grandes desafios, a redução das perdas de energia, apresentou evolução contínua do indicador de perdas não técnicas sobre o faturamento de baixa tensão. Nesta métrica, o resultado apurado em 2011 ficou 1,3 ponto percentual abaixo do verificado no final do ano passado. A instalação de medidores eletrônicos acelerou, com a homologação de mais dois fornecedores, alcançando o total de 208 mil medidores instalados. O processo de retomada dos direitos nas comunidades, promovido em ações conjugadas dos governos estadual, municipal e federal, através das Unidades de Polícia Pacificadora (UPPs), também foi fundamental para que a empresa pudesse entrar nessas comunidades, cumprindo também seu papel no resgate da cidadania dessas populações.
A economia do Rio de Janeiro continua em alta, trazendo boas perspectivas para o crescimento do consumo do mercado, especialmente pelos investimentos anunciados para a realização da Copa do Mundo e das Olimpíadas. As comunidades continuarão com destaque de atuação, trazendo retorno para o programa de combate às perdas, com a entrada em mais 9 comunidades no decorrer do ano, com mais 50 mil clientes que passarão a ser atendidos pela Companhia.
Desempenho Operacional Distribuição de Energia
A Light SESA é a quarta maior distribuidora brasileira em número de clientes e a quinta maior em quantidade de energia distribuída, de acordo com o Anuário Estatístico de Energia Elétrica referente ao ano de 2010 publicado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada ao Ministério das Minas e Energia.
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Reajuste Tarifário
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), homologou em novembro o reajuste tarifário anual da Light. O reajuste médio ficou em 6,57%, para o período de 12 meses a partir de 7 de novembro de 2011. O índice de reajuste é constituído de dois componentes: o estrutural, que passa a integrar a tarifa, de 7,21%; e o financeiro, aplicado exclusivamente aos próximos 12 meses, de -0,64%.
Reajuste Tarifário Light 2011
IRT Estrutural 7,21%
Adicionais Financeiros -0,64%
Total 6,57%
O processo de reajuste tarifário anual consiste no repasse aos consumidores finais dos custos não-gerenciáveis da concessão (energia comprada para fornecimento, encargos setoriais e encargos de transmissão) - os quais são calculados em detalhe anualmente - e na atualização dos custos gerenciáveis, pela variação do IGP-M subtraída do Fator X, que repassa aos consumidores os ganhos de eficiência anuais da concessionária. Os custos gerenciáveis da concessão são calculados em detalhe apenas nos anos de Revisão Tarifária.
A variação verificada na Parcela A (Geração, Transmissão e Encargos Setoriais), de 7,33%, foi impactada pela alta variação dos Encargos Setoriais, de 21,36% no período. Dentre esses encargos, destaca-se a variação da Reserva Global de Reversão (RGR) devido a sua prorrogação até 2035 através da Lei 12.431/2011. Outro item com variação relevante no período foi relativo aos Encargos de Serviços do Sistema (ESS), que subiu 19,66% devido aos custos associados ao despacho de usinas térmicas fora da ordem de mérito, por razão de segurança energética, conforme determinação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE).
A variação da Parcela B reflete o índice acumulado do IGP-M no período de novembro de 2010 a outubro de 2011, de 6,95%, deduzido o Fator X, de -0,01%, resultando no percentual final de 6,96%.
Considerando o componente financeiro, aplicado exclusivamente aos próximos 12 meses, de -0,64%, e a retirada do componente financeiro presente nas tarifas da Light vigentes até esta data, de -1,33%, os consumidores da Light SESA observaram um aumento médio em suas contas de luz de 7,82%, a partir de 7 de novembro de 2011.
Evolução do Mercado
Os clientes (cativos e livres) faturados na área de concessão consumiram um total de 22.932 GWh em 2011. Com 4.128.295 clientes cativos (inclui consumo próprio) e 127 instalações de clientes livres. Não foram considerados na consolidação a energia dos
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seguintes clientes industriais livres: CSN, CSA e Valesul. Se considerados esses clientes, a energia vendida total se eleva para 24.658 GWh em comparação a 24.558 GWh em 2010. Além dos clientes livres, há nove geradores conectados à rede de distribuição da
Companhia que também pagam pela utilização do nosso sistema.
Em 2011, o consumo total de energia na área de concessão da Light SESA (clientes cativos + transporte de clientes livres), apresentou um crescimento de 2,5% em relação ao ano passado. Os segmentos comercial e residencial, com crescimento de consumo de 4,3% e 2,1%, respectivamente, foram os que apresentaram melhores resultados, impactando de forma positiva o desempenho do mercado total no período.
No segmento residencial, com representatividade de 36,7% do consumo do mercado total, houve crescimento no consumo médio mensal por consumidor de 0,4%, passando de 184,4 kWh em 2010 para 185,2 kWh em 2011 na comparação das médias. Essa variação mostra que o consumo foi praticamente estável entre os períodos, reflexo da queda na temperatura, que apresentou uma média de 24,46ºC e 23,95ºC em 2010 e 2011, respectivamente.
Os clientes da classe comercial consumiram 6.967 GWh em 2011, 4,3% acima do volume consumido em 2010, com participação de 30,4% do consumo do mercado total. No ano, destaque para o comércio varejista, com participação de 23,3% dentro do setor comercial e crescimento de 3,5% em média, ano contra ano. As principais atividades do comércio
19.459 19.877 2.924 3.056 2010 2011 8.243 8.418 1.717 1.731 6.157 6.310 3.342 3.417 2.228 2.213 523 657 174 185 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2,1% 0,0% 4,3% 2,5%
Residencial Industrial Comercial Outros Total
Cativo Livre 6.679 6.967 3.516 3.603 3.945 3.944 22.932 22.384 2,5% CONSUMO DE ENERGIA TOTAL (GWh)
(CATIVO + LIVRE) - ACUMULADO CONSUMO DE ENERGIA TOTAL (GWh)
(CATIVO + LIVRE) - ANO
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varejista foram: tecidos/vestuários; artigos farmacêuticos/médicos e material de construção.
Em 2011, o consumo industrial totalizou 3.944 GWh, em linha com o apurado no ano passado. Em relação às demais classes, que representaram 15,7% do mercado total, houve crescimento de 86,4 GWh (+2,5%) em relação ao ano de 2010.
Panorama de Consumo
Residencial Comercial Industrial Demais
classes Participação no mercado total da Companhia (%) 36,7 30,4 17,2 15,7 Número de clientes faturados (mercado cativo) 3.814.841 277.671 10.992 24.791 Número de clientes faturados (instalações) (mercado livre) - 99 25 3
Perdas de Energia Elétrica
Considerando a metodologia calculada pela Aneel, as perdas comerciais (perdas não técnicas), acumuladas nos últimos 12
meses, totalizaram 5.256 GWh em
dezembro de 2011, representando 40,48% sobre a energia faturada no mercado de baixa tensão, apresentando uma redução de 1,31 p.p. com relação às perdas de dezembro de 2010.
As perdas totais da Light SESA somaram 7.591 GWh, ou 21,70% sobre a carga fio, no ano de 2011, representando um aumento de 0,41 p.p. em relação ao índice de dezembro de 2010. Esse aumento ainda é conseqüência da migração de grandes clientes para a rede básica, impactando negativamente a carga fio, que é o denominador do índice.
