CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S.A. – ELETRONORTE
CNPJ Nº 00.357.038/0001-16
EMPRESA DO SISTEMA ELETROBRAS
DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS
DO EXERCÍCIO SOCIAL FINDO EM 31.12.2009
(comparadas às do exercício social findo em 31.12.2008)
1 – RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO
2 – BALANÇO PATRIMONIAL:
ATIVO
PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO3 – DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
4 – DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO
5 – DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA
6 – DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO
7 – NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO
8 – PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES
9 – PARECER DO CONSELHO FISCAL
Elaboradas de acordo com:
a) Lei nº 6.404/1976, com as alterações introduzidas pela Lei nº 11.638/2007 e Lei nº 11.941/2009;
b) Resolução Aneel nº 444/2001 (Manual de Contabilidade do Setor Elétrico); c) Instruções emanadas da Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel,
CNPJ nº 00.357.038/0001-16
BALANÇO PATRIMONIAL EM 31 DE DEZEMBRO (valores expressos em milhares de reais)
2008
(reclassificado)
CIRCULANTE
Numerário disponível 6 89.501 1.766
Aplicações financeiras 7 712.832 1.284.728
Consumidores, concessionárias e permissionárias 8 1.298.320 1.062.777
Empréstimos e financiamentos concedidos 9 6.149 254.354
Coligadas e controlada 16 433.397 42.449
Dispêndios a reembolsar 10 195.178 75.776
Devedores diversos 11 83.320 88.931
Outros créditos 12 33.550 25.893
Provisão para créditos de liquidação duvidosa 13 (837.270) (637.737)
Estoque 14 80.713 82.762
Despesas pagas antecipadamente 15 8.294 9.996
2.103.984
2.291.695
NÃO CIRCULANTE
REALIZÁVEL A LONGO PRAZO
Concessionárias e permissionárias 8 4.686 59.083
Empréstimos e financiamentos concedidos 9 21.865 421.911
Controladora 16 12.177 3.520
ICMS a recuperar 17 730.715 622.232
Depósitos judiciais 18 378.393 133.460
Devedores diversos 11 20.527 22.303
Outros créditos 12 968 807
Provisão para créditos de liquidação duvidosa 13 (751.426) (682.054)
Despesas pagas antecipadamente 15 38.712 32.964
Bens destinados a alienação 19 439 419
457.056 614.645 INVESTIMENTOS 20 615.581 391.761 IMOBILIZADO 21 14.765.235 14.593.301 INTANGÍVEL 22 12.321 18.035 15.850.193 15.617.742 TOTAL 17.954.177 17.909.437 nota 2009
A T I V O
CNPJ nº 00.357.038/0001-16
BALANÇO PATRIMONIAL EM 31 DE DEZEMBRO (continuação) (valores expressos em milhares de reais)
2008 (reclassificado) CIRCULANTE Fornecedores 23 480.732 271.294 Folha de pagamento 24 18.611 17.386 Empréstimos e financiamentos 25 416.324 433.762
Encargos de empréstimos e financiamentos 25 13.072 18.593
Taxas regulamentares 26 71.421 89.959
Entidade de previdência complementar 27 4.264 3.902
Tributos e contribuições sociais 28 88.404 81.345
Remuneração aos acionistas 57 288.744
Participação nos lucros 58 72.185
Pesquisa e desenvolvimento 29 77.800 69.956
Pré-venda de energia elétrica 30 39.292 37.778
Obrigações estimadas 31 57.052 46.451
Convênios 32 138.920 28.266
Provisões 33 22.319 121.515
Outras contas a pagar 34 68.487 74.560
1.857.627
1.294.767
NÃO CIRCULANTE
Empréstimos e financiamentos 25 3.870.552 8.162.364
Tributos e contribuições sociais 28 - 29.406
Pesquisa e desenvolvimento 29 14.198 28.540
Pré-venda de energia elétrica 30 978.980 1.018.488
Compensações sócioambientais - UHE Tucuruí 21.f 296.756 328.135
Provisões 33 707.567 857.704
Outras contas a pagar 34 1.434 1.368
5.869.487 10.426.005 7.727.114 11.720.772 PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social 35.1 4.177.205 4.177.205 Reservas de capital 35.3 2.011.460 2.011.460 Reservas de lucros 35.4 15.197 -6.203.862 6.188.665
Recursos destinados a aumento de capital 35.5 4.023.201
-10.227.063
6.188.665
TOTAL 17.954.177 17.909.437
CNPJ nº 00.357.038/0001-16
DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO (valores expressos em milhares de reais)
RECEITA OPERACIONAL
Fornecimento de energia elétrica 36 1.039.001 1.376.915
Suprimento de energia elétrica 36 1.963.620 2.016.141
Energia elétrica de curto prazo 36 126.372 211.345
Disponibilização do sistema de transmissão 36 767.537 703.708
Outras receitas operacionais 37 282.785 274.231
4.179.315
4.582.340
DEDUÇÕES À RECEITA OPERACIONAL
ICMS 36 (58.667) (52.144) PASEP (53.932) (57.845) COFINS (248.476) (266.508) ISS (1.023) (885) RGR 38 (96.315) (111.607) CDE 38 (33.937) (37.169) CCC 38 (137.187) (159.455) P & D 38 (34.314) (38.039) PROINFA 38 (81.972) (48.655) (745.823) (772.307)
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 3.433.492 3.810.033
CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA Custo com energia elétrica
Energia elétrica comprada para revenda 39 (239.978) (332.327)
Encargos de uso do sistema de transmissão 40 (520.282) (466.255)
(760.260) (798.582) Custo de operação Pessoal (404.209) (434.121) Material (70.189) (47.408) Serviços de terceiros (134.817) (112.453)
Combustível para produção de energia elétrica (962.645) (1.142.260)
Parcela de combustível subsidiada pela CCC 893.327 1.025.234
Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos 38 (181.491) (155.768)
Depreciação e amortização (603.628) (616.146)
Provisões e reversões (213.833) (363.780)
Outros custos (26.851) (32.494)
(1.704.336)
(1.879.196)
Custo do serviço prestado a terceiros 41.d (6.917) (4.986)
(2.471.513)
(2.682.764)
LUCRO OPERACIONAL BRUTO 961.979 1.127.269
DESPESAS OPERACIONAIS
Despesas com vendas 41.a (172.746) (364.600)
Despesas gerais e administrativas 41.b (431.791) (436.806)
Outras despesas operacionais 41.c 160.963 (91.418)
(443.574)
(892.824)
RESULTADO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA 518.405 234.445
RESULTADO DO SERVIÇO DE COMUNICAÇÃO MULTIMÍDA 42 9.186 4.827
RESULTADO DE PARTICIPAÇÕES SOCIETÁRIAS 20 (31.323) (468.640)
RESULTADO FINANCEIRO
Rendas 43 94.306 182.200
Acréscimos moratórios 43 65.649 56.985
Variação monetária ativa 43 58.197 60.412
Variação monetária e cambial passiva 43 283.243 (702.399)
Encargos de empréstimos e financiamentos 43 (1.263.696) (1.100.631)
Outras receitas e despesas financeiras 43 46.933 (4.531)
(715.368)
(1.507.964)
OUTRAS (DESPESAS) RECEITAS 44 582.481 (687.226)
LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 363.381 (2.424.558)
Imposto de Renda a compensar 45.3 12.745
-LUCRO (PREJUÍZO) ANTES DAS PARTICIPAÇÕES 376.126 (2.424.558)
Participação nos lucros 58 (72.185)
-LUCRO LÍQUIDO (PREJUÍZO) DO EXERCÍCIO 303.941 (2.424.558)
Lucro (prejuízo) por ação - R$ 3,69 (29,44)
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DEMONSTRAÇÃO DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO EM 31 DE DEZEMBRO
(valores expressos em milhares de reais)
RECURSOS DESTINADOS
A AUMENTO DE CAPITAL
Saldo em 31 de dezembro de 2007 2.843.235 4.440.201 - - 7.283.436 1.333.970 8.617.406