Evolução das Perdas Totais 12 meses
7.493 7.543 7.619 7.627 7.591
21,29% 21,30% 21,42% 21,53% 21,70% 15,00% 15,00% 14,97% 14,96% 15,03%
dez/10 mar/11 jun/11 set/11 dez/11
Perdas (GWh) Perdas CFio % Perdas Não-Técnicas/C. Fio (%)
Perdas Não Técnicas/Mercado BT 12 meses 5.278 5.312 5.326 5.299 5.256 41,79% 41,61% 41,32% 40,69% 40,48%
dez/10 mar/11 jun/11 set/11 dez/11
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A declinante trajetória do indicador de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão demonstra o maior nível de assertividade da estratégia adotada pela companhia no combate à prática irregular do furto de
energia, principalmente na Baixada
Fluminense. Outro fator que contribuiu para a queda do índice foi o projeto de normalização de fraudadores e consumidores clandestinos nas comunidades pacificadas da área de concessão, utilizando novas tecnologias que minimizam a possibilidade de furto de energia.
Os processos convencionais de recuperação de energia, como o de negociação dos
débitos de clientes com fraude constatada, proporcionaram em 2011 um montante de 169,3 GWh de energia recuperada, 12% abaixo do montante recuperado no ano anterior. As regularizações de fraude totalizaram 67.964 clientes normalizados no ano, quantidade 23,9% aquém do ano anterior. A Incorporação de energia em 2011 foi de 140,4 GWh, uma acréscimo de 74,0 GWh (+111,4%) se comparado ao ano de 2010. Ou seja, apesar do declínio dos índices de recuperação de energia e normalização de clientes, a nova estratégia adotada para inspeções aumentou a incorporação de energia significativamente, demonstrando a eficácia das normalizações e fiscalizações.
Em dezembro de 2011, o número de medidores eletrônicos instalados atingiu 208 mil. Com destaque para a instalação de 148 mil medidores eletrônicos das fabricantes Landis e Elster, ambas de telemedição centralizada, homologadas pelo Inmetro em 2009 e 2011, respectivamente. Os resultados observados acima já demonstram o impacto da telemedição no programa de redução das perdas.
Os produtos e serviços criados pelo Programa de P&D, relacionado ao desenvolvimento de redes inteligentes – Smart Grid, foram testados pelos clientes em um dos principais eventos sociais do Rio de Janeiro, a Feira da Providência, que contou no ano de 2011 com cerca de 330 mil pessoas. Neste evento, foram apresentados os medidores e tomadas inteligentes de energia Light e seus canais de interação inovadores com os consumidores, por exemplo, via celular, tablets, TV, web e redes sociais.
Inadimplência
No ano de 2011, a taxa de arrecadação registrou 97,4% contra 97,9% no mesmo período de 2010, apresentando uma redução de 0,5 p.p., reflexo da menor arrecadação apurada no segmento poder público em 4,5 p.p., desempenho influenciado principalmente pelo encerramento de um dos parcelamentos da CEDAE em dezembro de 2010, no valor mensal de R$ 2,6 milhões. Além disso, houve atraso em duas faturas de um grande
Recuperação de Energia (GWh) 192,4 169,3 2010 2011 -12,0% Clientes Normalizados 89.366 67.964 2010 2011 -23,9%
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cliente, no valor total de R$ 30 milhões, relativas aos meses de novembro e dezembro de 2011 já quitadas no início de 2012. Apesar desse efeito, o poder público continua
apresentando nível de arrecadação acima de 100%, assim como o segmento de grandes clientes. A taxa de arrecadação do segmento de varejo apresentou um crescimento de 0,2 p.p em comparação a 2010.
A constituição de provisão para devedores duvidosos em 2011 representou 3,1% da receita bruta de faturamento de energia, totalizando R$ 251,3 milhões, contra 3,2% em 2010.
Qualidade dos Serviços
Regulamentos pela ANEEL, dois indicadores específicos, o DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e o FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) avaliam o desempenho das concessionárias quanto à continuidade do serviço prestado de energia elétrica por unidade consumidora.
A Light, a partir de 2011, passou a ser dividida em 102 Conjuntos Elétricos, ou seja, delimitados, em regra, pela área de atendimento de cada uma de suas subestações de alta tensão. As metas globais estabelecidas pela ANEEL para o período foram de 9,63 para DEC e 8,11 para FEC. No ano, o resultado da Empresa foi de 7,76 no FEC e de 16,73 para o DEC. A piora nos indicadores é explicada pela maior quantidade de expurgos em 2010, possibilitados pelos chamados “dias críticos”, calculados segundo a metodologia definida pela Aneel. Na comparação entre os indicadores sem expurgo, isto é, o que é de fato sentido pelos consumidores, ambos indicadores apresentaram melhora, sendo que o DEC reduziu de 19,66 horas em 2010 para 18,39 horas em 2011 e o FEC de 9,26 vezes em 2010 para 8,23 vezes em 2011.
A Light tem como compromisso manter o fornecimento de energia elétrica em elevados padrões de qualidade. Desta forma, a Companhia destinou R$ 368,4 milhões em investimentos para a melhoria da qualidade e para melhoria da rede de distribuição em 2011, representando um aumento de 68% em comparação com o valor investido no ano passado.
Na rede de distribuição aérea, em 2011, foram substituídos 231 km de redes de baixa tensão por cabos multiplexados e efetuada a substituição de rede aberta por rede
PDD/ROB (Fornecimento Faturado)
3,2% 3,2% 3,1%
2009 2010 2011
Taxa de arrecadação por segmento Ano 94,1% 100,8% 102,6% 107,1% 94,3% 101,0%
Varejo Grandes Clientes Poder Público 2010 2011
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compacta (spacer-cable) em 417 km de rede de média tensão. Foram realizadas 1.675 inspeções/manutenções em circuitos de média tensão, substituídos 8.104 transformadores e podadas 249.445 árvores. Na rede de distribuição subterrânea foram realizadas 19.880 inspeções em câmaras transformadoras e 37.159 em caixas de inspeção, além de manutenção em 220 transformadores e em 3.142 protetores.
Resultados DEC e FEC em 2011:
INDICADOR META Regulatória APURADO Global DEC Global 2011 9,63 16,73 FEC Global 2011 8,11 7,76 DEC e FEC FEC Unidade 2009 2010 2011 Número de interrupções 6 5,76 7,76 DEC Unidade 2009 2010 2011 Horas 10 11,33 16,73 Atendimento ao Cliente
A Light avalia a satisfação de seus clientes de varejo por meio da Pesquisa de Satisfação do Cliente Residencial, realizada pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE, e de pesquisa de satisfação própria - Pesquisa de Satisfação com a Execução do Serviço. Para o segmento Grandes Clientes, a Light também realiza anualmente uma avaliação própria, a Pesquisa de Satisfação de Grandes Clientes.
Em 2011 o Índice de Satisfação da Qualidade Percebida (ISQP), principal indicador da Pesquisa Abradee, cresceu 6,6 p.p. em relação ao ano anterior, representando o terceiro melhor resultado obtido pela Light desde a primeira pesquisa realizada, em 1999. O índice avalia a satisfação dos clientes residenciais com a qualidade do produto e serviços prestados pela empresa e leva em consideração cinco áreas de qualidade: Fornecimento de Energia, Informação e Comunicação com o Cliente, Conta de Luz, Atendimento e Imagem.
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Destaque para a área de “Atendimento ao Cliente”, que obteve o seu melhor resultado em 13 anos de Pesquisa, crescendo 8,3 p.p. Além disso, “Conta de energia” teve o melhor resultado entre as cinco áreas de qualidade avaliadas, ficando com 87,1% de clientes satisfeitos ou muito satisfeitos.
Na sua pesquisa própria, o Índice de Satisfação com a Execução do Serviço cresceu 5,7 p.p. e alcançou 92,7% de satisfação, obtendo o melhor resultado desde a sua implantação em 2005. As entrevistas, realizadas em setembro, são feitas somente com clientes que efetivamente solicitaram algum dos serviços avaliados à empresa. Os serviços avaliados são: Ligação Nova Baixa Tensão; Substituição Baixa Tensão; Aferição Baixa Tensão; Modificação / Manutenção Medição Baixa Tensão; Alteração de carga - Aumento e Diminuição de Carga Baixa Tensão; Retificação de Nome e Endereço; Abertura de Contrato.
Na pesquisa de Satisfação de Grandes Clientes o resultado foi de 62%, 3 p.p. inferior ao resultado de 2010.
Em 2011 a Light recebeu três importantes reconhecimentos do Instituto Brasileiro de Relacionamento com o Cliente (IBRC) pelo seu atendimento de qualidade:
1º lugar na Pesquisa Exame/IBRC de Atendimento ao Cliente 2011, no ranking setorial de energia;
Selo LAC – Loja Amiga do Cliente - todas as agências comerciais da Light foram
certificadas pelo 2º ano consecutivo;
Selo SAC – Amigo do Cliente - o Call Center da Light foi certificado pela primeira
vez. A Light é a única distribuidora de energia com estes selos no Brasil.
Investimentos
Em 2011, o segmento de distribuição concentrou o maior volume de investimentos, com R$ 774,8 milhões, um crescimento de 46,9% frente ao
valor investido em 2010. Dentre os
investimentos realizados, se destacam os direcionados ao desenvolvimento de redes de distribuição (novas ligações, aumento de capacidade, e manutenção corretiva), com o intuito de atender ao crescimento de mercado e aumentar a robustez da rede, no valor de R$ 335,6 milhões. Além destes, merecem destaque os investimentos realizados na melhoria da
qualidade e manutenção preventiva da rede, com o objetivo de evitar desligamentos e acidentes com a população, no valor de R$ 200,5 milhões e projeto de perdas de energia (blindagem de rede, sistema de medição eletrônica e regularização de fraudes) no montante de R$ 184,3 milhões. Os investimentos na rede subterrânea estão incluídos nos investimentos da rede de distribuição e da melhoria da qualidade.
527,5 774,8 50,0 61,8 577,5 836,7 2010 2011 CAPEX (R$ MM) Distribuição Administração
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Comentário Financeiro e de Mercado de Capitais Desempenho Financeiro
Receitas
Em 2011, a receita líquida,
desconsiderando a receita de construção, totalizou R$ 5.712,3 milhões, 3,0% acima da registrada em 2010, em função principalmente, do: (i) crescimento do consumo do mercado total em 2,5%, com destaque para os segmentos do mercado
cativo, residencial e comercial, com
acréscimos no consumo de 2,1% e 2,5%. Esses segmentos representaram 78% da receita do mercado cativo e são os que possuem tarifas mais altas; e (ii) pelo efeito do reajuste médio da tarifa de 2010 (jan/2011 a out/2011) e 2011 (nov/2011 e
dez/2011), sentido pelos consumidores de 2,20% e 7,82%.
Custos e despesas
No ano, os custos e despesas da Light SESA aumentaram 15,2% em relação a
2010. Desconsiderando o custo de
construção, os custos e despesas totais
apresentaram crescimento de 11,7%,
explicado pelo aumento de 12,2% nos custos e despesas não-gerenciáveis e
10,3% nos custos e despesas
gerenciáveis.
Esse aumento tem como principais causas: (i) aumento de 13,5% dos custos da energia comprada, resultado principalmente, do aumento de 6,2% do volume de compra de energia, dos reajustes de contratos vigentes e da variação cambial que afetou os custos com a compra de energia da termelétrica Norte Fluminense e (ii) aumento de 11,7% nos custos e despesas gerenciáveis da distribuidora.
EBITDA
Em 2011, o EBITDA foi de R$ 994,3 milhões, redução de 27,3% em relação ao apurado no ano passado. Este resultado foi influenciado principalmente pelo crescimento dos custos não gerenciáveis combinado com o aumento na linha de provisões, em função do efeito
Receita Líquida (R$ milhões) 5.381 5.544 5.712 527 553 795 6.507 6.097 5.908 2009 2010 2011 Receita de construção
Receita Líquida sem a Receita de Construção
Custos e Despesas (R$ milhões)
4.972 5.047
5.820
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não recorrente de reversões realizadas em 2010. A margem EBITDA ficou em 17,4%, 7,3 p.p. abaixo da registrada em 2010.
Lucro Líquido
A Light registrou lucro líquido de R$ 215,7 milhões em 2011, 54,6% abaixo do lucro registrado em 2010. Tal resultado é decorrente principalmente das variações no EBITDA e no resultado financeiro, com uma queda de 27,3% e 42,2%, respectivamente, em comparação aos montantes apurados no ano passado. A variação no EBITDA pode ser explicada principalmente pelo aumento de 12,2% nos custos não gerenciáveis, enquanto a despesa financeira foi impactada, principalmente, pelo aumento nos encargos da dívida nacional e da dívida com o BNDES em R$ 84,0 milhões, maior juros sobre tributos e parcelamento de juros e multas do REFIS, que juntos somam R$ 54,8 milhões. Lucro Líquido (R$ milhões) 542 216 475 2009 2010 2011 EBITDA (R$ milhões) 1.215,5 1.367,7 994,3 2009 2010 2011
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Proposta de Distribuição de Dividendos
Na reunião do Conselho de Administração realizada em 02 de março de 2012 foi aprovada proposta de distribuição de dividendos, no valor de R$ 67.099.718,57, referentes aos resultados apurados no ano de 2011, a ser aprovada em Assembléia Geral Ordinária de Acionistas de 11 de abril de 2012.
Situação Financeira
A dívida líquida no fechamento de dezembro foi de R$ 2.708 milhões um aumento de 32% em comparação a dezembro de 2010. Esse aumento da dívida é explicado principalmente: (i) pela 7ª emissão de debêntures no valor de R$ 650 milhões; (ii) pelo empréstimo do BNDES no montante de R$ 440 milhões. A relação dívida líquida/EBITDA de dezembro de 2011 é de 2,7x.
O prazo médio de vencimento da dívida é de 3,26 anos. O custo médio da dívida denominada em reais ficou em 11,0% a.a., 1,3 p.p. abaixo do custo médio da dívida de setembro de 2011. O custo médio para dívida em moeda estrangeira, de US$ + 3,5% a.a., ficou 1,0 p.p. abaixo do custo médio em setembro de 2011.
No final de 2011, 5,6% do endividamento total estava denominado em moeda estrangeira e, considerando o horizonte das operações de hedge, a exposição ao risco de moeda estrangeira ficou em 0,7% do total. A política de hedge consiste em proteger o fluxo de caixa vincendo nos próximos 24 meses (principal e juros), através do instrumento swap sem caixa, com instituições financeiras de primeira linha.