Integralização de capital - AGE de 28/05/2008 120.647 - - - 120.647 (120.647)
Integralização de capital - AGE de 11/12/2008 1.213.323 - - - 1.213.323 (1.213.323) -Ajustes iniciais decorrentes da Lei nº 11.638/2007 - - - (4.183) (4.183) - (4.183) Prejuízo do exercício - - - (2.424.558) (2.424.558) - (2.424.558) Absorção de prejuízo + ajustes - (2.428.741) - 2.428.741 - -
-Saldo em 31 de dezembro de 2008 4.177.205 2.011.460 - - 6.188.665 - 6.188.665
Recursos destinados a aumento de capital (nota 35.5) - - - - - 4.023.201 4.023.201 Lucro líquido do exercício - - - 303.941 303.941 - 303.941 Destinação do lucro líquido :
Constituição de reserva legal (notas 35.4 e 57) - - 15.197 (15.197) - - Dividendos propostos (nota 57) - - - (288.744) (288.744) - (288.744)
Saldo em 31 de dezembro de 2009 4.177.205 2.011.460 15.197 - 6.203.862 4.023.201 10.227.063 LUCRO / PREJUÍZOS ACUMULADOS TOTAL CAPITAL SOCIAL RESERVAS DE CAPITAL SUBTOTAL RESERVAS DE LUCROS
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DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO (valores expressos em milhares de reais)
ATIVIDADES OPERACIONAIS
Lucro(Prejuizo) antes do Imposto de Renda 363.381 (2.424.558) Ajustes para reconciliar o lucro (prejuízo) com o caixa gerado
pelas operações
Depreciação e amortização 46 618.467 631.883 Acréscimos moratórios 43 (65.649) (56.985) Variação monetária ativa 43 (58.197) (60.412) Variação monetária e cambial passiva 43 (283.243) 702.399 Encargos de empréstimos e financiamentos 43 1.263.696 1.100.631 Encargos de empréstimos e financiamentos concedidos 43 (3.785) (53.080) Resultado de participações societárias 20 31.323 468.640 Imposto de Renda a compensar 45.3 (12.745) Provisão para créditos de liquidação duvidosa 13 286.938 659.406 Provisões passivas 33 (149.768) 120.389 Baixa de ativo imobilizado 262.317 34.843 Baixa de ativo diferido - 6.360 Participação nos lucros 72.185 (Reversão)Provisão Redução ao valor recuperável de ativos (598.269) 649.252
1.726.651
1.778.768 (Acréscimos) decréscimos nos ativos operacionais
Consumidores, concessionárias e permissionárias (115.497) (78.169) Coligadas, controlada e controladora (399.606) (38.673) Créditos tributários (80.601) (49.107) Devedores diversos (19.227) (3.392) Estoque 2.049 (11.147) Despesas pagas antecipadamente (4.046) 962 Outros (111.122) (235.850)
(728.050)
(415.376) Acréscimos (decréscimos) nos passivos operacionais
Fornecedores 209.438 309.558 Remuneração aos acionistas 57 288.744 Folha de pagamento 1.225 2.200 Participação nos lucros 58 (72.185) Taxas regulamentares (18.538) (6.543) Entidade de previdência complementar 362 (10.621) Tributos e contribuições sociais (22.347) (19.317) Pesquisa e desenvolvimento (6.498) 19.353 Pré-venda de energia elétrica 30 (37.994) (35.687) Obrigações estimadas 10.601 9.175 Outros 3.368 (228.557)
356.176
39.561 Caixa proveniente das atividades operacionais 1.354.777 1.402.953
Pagamento de encargos de empréstimos e financiamentos (437.312) (420.778) Recebimento de encargos de empréstimos e financiamentos 3.889 20.732 Depósitos judiciais (205.721) (20.124)
(639.144)
(420.170) Caixa líquido das atividades operacionais 715.633 982.783 ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO
Empréstimos e financiamentos obtidos 41.766 Pagamento de empréstimos e financiamentos - principal (4.893.802) (238.012) Remuneração aos acionistas 57 (288.744)
Recursos destinados a aumento de capital 35.5 4.023.201
Caixa líquido das atividades de financiamento (1.117.579) (238.012) ATIVIDADES DE INVESTIMENTO
Concessão de empréstimos e financiamentos - (225.147) Recebimento de empréstimos e financiamentos concedidos 653.780 123.449 Aquisição de ativo imobilizado (480.851) (347.703) Participações societárias (259.508) (108.068) Recebimento remuneração de participações societárias 4.364 5.215 Ajuste recebimento de remuneração de exerícios anteriores - (4.184)
Caixa líquido das atividades de investimento (82.215) (556.438) Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa (484.161) 188.333 Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 1.286.494 1.098.161
Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 802.333 1.286.494
Aumento (redução) no caixa e equivalentes de caixa 484.161 (188.333)
2009 2008
nota
CNPJ nº 00.357.038/0001-16
DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO DOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO
(valores expressos em milhares de reais)
2009 2008
GERAÇÃO DO VALOR ADICIONADO
Receitas de vendas de energia e serviços 36-37-42 4.189.121 4.587.167
Provisão para créditos de liquidação duvidosa 13 (286.938) (659.406)
3.902.183
3.927.761 INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS
Energia elétrica comprada para revenda 46 (239.978) (332.327)
Encargos de uso do sistema de transmissão 46 (520.282) (466.255)
Material 46 (77.327) (52.930)
Serviços de terceiros 46 (207.896) (173.181)
Combustível para produção de energia elétrica 46 (69.318) (117.026)
Seguros 52 (21.946) (23.610)
Outros insumos (11.673) (29.067)
(1.148.420)
(1.194.396)
VALOR ADICIONADO BRUTO 2.753.763 2.733.365
RETENÇÕES
Depreciação e amortização 46 (618.467) (631.883)
Provisões e reversões 33 149.768 (120.389)
Provisão e reversão (impairment) 44 598.269 (649.253)
129.570
(1.401.525)
VALOR ADICIONADO LÍQUIDO 2.883.333 1.331.840
VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA
Resultado de participações societárias 20 (31.323) (468.640)
Receitas financeiras 43 265.085 299.653
233.762
(168.987)
VALOR ADICIONADO A DISTRIBUIR 3.117.095 1.162.853
DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO
Remuneração do trabalho 611.183 651.298
Participação nos lucros 58 72.185
Governos (impostos e contribuições) 1.105.748 1.079.483
Encargos financeiros e variação monetária 43 980.453 1.804.900
Aluguéis 43.585 51.730
Remuneração aos acionistas 57 288.744
Lucros retidos (Reserva Legal) 35.4 15.197
TOTAL 3.117.095 3.587.411
PREJUIZO DO EXERCÍCIO - (2.424.558)
TOTAL 3.117.095 1.162.853
CNPJ nº 00.357.038/0001-16
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS
EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 E 2008
NOTA 1 - CONTEXTO OPERACIONAL
A Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte é uma sociedade de economia mista, de capital fechado, fundada em junho de 1973, concessionária de serviços públicos de energia elétrica, controlada pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás, com sede em Brasília – DF, à SCN Quadra 06 – Conj. A – Blocos B e C, Entrada norte 2, Asa Norte, CEP: 70.716-901, com atuação nos Estados do Acre, Amapá, Amazonas, Maranhão, Mato Grosso, Pará, Rondônia, Roraima e Tocantins. A partir do exercício de 2003, com a liberação gradual dos seus contratos de suprimento – contratos iniciais – à razão de 25% ao ano, conforme estabelece a Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, a Companhia passou a atender às demais regiões do país.