Dívida Líquida (R$ milhões)
1.825 2.051
2.708
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Outras Informações
Auditores independentes
Em atendimento à instrução CVM nº 381/2003, informamos que a KPMG Auditores Independentes presta serviços de auditoria externa e revisão trimestral para o Grupo Light e que não realizou nenhum outro serviço não relacionado à auditoria para a Companhia no exercício findo em 31 de dezembro de 2011.
Notas 2011 2010
RECEITA LÍQUIDA 28 6.507.086 6.097.103
CUSTO DA OPERAÇÃO 30 (5.112.069) (4.480.248)
LUCRO BRUTO 1.395.017 1.616.855
DESPESAS OPERACIONAIS 30 (713.432) (557.003)
Despesas gerais e administrativas (400.178) (222.164)
Despesas com vendas (307.301) (344.908)
Outras Receitas/ despesas (5.953) 10.069
LUCRO ANTES DO RESULTADO FINANCEIRO E IMPOSTOS 681.585 1.059.852
RESULTADO FINANCEIRO (410.992) (289.098)
Receita 32 173.397 194.356
Despesa 32 (584.389) (483.454)
RESULTADO ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E DA
CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 270.593 770.754
Imposto de renda e contribuição social corrente 4.251 (38.479)
Imposto de renda e contribuição social diferido 8 (59.115) (256.959)
8
RESULTADO LÍQUIDO DAS OPERAÇÕES CONTINUADAS 215.729 475.316
LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 215.729 475.316
Atríbuido a sócios da empresa controladora 215.729 475.316
LUCRO BÁSICO E DILUÍDO POR AÇÃO (R$ / Ação) 0,00106 0,00233
As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.
DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADOS LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S.A.
EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO (Em milhares de reais)
Notas 31/12/2011 31/12/2010
ATIVOS
Caixa e equivavalentes de caixa 4 529.150 373.290
Títulos e valores mobiliários 5 6.903 9.840
Consumidores, concessionárias, permissionárias e clientes 6 1.359.797 1.313.245
Tributos e contribuições 7 139.568 102.158
Imposto de Renda e Contribuição Social 8 87.397 141.580
Estoques 25.132 18.733
Rendas a receber swap 3.801
-Serviços prestados a receber 32.323 21.060
Despesas pagas antecipadamente 1.454 1.783
Outros créditos 11 215.521 219.248
TOTAL DO ATIVO CIRCULANTE 2.401.046 2.200.937
Consumidores, concessionárias, permissionárias e clientes 6 267.530 276.092
Tributos e contribuições 7 95.170 57.456
Tributos diferidos 9 810.876 898.632
Ativo financeiro de concessões 10 656.473 469.030
Rendas a receber swap 754 211
Depósitos vinculados a litígios 19 263.510 224.884
Despesas pagas antecipadamente 263 714
Outros créditos 11 163.146 225.867
Investimentos 12 16.374 16.374
Imobilizado 13 209.720 189.015
Intangível 14 3.814.959 3.478.653
TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE 6.298.775 5.836.928
TOTAL DO ATIVO 8.699.821 8.037.865
As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. (Em milhares de reais)
BALANÇOS PATRIMONIAIS LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S.A.
Notas 31/12/2011 31/12/2010
PASSIVO
Fornecedores 15 735.864 635.292
Tributos e contribuições 7 89.103 109.060
Imposto de Renda e Contribuição Social 8 559 165.853
Empréstimos, financiamentos e encargos financeiros 16 255.581 159.272
Debêntures e encargos financeiros 17 208.862 381.332
Dividendos a pagar 25 69.948 23.346
Obrigações estimadas 41.188 40.466
Encargos regulatórios 18 111.796 116.437
Benefícios pós-emprego 21 79.322 94.546
Outros débitos 22 210.553 229.109
TOTAL DO PASSIVO CIRCULANTE 1.802.776 1.954.713
Empréstimos, financiamentos e encargos financeiros 16 1.583.452 1.166.036
Debêntures e encargos financeiros 17 1.195.887 727.891
Tributos e contrbuições 7 200.263 177.699
Tributos diferidos 9 - 21.217
Provisões 19 514.198 550.709
Benefícios pós-emprego 21 1.006.130 910.329
Outros débitos 22 82.940 86.838
TOTAL DO PASSIVO NÃO CIRCULANTE 4.582.870 3.640.719
PATRIMÔNIO LÍQUIDO 24
Capital social 2.082.365 2.082.365
Reservas de capital 7.277 7.277
Reservas de lucros 157.433 146.647
Proposta de dividendos adicionais 67.100 206.144
TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.314.175 2.442.433
TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 8.699.821 8.037.865
As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras. LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S.A.
(Em milhares de reais) BALANÇOS PATRIMONIAIS
2011 2010
Lucro líquido antes do imposto de renda e da contribuição social 270.593 770.754
Ajustes de Despesas / (receitas) que não afetam o caixa
Provisão para créditos de liquidação duvidosa 251.313 254.785
Depreciação e amortização 17.508 17.988
Amortização de intangível 285.805 272.644
Perda (ganho) na venda de intangível / Valor residual do ativo imobilizado baixado 6.332 17.572
Perdas (ganhos) cambiais de atividades financeiras (2.333) (12.259)
Atualização de contingencias 25.685 44.429
Ajuste a valor presente de recebíveis (5.449)
-Despesa de juros sobre empréstimos 308.948 261.426
Encargos e variação monetária de obrigações pós-emprego 174.053 156.662
Provisões/(Reversões) no exigível - contingências 32.481 (50.959)
Outras 10.392
(Aumento)/Redução dos Ativos
Titulos e valores mobiliários 2.937 53.722
Consumidores, concessionárias e permissionárias (283.854) (218.637)
Tributos e contribuições 65.187 114.012
Estoques (6.399) (5.910)
Serviços prestados a receber (11.263) (3.296)
Despesas pagas antecipadamente 780 1.186
Depósitos vinculados a litígios (38.626) (24.912)
Outros 62.104 68.642
Aumento/(Redução) dos Passivos
Fornecedores 100.572 106.723
Obrigações estimadas 722 (7.749)
Tributos e Contribuições (183.904) (31.305)
Encargos regulatórios - Contribuições do Consumidor (4.641) (3.788)
Contingências (94.677) (106.114)
Benefícios pós-emprego (93.476) (98.215)
Outros passivos (22.457) 15.030
Juros pagos (308.592) (250.696)
Imposto de renda e contribuição social pagos (66.740) (89.015)
Caixa líquido proveniente das atividades operacionais 482.609 1.263.112
Fluxos de caixa das atividades de investimentos
Recebimento pela venda de ativo imobilizado 27
-Aquisições de bens do ativo imobilizado (41.637) (151.191)
Aquisições de bens do ativo intangivel (624.667) (476.518)
Contribuições do consumidor - 24.333
Aquisições de ativo financeiro (concessão) (187.822)
-Caixa líquido aplicado nas atividades de investimentos (854.099) (603.376)
Fluxos de caixa das atividades de financiamento
Dividendos e juros sobre o capital próprio pagos (283.878) (834.298)
Captação de empréstimos e financiamentos 1.313.351 1.076.942
Amortização de empréstimos e financiamentos (502.123) (1.083.063)
Caixa líquido aplicado nas atividades de financiamentos 527.350 (840.419)
Aumento (redução) líquido de caixa e equivalentes de caixa 155.860 (180.683)
Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 373.290 553.973
Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 529.150 373.290
Variação no caixa e equivalentes de caixa 155.860 (180.683)
As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.
LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S.A.
DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO ( Em milhares de reais )
RESERVAS RETENÇÃO DIVIDENDOS
CAPITAL DE RESERVA DE ADICIONAIS LUCROS
SOCIAL CAPITAL LEGAL LUCROS PROPOSTOS ACUMULADOS TOTAL SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 2.082.365 7.277 122.881 342.608 276.639 (132.516) 2.699.254
Dividendos pagos - reserva de lucro - - - (342.608) - - (342.608)
Dividendos pagos adicionais aos propostos - - - - (276.639) - (276.639)
Lucro líquido do exercício - - - - - 475.316 475.316
Destinação do resultado do exercício:
Constituição da Reserva Legal - - 23.766 - - (23.766)
Dividendos intercalares pagos - - - - - (89.546) (89.546)
Dividendos propostos mínimo obrigatório (25%) - - - - - (23.344) (23.344)
Dividendos adicionais propostos - - - - 206.144 (206.144)
-Constituição de Reserva de Retença de Lucros - - - 132.516 - (132.516)
-Absorção de prejuízos - ajustes de 1a. Adoção IFRS (132.516) - 132.516
-SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 2.082.365 7.277 146.647 - 206.144 - 2.442.433
Dividendos pagos adicionais aos propostos - - - - (206.144) - (206.144)
Lucro líquido do exercício - - - - - 215.729 215.729
Destinação do resultado do exercício:
Constituição da reserva legal - - 10.786 - - (10.786)
Dividendos propostos - - - - 67.100 (67.100)
Dividendos intermediários propostos e pagos - - - - - (47.815) (47.815)
Juros sobre capital próprio - - - - - (90.028) (90.028)
SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2011 2.082.365 7.277 157.433 - 67.100 - 2.314.175 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.
LIGHT SERVIÇOS DE ELETRICIDADE S.A.
DEMONSTRAÇÔES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ( Em milhares de reais )
RESERVAS DE LUCROS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO
2011 2010 Receitas 9.659.925 9.092.424
Vendas mercadorias, produtos e serviços 9.911.238 9.347.209
Provisão/rev. créditos de liquidação duvidosa (251.313) (254.785)
Insumos adquiridos de terceiros (4.984.711) (4.203.978)
Custos prod., mercad. e serv. vendidos (3.755.149) (3.344.010)
Materiais, energia, serv. terceiros e outros (1.229.562) (859.968)
Valor adicionado bruto 4.675.214 4.888.446 Retenções (306.796) (290.232)
Depreciação e amortização (306.796) (290.232)
Outras
Valor adicionado líquido produzido 4.368.418 4.598.214 V. adicionado recebido em transferência 173.397 194.356
Receitas financeiras 173.397 194.356
Valor adicionado total a distribuir 4.541.815 4.792.570 Distribuição do valor adicionado 4.541.815 4.792.570 Pessoal 179.824 208.166
Remuneração direta 135.419 137.019
Benefícios 32.925 28.668
FGTS 14.746 13.844
Outros (3.266) 28.635
Impostos, taxas e contribuições 3.513.545 3.609.744
Federais 1.268.836 1.408.148
Estaduais 2.237.953 2.194.572
Municipais 6.756 7.024
Remuneração de capitais de terceiros 632.717 499.344
Juros 582.385 467.092
Aluguéis 50.332 32.252
Remuneração de capitais próprios 215.729 475.316
Dividendos e juros sobre capital próprio 204.943 229.488
Lucros retidos 10.786 245.828
As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.
DEMONSTRAÇÕES DOS VALORES ADICIONADOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO
( Em milhares de reais )
1
ÍNDICE
1. CONTEXTO OPERACIONAL
2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÔES FINANCEIRAS
3. RESUMO DAS PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS
4. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA
5. TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS
6. CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS, PERMISSIONÁRIAS E CLIENTES
7. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES
8. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL
9. TRIBUTOS DIFERIDOS
10. ATIVO FINANCEIRO DE CONCESSÕES 11. OUTROS CRÉDITOS
12. INVESTIMENTOS 13. IMOBILIZADO 14. INTANGÍVEL 15. FORNECEDORES
16. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E ENCARGOS FINANCEIROS 17. DEBÊNTURES E ENCARGOS FINANCEIROS
18. ENCARGOS REGULATÓRIOS 19. PROVISÕES
20. CONTINGÊNCIAS
21. BENEFÍCIOS PÓS-EMPREGO 22. OUTROS DÉBITOS
23. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS 24. PATRIMÔNIO LÍQUIDO
25. DIVIDENDOS E JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO 26. PARTICIPAÇÃO NOS LUCROS E RESULTADOS 27. LUCRO POR AÇÃO
28. RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA
29. FORNECIMENTO E SUPRIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA 30. CUSTOS E DESPESAS OPERACIONAIS
31. ENERGIA ELÉTRICA COMPRADA PARA REVENDA 32. RESULTADO FINANCEIRO
33. INSTRUMENTOS FINANCEIROS E OPERAÇÕES DE RISCO 34. SEGUROS
35. REAJUSTE TARIFÁRIO
36. PLANO DE INCENTIVO DE LONGO PRAZO 37. CONTRATOS DE LONGO PRAZO
2
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2011 E 2010
1. CONTEXTO OPERACIONAL
A Light Serviços de Eletricidade S.A. (Companhia) é uma sociedade por ações de capital aberto com sede na cidade do Rio de Janeiro/RJ – Brasil. A Companhia tem como objeto social a distribuição de energia elétrica, cuja concessão foi efetivada em julho de 1996 e o vencimento será em julho de 2026.
Sua área de atuação abrange 31 municípios do Estado do Rio de Janeiro, incluindo a capital, atendendo a cerca de 4,0 milhões de unidades consumidoras faturadas, correspondentes a uma população de cerca de 10 milhões de pessoas (dados não revisados pelos auditores independentes). A energia elétrica requerida para atendimento a seu mercado é adquirida da Eletrobrás (Itaipu Binacional), em Leilões de Energia Existente, da UTE Norte Fluminense e do PROINFA.
Em 5 de setembro de 2005, em atendimento à Lei nº 10.848/04, foi aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, através da Resolução Autorizativa nº 307/05, o projeto de reorganização societária em que a Light S.A. passou a ser a controladora da Companhia.
a) Concessões e autorizações
Em 4 de Junho de 1996 foi celebrado o Contrato de Concessão nº 001/96 entre a União (poder concedente, por intermédio da ANEEL) e a Companhia, regulando a exploração do serviço público de energia elétrica no território do Estado do Rio de Janeiro, compreendendo a geração e a distribuição de energia elétrica. O referido contrato tem prazo de vigência de 30 anos, podendo ser prorrogado, mediante requerimento da concessionária e a critério exclusivo do poder concedente. Em setembro de 2005, foi assinado um aditivo contratual devido à mudança no controle acionário da Companhia.