Estatutariamente a Companhia tem por objeto social, dentre outras atividades: a) realizar estudos, projetos, construção, operação e manutenção de usinas geradoras, subestações, linhas de transmissão e sistemas de telecomunicações associados, distribuição e comercialização de energia elétrica e de transmissão de dados, voz e imagens, podendo para tanto importar e exportar energia elétrica, bem como celebrar atos de comércio decorrentes dessas atividades; b) participar de pesquisas de interesse do setor energético ligadas à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, bem como de estudos de aproveitamento de reservatório para fins múltiplos; c) prestar serviços de laboratório, operação e manutenção de sistemas de geração e transmissão de energia elétrica, apoio técnico, operacional e administrativo às empresas prestadoras do serviço público de energia elétrica; d) participar de associações ou organizações de caráter técnico-científico e empresarial de âmbito regional, nacional ou internacional, de interesse para o setor de energia elétrica; e) associar-se, com ou sem aporte de recursos, para constituição de consórcios empresariais ou participação em sociedades, com ou sem poder de controle, que se destinem à exploração da produção ou transmissão de energia elétrica, sob regime de concessão ou autorização, sendo tais atividades regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel.
Em 11 de novembro de 2003 a Agência Nacional de Telecomunicações - Anatel autorizou a Eletronorte a explorar os serviços de comunicação multimídia, conforme termo PVST/SPF nº 148/2003 – Anatel, assinado entre a Agência Reguladora e a Companhia. As receitas daí decorrentes estão sendo tratadas como não vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica (nota 42).
A quase totalidade da receita da Companhia é proveniente da venda/suprimento de energia elétrica e da disponibilidade do seu sistema de transmissão. Essas operações estão suportadas por contratos de compra e venda de energia elétrica e da disponibilização do sistema de transmissão, assim como pelas operações realizadas no curto prazo, por meio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (nota 36).
As operações da Companhia com a geração de energia elétrica contam com 4 usinas hidrelétricas, com capacidade instalada de 8.694,00 MW e 7 usinas termelétricas, com capacidade de 599,26 MW, perfazendo uma capacidade instalada de 9.293,26 MW. As concessões e autorizações detidas pela Companhia estão relacionadas na nota 2.
CNPJ nº 00.357.038/0001-16
A comercialização de energia elétrica se dá por meio de contratos firmados com as concessionárias de distribuição, dos contratos de reserva de potência e fornecimento de energia elétrica, firmados com consumidores industriais, diretamente atendidos pela Companhia, de contratos oriundos de leilões de energia realizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e de leilões de compra e venda de energia elétrica, realizados por comercializadores ou consumidores livres. As eventuais diferenças entre a energia gerada e a vendida, na forma dos contratos descritos, são comercializadas por intermédio do mercado de curto prazo, no âmbito da CCEE.
A transmissão de energia é efetuada por um sistema composto de 9.145,48 Km de linhas de transmissão, 42 subestações no Sistema Interligado Nacional – SIN, 695,89 Km de linhas de transmissão, 10 subestações no sistema isolado, perfazendo um total de 9.841,37 Km de linhas de transmissão e 52 subestações.
A Companhia celebrou Contrato de Concessão da Transmissão, nº 058/2001 - Aneel, ficando assegurado o direito de receber a Receita Anual Permitida - RAP, estabelecida na Resolução nº 167, de 31 de maio de 2000. Essa receita passou a sofrer reajuste anual e revisão a cada 4 anos.
A Companhia também aufere receitas adicionais provenientes de contratos bilaterais, relativos às instalações de conexão e demais instalações de transmissão, homologados pela Aneel.
A RAP foi estabelecida no ano 2000, com a edição das Resoluções nº 166 e 167, de 31 de maio de 2000, quando foram definidas a Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, as empresas detentoras dos ativos e as respectivas remunerações, celebrando-se os Contratos de Concessão da Transmissão.
A RAP é constituída das seguintes parcelas: (i) RBSE – Receitas das Instalações de Transmissão Existentes até 2000; (ii) RBNI – Receitas das Novas Instalações autorizadas a partir de 2000; (iii) RPC – Receitas das Demais Instalações de Transmissão e das Instalações de Conexão antes de 2000; e (iv) RCDM – Receitas das Demais Instalações de Transmissão e de Conexão de Empreendimentos Autorizados após o ano de 2000.
As parcelas RBNI e RCDM, que correspondem às instalações autorizadas pela Aneel a partir de 2000 (novas instalações), mediante ato específico, têm direito a uma receita anual permitida inicial, cujo valor permanece fixo, sendo apenas reajustado anualmente, até a revisão tarifária subsequente, quando então a receita deve ser reposicionada a partir da avaliação da base de remuneração e dos custos operacionais eficientes.
A RAP, por ser constituída de várias parcelas, conforme a classificação dos ativos, tem um mix de perfil de pagamento, dividido em plano constante e em degrau. O plano em degrau tem redução de 50% a partir do 16º ano da concessão.
A RBSE possui um perfil de remuneração constante que vigora até o final da Concessão, em 2015. A atualização é anual, pelo IGP-M, e homologada por meio de ato específico da Aneel.
O perfil de remuneração da RBNI, até 2006, corresponde a uma RAP teto fixada pelo Órgão Regulador do Serviço Público de Energia Elétrica, sendo essa RAP concedida para os primeiros quinze anos da concessão, com uma redução de 50% para os últimos quinze anos da Concessão.
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de remuneração (15 anos, 100%; e 15 anos, 50%) é necessário para cobrir os custos de financiamento vinculados à implantação do projeto.
A partir de 2007 a Aneel retornou ao perfil plano de pagamento para os empreendimentos leiloados e autorizados.
Na Eletronorte existem alguns empreendimentos autorizados antes de 2007, com o perfil em degrau, cujas parcelas de receitas autorizadas estão na ordem de R$ 117.212 mil, que sofrerão redução a partir do 16º ano do início da autorização.
O processo da primeira revisão tarifária das transmissoras, que consta dos contratos de concessão celebrados pelas concessionárias de transmissão relacionadas na Resolução nº 166/2000, foi concluído no ciclo tarifário 2006-2007, tendo seus resultados homologados em 1º de julho de 2007, sendo os efeitos retroativos a 1º de julho de 2005, conforme prevê a cláusula contratual.
A partir de março de 1999 o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS assumiu o controle e a operação do Sistema Interligado Nacional – SIN. Dessa forma, as usinas e a rede básica, integrantes do Sistema Nacional de Transmissão da Companhia, estão sob a coordenação operacional, supervisão e controle daquele Órgão. É o ONS que define o montante e a origem da geração necessária para atender aos requisitos energéticos do País de forma otimizada, levando em conta as necessidades do mercado, as disponibilidades hídricas e de máquinas, bem como o custo da geração e a viabilidade de transmissão dessa energia, por intermédio de um complexo sistema que interliga as diferentes regiões.
A Companhia detém o controle acionário da subsidiária integral Boa Vista Energia S.A. e a participação societária em diversas sociedades (nota 20).
A Boa Vista Energia tem como atividade principal a distribuição de energia elétrica na cidade de Boa Vista (RR).
A partir de 21 de julho de 2001 a Boa Vista Energia passou a comprar energia elétrica da Eletronorte, importada da Venezuela (nota 39).
O Governo Federal, por meio do Decreto nº 1.481, de 03 de maio de 1995, alterado pelo Decreto nº 1.503, de 25 de maio de 1995 e Decreto nº 2.653, de 1º de julho de 1998, incluiu a Eletronorte e sua subsidiária integral, juntamente com as demais empresas do Grupo Eletrobrás, no Programa Nacional de Desestatização – PND. A Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, excluiu a Eletrobrás e suas controladas do PND, inclusive a Eletronorte. A Boa Vista Energia permanece incluída no PND,
sendo proposta a sua exclusão, em 21 de janeiro de 2010, pela Resolução nº 1 do Conselho Nacional de Desestatização.
CNPJ nº 00.357.038/0001-16 NOTA 2 - CONCESSÕES
A Companhia detém as seguintes concessões e autorizações junto ao Poder Concedente:
Item Empreendimento Documento de Autorização ou Concessão Prazo de
Concessão Município
Potência Instalada
(MW)
1 UHE - Tucuruí
Decreto n° 74.279, de 11.07.1974; Contrato de Concessão de Geração n° 007/2004 - ANEEL (Termo Aditivo n° 01, de 07.04.2005 e Termo Aditivo n° 02, de 10.04.2006)
11.07.2024 Tucuruí - PA 8.370,00
2 UHE - Curuá-Una Resolução Autorizativa n° 345, de 18.10.2005; Contrato de Concessão de Geração nº 007/2004 (Termo Aditivo nº 02, de 10.04.2006) 27.07.2028 Santarém - PA 30,30
3 UHE - Samuel Decreto n° 83.975, de 14.09.1979; Despacho DNAEE, de 02.07.1981 14.09.2009 (**) Candeias do Jamari -
RO 216,75
4 UHE - Coaracy Nunes
Portaria n° 038, de 13.02.1992 (Decreto nº 35.701, de 23.06.1954); Portaria MME n° 179, de 25.06.1997; Depacho n° 776, de 22.09.2004; Despacho n° 1.635, de 24.07.2006
08.07.2015 Ferreira Gomes - AP 76,95
5 UTE - Rio Madeira Portaria MME n° 1.130, de 08.09.1988; Despacho Aneel n° 722, de
13.11.2002 Indeterminado Porto Velho - RO 119,35
6 UTE - Rio Acre Portaria DNAEE n° 235, de 21.10.1988; Portaria DNAEE n° 606, de
31.08.1994; Despacho SCG/ANEEL nº 1.971/2008, de 16.05.2008 Indeterminado Rio Branco - AC 45,49
7 UTE - Rio Branco I Portaria DNAEE n°156, de 06.07.1990; Portaria MME n° 194, de 12.06.1995;
Despacho ANEEL n° 1.063, de 31.12.2001 Indeterminado Rio Branco - AC 18,60
8 UTE - Rio Branco II Portaria DNAEE n°156, de 06.07.1990; Portaria MME n° 193, de 12.06.1995;
Despacho ANEEL n° 1.063, de 31.12.2001 Indeterminado Rio Branco - AC 31,80
9 UTE - Santana
Portaria MME n° 414, de 02.12.1994; Resolução Aneel n° 10, de 13.01.2000; Resolução Autorizativa n° 375, de 10.11.2004; Despacho SCG/Aneel n° 2062, de 08.12.2005
Indeterminado Santana - AP 178,10
10 UTE - Electron Portaria DNAEE n° 156, de 06.07.1990 Indeterminado Manaus - AM 120,00
11
UTE - Senador Arnon Afonso Farias de Mello
(antiga UTE Floresta)
Resolução Autorizativa nº 1.018, de 21.08.2007; Resolução Autorizativa n°
345, de 18.10.2005 Indeterminado Boa Vista - RR 85,92
12 Transmissão Rede
Básica Portaria MME n° 185, de 06.06.2001 07.07.2015
13 LT 230 kV - SE São Luís
II / São Luís III Contrato de Concessão nº 007/2008-ANEEL de 17.03.2008 17.03.2038 São Luís - MA
14 LT 230 kV - SE Ribeiro
Gonçalves / SE Balsas Contrato de Concessão nº 001/2009-ANEEL de 28.01.2009 28.01.2039 Piauí / Maranhão
15
LT 500 kV - LT Presidente Dutra-São Luís II / SE Miranda II
Contrato de Concessão nº 002/2009-ANEEL de 28.01.2009 28.01.2039 Maranhão
9.293,26
RELAÇÃO DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES DA ELETRONORTE (*)
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NOTA 3 – APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS
As Demonstrações Contábeis estão sendo apresentadas de acordo com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários – CVM, as quais incluem as disposições da Lei das Sociedades por Ações, conjugada com a legislação específica aplicada às concessionárias do serviço público de energia elétrica, editada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel e demais regulamentações da CVM.
Conforme facultado pela Deliberação CVM nº 565, de 17 de dezembro de 2008, que aprova o Pronunciamento Técnico CPC 13, a partir do exercício de 2008 a Companhia passou a adotar a Lei nº 11.638/2007 e Medida Provisória nº 449/2008, convertida na Lei nº 11.941, de 27 de maio de 2009.
Os efeitos no patrimônio liquido de 31 de dezembro de 2008 decorrentes da adoção inicial das Leis nºs 11.638/2007 e 11.941/2009 estão demonstrados a seguir:
R$ mil 2008 Saldo conforme prática contábil anterior – Lei nº 6.404/1976 6.192.849 Ajustes:
- Gastos diferidos (4.491)
- Controlada e coligadas avaliadas por equivalência patrimonial 307
Saldo conforme prática contábil atual-Leis nºs 11.638/2007 e 11.941/2009 6.188.665
O Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC emitiu e a CVM aprovou, ao longo do exercício de 2009, diversos pronunciamentos contábeis alinhados às Normas Internacionais de Contabilidade (IFRS), emitidas pelo IASB – International Accounting Standards Board, com vigência para os exercícios sociais iniciados a partir de 1º de janeiro de 2010, com aplicação retroativa a 2009 para fins de comparabilidade às Demonstrações Contábeis de 2010.
A Companhia efetuou avaliação dos pronunciamentos técnicos já emitidos e concluiu que à exceção da Interpretação Técnica ICPC 01 – Contratos de Concessão, os demais pronunciamentos não terão impacto relevante em suas Demonstrações Contábeis.
A Interpretação Técnica ICPC 01 estabelece os princípios gerais sobre o reconhecimento e a mensuração das obrigações e os respectivos direitos dos contratos de concessão. De acordo com o ICPC 01 a remuneração recebida ou a receber pelo concessionário deve ser registrada pelo seu valor justo, correspondendo a direitos sobre um ativo financeiro e/ou um ativo intangível, para os segmentos de Transmissão e de Distribuição.
Considerando a extensão da complexidade das alterações requeridas pela referida interpretação técnica, a Companhia está avaliando os seus reflexos nas suas Demonstrações Contábeis, ao tempo em que acompanha as discussões e debates no mercado, em especial nos órgãos e associações da classe contábil e junto aos reguladores, que possivelmente se manifestarão sobre aspectos para aplicação da referida instrução técnica.
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Nesse momento, até que haja um maior esclarecimento sobre a aplicação prática da referida instrução técnica, a Companhia entende que não é possível avaliar e quantificar com razoável segurança os eventuais efeitos nas Demonstrações Contábeis.
A Diretoria Executiva da Companhia, em 16 de março de 2010, aprovou e encaminhou as Demonstrações Contábeis para deliberação do Conselho de Administração e parecer do Conselho Fiscal, não havendo fatos subsequentes até essa data, que devam ser registrados no Balanço e/ou mencionados em notas explicativas, a não ser os mencionados na nota 60.