Conforme determina o contrato de concessão, todos os bens e instalações que estejam vinculados à prestação do serviço de distribuição de energia elétrica e que tenham sido realizados pela concessionária são considerados reversíveis e integram o acervo da respectiva concessão. Esses bens serão revertidos automaticamente ao poder concedente ao término do contrato procedendo-se às avaliações e determinação do montante da indenização devida à concessionária, observados os valores e as datas de incorporação ao sistema elétrico.
As principais obrigações da concessionária, previstas no contrato de concessão, consistem em:
3 i) Fornecer energia elétrica a consumidores localizados em sua área de concessão, pelas tarifas homologadas pelo poder concedente, nos níveis de qualidade e continuidade estipulados na legislação.
ii) Realizar as obras necessárias à prestação dos serviços concedidos, de modo a assegurar a continuidade, a regularidade, a qualidade e a eficiência dos serviços.
iii) Manter registro e inventário dos bens vinculados à concessão e zelar pela sua integridade. A venda, cessão ou doação em garantia hipotecária dos bens imóveis ou de partes essenciais das instalações dependem de prévia e expressa autorização do poder concedente.
iv) Cumprir e fazer cumprir as normas legais e regulamentares do serviço, respondendo perante ao poder concedente, aos usuários e a terceiros, pelas eventuais consequências danosas da exploração dos serviços.
v) Atender a todas as obrigações de natureza fiscal, trabalhista e previdenciária, aos encargos oriundos de normas regulamentares estabelecidos pelo poder concedente.
vi)Permitir aos encarregados da fiscalização do poder concedente, livre acesso, em qualquer época, às obras, equipamentos e instalações utilizados na prestação dos serviços, bem como aos seus registros contábeis.
vii) Prestar contas ao poder concedente e aos usuários, segundo as prescrições legais e regulamentares específicas, da gestão dos serviços concedidos.
viii) Manter as reservas de água e de energia elétrica necessárias ao atendimento dos serviços de utilidade pública.
ix) Observar a legislação de proteção ambiental, respondendo pelas eventuais conseqüências de seu descumprimento.
x) Realizar programas de treinamento, de modo a assegurar, permanentemente, a melhoria da qualidade e mais eficiência na prestação dos serviços concedidos.
xi) Participar do planejamento setorial e da elaboração dos planos de expansão do Sistema Elétrico Nacional, implementando e fazendo cumprir, em sua área de concessão, as recomendações técnicas e administrativas deles decorrentes.
xii) Aderir ao Sistema Nacional de Transmissão de Energia Elétrica e assegurar livre acesso aos seus sistemas de transmissão e distribuição.
xiii) Integrar o Grupo Coordenador para Operação Interligada - GCOI, operando suas instalações de acordo com as regras vigentes, devendo a concessionária acatar e aplicar quaisquer novas resoluções, recomendações e instruções emitidas pelo GCOI.
4 xiv) Respeitar, nos termos da legislação em vigor, os limites das vazões de restrição, máxima e mínima, a jusante de seus aproveitamentos hidrelétricos, devendo considerar, nas regras operativas, a alocação de volume de espera nos reservatórios de suas usinas, de modo a minimizar os efeitos adversos das cheias.
xv) Efetuar, quando determinado pelo poder concedente, consoante o planejamento para o atendimento do mercado, os suprimentos de energia elétrica a outras concessionárias e às interligações que forem necessárias.
Pela execução dos serviços, a concessionária tem o direito de cobrar dos consumidores as tarifas determinadas e homologadas pelo poder concedente. Os valores das tarifas serão reajustados em periodicidade anual e a receita da concessionária será dividida em duas parcelas: Parcela A (composta pelos custos não gerenciáveis) e Parcela B (custos operacionais eficientes e custos de capital). O reajuste tarifário anual tem o objetivo de repassar os custos não gerenciáveis e atualizar monetariamente os custos gerenciáveis. A revisão tarifária periódica ocorre a cada cinco anos e tem por objetivo restabelecer o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. A próxima data-base de revisão tarifária é novembro de 2013. Neste último processo, a ANEEL procede ao recálculo das tarifas, considerando as alterações na estrutura de custos e mercado da concessionária, estimulando a eficiência e a modicidade das tarifas. Os reajustes e as revisões são mecanismos de atualização tarifária, ambos previstos no contrato de concessão. A Concessionária também pode solicitar uma revisão extraordinária sempre que algum evento provoque significativo desequilíbrio econômico-financeiro da concessão.
A concessão poderá ser extinta pelo término do contrato, encampação do serviço, caducidade, rescisão, irregularidades ou falência da concessionária.
Não poderá ocorrer transferência de controle acionário majoritário da concessionária sem anuência prévia do poder concedente. Na hipótese de transferência de ações representativas do controle acionário, o novo controlador deverá assinar termo de anuência e submissão às cláusulas do contrato de concessão e às normas legais e regulamentares da concessão.
2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
a) Declaração de conformidade
As demonstrações financeiras foram elaboradas conforme as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB), de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BR GAAP),e também de acordo com normas da CVM aplicáveis à elaboração das Demonstrações Financeiras – DFP.
A Companhia não possui resultado abrangente, motivo pelo qual não está apresentando a Demonstração do Resultado Abrangente.
5 A autorização para emissão das demonstrações financeiras foi dada pelo Conselho de Administração da Companhia em 02 de março de 2012.
b) Base de mensuração
As demonstrações financeiras foram preparadas com base no custo histórico com exceção dos seguintes itens:
Instrumentos financeiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado; Ativo atuarial de benefício definido é reconhecido como o total líquido dos
ativos dos planos e do valor presente da obrigação do benefício definido. c) Moeda funcional e moeda de apresentação
Essas demonstrações financeiras são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia. Todas as informações financeiras apresentadas em Real foram arredondadas para o milhar mais próximo, exceto quando indicado de outra forma.
d) Uso de estimativa e julgamento
A preparação das demonstrações financeiras de acordo com as normas IFRS e as normas BR GAAP exige que a Administração faça julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.
Estimativas e premissas são revistas de forma contínua. Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no exercício em que as estimativas são revisadas e em quaisquer exercícios futuros afetados.
As informações sobre premissas e estimativas que possuam um risco significativo de resultar em um ajuste material dentro do próximo exercício financeiro estão incluídas nas seguintes Notas Explicativas:
Nota 06 – Consumidores, Concessionárias, permissionárias e clientes (provisão para créditos de liquidação duvidosa)
Nota 09 – Tributos Diferidos Nota 19 – Provisões
Nota 20 – Contingências
Nota 21 – Benefícios Pós-Emprego
Nota 29 – Fornecimento e Suprimento de Energia (fornecimento não faturado) 3. RESUMO DAS PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS
As políticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os exercícios apresentados nessas demonstrações financeiras.
6 a) Instrumentos 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 ativos designados pelo valor justo por meio do resultado) são reconhecidos inicialmente na data da negociação na qual a Companhia se torna uma das partes das disposições contratuais do instrumento.
A Companhia deixa de reconhecer um ativo financeiro quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do ativo expiram, 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 ativo financeiro são transferidos. Eventual participação que seja criada ou retida pela Companhia nos ativos financeiros é reconhecida como um ativo ou passivo individual.
A Companhia classifica os ativos financeiros não derivativos nas seguintes categorias: ativos financeiros registrados pelo valor justo por meio do resultado e empréstimos e recebíveis.
Ativos financeiros registrados pelo valor justo por meio do resultado
Um ativo financeiro é classificado pelo valor justo por meio do resultado caso seja classificado como mantido para negociação, ou seja, designado como tal no momento do reconhecimento inicial. Os ativos financeiros são designados pelo valor justo por meio do resultado se a Companhia gerencia tais investimentos e toma decisões de compra e venda baseadas em seus valores justos, de acordo com a sua gestão de riscos e sua estratégia de investimentos. Os custos da transação são reconhecidos no resultado como incorridos. Ativos financeiros registrados pelo valor justo por meio do resultado são medidos pelo valor justo, e mudanças no valor justo desses ativos são reconhecidas no resultado do exercício.
Ativos financeiros designados como pelo valor justo através do resultado compreendem a equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários.
Empréstimos e recebíveis
São ativos financeiros com pagamentos fixos ou calculáveis que não são cotados no mercado ativo. Tais ativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, os empréstimos e recebíveis são medidos pelo custo
7 amortizado através do método dos juros efetivos, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.
Os empréstimos e recebíveis abrangem caixa, contas a receber, ativo financeiro de concessões e outros créditos.
Caixa e equivalentes de caixa
Incluem saldos de caixa, depósitos bancários à vista e as aplicações financeiras com liquidez imediata, com vencimento original de até três meses a partir da data da contratação ou sujeitos a um insignificante risco de mudança de valor, e são mantidos com a finalidade de atender a compromissos de caixa de curto prazo e, não, para investimento ou outros propósitos.
Ativo financeiro de concessões
A Companhia reconhece um ativo financeiro decorrente de contratos de concessão quando possui um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro do Poder Concedente ou da parte por ele indicada ao final da concessão, conforme previsto em contrato, a título de indenização pelos serviços de construção efetuados e não recebidos por meio da prestação de serviços relacionados à concessão. Tais ativos financeiros são mensurados ao valor justo no reconhecimento inicial e classificados como empréstimos e recebíveis. Subsequente ao reconhecimento inicial, os ativos financeiros são mensurados pelo custo amortizado. Estes ativos são remunerados via tarifa, pela taxa média de remuneração do investimento, representado pelo custo de capital (WACC regulatório), estipulado pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), sendo o valor mensalmente reconhecido como receita financeira no grupo de receitas operacionais.
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 Companhia se torna uma parte das disposições contratuais do instrumento. A Companhia baixa um passivo financeiro quando tem suas obrigações contratuais retiradas, canceladas ou vencidas.
A Companhia classifica os passivos financeiros não derivativos na categoria de outros passivos financeiros. Tais passivos financeiros são reconhecidos inicialmente 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
8 A Companhia tem os seguintes passivos financeiros não derivativos: empréstimos, financiamentos, debêntures, fornecedores e outros débitos.
iii. Instrumentos financeiros derivativos
A Companhia opera com instrumentos financeiros derivativos para proteger riscos relativos à variação de moeda estrangeira e taxa de juros.
Os derivativos são reconhecidos inicialmente pelo seu valor justo e custos de transação atribuíveis são reconhecidos no resultado quando incorridos. Posteriormente ao reconhecimento inicial, os derivativos são mensurados pelo valor justo e as variações no valor justo são contabilizadas imediatamente no resultado. iv. Capital Social
As ações ordinárias são classificadas como patrimônio líquido. Custos adicionais diretamente atribuíveis à emissão de ações e opções de ações são reconhecidos como dedução do patrimônio líquido, líquido de quaisquer efeitos tributários.
Os dividendos mínimos obrigatórios conforme definido em estatuto são reconhecidos como passivo.
b) Consumidores, concessionárias, permissionárias e clientes
Incluem o fornecimento e suprimento da energia elétrica, faturado e a faturar, acréscimos moratórios, juros oriundos de atraso no pagamento e energia comercializada a outras concessionárias pelo suprimento de energia elétrica conforme montantes disponibilizados no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
A provisão para créditos de liquidação duvidosa é registrada com base em estimativas da Administração em valor suficiente para cobrir prováveis perdas. Os principais critérios definidos pela Companhia para os consumidores de baixa e média tensão são: (i) consumidores com valores significativos, uma análise é feita do saldo a receber levando em conta o histórico da dívida, as negociações em andamento e as garantias reais; (ii) para os outros consumidores, os débitos vencidos a mais de 90 dias para consumidores residenciais, mais de 180 dias para os consumidores comerciais, ou mais de 360 dias para os demais consumidores, 100% do saldo é provisionado. Para os grandes consumidores é feita uma analise individual dos devedores e das ações em andamento para recebimento dos créditos. Tais critérios não diferem daqueles estabelecidos pela ANEEL.
c) Estoques
9 custos de reposição ou valores de realização, deduzidos de provisões para perdas, quando aplicável. Os materiais em estoque são classificados no Ativo Circulante (almoxarifado de manutenção e administrativo) e aqueles destinados a investimentos, classificados no Ativo Não Circulante – Imobilizado ou Intangível (depósito de obras). d) Imobilizado
São registrados nesta rubrica apenas os ativos imobilizados não vinculados à infraestrutura da concessão.
i. Reconhecimento e mensuração
São mensurados ao custo de aquisição, formação ou construção, deduzida da depreciação acumulada.
O custo inclui gastos que são diretamente atribuíveis à aquisição de um ativo. O custo de ativos construídos pela própria companhia inclui:
O custo de materiais e mão de obra direta;
Quaisquer outros custos para colocar o ativo no local e condição necessários para que esses sejam capazes de operar da forma pretendida pela Administração;
Custos de empréstimos sobre ativos qualificáveis.
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 (apurados pela diferença entre os recursos advindos da alienação e o valor contábil do imobilizado), são reconhecidos em outras receitas/ despesas operacionais no resultado.
ii. Custos subsequentes
Gastos subsequentes são capitalizados na medida em que seja provável que benefícios futuros associados com os gastos serão auferidos pela Companhia. Gastos de manutenção e reparos recorrentes são registrados no resultado.
iii. Depreciação
Itens do ativo imobilizado são depreciados pelo método linear no resultado do exercício baseado na vida útil econômica estimada de cada componente. A vida útil econômica estimada dos ativos está alinhada com aquelas estabelecidas pela ANEEL. Ativos arrendados são depreciados pelo menor período entre a vida útil
10 estimada do bem e o prazo do contrato, a não ser que seja certo que a Companhia obterá a propriedade do bem ao final do arrendamento. Terrenos não são depreciados.
Itens do ativo imobilizado são depreciados a partir da data em que são instalados e estão disponíveis para uso, ou em caso de ativos construídos internamente, do dia em que a construção é finalizada e o ativo está disponível para utilização. As vidas úteis estimadas para o exercício corrente e comparativos estão demonstradas na Nota Explicativa nº 13. Eventuais ajustes nos métodos de depreciação, nas vidas úteis ou nos valores residuais são reconhecidos como mudança de estimativas contábeis.
e) Ativo intangível
i. Contratos de concessão e ativos de infraestrutura vinculados à concessão
A Companhia reconhece um ativo intangível decorrente de um contrato de concessão quando ela tem direito de cobrar pelo uso da infraestrutura da concessão. Um ativo intangível recebido como contraprestação por serviços de construção e melhoria fornecido em um contrato de concessão é mensurado ao valor justo no reconhecimento inicial. Subseqüente ao reconhecimento inicial, o ativo intangível é mensurado ao custo, o qual inclui custo de empréstimos capitalizados, menos amortização acumulada.