Para fins de comparabilidade com o exercício atual, o Balanço Patrimonial do exercício anterior foi reclassificado conforme demonstrativo:
Reclassificado Publicado ATIVO
CIRCULANTE
Encargos de empréstimos e financiamentos - 104 Empréstimos e financiamentos concedidos 254.354 254.250 Coligadas e controlada 42.449 Dispêndios a reembolsar 75.776
Outros créditos 25.893 101.669
NÃO CIRCULANTE
REALIZÁVEL A LONGO PRAZO
Controladora 3.520 45.969 Depósitos judiciais 133.460 67.220 Devedores diversos 22.303 Outros créditos 807 22.956 PASSIVO CIRCULANTE Provisões (121.515) (912.825) Convênios (28.266)
Outras contas a pagar (74.560) (102.826)
NÃO CIRCULANTE
Compensações socioambientais - UHE Tucuruí (328.135) (300.590)
Provisões (857.704)
Outras contas a pagar (1.368) (28.913)
TOTAL (852.986) (852.986)
R$ mil 2008
CNPJ nº 00.357.038/0001-16 NOTA 4 – PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS
A escrituração contábil da Companhia segue o padrão definido pelo Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, instituído pela Resolução n° 444, de 26 de outubro de 2001, da Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, que permite a segregação das despesas e receitas por atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização e não vinculadas (nota 47).
As principais práticas contábeis adotadas na elaboração das Demonstrações Contábeisestão abaixo descritas:
4.1 - Práticas contábeis gerais a) Numerário disponível
Inclui o caixa e os depósitos bancários a vista (nota 6).
b) Aplicações financeiras
São investimentos temporários de alta liquidez, com vencimento imediato. Estão demonstradas ao custo, acrescidas das remunerações contratadas, reconhecidas, proporcionalmente, até a data das Demonstrações Contábeis e não excedem ao seu valor de mercado (nota 7).
c) Atualizações monetárias de direitos e obrigações
Os ativos são demonstrados por seu valor de realização e os passivos pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos de encargos incorridos, quando aplicável.
Os direitos e obrigações sujeitos a reajustes, em função de variação monetária e cambial, por força contratual ou dispositivos legais, estão atualizados até 31 de dezembro de 2009. Os passivos em moeda estrangeira são convertidos para Reais em função da taxa de câmbio reportada pelo Banco Central do Brasil.
O efeito líquido dessas atualizações está refletido no resultado do exercício.
d) Provisão para créditos de liquidação duvidosa
Foi calculada com base na análise de riscos dos créditos, que contempla o histórico de perdas, a situação individual dos clientes e está constituída por montante considerado suficiente pela Administração para cobrir eventuais perdas que possam vir a ocorrer na realização de créditos da Companhia (nota 13).
e) Ativos e passivos contingentes
Os ativos contingentes não são reconhecidos contabilmente, exceto quando a Administração possui total controle da situação, ou quando existem garantias legais ou decisões judiciais favoráveis sobre as quais não cabem mais recursos.
Os passivos contingentes são reconhecidos quando um evento passado gerou uma obrigação futura, com probabilidade de saída de recursos e seu valor pode ser estimado com segurança, levando em conta a opinião dos consultores jurídicos, a natureza das ações, similaridade com processos anteriores, complexidade e posicionamento de tribunais, sempre que a perda for avaliada
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Dessa forma, o valor constituído como provisão é a melhor estimativa de liquidação de uma provável obrigação na data das Demonstrações Contábeis, levando em consideração os riscos e incertezas relacionadas. Os passivos contingentes classificados como perdas possíveis não são reconhecidos contabilmente, sendo apenas divulgados em nota explicativa e os classificados como remotos não requerem provisão nem divulgação.
f) Estoque
Os materiais em estoque, classificados no ativo circulante, estão registrados ao custo médio de aquisição, que não excede o valor de mercado (nota 14). Os materiais destinados à construção estão classificados no ativo não circulante/imobilizado, pelo custo de aquisição (nota 21).
g) Depósitos judiciais
Representam recursos comprometidos em garantia de processos judiciais e estão registrados pelo valor original dos depósitos e acrescidos da Taxa Referencial de Juros – TR mais 0,5% a.a. de juros (nota 18).
h) Investimentos em controlada e coligadas Custo e/ou valor patrimonial
Os investimentos em sociedades controlada e coligadas são registrados e avaliados pelo método de equivalência patrimonial, reconhecido no resultado do exercício como despesa (ou receita) operacional. Para efeito do cálculo da equivalência patrimonial, ganhos e perdas nas transações entre a Companhia e sua controlada e coligadas são eliminados na medida da participação da Companhia, a menos que a transação forneça evidências de perda permanente (impairment) do ativo transferido.
Quando necessário, as práticas contábeis da controlada e coligadas são alteradas para garantir consistência com as práticas adotadas pela Companhia.
i) Compensações sócioambientais
Os gastos previstos por conta de compensações sócioambientais, decorrentes da construção da segunda etapa da Usina Hidrelétrica de Tucuruí, foram provisionados no custo da obra – reservatório (nota 21.f).
j) Intangível
Programas de computador (softwares)
Licenças adquiridas de programas de computador (softwares) são capitalizadas e amortizadas ao longo de sua vida útil estimada.
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intangíveis. Os gastos diretos incluem a remuneração dos funcionários da equipe de desenvolvimento de softwares e a parte adequada das despesas gerais relacionadas (nota 22).
k) Avaliação do valor recuperável de ativos
A Administração da Companhia avalia em bases periódicas, ou sempre que alguma circunstância assim determina, a recuperabilidade dos ativos de longa duração, principalmente o imobilizado mantido e utilizado nas suas operações, com o objetivo de identificar eventuais deteriorações desses ativos ou grupos de ativos, que levem a sua não recuperação plena.
São identificadas as circunstâncias que possam exigir a avaliação da recuperabilidade dos ativos e determinados o tamanho de eventuais perdas. Quando não é possível, ou quando impraticável, estimar o montante recuperável de um ativo individualmente, a Companhia calcula o montante estimado da recuperação da unidade geradora de caixa a qual pertence o ativo.
Na avaliação do valor justo, são utilizados fluxos de caixa futuros estimados, descontados a valor presente por taxa de desconto que reflete uma avaliação de mercado corrente no tempo, valor do dinheiro e riscos específicos relacionados ao ativo ou grupo de ativos.
Caso o montante do valor recuperável de um ativo, ou unidade geradora de caixa, for menor que o valor contábil, este será reduzido ao seu provável valor de recuperação. A perda correspondente à não recuperabilidade do ativo ou unidade geradora de caixa (impairment) é reconhecida no resultado do exercício.
Valor recuperável do ativo ou unidade geradora de caixa pode ser revisto e, caso aumente no futuro, a provisão para perdas na recuperabilidade de ativos reconhecida no passado é revertida, totalmente ou parcialmente, com efeito no resultado do exercício, para ajustar o ativo ao seu provável valor de recuperação, limitado ao valor contábil original do ativo ou unidade geradora de caixa.
Em atendimento aos requisitos emanados pela Deliberação CVM nº 527, de 1º de novembro de 2007, que aprova o Pronunciamento Técnico CPC 01 – Redução ao Valor Recuperável de Ativos, a Companhia realizou os testes necessários a fim de verificar a recuperabilidade de seus ativos, tendo sido apontado a necessidade de reverter totalmente o impairment realizado no exercício de 2008, relativamente à UHE Samuel (nota 44).
l) Pré-venda de energia elétrica
Os valores antecipados pelo cliente Alumínio Brasileiro S.A. – Albrás, por conta de contrato de fornecimento de energia elétrica de longo prazo, foram registrados, parte no passivo circulante e parte no passivo não circulante (nota 30).
m) Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido
O Imposto de Renda da Pessoa Jurídica - IRPJ e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL, de que trata a Lei n° 9.249/1995, são calculados pelo regime de apuração do lucro real anual, aplicando-se alíquota de 15% e adicional de 10% sobre o lucro tributável, para o IRPJ, e 9% sobre o lucro tributável para a CSLL e consideram, ainda, a compensação de prejuízos fiscais e bases de cálculo negativas de contribuição social, limitada a 30% do lucro real (nota 45).
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Os benefícios concedidos a empregados, incluindo plano de aposentadoria e de pensão, são reconhecidos nos termos da Deliberação CVM nº 371/2000 (nota 27).
A Companhia oferece outras vantagens a seus empregados, das quais se identificam duas geradoras de obrigações pós emprego: o programa de assistência médica vitalícia a empregados e aposentados por invalidez e seus dependentes e a apólice de seguro de vida em grupo estendida à adesão de aposentados (nota 27.2).
o) Apuração do resultado
O resultado das operações é apurado em conformidade com o regime contábil de competência dos exercícios.
p) Participações dos empregados nos lucros ou resultados
A participação dos empregados nos lucros ou resultados ocorre com base em acordos coletivos de trabalho, firmados com entidades sindicais representativas dos empregados, nos termos da legislação específica em vigor.
Considerando que a Companhia apresentou lucro no exercício de 2009 e, de acordo com o seu Estatuto e acordos coletivos com entidades sindicais, foi constituída provisão para a participação nos lucros aos empregados e dirigentes.
q) Receitas e despesas financeiras
Compostas principalmente por juros e variações monetárias e cambiais, decorrentes de aplicações financeiras, empréstimos e financiamentos concedidos e obtidos, créditos junto a consumidores, concessionárias e permissionárias, operações com instrumentos financeiros, etc (nota 43).
r) Conversão de moeda estrangeira
As transações em moeda estrangeira são convertidas para reais usando-se as taxas de câmbio em vigor nas datas das transações. Os saldos das contas do Balanço Patrimonial são convertidos pela taxa cambial de 31 de dezembro. Ganhos e perdas cambiais resultantes da liquidação dessas transações e da conversão de ativos e passivos monetários denominados em moeda estrangeira são reconhecidos na demonstração do resultado.
s) Lucro (prejuízo) por ação
Calculado com base no número de ações representativas do capital social integralizado na data do Balanço Patrimonial (31 de dezembro).
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As Demonstrações Contábeis refletem a proposta da Administração para destinação do lucro do exercício, partindo do pressuposto de sua aprovação pela Assembleia Geral Ordinária – AGO.
u) Instrumentos financeiros ▪ Classificação e mensuração
A Companhia classifica seus ativos financeiros sob as seguintes categorias: mensurados ao valor justo por meio do resultado e empréstimos e recebíveis. A classificação depende da finalidade para a qual os ativos financeiros foram adquiridos. A Administração determina a classificação de seus ativos financeiros no reconhecimento inicial.
▪ Ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado
Os ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado são ativos financeiros mantidos para negociação ativa e frequente. Os derivativos também são categorizados como mantidos para negociação. Os ativos dessa categoria são classificados como ativos circulantes. Os ganhos ou as perdas decorrentes de variações no valor justo de ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado são apresentados na demonstração do resultado em "Resultado financeiro" no período em que ocorrem, a menos que o instrumento tenha sido contratado em conexão com outra operação. Nesse caso, as variações são reconhecidas na mesma linha do resultado afetada pela referida operação.
▪ Empréstimos concedidos e recebíveis
Incluem-se nessa categoria os empréstimos concedidos e os recebíveis que são ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis, não cotados em um mercado ativo. São incluídos como ativo circulante, exceto aqueles com prazo de vencimento superior a 12 meses após a data do Balanço que são classificados como ativos não circulantes. Os empréstimos concedidos e recebíveis da Companhia compreendem os empréstimos à controlada e contas a receber de clientes, exceto os investimentos de curto prazo. Os empréstimos e recebíveis são contabilizados pelo custo amortizado, usando o método da taxa de juros efetiva.
v) Provisões passivas
As provisões passivas são reconhecidas quando a Companhia tem uma provável obrigação presente, legal ou não formalizada, como resultado de eventos passados e é provável que uma saída de recursos seja necessária para liquidar a obrigação, e uma estimativa confiável do valor possa ser feita.
w) Empréstimos e financiamentos
Os empréstimos e financiamentos tomados são reconhecidos, inicialmente, pelo valor justo, no recebimento dos recursos, líquidos dos custos de transação. Em seguida, os empréstimos e financiamentos tomados são apresentados pelo custo amortizado, isto é, acrescidos de encargos e juros proporcionais ao período incorrido (pro rata temporis).
CNPJ nº 00.357.038/0001-16 a) Consumidores, concessionárias e permissionárias
São registrados pelos valores faturados provenientes do fornecimento e suprimento de energia elétrica - inclusive aqueles decorrentes da energia comercializada no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, da disponibilização da rede elétrica do sistema interligado aos consumidores, concessionárias e permissionárias, até 31 de dezembro, contabilizados com base no regime de competência. Inclui, também, acréscimos moratórios derivados de atrasos de pagamentos por parte de consumidores, concessionárias e permissionárias (nota 8).
Os faturamentos são normalmente liquidados em um período de até 35 (trinta e cinco) dias, motivo pelo qual os valores contábeis representam substancialmente os valores justos na data de encerramento do Balanço.
b) Imobilizado
Registrado ao custo de aquisição ou construção, corrigido monetariamente até 31 de dezembro de 1995. As adições, a partir desta data, estão contabilizadas ao custo (nota 21).
A depreciação é calculada pelo método linear, debitada parte ao resultado do exercício e parte ao custo das ordens em curso, em função da utilização dos bens, tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas respectivas Unidades de Cadastro – UC, conforme determina a Portaria DNAEE nº 815, de 30 de novembro de 1994, complementada pela Resolução Aneel nº. 015, de 29 de dezembro de 1997, as taxas anuais constantes da tabela anexa à Resolução Aneel nº 02, de 24 de dezembro de 1997, e nº 44, de 17 de março de 1999 (nota 21.d).
Por ter seus bens vinculados à concessão do serviço público de energia elétrica, a Companhia segue a estimativa de vida útil econômica estipulada pela Aneel.
Em função do disposto nos itens 4 e 11 da instrução contábil 6.3.10, do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, instituído pela Resolução Aneel nº 444, de 26 de outubro de 2001, os juros, as variações monetárias e os demais encargos financeiros incidentes sobre o capital de terceiros, efetivamente aplicados no imobilizado em curso, até 31 de dezembro de 2008, estão registrados nesse subgrupo como custo. O mesmo procedimento foi adotado, até 30 de novembro de 1999, para os juros sobre o capital próprio que financiou as obras em andamento, conforme previsto na legislação específica do Serviço Público de Energia Elétrica.
Parte dos gastos da administração central é apropriada às imobilizações em curso. Essa apropriação é feita mensalmente e está limitada a 10% dos gastos diretos com pessoal e serviços de terceiros registrados nas obras em andamento (nota 21.g). Este procedimento prevaleceu somente até 31 de dezembro de 2009.
Em atendimento à instrução contábil 6.3.23 do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, as obrigações vinculadas à concessão, registradas em grupo específico do passivo não circulante, representadas pelos valores recebidos da União Federal e de consumidores (atualizadas monetariamente até 31 de dezembro de 1995), estão apresentadas como dedução do ativo imobilizado, dadas às suas características de aporte financeiro com fins específicos de
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Os gastos com estudos de viabilidade de empreendimentos são reconhecidos inicialmente no resultado do exercício até que se tenha a certeza de que os mesmos irão compor o custo do empreendimento (caso a Companhia ganhe o processo licitatório) ou se converta num crédito junto ao ganhador do processo licitatório, após auditoria e autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, quando passam a ser tratados como recuperação de despesas.
d) Resultado
As contas de resultado são escrituradas com base nas orientações contidas no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, que prevê a segregação das despesas e receitas por atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização, permitindo a apuração do resultado por esses segmentos (nota 47).
e) Registro das operações realizadas no âmbito do Mercado de Curto Prazo - CCEE
As operações com energia elétrica são registradas pelo regime de competência mensal, de acordo com as informações divulgadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, entidade responsável pela apuração das operações de compra e venda de energia de curto prazo. Nos meses em que essas informações não são disponibilizadas em tempo hábil pela CCEE, os valores são estimados pela própria Companhia (notas 36 e 39).