A estimativa de vida útil de um ativo intangível em um contrato de concessão é o período contado a partir de quando a Companhia torna-se apta a cobrar os usuários pelo uso da infraestrutura até o final do período de concessão.
ii. Pesquisa e Desenvolvimento
Gastos em atividades de pesquisa, realizados com a possibilidade de ganho de conhecimento e entendimento científico ou tecnológico, são reconhecidos no resultado conforme incorridos.
Atividades de desenvolvimento envolvem um plano ou projeto visando à produção de produtos novos ou substancialmente aprimorados. Os gastos de desenvolvimento são capitalizados somente se os custos de desenvolvimento puderem ser mensurados de maneira confiável, se o produto ou processo forem técnica e comercialmente viáveis, se os benefícios econômicos futuros forem prováveis, e se a Companhia tiver a intenção e os recursos suficientes para concluir o desenvolvimento e usar ou vender o ativo. Os gastos capitalizados incluem o custo de materiais, mão de obra direta, custos de fabricação que são diretamente atribuíveis à preparação do ativo para seu uso proposto e custos de empréstimo. Outros gastos de desenvolvimento são reconhecidos no resultado conforme incorridos.
11 Os gastos de desenvolvimento capitalizados são mensurados pelo custo, deduzido da amortização acumulada e perdas por redução ao valor recuperável, quando aplicável.
iii. Outros ativos intangíveis
Outros ativos intangíveis que têm vidas úteis finitas são mensurados pelo custo, deduzidos da amortização acumulada e das perdas por redução ao valor recuperável, quando aplicável.
iv. Gastos subseqüentes
Os gastos subseqüentes são capitalizados somente quando aumentam os futuros benefícios econômicos incorporados no ativo específico aos quais se relacionam. Todos os outros gastos são reconhecidos no resultado conforme incorridos. v. Amortização
A amortização é reconhecida no resultado baseando-se no método linear em função das vidas úteis estimadas de ativos intangíveis, a partir da data em que estes estão disponíveis para uso ou para geração dos benefícios econômicos associados. As vidas úteis estimadas para o período corrente estão demonstradas na nota explicativa nº 14.
Métodos de amortização, vidas úteis e valores residuais são revistos a cada encerramento de exercício financeiro e ajustados caso seja adequado como mudança de estimativas contábeis.
f) Redução ao valor recuperável (Impairment) i. Ativos financeiros (incluindo recebíveis)
Um ativo financeiro 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 reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros projetados 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 reestruturação do valor devido a Companhia sobre condições de que a Companhia não consideraria em outras transações, indicações de que o devedor ou emissor entrará em processo de falência, ou o desaparecimento de um mercado ativo
12 para um título. Além disso, para um instrumento patrimonial, um declínio significativo ou prolongado em seu valor justo abaixo do seu custo é evidência objetiva de perda por redução ao valor recuperável.
Ativos financeiros mensurados pelo custo amortizado
A Companhia considera evidência de perda de valor de ativos mensurados pelo custo amortizado tanto no nível individualizado como no nível coletivo. Ativos individualmente significativos são avaliados quanto à perda de valor específico. Todos os recebíveis individualmente significativos identificados como não tendo sofrido perda de valor individualmente são então avaliados coletivamente quanto a qualquer perda de valor que tenha ocorrido, mas não tenha sido ainda identificada. Ativos que não são individualmente importantes são avaliados coletivamente quanto à perda de valor por agrupamento conjunto desses títulos com características de risco similares.
Ao avaliar a perda de valor recuperável de forma coletiva, a Companhia utiliza tendências históricas da probabilidade de inadimplência, do prazo de recuperação e dos valores de perda incorridos, ajustados para refletir o julgamento da Administração quanto às premissas, face às condições econômicas e de crédito atuais são tais que as perdas reais provavelmente serão maiores ou menores que as sugeridas pelas tendências históricas.
Uma redução do valor recuperável com relação a um ativo financeiro mensurado pelo custo amortizado é calculada como a diferença entre o valor contábil e o valor presente dos futuros fluxos de caixa estimados descontados à taxa de juros efetiva original do ativo. As perdas são reconhecidas no resultado e refletidas em uma conta de provisão contra recebíveis. Os juros sobre o ativo que perdeu valor continuam sendo reconhecidos. Quando um evento subseqüente indica reversão da perda de valor, a diminuição na perda de valor é revertida e registrada no resultado.
A Administração não identificou qualquer evidência que justificasse a necessidade de redução dos ativos financeiros ao valor recuperável em 31 de dezembro de 2011 e 2010 além da provisão para créditos de liquidação duvidosa e do ajuste a valor presente de recebíveis.
ii. Ativos não financeiros
Os valores contábeis dos ativos não financeiros da Companhia, que não os estoques e imposto de renda e contribuição social diferidos, são revistos a cada data de apresentação para apurar se há indicação de perda no valor recuperável. Caso ocorra tal indicação, então o valor recuperável do ativo é estimado. No caso de ativos intangíveis com vida útil indefinida, o valor recuperável é estimado todo ano.
13 Uma perda por redução no valor recuperável é reconhecida se o valor contábil do ativo ou unidade geradora de caixa (UGC) exceder o seu valor recuperável. O valor recuperável de um ativo ou UGC 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 recuperabilidade do capital e os riscos específicos do ativo ou UGC. Para a finalidade de testar o valor recuperável, os ativos que não podem ser testados individualmente são agrupados ao 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 grupos de ativos (a “unidade geradora de caixa ou UGC”).
Perdas por redução no valor recuperável são reconhecidas no resultado. As perdas de valor recuperável são revertidas somente na condição em que o valor contábil do ativo não exceda o valor contábil que teria sido apurado, líquido de depreciação ou amortização, caso a perda de valor não tivesse sido reconhecida. g) Benefícios a empregados
i. Planos de contribuição definida
Um plano de contribuição definida é um plano de benefícios pós-emprego sob o qual uma entidade paga contribuições fixas para uma entidade separada (Fundo de previdência) e não tem nenhuma obrigação legal ou construtiva de pagar valores adicionais. As obrigações por contribuições aos planos de pensão de contribuição definida são reconhecidas como despesas de benefícios a empregados no resultado nos exercícios durante os quais serviços são prestados pelos empregados. Contribuições pagas antecipadamente são reconhecidas como um ativo mediante a condição de que haja o ressarcimento de caixa ou a redução em futuros pagamentos esteja disponível.
ii. Planos de benefício definido
A obrigação líquida da Companhia quanto aos planos de pensão de benefício definido é calculada individualmente para cada plano através da estimativa do valor do benefício futuro que os empregados auferiram como retorno pelos serviços prestados no período atual e em períodos anteriores; aquele benefício é descontado ao seu valor presente. Quaisquer custos de serviços passados não reconhecidos e os valores justos de quaisquer ativos do plano são deduzidos. A taxa de desconto é o rendimento apresentado na data de apresentação das demonstrações financeiras para os títulos de dívida de primeira linha e cujas datas de vencimento se aproximem das condições das obrigações da Companhia