4.3 – Normas e interpretações técnicas não adotadas neste exercício
As normas e interpretações de normas relacionadas a seguir, foram publicadas e são obrigatórias para os exercícios sociais iniciados em ou após 1º de janeiro de 2010. Além dessas, também foram publicadas outras normas e interpretações que alteram as práticas contábeis adotadas no Brasil, dentro do processo de convergência com as normas internacionais. As normas a seguir são apenas aquelas que poderão (ou deverão) impactar as Demonstrações Contábeis da Companhia de forma mais relevante. Nos termos dessas novas normas, as cifras do exercício de 2009, aqui apresentadas, deverão ser reapresentadas para fins de comparação.
A Companhia não adotou antecipadamente essas normas no exercício findo em 31 de dezembro de 2009.
a) Pronunciamentos
CPC 17 - Contratos de construção CPC 18 - Investimentos em coligadas
CPC 19 - Participação em empreendimento controlado em conjunto CPC 20 - Custos de empréstimos
CPC 21 - Demonstração intermediária CPC 22 - Informação por segmento
CPC 23 - Políticas contábeis, mudança de estimativa e retificação de erros CPC 24 - Eventos subsequentes
CPC 25 - Provisões, passivos e ativos contingentes CPC 26 - Apresentação das demonstrações contábeis CPC 27 - Ativo imobilizado
CNPJ nº 00.357.038/0001-16
CPC 31 - Ativo não circulante mantido para venda e operação descontinuada CPC 32 - Tributos sobre o lucro
CPC 33 - Benefícios a empregados CPC 35 - Demonstrações separadas CPC 36 - Demonstrações consolidadas
CPC 37 - Adoção inicial das normas internacionais de contabilidade CPC 38 - Instrumentos financeiros: reconhecimento e mensuração CPC 39 - Instrumentos financeiros: apresentação
CPC 40 - Instrumentos financeiros: evidenciação
b) Interpretações
ICPC 01 - Contratos de concessão
ICPC 09 - Demonstrações contábeis individuais, separadas, consolidadas e aplicação do método de equivalência patrimonial
ICPC 11 - Recebimento em transferência de ativos de clientes
CNPJ nº 00.357.038/0001-16
NOTA 5 - POLÍTICA COM RELAÇÃO AOS AUDITORES INDEPENDENTES
A Eletrobrás contratou a PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, como única empresa de auditoria independente, para prestação de serviços técnicos especializados de auditoria em suas Demonstrações Contábeis e de suas controladas, para os exercícios de 2009 a 2013, devendo ser ressaltado que não existe qualquer outro contrato de prestação de serviços firmado com a referida empresa.
Os custos decorrentes dessa contratação estão sendo rateados entre as empresas do Sistema Eletrobrás, com base no ativo total de cada empresa.
A Companhia tem como princípio norteador, a não contratação de outros serviços junto à empresa contratada, de forma que seja preservada a sua inalienável condição de independência.
A BDO Trevisan Auditores Independentes foi a auditoria independente contratada nos quatro exercícios anteriores, para prestação de serviços técnicos especializados de auditoria sobre as Demonstrações Contábeis da Companhia.
NOTA 6 – NUMERÁRIO DISPONÍVEL
A Companhia mantém contas bancárias a vista em diversos bancos e fundos de caixas na Sede e nas Unidades Descentralizadas, conforme demonstrativo:
2009 2008
Contas bancárias a vista 1.120 1.680
Contas bancárias a vista - convênio DNIT (*) 88.299
Fundos de caixa 82 86
TOTAL 89.501 1.766
R$ mil
(*) Recurso recebido em 30.12.2009 e aplicado em poupança no Banco do Brasil S.A. no primeiro dia útil seguinte (04.01.2010).
NOTA 7 - APLICAÇÕES FINANCEIRAS
Composição da carteira:
2009 2008
BANCO DO BRASIL S.A.
Fundo de Investimento Extra-Mercado Exclusivo 606.200 1.241.061
Poupança - convênio DNIT 87.080 43.667
BANCO DA AMAZÔNIA S.A.
Poupança - outros convênios 19.552
-TOTAL 712.832 1.284.728
R$ mil
CNPJ nº 00.357.038/0001-16
Os valores aplicados são oriundos da geração interna de caixa da Companhia, incluindo a pré-venda de energia elétrica negociada com o consumidor Albrás, por ocasião do leilão de energia ocorrido em 2004 (nota 30). São provenientes, ainda, de convênios firmados com Eletrobrás, Ministério de Minas e Energia, Agência Nacional de Águas, Governo do Estado do Amapá e Departamento Nacional de Infra-Estrutura de Transportes - DNIT (nota 32).
As aplicações financeiras são mantidas em fundos de investimentos administrados pelo Banco do Brasil S.A., conforme determina a legislação específica para as sociedades de economia mista sob controle federal, nos termos do Decreto-Lei n° 1.290, de 3 de dezembro de 1973, com as alterações decorrentes da Resolução nº 3.284, de 25 de maio de 2005, do Banco Central do Brasil, que estabeleceu novos mecanismos para as aplicações das empresas integrantes da Administração Federal Indireta, cuja rentabilidade no exercício de 2009 correspondeu a 98,74% do CDI, conforme demonstrado a seguir:
Fundo - Taxa Nacional Ano Percentual do CDI
12,10% 2008
9,77% 2009
Mês Fundo CDI % CDI
dez/09 0,71% 0,72% 97,66% nov/09 0,65% 0,66% 98,02% out/09 0,67% 0,69% 97,62% set/09 0,67% 0,69% 97,41% ago/09 0,68% 0,69% 98,12% jul/09 0,78% 0,79% 98,86% jun/09 0,75% 0,76% 98,71% mai/09 0,77% 0,77% 99,91% abr/09 0,82% 0,84% 98,18% mar/09 0,97% 0,97% 99,95% fev/09 0,85% 0,85% 99,69% jan/09 1,05% 1,05% 100,04% 12 meses 9,77% 9,90% 98,74% RENTABILIDADE
O indicador CDI é mera referência econômica e não parâmetro do fundo. 97,81%
98,74%
Os recursos provenientes dos convênios firmados com a Eletrobrás (R$ 10.648 mil), Ministério de Minas e Energia (R$ 8.796 mil) e Agência Nacional de Águas (R$ 108 mil), estão aplicados em poupança no Banco da Amazônia S.A.. Já os recursos provenientes do convênio firmado com o Departamento Nacional de Infra-Estrutura de Transportes - DNIT (R$ 87.080 mil), estão aplicados em poupança no Banco do Brasil S.A.
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NOTA 8 - CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS
a) Os créditos, de curto e de longo prazo, decorrentes da venda de energia elétrica e da
disponibilidade do sistema de transmissão, apresentam o seguinte perfil:
2008
CIRCULANTE VINCENDOS ATÉ 90 HÁ MAIS DE TOTAL TOTAL
DIAS 90 DIAS CONSUMIDORES - Industrial 91.596 1 72 91.669 111.661 91.596 1 72 91.669 111.661 CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS - Suprimento 222.418 47.584 781.722 1.051.724 851.698
Cia. de Eletricidade do Amapá - Cea 12.503 30.332 684.590 727.425 566.283 Boa Vista Energia S.A. 14.306 15.852 90.615 120.773 67.660 Light Serviços de Eletricidade S.A. 16.269 - - 16.269 9.752 Vale do Rio Doce Energia S.A. 16.262 - - 16.262 14.953 Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. 14.963 - - 14.963 9.239 Cia. de Eletricidade do Acre - Eletroacre 9.566 537 1.778 11.881 8.262 Copel Distribuição S.A. 11.489 - - 11.489 10.575 Cemig Distribuição S.A. 11.228 - - 11.228 6.435 Cia. Energética de Goiás - Celg 8.879 - - 8.879 8.586 Cia. de Eletricidade do Estado da Bahia - Coelba 8.734 - - 8.734 8.455 Centrais Elétricas do Pará S.A. - Celpa 7.725 - - 7.725 11.495 Elektro Eletricidade e Serviços S.A. 6.154 - - 6.154 6.038 Ampla Energia e Serviços S.A. 6.062 - - 6.062 5.382 Cia. Energética de Alagoas - Ceal 5.698 - - 5.698 5.639 Cia. Energética de Pernambuco - Celpe 5.415 - - 5.415 5.300 Cia. Estadual de Distribuição de Energia 4.454 863 - 5.317 3.924 Cia. Energética do Piauí - Cepisa 5.234 - - 5.234 6.195 Centrais Elétricas de Rondônia S.A. - Ceron 4.869 - - 4.869 31.002 Cia. Energética do Ceará - Coelce 4.784 - - 4.784 4.589 Centrais Elétricas de Pernambuco S.A. - Epesa - - 4.739 4.739 Cia. Energética do Maranhão - Cemar 4.689 - - 4.689 7.148 Aes-Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. 4.079 - - 4.079 3.726 Enertrade Comercialização e Serviços de Energia S.A. 3.754 - - 3.754 2.020 Bandeirante Energia S.A. 3.345 - - 3.345 2.515 Outras distribuidoras/comercializadoras 31.957 - - 31.957 46.525
- Uso da rede elétrica/Conexão 101.023 296 589 101.908 95.909 - Comercialização (CCEE) 51.075 - 1.423 52.498 1.082 - Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE 250 - 271 521 2.427
374.766
47.880 784.005 1.206.651 951.116
TOTAL DO CIRCULANTE 466.362 47.881 784.077 1.298.320 1.062.777
NÃO CIRCULANTE
REALIZÁVEL A LONGO PRAZO
CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS
- Suprimento - créditos negociados - Cemar - - - - 4.949
- Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE 4.686 - - 4.686 54.134 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 4.686 - - 4.686 59.083
TOTAL GERAL 471.048 47.881 784.077 1.303.006 1.121.860
R$ mil VENCIDOS
2009
b) Acordo Geral do Setor Elétrico
O Programa Emergencial de Redução de Consumo de Energia Elétrica - PERCEE, instituído em 2001 pelo Governo Federal, criou regimes especiais de tarifa, limites de uso de energia elétrica e
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Naquele cenário, surgiram pendências comerciais entre os agentes, exigindo ampla negociação envolvendo a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – CGE, as geradoras e as distribuidoras de energia elétrica, que resultou no denominado Acordo Geral do Setor Elétrico, o qual definiu critérios para a recomposição das receitas e perdas extraordinárias relativas ao período em que vigorou o referido programa de redução de consumo, surgindo nesse contexto a figura da Recomposição Tarifária Extraordinária – RTE.
A RTE teve por objetivo ressarcir as perdas de receita dos geradores e distribuidores de energia elétrica no período de racionamento, conforme previsto na Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e conforme Resolução Normativa n° 1 da Aneel, de 12 de janeiro de 2004, o período para faturamento da RTE pela Companhia foi de 62 meses, a partir de dezembro de 2001.
Considerando que o prazo de faturamento da RTE fixado pela Lei nº 10.438/2002 e Resolução Normativa da Aneel nº 1, de 12 de janeiro de 2004, expirou-se em fevereiro de 2007, procedeu-se a baixa, em 31 de dezembro de 2007, dos saldos remanescentes da “Perda de Receita” e “Energia Livre”, em conformidade com as orientações contidas no Ofício nº 2409/2007-SFF / Aneel, de 14 de novembro de 2007, restando apenas créditos junto às distribuidoras, conforme demonstrativo:
2009 2008
Valor homologado (Resolução Normativa Aneel 45/2004) 176.782 176.782
(+) Remuneração 139.304 139.304
(-) Amortização (212.028) (209.189)
Saldo a amortizar 104.058 106.897
(-) Baixa conforme instruções da Aneel (99.122) (50.336)
(-) Provisão constituida (4.686) (51.309)
Saldo provável a recuperar 250 5.252 R$ mil
Neste caso, as empresas distribuidoras deveriam cobrar RTE dos seus consumidores e repassar os recursos daí decorrentes para a Companhia na condição de geradora.
Considerando que os prazos fixados pela Lei nº 10.438/02 e Resolução Normativa da Aneel nº 1, de 12 de janeiro de 2004, são variados entre as distribuidoras que repassam recursos da RTE para a Companhia, sendo que grande parte delas já teve o seu prazo expirado até 31 de dezembro de 2008, procedeu-se da seguinte forma, nos termos das orientações contidas no Ofício nº 2.409/2007-SFF/ Aneel, de 14 de novembro de 2007 e Despacho nº 4.722/2009 – 2.409/2007-SFF/Aneel, de 18 de dezembro de 2009:
- Para aquelas distribuidoras que já tiveram o prazo da RTE expirado, baixou-se o saldo do crédito existente, em 31 de dezembro de 2007, no valor de R$ 50.336 mil, e em 31 de dezembro de 2009, no montante de R$ 48.786 mil;
- Para aquelas distribuidoras cujo prazo da RTE ainda não expirou, o saldo devedor, em 31 de dezembro de 2009, totaliza R$ 4.936 mil, tendo sido constituído provisão para créditos de liquidação duvidosa no montante de R$ 4.686 mil (nota 13).
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Parcela A
2009 2008
Valor homologado (Resolução Aneel 482/2002) 3.307 3.307
(+) Remuneração 7.109 6.456
(-) Amortização (4.182) (2.583)
Saldo a amortizar 6.234 7.180 R$ mil
A “Parcela A” corresponde aos custos não gerenciáveis da Companhia, cuja variação compõe o índice de reajuste tarifário.
Conforme previsto nos atos normativos em vigor, após o término do prazo correspondente à recuperação da “Perda de Receita” e da “Energia Livre”, ocorrido em fevereiro de 2007, iniciou-se, no mês de março de 2007, a amortização dos custos vinculados à “Parcela A”.
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NOTA 9 - EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS CONCEDIDOS
As principais informações a respeito dos empréstimos e financiamentos concedidos são as seguintes:
a) Resumo dos empréstimos e financiamentos concedidos
Encargos Não Encargos Não
Circulante Circulante
MOEDA NACIONAL
- Amazonas Dist. Energia S.A. - - - 104 144.504 393.443
- Boa Vista Energia S.A. - 6.149 21.865 - 5.656 28.468
- Eletrobrás - - - - 104.090 -TOTAL - 6.149 21.865 104 254.250 421.911 R$ mil 2009 2008 PRINCIPAL PRINCIPAL Circulante Circulante
Sobre os empréstimos e financiamentos incidem encargos, com taxa de juros pela SELIC e taxa de administração de 0,5% a.a.
Amazonas Distribuidora de Energia S.A.
Decorreu da quitação de dívida com os produtores independentes que fornecem energia elétrica para a ex-subsidiária integral Amazonas Distribuidora de Energia S.A., tendo em vista que os contratos foram garantidos pela Companhia até o mês de maio de 2008, quando o controle acionário da Amazonas Distribuidora de Energia S.A. foi transferido para a Eletrobrás.
Foi realizada quitação integral em 2009 por meio de encontro de contas com o serviço da dívida da Companhia junto à sua controladora.
Boa Vista Energia S.A.
Decorreu dacobertura dos déficits de caixa do exercício de 2006. Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás
Refere-se ao saldo do contrato pactuado com a Eletrobrás, proveniente da operação de transferência do controle acionário da ex-subsidiária integral Amazonas Distribuidora de Energia S.A., cuja quitação foi realizada por meio de encontro de conta com o serviço da dívida da Companhia junto à sua controladora.
